Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban los procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10, P.O. 14.5, P.O. 3.1, P.O. 3.2, P.O. 9 y P.O. 14.4 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

Domicilio de la Central: municipio, código postal y provincia.

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Cuenca (río) en que está ubicada la central.

Embalse asociado.

Subestación/parque de conexión a la red (Nombre, kV).

Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

N.º de grupos.

Potencia nominal.

Caudal nominal (m3/s).

Salto neto nominal (m).

1.2.1.2 Centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte.

Nombre de la Central.

Domicilio de la Central: municipio, código postal y provincia.

Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Cuenca (río) en que está ubicada la central.

Esquema del subsistema hidráulico.

Embalse asociado.

Subestación/parque de conexión a la red (Nombre, kV).

Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

Canal de conducción / galería de presión (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).

Depósito o cámara de carga (SÍ/NO). En caso afirmativo, volumen.

Tubería forzada (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).

N.º de grupos.

Potencia nominal.

Caudal nominal (m3/s).

Salto neto nominal (m).

Caudal máximo de turbinación (m3/s).

Caudal mínimo de turbinación (m3/s).

Salto bruto máximo (m).

Salto bruto mínimo (m).

Salto neto máximo (m).

Salto neto mínimo (m).

Pérdidas en las conducciones en función del caudal: Perdconducció= f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Potencia nominal.

Altura efectiva nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m3/s).

Caudal máximo de bombeo (m3/s).

Caudal mínimo de bombeo (m3/s).

Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal: Perdconducció= f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: tablas de potencia para distintos alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

Índice de acumulación por bombeo (%), definido como la relación entre la energía eléctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energía consumida para su elevación.

Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte:

Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.2.2 Datos de cada grupo.

1.2.2.1 Centrales de menos de 10 MW de potencia y que no estén conectadas a la red de transporte.

Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).

Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).

Potencia nominal en turbinación (MW).

Caudal nominal (m3/s).

Salto nominal (m).

Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Potencia nominal.

Altura efectiva nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m3/s).

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO). En caso afirmativo, indicar:

Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz): confirmar que el valor ajustado es cero.

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

Unidad que presta el servicio.

Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

1.2.2.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).

Tipo de turbina.

Velocidad nominal (rpm).

Potencia nominal en turbinación (MW).

Caudal nominal (m3/s).

Salto neto nominal (m).

Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).

Caudal máximo de turbinación (m3/s).

Caudal mínimo de turbinación (m3/s).

Salto bruto máximo (m).

Salto bruto mínimo (m).

Salto neto máximo (m).

Salto neto mínimo (m).

Pérdidas en las conducciones en función del caudal: Perdconducció= f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Tipo de bomba.

Potencia nominal.

Velocidad nominal (rpm).

Altura efectiva nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m3/s).

Caudal máximo de bombeo (m3/s).

Caudal mínimo de bombeo (m3/s).

Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal: Perdconducció= f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: tablas de potencia para distintos alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).

Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.

Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.c.

Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.

Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.c.

Factor de potencia nominal.

Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: máquina eléctrica, excitatriz y turbina.

Posibilidad de funcionamiento como compensador síncrono (SÍ/NO).

Potencia absorbida en funcionamiento como compensador síncrono (MW).

Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria:

Características de la turbina: fabricante y modelo.

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO).

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

Unidad que presta el servicio.

Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

En caso de disponer de regulación primaria propia, indíquese:

Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital, ...

Estatismo permanente:

Rango de ajuste.

Valor ajustado.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia. Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

Rango de ajuste.

Valor ajustado: confirmar que es cero.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Características del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,...) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico...).

Compensaciones dinámicas: función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie, ...). Se ha de especificar el rango de cada parámetro y su valor de ajuste o consigna.

Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS, o bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

Tensión nominal de generación (kV).

Máxima tensión de generación (kV).

Mínima tensión de generación (kV).

Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s) (T’d, T’q, T’’d y T’’q. . Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s) (T’d0, T’q0, T’’d0 y T’’q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).

Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u., según figura 1.

Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1.

Curvas de capacidad P-Q (Límites de funcionamiento del generador).

1.2.3 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

Zona de regulación a la que pertenece.

