Resolución de 24 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) P.O.-3.1; P.O.-3.2; P.O.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

■ 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.

1.4.1.5 Datos de los transformadores de grupo

– 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).

– Características de regulación (arrollamiento con tomas, n.º de tomas, relación máxima y mínima).

1.4.1.6 Datos de la línea de evacuación (en su caso).

• Ver líneas y cables de red observable.

1.4.1.7 Datos de las protecciones.

– 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.

– Relés de mínima tensión: ajustes.

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

– Estabilidad de la central ante cortocircuitos en la red: tiempo crítico de desconexión.

– Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

– Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo

1.4.1.7.1 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.

1.4.1.7.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

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

– Capacidad de teledisparo (SÍ/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.

1.4.1.8 Datos principales de los equipos de control de tensión para las plantas de más de 5 MW.

– Para cada grupo:

■ 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:

o 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 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.

• 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 de la instalación, o desde el centro de control correspondiente.

1.4.2 Instalaciones eólicas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producción cuya tecnología no emplee un generador síncrono conectado directamente a red.

1.4.2.1 Características de cada instalación.

– Nombre de la instalación.

– 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 10 kV con influencia en la red de transporte).

– Empresa propietaria:

■ Nombre.

■ NIF.

■ Dirección.

– Número de identificación en el RAIPRE.

– Fecha de concesión del Régimen Especial.

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

– Domicilio de la instalación: municipio, código postal y provincia.

– Coordenadas UTM de la poligonal del parque, huerta, etc.

– Compañía Distribuidora.

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

– Subestación / parque de conexión a la red de transporte (nombre, kV).

– Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SÍ/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 de la instalación:

■ Horas de utilización (a plena potencia) referidas a períodos 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 cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc):

■ Número de unidades generadoras 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), inversores, etc. En caso de otras tecnologías no indicadas, aportar breve descripción.

■ Potencia activa instalada de cada unidad generadora (kW).

■ Potencia aparente instalada de cada unidad generadora (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 de cada unidad generadora.

■ Se aportará un modelo de la instalación que debe describir su comportamiento dinámico 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:

o 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 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 conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

– Compensación de reactiva en bornas de cada unidad generadora 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 la instalación excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:

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

■ Posibilidad de regulación.

■ Baterías de condensadores (sí/no).

o Potencia total (MVAr).

o Número de escalones.

o Tipo de control de los escalones.

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

o Potencia total instalada (MVAr).

1.4.2.2 Datos del transformador de conexión a la red.

– Empresa o empresas propietarias:

■ Nombre.

■ NIF.

■ 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).

– Características de regulación (arrollamiento con tomas, n.º de tomas, relación máxima y mínima).

1.4.2.3 Datos de la línea o cable de conexión a la red.

• Ver líneas y cables de red observable.

1.4.2.4 Datos de las protecciones.

1.4.2.4.1 Protecciones de la instalación de producción.

– 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 instalación (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

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

– Relé de sobretensión: ajustes.

– Estabilidad del parque ante cortocircuitos en la red: tiempo crítico de desconexión.

– 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.

1.4.2.4.2 Protecciones asociadas a cada unidad generadora

– 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.

– Disparo por sobrevelocidad, en su caso. Valor de disparo.

1.4.2.4.3 Protecciones asociadas a la instalación de enlace

– Relé de mínima tensión: ajustes.

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

– Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.4.2.5 Datos adicionales en el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte

1.4.2.5.1 Características de cada instalación.

– 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 la instalación 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 instalación, 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 instalación 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 las unidades generadoras.

– Esquema unifilar de protección y medida de la instalación de producción y de la instalación de enlace.

1.4.2.5.2 Datos del transformador de la instalación (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red, ver punto 1.4.2.5.5).

– 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).

– Características de regulación (arrollamiento con tomas, nº de tomas, relación máxima y mínima).

1.4.2.5.3 Datos de la línea de evacuación de cada parque (en su caso) (en caso de ser ésta la línea de conexión a la red de transporte, ver punto 1.4.2.5.6).

Ver líneas y cables de red observable.

1.4.2.5.4 Datos del transformador de conexión a la red.

Ver transformadores de transporte.

1.4.2.5.6 Datos de la línea de evacuación (en su caso).

Ver líneas y cables de transporte.

1.4.2.5.7 Datos de las protecciones.

1.4.2.5.7.1 Protecciones del parque.

– Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

1.4.2.5.7.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

– Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de 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 (SÍ/NO) con las protecciones de la red.

1.4.2.5.7.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

– Capacidad de teledisparo (SÍ/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 (SÍ/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 línea.

– Parques extremos de la línea.

– Número de circuito 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 de:

o Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA).

o Elemento limitante.

o 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:

o 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.

o Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

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

o Esquema unifilar de protección y medida.

o Acopladores de red o teleacopladores: existencia y ajustes.

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

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

o Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

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

o 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).

o 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.

– 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 10 kV con influencia en la red de transporte).

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

– Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalación de enlace a la red.

– Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

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

– Tipo de transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador / transformador, circuito magnético (n.º de columnas).

– Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

– Tipo de refrigeración.

– Tensión nominal de cada arrollamiento (kV).

– Tensión máxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

– Grupo de conexión.

– Tipo de regulación en cada arrollamiento (carga o vacío). Posibilidad de regulación automática y de su bloqueo ante colapso.

– Número de tomas en cada arrollamiento y extensión de tomas (%). Número de la toma principal (correspondiente a la tensión nominal del transformador), de la toma habitual (regulación en vacío) y de la toma máxima. Para transformadores de generación, además, números de la toma habitual (cambiador de tomas en vacío) o de las más frecuentes (cambiador de tomas en carga).

– Relación de transformación entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.

– Pérdidas en el transformador:

■ Pérdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

■ Pérdidas en vacío (kW).

■ Pérdidas en los equipos auxiliares (kW).

– Tensión de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, máxima y mínima en su caso (%). Toma principal en transformadores de generación.

– Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, máxima y mínima en su caso (% en base máquina). Toma principal en transformadores de generación.

– Datos adicionales para transformadores de la red de transporte y de la red observable, propiamente dichos:

■ Protecciones:

o 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.

o Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

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

o Esquema unifilar de protección y medida.

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

o Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

– Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

– Tipo (Reactancia o Condensador o Estática; se replicará la información en caso de elementos con posibilidades de compensación inductiva y capacitiva).

– Número de orden.

– Tensión nominal (kV).

– Potencia nominal (MVAr).

– Tensión de conexión (kV).

– Situación (barras o terciario de transformador).

– Propietario.

– Pérdidas en el hierro (kW).

– Pérdidas en el cobre (kW).

– Pérdidas totales incluidas adicionales (kW)

– Tipo de conexión.

– Número de escalones.

– Para cada escalón:

■ N.º de bloques.

■ Potencia nominal de cada bloque (MVAr).

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

– En el caso de compensación estática: las características del transformador de conexión a la red, tensión nominal del equipo compensador, característica V/I del sistema de compensación, y esquema de bloques del regulador de tensión con los valores correspondientes de los parámetros que en el esquema están 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 dispositivo FACTS, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

– En el caso de elementos de control de potencia activa, se facilitarán los datos asociados en función de la configuración correspondiente.

– 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 (SÍ/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.

■ Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

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

3. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte

En lo que a transformadores se refiere, el presente epígrafe es de aplicación a los que alimentan cargas y a los conectados a redes no observables. Los transformadores de la red observable se tratan en el capítulo de Red Observable.

– Denominación de la instalación.

– Número de orden.

– 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 10 kV con influencia en la red de transporte).

– Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalación de enlace a la red.

– Propietario.

– Domicilio de la instalación. Municipio, código postal y provincia.

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

– Tipo de carga (red de distribución, servicios auxiliares, consumidor).

– Subestación y parque de conexión a la red (nombre, kV).

– Configuración general de la instalación, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

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

– Régimen de funcionamiento previsto. Previsión de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexión a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, así como energía estimada anual.

– Transformador de conexión a la red.

– Tipo de transfomador: configuración (trifásico o banco), autotransformador /transformador, circuito magnético (n.º de columnas)

– Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

– Tensión nominal y máxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

– Grupo de conexión.

– Tipo de regulación en cada arrollamiento (carga o vacío). Posibilidad de regulación automática y de su bloqueo ante colapso.

– Pérdidas debidas a la carga (kW).

– Tensión de cortocircuito (%).

– Impedancia homopolar (% en base máquina).

– Características principales de composición de la carga (si procede):

■ Proporción de motores de inducción (% sobre la carga total).

■ Del resto de la carga que no se corresponda con motores de inducción:

o Proporción asimilable a carga de potencia constante (%).

o Proporción asimilable a carga de impedancia constante (% sobre).

o Proporción asimilable a carga de intensidad constante (%).

– Control de tensión:

■ Información adicional para hornos de arco en corriente alterna:

■ Tensión de alta (kV).

■ Tensión de media (kV).

■ Tensión de baja (kV).

■ Potencia del horno (MVA).

■ Compensación de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexión.

■ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

■ Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.

■ Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

■ Cos φ de las impedancias anteriores.

– Información adicional para hornos de arco en corriente continua:

■ Tensión de alta (kV).

■ Tensión de media (kV).

■ Tensión de baja (kV).

■ Potencia de rectificación (MW).

■ Número de pulsos.

■ Compensación de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexión.

■ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

■ Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

■ Cos φ de la impedancia de los cables de baja tensión.

■ Filtros de armónicos: orden de armónico al que está sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).

• Línea o cable de conexión a la RdT (en su caso):

■ 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).

■ Protecciones:

o 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.

o Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

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

o Esquema unifilar de protección y medida.

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

o Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

o Características y ajuste del relé de frecuencia:

o Frecuencia: rango de ajuste, escalonamiento y valor de ajuste (Hz).

o Temporización: rango de ajuste y valor de ajuste (s).

o Existencia de mecanismo de reposición (SÍ/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitación.

o Cargas mínima y máxima desconectadas por el relé (MW).

o Identificación del interruptor sobre el que actúa el relé.

o Dispositivos automáticos de reposición no asociados al relé de frecuencia: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

4. Red observable

4.1 Subestaciones.

– Nombre de la subestación.

