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

• 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 (SÍ/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 (SÍ/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 1MW de potencia.

• 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 RAIPRE.

• 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 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red mayores de 1MW de potencia o conectados a la red de transporte o que participen individualmente o de forma agrupada en los servicios de ajuste del sistema.

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 RAIPRE.

• 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).

• 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 R.D. 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 al régimen especial 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.

• 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.

• 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.

• 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.

1.4.2.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

• 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).

• 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 del generador).

• 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:

o rango de ajuste.

o valor ajustado.

o posibilidad de telemedida del valor ajustado.

• Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia. La insensibilidad del regulador (mHz) no ha de ser superior a 10 mHz.

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

o rango de ajuste.

o valor ajustado: Confirmar que es cero.

o 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:

• A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionado 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 elaborado al efecto 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.

• 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.

• 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.

• 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.

• 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 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 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 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. (SÍ/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:

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

o 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:

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

o 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 (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.

1.4.2.8 Datos principales de los equipos de control de tensión para cada grupo de las plantas de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• 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:

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

• 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 para las plantas de más de 10 MW de potencia.

• 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.

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

1.4.3.1 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 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Empresa propietaria:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• 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 (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 período anual y estacionales.

• Curva de potencia activa en función del recurso primario (velocidad del viento en el caso de plantas eólicas, irradiancia en el caso de huertas solares, etc.) incluyendo indicación de las velocidades máximas de viento para las cuales los aerogeneradores, paneles, captadores parabólicos, etc. 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.

• En el caso de instalaciones de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte, 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:

• A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionado 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 al efecto 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).

• Potencia total (MVAr).

• Número de escalones.

• Tipo de control de los escalones.

o 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 de la instalación.

• 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 cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.).

• 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 en su caso. 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 instalaciones conectadas a la red de transporte.

1.4.3.5.1 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.

• 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 de la instalación de producción y de la instalación de enlace.

1.4.3.5.2 Datos del transformador de la instalación (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red, véase punto 1.4.3.5.4).

• 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).

1.4.3.5.3 Datos de la línea o cable de evacuación de cada instalación (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.

1.4.3.5.4 Datos del transformador de conexión a la red.

Véanse transformadores de transporte.

1.4.3.5.5 Datos de la línea o cable de evacuación (en su caso).

Véanse líneas y cables de transporte.

1.4.3.5.6 Datos de las protecciones.

1.4.3.5.6.1 Protecciones de la instalación de producción.

Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

1.4.3.5.6.2 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.

1.4.3.5.6.3 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.

1.4.3.6 Datos principales de los equipos de control de tensión para las instalaciones de más de 10 MW.

El OS podrá solicitar una descripción de la implementación física del control de tensión de régimen permanente establecido en la instalación mostrando como participan las dinámicas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) así como las dinámicas del control en el punto de conexión a la red de la instalación de producción. En tal caso, se aportarán los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los parámetros que en el esquema están representados.

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 (ºC).

• 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 (SI/NO).

o Teledisparo:

■ Teledisparo ante apertura voluntaria (SÍ/NO).

■ Teledisparo ante apertura de interruptor (SI/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 100 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, regulación automática (SÍ/NO) y bloqueo ante colapso (Sí/NO).

• 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:

o 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.

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

o Protección de sobretensión: existencia y ajustes.

o Para transformadores de red observable:

■ Declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación 7.4 en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

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 Dinámica; 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 dispositivos FACTS (Flexible AC transmission system): 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 con los valores correspondientes de los parámetros que en el esquema están representados. 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 proporcionado 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 elaborado al efecto 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:

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 (SI/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.

o 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 100 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 anual 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 transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador /transformador, circuito magnético (nº de columnas)

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

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

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (%).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

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

o 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 (%).

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

• Control de tensión:

o 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 o incumplimientos, en su caso, y justificación.

• Información adicional para hornos de arco en corriente alterna:

o Tensión de alta (kV).

o Tensión de media (kV).

o Tensión de baja (kV).

o Potencia del horno (MVA).

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

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

o Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.

o 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.

o Cos φ de las impedancias anteriores.

• Información adicional para hornos de arco en corriente continua:

o Tensión de alta (kV).

o Tensión de media (kV).

o Tensión de baja (kV).

o Potencia de rectificación (MW).

o Número de pulsos.

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

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

o 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.

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

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

• Información adicional para trenes de alta velocidad (TAV) y cargas desequilibradas:

o Tensión nominal (kV).

o Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.

o Características del equipo de compensación de desequilibrio, en caso de existir.

• Información adicional para motores de inducción de más de 10 MW o cargas que presenten características dinámicas especiales, frente a la tensión o la frecuencia, no indicadas anteriormente, si no son caracterizables mediante las características principales de composición de la carga definidas anteriormente y si el OS lo considera pertinente:

• Se aportará un modelo 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:

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 a este tipo de cargas, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

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

o Número de circuitos y longitud en km.