Información detallada de la conexión del sistema de regulación con el AGC: características de la señal de consigna, procesamiento de la señal, límites,...

Potencia activa máxima y mínima de regulación en b.a. (MW).

Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escalón.

1.2.4 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

Capacidad de arranque autónomo.

Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

Batería.

Grupo Diesel.

Otros.

Diagramas unifilares.

Tiempo de autonomía (horas).

Tipo de arranque:

Por control remoto.

Operación local (se indicará la disponibilidad horaria de personal).

El tiempo mínimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposición (reservas mínimas de agua).

Posibilidad de realizar un determinado número de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposición): numero de ciclos de arranque y parada, y duración del ciclo.

Número mínimo de grupos que han de funcionar en paralelo.

Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mínima que es capaz de alimentar el grupo en situación de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexión de la red exterior con pérdida brusca de la plena carga, alimentando únicamente sus consumos propios.

1.2.5 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.2.5.1 Centrales de más de 50 MW no conectadas a la red de transporte.

Potencia nominal (MVA).

Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

Grupo de conexión.

Pérdidas debidas a la carga (kW).

Tensión de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.2.5.2 Centrales conectadas a la red de transporte.–Véanse transformadores de transporte.

1.2.6 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.2.6.1 Centrales de más de 50 MW no conectadas a la red de transporte: Véanse líneas y cables de red observable.

1.2.6.2 Centrales conectadas a la red de transporte: Véanse líneas y cables de transporte.

1.2.7 Datos de las protecciones.

1.2.7.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.2.7.2 Centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Relés de mínima tensión: ajustes.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.2.7.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.2.7.3.1 Protecciones de la Central.

Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

Protección ante pérdida de sincronismo: indicar tipo de protección, número de deslizamientos para el disparo y si ante éste el grupo queda sobre auxiliares.

Relé de sobretensión: ajustes.

Protección de secuencia inversa: indicar estado de coordinación de esta protección con el reenganche monofásico y los relés de discordancia de polos de la red.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

1.2.7.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generación. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

Relé de mínima tensión: ajustes.

1.2.7.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal.

Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2.8 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo.Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.2.9 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

Declaración explícita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

En el caso de grupos reversibles generador/motor, completar los datos requeridos en el anexo 1 del PO 7.4 para cada uno de los modos de funcionamiento.

En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores síncronos, se indicarán los requisitos técnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitación y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

1.3 Unidades térmicas de régimen ordinario.

1.3.1 Datos generales de la instalación.

1.3.1.1 Centrales de menos de 10 MW de potencia y que no estén conectadas a la red de transporte.

Denominación de la central.

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Número de identificación en el RAIPEE.

Domicilio de la central: municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Combustibles principal y alternativo.

Subestación/parque de conexión a la red (Nombre, kV).

1.3.1.2 Centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte.

Denominación de la central.

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Número de identificación en el RAIPEE.

Domicilio de la central: municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Combustibles principal y alternativo.

Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).

Localización geográfica (solicitudes de acceso): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).

Configuración general de la instalación, indicando en su caso características de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), así como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (índices anual y estacionales si procede).

Estructura de consumo de combustible en arranque: porcentaje en términos de consumo de cada uno de los combustibles utilizados.

Fórmula de consumo en arranque: expresión que permite calcular este consumo en función del tiempo de arranque (el transcurrido desde la última parada):

Ct =C0 x (1-e-t/τ)

Consumo térmico en el arranque en frío de cada unidad térmica y del conjunto (termias) C0.

Eficiencia neta (consumo específico neto) referida a PCI de cada unidad térmica y del conjunto para distintos regímenes de carga (kWh/kcal).

Capacidad máxima de almacenamiento de combustibles principal y alternativo (T).

Reserva de energía eléctrica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh) para combustibles principal y alternativo.

Número máximo de horas de funcionamiento a plena carga sin suministro externo para combustibles principal y alternativo.

Régimen de funcionamiento previsto.

Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso).

Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

Esquemas unifilares de protección de la instalación hasta el punto de conexión a la red, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.

1.3.2 Datos de cada generador.

1.3.2.1 Centrales de menos de 10 MW de potencia y que no estén conectadas a la red de transporte.

Potencia aparente instalada (MVA).

Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).

Mínimo técnico en b.c. (MW).

Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

1.3.2.2 Centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte.–En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos de potencia activa y reactiva, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, por ejemplo, con turbina de vapor fuera de servicio.

Potencia aparente instalada (MVA).

Tensión nominal de generación (kV).

Máxima tensión de generación (kV).

Mínima tensión de generación (kV).

Potencia activa instalada en b.a. (MW).

Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).

Potencia activa neta efectiva de invierno en b.c. (MW).

Potencia activa neta efectiva de verano en b.c. (MW).

Mínimo técnico en b.a. (MW).

Mínimo técnico en b.c. (MW).

Mínimo técnico especial en b.a. (MW).

Mínimo técnico especial en b.c. (MW).

Tiempo que puede mantenerse el mínimo técnico especial (h).

Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia reactiva (MVAr).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a mínimo técnico, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a mínimo técnico, potencia reactiva (MVAr).

Factor de potencia nominal.

Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T’d, T’q, T’’d y T’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T’d0, T’q0, T’’d0 y T’’q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: máquina eléctrica, excitatriz y turbina.

Reactancia de fuga no saturada (p.u.). (Xl).

Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u.,según figura 1.

Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1.

Curvas de capacidad P-Q (Límites de funcionamiento).

1.3.3 Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria.

1.3.3.1 Centrales de menos de 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO).

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

Unidad que presta el servicio.

Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

Rango de ajuste.

Valor ajustado: confirmar que es cero.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

1.3.3.2 Centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte.–En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada turbina de gas y de vapor.

Características de la turbina de gas (en su caso): fabricante y modelo.

Características de la turbina de vapor (en su caso): fabricante y modelo.

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO).

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

Unidad que presta el servicio.

Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

En caso de disponer de regulación primaria propia indíquese:

Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,…

Estatismo permanente:

Rango de ajuste.

Valor ajustado.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia.

Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

Rango de ajuste.

Valor ajustado: confirmar que es cero.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Características del regulador (o de los reguladores, en su caso): fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,…) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico…).

Compensaciones dinámicas: función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,…). Se han de especificar el rango de cada parámetro y su valor de consigna.

Esquema de bloques del regulador (o de los reguladores, en su caso) de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará, en el caso de instalaciones de más de 10 MW o conectadas a la red transporte, de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.3.4 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

Zona de regulación a la que pertenece.

Información detallada de la conexión del sistema de regulación con el AGC: características de la señal de consigna, procesamiento de la señal, límites,…

Potencia activa máxima y mínima de regulación en b.a. (MW) para distintos puntos de funcionamiento estable, si procede.

Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escalón.

1.3.5 Datos para programación y regulación terciaria.–En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, por ejemplo, arranque de la segunda turbina de gas en caso de estar funcionando con una turbina de gas y la turbina de vapor.

Tiempo de arranque:

En frío (desde orden de arranque hasta listo para sincronización).

En caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronización).

Tiempo mínimo de arranque de programación.

Desde sincronización hasta mínimo técnico (min).

Desde sincronización hasta plena carga (min).

Tiempo mínimo de parada de programación (desde plena carga hasta desconexión) (min).

Máxima rampa ascendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

Máxima rampa descendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

1.3.6 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).–En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.

Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará, en el caso de instalaciones de más de 10 MW o conectadas a la red transporte, de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.3.7 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

Declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento por el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión de la red de transporte o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores síncronos, se indicarán los requisitos técnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitación y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

1.3.8 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

Alimentación de SSAA:

Esquema simplificado y descripción del proceso de alimentación de SSAA en los siguientes supuestos:

Normal.

Arranque.

Otras alternativas (Grupos Diesel/Baterías/Otras).

Tensión de alimentación de SSAA.

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia reactiva (MVAr).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia activa (MW). Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr). Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

Capacidad de arranque autónomo.

Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

Batería.

Grupo Diésel.

Otros.

Diagramas unifilares.

Tiempo de autonomía (horas).

Tipo de arranque:

Por control remoto.

Operación local (se indicará la disponibilidad horaria de personal).