– Domicilio: municipio, código postal y provincia.

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

4.2 Parques.

– Nombre de la subestación.

– Tensión (kV).

– Configuración.

– Propietario de cada posición.

– Propietario de cada barra.

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

4.3 Líneas y cables.

– Denominación de línea.

– Parques extremos de la línea.

– Número de circuito 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).

– 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).

4.4 Transformadores.

– Los transformadores conectados a la red de transporte se tratan en el capítulo de «Red de Transporte».

– 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:

– 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.

4.5 Elementos de control de potencia reactiva.

– El presente epígrafe es de aplicación a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.

– Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

– Tipo (Reactancia o Condensador o Estática).

– Número de orden.

– Propietario.

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

– Tensión nominal (kV).

– Potencia nominal (MVAr).

ANEXO II. Información que se enviará al OS en tiempo real

1. Red de transporte y red observable

1.1 Interruptores.

Señalizaciones

Posición de los interruptores.

1.2 Seccionadores.

Señalizaciones

Posición de los seccionadores.

1.3 Líneas y cables.

Medidas

Potencia activa (MW).

Potencia reactiva (MVAr).

Tensión de línea.

1.4 Transformadores (incluye transporte, generación y consumo), reactancias y condensadores.

Señalizaciones

Posición de los interruptores.

Posición de los seccionadores.

Control automático de tensión (sólo transformadores).

Medidas

Potencia activa primario de transformador (MW).

Potencia reactiva primario de transformador (MVAr).

Potencia activa secundario de transformador (MW).

Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr).

Potencia activa terciario de transformador (MW).

Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr).

Toma del regulador en carga (sólo transformadores).

Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores).

Potencia reactiva en reactancias (MVAr).

1.5 Acoplamiento de barras.

Señalizaciones

Posición de los interruptores.

Posición de los seccionadores.

Medidas

Potencia activa (MW).

Potencia reactiva (MVAr).

1.6 Barras.

Medidas

Tensión por sección de barra (kV).

Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz).

1.7 Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación.

• Señalizaciones

• Estado local/remoto de regulación del grupo.

• Tipo de regulación, control/no control.

1.8 Grupos térmicos en régimen ordinario.

• Señalizaciones

• Posición de los interruptores de grupo.

• Medidas

Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

Potencia activa en baja del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en baja del transformador de máquina (MVAr).

Tensión de generación.

1.9 Grupos hidráulicos en régimen ordinario.

Señalizaciones

Posición de los interruptores de grupo.

Medidas

Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

Medidas de tensión en barras de central (kV).

1.10 Grupos de bombeo puro.

• Señalizaciones

• Posición de los interruptores de grupo.

• Medidas

• Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

• Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

• Medidas de tensión en barras de central (kV).

• Cotas de embalses.

1.11 Instalaciones de generación en régimen especial a las cuales les es de aplicación el apartado 7.1.

Señalizaciones

Estado de conexión de la instalación con la red de distribución o de transporte de cada una de las unidades de generación de potencia superior a 1 MW.

Medidas

Potencia activa producida (MW) por cada una de las unidades de generación de potencia superior a 1 MW y potencia activa agrupada de las unidades de generación de potencia igual o inferior a 1 MW.

Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por cada una de las unidades de generación de potencia superior a 1 MW y potencia reactiva agrupada de las unidades de generación de potencia igual o inferior a 1 MW.

Medida de tensión en barras de central (kV) para las unidades de generación de potencia superior a 1 MW.

En el caso de parques eólicos: velocidad del viento (intensidad y dirección) (m/s y grados sexagesimales) y temperatura (ºC).

1.12 Compensadores síncronos.

Señalizaciones

Estado de conexión.

Medidas

Potencia reactiva (MVAr).

Tensión (kV).

ANEXO III. Informes de incidencias

Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre una incidencia son los que resulten de aplicación de entre los que se enumeran a continuación:

a. Fecha y hora de la incidencia.

b. Instalaciones de transporte y/o elementos del sistema eléctrico directamente involucradas en la incidencia (y no únicamente afectadas por la incidencia), duración de la pérdida de servicio (con indicación de si se trata de dato o previsión).

c. Afectación directa al mercado: ubicación, tipo y número de clientes afectados, demanda (en MW) interrumpida, energía no suministrada (en MWh) y la duración de la interrupción (con indicación de si se trata de dato o previsión). Asimismo se dará información lo más detallada posible de la reposición del servicio, indicando las potencias y los tiempos de interrupción correspondientes a cada etapa de la reposición. En caso de que exista punto frontera, se especificará la información anterior desagregada por cada uno de los puntos frontera.

d. Afectación a la generación: grupo o grupos afectados, generación interrumpida (MW) y duración de la interrupción (con indicación de si se trata de dato o previsión). Daños constatados.

e. Descripción de la incidencia (cronología de eventos, actuación de sistemas de protección y automatismos,…).