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

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

o 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.

o Resistencia de secuencia directa (Ω).

o Reactancia de secuencia directa (Ω).

o Susceptancia de secuencia directa (μS).

o Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

o Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

o 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 (SI/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 (SI/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. Unifilar de detalle.

• 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).

• Datos adicionales en caso de líneas y cables de la red observable, propiamente dichos:

o Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA), valores estacionales (verano, otoño, invierno, primavera).

4.4 Transformadores.

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

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

Red de transporte y red observable

Interruptores

Señalizaciones

Posición de los interruptores.

Seccionadores

Señalizaciones

Posición de los seccionadores.

Líneas

Medidas

Potencia activa (MW).

Potencia reactiva (MVAr).

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)

Acoplamiento de barras

Señalizaciones

Posición de los interruptores

Posición de los seccionadores

Medidas

Potencia activa (MW)

Potencia reactiva (MVAr)

Barras

Medidas

Tensión por sección de barra (kV)

Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz)

Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación

Señalizaciones

Estado local/remoto de regulación del grupo

Tipo de regulación, control/no control

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

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)

Medida de tensión en barras de central (kV)

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)

Medida de tensión en barras de central (kV)

Cotas de embalses

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 10 MW.

Medidas

Potencia activa producida (MW) por cada una de las unidades de generación de potencia superior a 10 MW y potencia activa agrupada de las unidades de generación de potencia igual o inferior a 10 MW

Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por cada una de las unidades de generación de potencia superior a 10 MW y potencia reactiva agrupada de las unidades de generación de potencia igual o inferior a 10 MW.

Medida de tensión en barras de central (kV) para las unidades de generación de potencia superior a 10 MW.

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

Instalaciones de generación en régimen especial a las cuales les es de aplicación el apartado 7.2

Medidas

Potencia activa producida (MW)

Compensadores sincronos

Señalizaciones

Estado de conexión

Medidas analogicas

Potencia reactiva (MVAr)

Tensión (kV)

ANEXO III. INFORME 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:

P.O.–14.4 Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es determinar los derechos de cobro y las obligaciones de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de liquidación, según lo establecido en el Procedimiento de Operación 14.1 y en los Procedimientos de Operación relativos a dichos servicios.

Los servicios de ajuste del sistema incluyen:

2. Ámbito de aplicación**

Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema y a los Sujetos del Mercado de Producción de Energía Eléctrica.

3. Criterios generales**

3.1 Criterio de signos. El criterio de signos adoptado en las fórmulas de este procedimiento es el siguiente:

3.2 Magnitudes. Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán expresadas en las siguientes unidades:

3.3 Fórmulas. Los términos de las fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán referidos a valores de una hora, salvo mención expresa en otro sentido.

El término «PMD» en las fórmulas de este Procedimiento de Operación significa Precio del Mercado Diario.

En las fórmulas de reparto se aplicará el método de redondeo de mínimo error para obtener resultados redondeados que sumen la cantidad a repartir.

3.4 Términos. En este procedimiento el término consumidor directo se refiere a Consumidor Directo en Mercado.

Unidad de programación de comercialización se refiere a la unidad de programación de un comercializador para compra de energía para suministro a sus clientes nacionales en la península.

Unidad de programación de consumidor directo se refiere a la unidad de programación de consumidores directos para compra de energía para su consumo en la península.

Unidad de adquisición para demanda se refiere, en general, a las unidades de programación de los dos párrafos anteriores.

4. Restricciones por garantía de suministro y por restricciones técnicas del PBF

4.1 Modificaciones del PBF por garantía de suministro y por criterios de seguridad.

4.1.1 Restricciones técnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de venta.

4.1.1.1 Oferta simple. La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVOS_u,b = ERPVPVOS_u,b × POPVPVOS_u,b

donde:

ERPVPVOS_u,b = Energía a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 1.

POPVPVOS_u,b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de la unidad u.

4.1.1.2 Oferta compleja. La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVOC_u = ERPVPVOC_u × POPVPVDIA_u

donde:

ERPVPVOC_u = Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja

POPVPVDIA_u = Precio aplicable para todas las horas del día resultante de la aplicación de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:

POPVPVDIA_u = mínimo (IMPPVPu, IMPPHF_u) / ∑h ERPVPVOC_u,h

Siendo IMPPVP_u e IMPPHF_u los ingresos diarios de la unidad u que resultarían de la aplicación de la oferta compleja al programa por restricciones en el PVP y al PHF respectivamente, según lo establecido a continuación:

IMPPVP_u = NAF_u,pvp × PAF_u + NAC_u,pvp × PAC_u + NHES_u,pvp × PHC_u + ERPVP_u × PEC_u

donde:

NAF_u,pvp = Número de arranques diarios en frío programados en PVP.