El tiempo mínimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposición (reservas mínimas de combustible).

Posibilidad de realizar un determinado número de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposición): numero de ciclos de arranque y parada, y duración del ciclo.

Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.

Reconexión del grupo a la red.

Tiempo mínimo de arranque en frío (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

Tiempo mínimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

Tiempo máximo de parada para que el arranque sea en caliente.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexión de la red exterior con pérdida brusca de la plena carga, alimentando únicamente sus consumos propios. (Si/No. Descripción).

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mínima que es capaz de alimentar la planta en situación de isla.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

Otros datos:

Características de los motores y cargas de servicios auxiliares y datos sobre protecciones y ajustes, en su caso.

Dependencia de infraestructuras ajenas de suministro de combustible para el proceso de reposición.

1.3.9 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.9.1 Centrales de más de 50 MW no conectadas a la red de transporte.

Potencia nominal (MVA).

Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

Grupo de conexión.

Pérdidas debidas a la carga (kW).

Tensión de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.3.9.2 Centrales conectadas a la red de transporte.–Véanse transformadores de transporte.

1.3.10 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.10.1 Centrales de más de 50 MW no conectadas a la red de transporte.–Véanse líneas y cables de red observable.

1.3.10.2 Centrales conectadas a la red de transporte.–Véanse líneas y cables de transporte.

1.3.11 Datos de las protecciones.

1.3.11.1 Centrales de menos de 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.3.11.2 Centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Servicios auxiliares, relés de mínima tensión y/o de mínima frecuencia: indicar ajustes y para el relé de mínima tensión fases en que mide y lógica de disparo.

Protección de mínima frecuencia de grupo: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia (sí/no). Ajustes, en su caso.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.3.11.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.3.11.3.1 Protecciones de la Central.

Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

Servicios auxiliares, relés de mínima tensión y/o de mínima frecuencia: indicar ajustes y para el relé de mínima tensión fases en que mide y lógica de disparo.

Protección ante pérdida de sincronismo: indicar tipo de protección, número de deslizamientos para el disparo y si ante éste el grupo queda sobre auxiliares.

Relé de sobretensión: ajustes.

Protección de secuencia inversa: indicar estado de coordinación con el reenganche monofásico y los relés de discordancia de polos de la red.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

1.3.11.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de grupo. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

Relé de mínima tensión: ajustes.

1.3.11.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tipo de teledisparo (apertura de interruptor de generación o fast-valving).

Potencia final y tiempo de bajada en los casos de reducción rápida de carga (fast-valving) y en general en procesos no instantáneos, como por ejemplo, en ciclos combinados, el de respuesta de la turbina de vapor al teledisparo parcial de turbinas de gas.

Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal.

Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.4 Unidades de régimen especial.

1.4.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 KW y hasta 1 MW.

Nombre de la central.

Número catastral de la finca.

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Número de identificación en el RAIPEE.

Domicilio de la central: municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Compañía Distribuidora.

1.4.2 Grupos no eólicos mayores de 1mw o conectados a la red de transporte o que participen individualmente o de forma agrupada en los servicios de ajuste del sistema (se incluyen bajo este epígrafe las plantas fotovoltaicas de más de 1 MW).

1.4.2.1 Datos de la instalación y de los grupos.

1.4.2.1.1 General.

Nombre de la central.

Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Número de identificación en el RAIPEE.

Unidad de oferta a la que pertenece, en su caso.

Domicilio de la central: municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Tipo de central.

Fecha de concesión en Régimen Especial.

Año final de la concesión.

Normativa aplicable.

Compañía Distribuidora.

Subestación/parque de conexión a la red (Nombre, kV).

Tipo de instalación según tipificación Real Decreto 661/2007 o reglamentación alternativa que sea de aplicación.

Número de grupos.

Combustible.

Para grupos hidráulicos:

Salto (m).

Caudal máximo (m3/s).

Régimen de regulación (fluyente, diario, semanal).

Cuenca (río).

Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: máquina eléctrica, excitatriz y turbina.

Datos de los sistemas de almacenamiento energético y apoyo mediante combustible complementario en el caso de centrales termosolares gestionables o que opten a gestionables:

Método de almacenamiento energético (vapor, aceite, sales…).

Curvas de tiempo de recuperación de la energía primaria almacenada.

Curvas de pérdida de energía primaria almacenada.

Tipo de apoyo con combustible complementario, potencia suministrable con dicho combustible y autonomía del mismo (en horas a potencia nominal).

Potencia máxima que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energía máxima que puede acumular.

% de sobredimensión de la planta para el almacenamiento.

Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.

Potencia acogida al Real Decreto 661/2007 o reglamentación alternativa que sea de aplicación (MW).

Potencia no acogida (MW).

Potencia activa neta y mínimo técnico (MW) disponibles para la red: distribución estadística por deciles de potencias o energías horarias vertidas a la red desde que la planta entró en funcionamiento o estimada.

Para cogeneraciones: Consumo eléctrico máximo (MW) de la planta, incluyendo los consumos industriales.

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO). En caso afirmativo indicar:

Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz): confirmar que el valor ajustado es cero.

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

Unidad que presta el servicio.

Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

1.4.2.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 10 MW de potencia total –acogida más no acogida– o conectados a la red de transporte.

1.4.2.1.2.1 General.

Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red.

Régimen de funcionamiento previsto (ciclos diarios, semanales, estacionales, si procede).

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexión a la red.

Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en el punto de conexión a la red.

Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexión a la red.

Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en el punto de conexión a la red.

1.4.2.1.2.2 General adicional para centrales hidráulicas de más de 10 MW.

Esquema del subsistema hidráulico.

Embalse asociado.

Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

Canal de conducción/galería de presión (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).

Depósito o cámara de carga (SÍ/NO). En caso afirmativo, volumen.

Tubería forzada (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).

N.º de grupos.

Caudal nominal (m3/s).

Salto neto nominal (m).

Caudal máximo de turbinación (m3/s).

Caudal mínimo de turbinación (m3/s).

Salto bruto máximo (m).

Salto bruto mínimo (m).

Salto neto máximo (m).

Salto neto mínimo (m).

Pérdidas en las conducciones en función del caudal: Perdconducció = f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Potencia nominal.

Altura efectiva nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m3/s).

Caudal máximo de bombeo (m3/s).

Caudal mínimo de bombeo (m3/s).

Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal: Perdconducció = f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: tablas de potencia para distintos alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

Índice de acumulación por bombeo (%), definido como la relación entre la energía eléctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energía consumida para su elevación.

1.4.2.1.2.3 Datos de cada generador.

Tensión nominal (kV).

Máxima tensión de generación (kV).

Mínima tensión de generación (kV).

Velocidad nominal.

Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T’d, T’q, T’’d y T’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T’d0, T’q0, T’’d0 y T’’q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).

Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u. (p.u.), según figura 1.

Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u. (p.u.), según figura 1.

Curvas de capacidad P-Q (Límites de funcionamiento).

Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria.

Características de la turbina: fabricante y modelo.

En caso de disponer de regulación propia indíquese:

Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,…

Estatismo permanente:

Rango de ajuste.

Valor ajustado.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuenciaInsensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

Rango de ajuste.

Valor ajustado: confirmar que es cero.

Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Características del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,…) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico…).

Compensaciones dinámicas: función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,…). Se ha de especificar el rango de cada parámetro y su valor actual.

Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:

Esquema unifilar de protección de la instalación En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.4.2.1.2.4 Datos de cada generador adicionales para centrales hidráulicas de más de 10 MW.

Tipo de turbina.

Potencia nominal en turbinación (MW).

Caudal nominal (m3/s).

Salto neto nominal (m).

Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).

Caudal máximo de turbinación (m3/s).

Caudal mínimo de turbinación (m3/s).

Salto bruto máximo (m).

Salto bruto mínimo (m).

Salto neto máximo (m).

Salto neto mínimo (m).

Pérdidas en las conducciones en función del caudal: Perdconducció= f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Tipo de bomba.

Potencia nominal.

Velocidad nominal (rpm).

Altura efectiva nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m3/s).

Caudal máximo de bombeo (m3/s).

Caudal mínimo de bombeo (m3/s).

Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal: Perdconducció= f (Q2).

Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: tablas de potencia para distintos alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

1.4.2.1.3 Datos adicionales en el caso de conexión a la red de transporte.

Datos de la instalación en el punto de conexión a la red.

Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

Diagrama unifilar de detalle con todos los elementos componentes de la instalación de enlace desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

Configuración general de la instalación, indicando en su caso características de acoplamiento entre elementos (p.ej. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), así como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

Para cogeneraciones: Véanse instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.

Informe con el contenido máximo de distorsión armónica garantizado, sólo en caso de que existan procesos con control de onda en la instalación:

Bien a través de una previsión, según se indica en CEI 61000-3-6, de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica,

O bien realizar medidas en el punto de conexión, de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica, en períodos mínimos de una semana según se indica en CEI 61000-4-30.

Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.4.2.2 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

Zona de regulación a la que pertenece.

Información detallada de la conexión del sistema de regulación con el AGC: características de la señal de consigna, procesamiento de la señal, límites,…

Potencia activa máxima y mínima de regulación en b.a. (MW) para distintos puntos de funcionamiento estable, si procede.

Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escalón.

1.4.2.3 Datos para programación y regulación terciaria (en grupos no hidráulicos y en caso de participar en el mercado de producción de energía eléctrica).

Tiempo mínimo de arranque de programación:

Desde sincronización hasta mínimo técnico (min).

Desde sincronización hasta plena carga (min).

Tiempo mínimo de parada de programación (desde plena carga hasta desconexión) (min):

Máxima rampa ascendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

Máxima rampa descendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

1.4.2.4 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW de potencia total, o conectados a la red de transporte).

Alimentación de SSAA (salvo CCHH):

Esquema simplificado y descripción del proceso de alimentación de SSAA en los siguientes supuestos:

Normal.

Arranque.

Otras alternativas (Grupos Diésel/Baterías/Otras).

Tensión de alimentación de SSAA.

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia reactiva (MVAr).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia activa (MW). Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr). Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

Capacidad de arranque autónomo:

Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

Batería.

Grupo Diésel.

Otros.

Diagramas unifilares.

Tiempo de autonomía (horas).

Tipo de arranque:

Por control remoto.

Operación local (se indicará la disponibilidad horaria de personal).

El tiempo mínimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposición (reservas mínimas de combustible).

Posibilidad de realizar un determinado número de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposición): numero de ciclos de arranque y parada, y duración del ciclo.

En el caso de CCHH: Número mínimo de grupos que han de funcionar en paralelo.

Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.

Reconexión del grupo a la red (salvo CCHH):

Tiempo mínimo de arranque en frío (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

Tiempo mínimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

Tiempo máximo de parada para que el arranque sea en caliente.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexión de la red exterior con pérdida brusca de la plena carga, alimentando únicamente sus consumos propios. (Si/No. Descripción).

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mínima que es capaz de alimentar la planta en situación de isla.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes (salvo CCHH).

Otros datos (salvo CCHH):

Características de los motores y cargas de servicios auxiliares y datos sobre protecciones y ajustes, en su caso.

Dependencia de infraestructuras ajenas de suministro de combustible para el proceso de reposición.

1.4.2.5 Datos de los transformadores de grupo.

1.4.2.5.1 Centrales o agrupación de más de 50 MW de potencia total no conectadas a la red de transporte.

Potencia nominal (MVA).

Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

Grupo de conexión.

Pérdidas debidas a la carga (kW).

Tensión de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.4.2.5.2 Centrales conectadas a la red de transporte.–Véanse transformadores de transporte.

1.4.2.6 Datos de la línea o cable de evacuación.

1.4.2.6.1 Centrales o agrupación de más de 50 MW de potencia total no conectadas a la red de transporte.–Véanse líneas y cables de red observable.

1.4.2.6.2 Centrales conectadas a la red de transporte.–Véanse líneas y cables de transporte.

1.4.2.7 Datos de las protecciones.

1.4.2.7.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.4.2.7.2 Centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

Relés de mínima tensión: ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

1.4.2.7.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.4.2.7.3.1 Protecciones de la Central.

Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SÍ/NO) con las protecciones de la red.