PAF_u = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.

NAC_u,pvp = Número de arranques diarios en caliente programados en PVP.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

NHES_u,pvp = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja.

PHC_u = Precio por hora en la oferta compleja.

ERPVP_u = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja.

PEC_u = Precio por energía en la oferta compleja.

Se considera que existe un arranque programado en PVP en la hora h cuando en dicha hora no hay energía asignada por PBF, hay energía asignada por restricciones técnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energía asignada ni en PBF ni por restricciones técnicas en fase 1 a subir. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PBF más fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.

IMPPHF_u = NAF_u,phf × PAF_u + NAC_u,phf × PAC_u + NHR_u,phf × PHC_u + PHF_u,phf × PEC_u – IMDCBMI

donde:

NAF_u,phf = Número de arranques diarios en frío programados en PHF.

PAF_u = Precio del arranque en frío en la oferta compleja.

NAC_u,phf = Número de arranques diarios en caliente programados en PHF.

PAC_u = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

NHR_u,phf = Número de horas diarias con PHF mayor que cero.

PHC_u = Precio por hora en la oferta compleja.

PHF_u,phf = Energía diaria del PHF en el día.

PECu = Precio por energía en la oferta compleja.

IMDCBMI_u = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario y contratos bilaterales, calculados por valoración a precio marginal del mercado diario de la energía del PBF, y del saldo diario de las sesiones del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones del PBF y de las restricciones del mercado intradiario.

Si IMDCBMI < 0 entonces IMDCBMI = 0

Si IMPPHF_u < 0, entonces IMPPHF_u = 0

Se considera que existe un arranque programado en PHF en la hora h cuando en dicha hora no hay energía asignada por PBF, hay energía asignada por restricciones técnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energía asignada en PHF. Si el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHF es igual o menor que cuatro el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.

4.1.1.3 Sin oferta o insuficiencia de la oferta existente. La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVMER_u = ERPVPVMER_u × 1,15 × PMD

donde:

ERPVPVMER_u = Energía redespachada a subir por restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución de la unidad de venta u.

4.1.2 Restricciones técnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación

4.1.2.1 Transacción del mercado diario. La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación correspondientes a transacciones del mercado diario, se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro de la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPC_u = ERPVPC_u × PMD

donde:

ERPVPC_u = Energía a subir redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad de compra u

4.1.2.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física.

La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación de la transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.1.3 Restricciones técnicas del PBF a bajar en fase 1 a unidades de venta.

4.1.3.1 Transacción del mercado diario.

La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones del mercado diario se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERPVPV_u = ERPVPVB_u × PMD

donde:

ERPVPVB_u = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad de venta u.

4.1.3.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional no de bombeo. La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional, excluido el bombeo, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERPVPCBN_u,cb = ERPVPCBN_u,cb × PMD

donde:

ERPVPCBN_u,cb = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad u por el contrato bilateral cb.

4.1.3.3 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación. La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1. Se revisarán los arranques programados comprobando que han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío, al ser revisado, puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.

Si hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se recalcularán los derechos de cobro calculados en el apartado 4.1.1.2 utilizando el número y tipo de arranques efectivamente realizados.

En el caso de que en todas las horas del día con energía programada a subir en fase 1, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada por seguridad en el PVP, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo anterior.

En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por seguridad en el PVP se anotará una obligación de pago o un derecho de cobro calculados según la fórmula siguiente:

OPEINCPVP_u = EINCPVP_u × (PMEDPVPS_u – PMD) si PMEDPVPS_u > PMD

DCEINCPVP_u = EINCPVP_u × (PMEDPVPS_u – PMD) si PMD > PMEDPVPS_u

donde:

EINCPVP_u = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.

PMEDPVPS_u = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF en la fase 1 de la unidad u.

La energía incumplida se calcula según la fórmula siguiente:

EINCPVP_u = MAX [– ERPVP_u, MIN (0, MEDRTR – PVP) ]

donde:

MEDRTR = MBC, si RTR ≥ 0 o si PVP ≤ PHF + TG

MEDRTR = MAX (PBF, MBC) + MIN [PVP – (PHF+TG), – RTR] si RTR<0 y PVP≥ PHF + TG

MEDRTR: medida empleada para el cálculo del incumplimiento de energía a subir de fase 1, en la que se descuenta el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.

MBC: medida en barras central, según se establece en el apartado 13.2.

TG: suma de energía de regulación terciaria, gestión de desvíos y restricciones en tiempo real.

RTR: suma de energía de restricciones en tiempo real.