Relé de sobretensión: ajustes.

Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

1.4.2.7.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

Esquema unifilar de protección de la instalación Teledisparo ante contingencias en la red.

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal (indicar también tiempos de apertura de interruptor).

Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.4.2.8 Datos principales de los equipos de control de tensión.

Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.4.2.9 Servicio complementario de control de tensión en el caso de conexión a red de transporte.

Indicar opción a la que se acoge: procedimiento de operación 7.4 en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión (SI/NO), Real Decreto 661/2007 (SI/NO), otros (especificar).

En el caso de haberse acogido al procedimiento de Operación 7.4, declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios establecidos en dicho procedimiento (SÍ/NO), o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores síncronos, se indicarán los requisitos técnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitación y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

1.4.3 Parques eólicos.

1.4.3.1 Características de cada parque.

Nombre del parque.

Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Empresa propietaria:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Número de identificación en el RAIPEE.

Fecha de concesión del Régimen Especial.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Domicilio del parque: municipio, código postal y provincia.

Coordenadas UTM de la poligonal del parque.

Compañía Distribuidora.

Potencia instalada: aparente bruta (MVA) y activa neta (MW). La potencia aparente debe incluir toda la compensación de reactiva del parque.

Subestación/parque de conexión a la red (Nombre, kV).

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO). En caso afirmativo indicar:

Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

Banda muerta voluntaria del regulador (mHz): confirmar que el valor ajustado es cero.

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

Unidad que presta el servicio.

Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

Régimen de operación previsto del parque:

Horas de utilización (a plena potencia) referidas a período anual y estacionales.

Curva de potencia activa en función de la velocidad del viento, incluyendo indicación de las velocidades máximas de viento para las cuales los aerogeneradores dejan de aportar potencia.

Cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensión (sí/no).

Datos de cada modelo de aerogenerador:

Número de aerogeneradores del mismo modelo.

Fabricante y modelo.

Tecnología: máquina de inducción o asíncrona de jaula de ardilla, máquina de inducción o asíncrona de deslizamiento variable, máquina de inducción o asíncrona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversión total de potencia (full converter). En caso de otras tecnologías no indicadas, aportar breve descripción.

Potencia activa instalada de cada aerogenerador (kW).

Potencia aparente instalada de cada aerogenerador (kVA) incluyendo, en su caso, su compensación de reactiva interna.

Curva de potencia reactiva en función de la potencia activa considerando, en su caso, la compensación de reactiva interna del aerogenerador.

Se aportará un modelo del parque eólico que debe describir el comportamiento dinámico de la instalación desde el punto de vista del sistema eléctrico al que se conecta, ante cualquier perturbación en el mismo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

Compensación de reactiva en bornas del aerogenerador excluida, en su caso, la compensación interna:

Compensación estática y dinámica de potencia reactiva (valores nominales en MVAr).

Posibilidad de regulación.

Compensación de reactiva en bornas de parque excluida, en su caso, la asociada a cada aerogenerador.

Compensación estática y/o dinámica de potencia reactiva total (valor nominal en MVAr).

Posibilidad de regulación.

Baterías de condensadores (sí/no):

Potencia total (MVAr).

Número de escalones.

Tipo de control de los escalones.

Sistemas de compensación o regulación continua basados en electrónica de potencia (FACTS) (sí/no).

Potencia total instalada (MVAr).

1.4.3.2 Datos del transformador de conexión a la red.

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Potencia nominal (MVA).

Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

Grupo de conexión.

Pérdidas debidas a la carga (kW).

Tensión de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.4.3.3 Datos de la línea o cable de conexión a la red.–Véanse líneas y cables de red observable.

1.4.3.4 Datos de las protecciones.

1.4.3.4.1 Protecciones del parque.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas al parque (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

Relé de mínima tensión: indicar fases en que mide y ajustes.

Relé de sobretensión: ajustes.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados.

1.4.3.4.2 Protecciones asociadas a los aerogeneradores.

Relé de mínima tensión: indicar fases en que mide y ajustes.

Relé de sobretensión: ajustes.

Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

1.4.3.4.3 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

Relé de mínima tensión: ajustes.

En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.4.3.5 Datos adicionales en el caso de parques conectados a la red de transporte.

1.4.3.5.1 Características de cada parque.

Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

Intensidad de cortocircuito aportada por el parque a un cortocircuito en el punto de conexión a la red.

Informe con el contenido máximo de distorsión armónica garantizado:

Bien a través de una previsión a nivel de parque, según se indica en CEI 61000-3-6, de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica,

O bien realizar medidas a nivel de parque de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica, en períodos mínimos de una semana según se indica en CEI 61000-4-30.

Nivel de tensión (kV) de la red interna de conexión de los generadores.

Esquema unifilar de protección del parque y de la instalación de enlace.

1.4.3.5.2 Servicio complementario de control de tensión.

Indicar opción a la que se acoge: procedimiento de operación 7.4 en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión (SÍ/NO), Real Decreto 661/2007 (SÍ/NO), otros (especificar).

En el caso de haberse acogido al Procedimiento de Operación 7.4, declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios establecidos en dicho procedimiento (SÍ/NO), o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que puedan modificarse las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

1.4.3.5.3 Datos del transformador de parque (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red véase punto 1.4.3.5.5).

Potencia nominal (MVA).

Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

Grupo de conexión.

Pérdidas debidas a la carga (kW).

Tensión de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.4.3.5.4 Datos de la línea o cable de evacuación de cada parque (en caso de ser ésta la línea o cable de conexión a la red de transporte véase punto 1.4.3.5.6).–Véanse líneas y cables de red observable.

1.4.3.5.5 Datos del transformador de conexión a la red.–Véanse transformadores de transporte.

1.4.3.5.6 Datos de la línea o cable de evacuación (en su caso).–Véanse líneas y cables de transporte.

1.4.3.5.7 Datos de las protecciones.

1.4.3.5.7.1 Protecciones del parque.

Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

1.4.3.5.7.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

1.4.3.5.7.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal (indicar también tiempos de apertura de interruptor).

Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

2. Red de transporte.

2.1 Subestaciones.

Nombre de la subestación.

Domicilio: municipio, código postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

2.2 Parques.

Nombre de la subestación.

Tensión (kV).

Coordenadas UTM del parque (dar un punto de referencia).

Configuración.

Propietario de cada posición.

Propietario de cada barra.

Intensidad máxima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.

Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.

Esquemas unifilares de protección y medida.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Protecciones:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protección y medida.

Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

2.3 Líneas y cables.

Denominación de la línea.

Parques extremos de la línea.

Número de circuitos y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

Tensión nominal de funcionamiento y máxima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variación) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con características homogéneas.

Resistencia de secuencia directa (Ω).

Reactancia de secuencia directa (Ω).

Susceptancia de secuencia directa (µS).

Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

Susceptancia de secuencia homopolar (µS).

Datos adicionales sólo para líneas y cables de la red de transporte, propiamente dichos:

Valores estacionales (verano, otoño, invierno, primavera) de:

Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA).

Elemento limitante.

Límite térmico permanente del conductor (MVA).

Temperatura máxima de funcionamiento del conductor (0C).

Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galería, si de cables aislados se trata).

Configuración de la línea.

Conductor: Denominación / material / sección total (mm2).

Cables de tierra: Denominación / material / sección total (mm2).

Configuración de puesta a tierra (sólo para cables aislados): Tipo/longitud de las secciones.

Número de conductores por fase.

Protecciones:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protección y medida.

Acopladores de red o teleacopladores: existencia y ajustes.

Relés de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisión del reenganche y del cierre voluntario.

Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

Dispositivos automáticos de reposición: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

Reenganche:

Posición del reenganchador en condiciones normales de operación (no activo/mono/mono+tri/tri).

Extremo que lanza tensión en el reenganche trifásico.

Supervisión de sincronismo en el reenganche trifásico (SÍ/NO).

Teledisparo:

Teledisparo ante apertura voluntaria (SÍ/NO).

Teledisparo ante apertura de interruptor (SÍ/NO).

2.4 Transformadores.–Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el epígrafe «Instalaciones de consumo».

Nombre de la subestación y parque del nivel de tensión más alto.

Número de orden.