ANEXO I
Requisitos para la conexi髇 a la red de instalaciones de generaci髇 de electricidad

Adem醩 de los requisitos cerrados establecidos en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, que corresponda aplicar en cada caso en funci髇 de la tecnolog韆 y el tipo de instalaci髇 seg鷑 su significatividad, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad incluidos en el 醡bito de aplicaci髇 de esta orden deber醤 adoptar las medidas de dise駉 y/o control necesarias para cumplir con los requisitos t閏nicos, que se recogen en este anexo. Todos estos requisitos deben cumplirse en el punto de conexi髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad con la red del gestor de red pertinente.

Los requisitos t閏nicos relacionados con los valores de las variables del sistema el閏trico no deben entenderse como valores de ajuste de las protecciones de las instalaciones, sino como las capacidades t閏nicas m韓imas exigidas, tanto en r間imen permanente como en r間imen perturbado. En el caso de instalaciones que dispongan de capacidad t閏nica para soportar valores de las variables del sistema el閏trico m醩 extremos y duraderos que los m韓imos requeridos en este anexo, los ajustes de protecciones deber醤 estar basados en las caracter韘ticas de la instalaci髇 evitando ajustes en dichos valores m韓imos.

Si un m骴ulo de generaci髇 de electricidad conectado a la red de distribuci髇 se encontrase equipado con las protecciones necesarias para la detecci髇 de funcionamiento en isla sobre la red receptora, dichas protecciones deber醤 coordinarse con lo establecido en este anexo, para huecos de tensi髇, sobretensiones, variaciones de la frecuencia y derivada de la frecuencia, de modo que se garantice que no se producir� la desconexi髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad dentro de los rangos de funcionamiento definidos en este anexo.

El gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, comunicar� previamente y podr� requerir antes o despu閟 de la puesta en servicio de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, la modificaci髇, en funci髇 de la evoluci髇 de las necesidades del sistema el閏trico, de los valores de funcionamiento de los par醡etros de los diferentes sistemas de control que se describen en este anexo, dentro de sus correspondientes rangos establecidos.

Para ello, el propietario de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad tipo C y D dispondr� de dos meses, posteriores al requerimiento o a la puesta en servicio, lo que se produzca m醩 tarde, para implantar las modificaciones en dichos par醡etros. En el caso de m骴ulos de generaci髇 de electricidad del tipo A y B, el plazo ser� superior, y se determinar� en funci髇 de las circunstancias que determinen la necesidad del reajuste, considerando el volumen de generaci髇 afectado. En todos los casos, el propietario del m骴ulo de generaci髇 de electricidad o su representante deber醤 notificar la implementaci髇 de dichos cambios al gestor de red pertinente y al operador del sistema, antes del plazo estipulado.

1. Requisitos de frecuencia

1.1 Rangos de frecuencia. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad del tipo A, B, C o D deber醤 ser capaces de permanecer conectados a la red y funcionar dentro de los rangos de frecuencia y periodos de tiempo especificados en la tabla 1.

Tabla 1. Periodos de tiempo m韓imos durante los que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe ser capaz de funcionar a diferentes valores de frecuencia, desvi醤dose del valor nominal, sin desconectarse de la red

En relaci髇 con las variaciones combinadas de frecuencia y tensi髇, los rangos de frecuencia indicados en la tabla 1 se modifican en funci髇 de la tensi髇, de acuerdo con las Figuras 1 y 2, las cuales indican, dentro de cada rango combinado frecuencia-tensi髇, el tiempo m韓imo que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe permanecer conectado a la red.

1.2 Capacidad de soportar derivadas temporales de la frecuencia. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad del tipo A, B, C y D ser醤 capaces de permanecer conectados a la red y de funcionar con derivadas de frecuencia de hasta 2 Hz/s, medidas en una ventana temporal m髒il de 500 ms.

En el caso de que el gestor de red pertinente desee establecer esquemas anti isla basados en derivada de frecuencia, ser� necesaria la coordinaci髇 con el operador del sistema de manera que los ajustes de dicha protecci髇 no interfieran con las derivadas de frecuencia que se puedan llegar a dar en el sistema.

As�, en el caso de existir derivadas de frecuencia superiores a 2 Hz/s, que indican que la incidencia es local, se permitir� que el gestor de red pertinente pueda reducir el margen de actuaci髇 de las protecciones para evitar la formaci髇 de islas.

En casos justificados, y previa conformidad por parte del operador del sistema, el gestor de red pertinente podr� reducir el valor de 2 Hz/s.

1.3 Modo regulaci髇 potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia. En relaci髇 con el modo regulaci髇 potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia (MRPFL-O), los m骴ulos de generaci髇 de electricidad del tipo A, B, C o D deber醤 ser capaces de activar el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia de acuerdo con la figura 1 del art韈ulo 13.2.a) del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, mientras que la potencia activa del mismo se encuentre por encima de su nivel m韓imo de regulaci髇.

Salvo comunicaci髇 espec韋ica del operador del sistema, los par醡etros ajustables del MRPFL-O ser醤 los siguientes:

• - Umbral de activaci髇 Δf1 igual a 0,2 (50,2 - 50) Hz.
• - Estatismo s₂ igual al 5 %.

En caso de que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad sea de tipo C o D, la caracter韘tica est醫ica de la respuesta del MRPFL-O, definida en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, se debe acumular sobre la correspondiente caracter韘tica est醫ica de la respuesta del modo de regulaci髇 potencia-frecuencia (MRPF), al que se refiere el apartado 1.8 de este anexo.

Para el modo MRPFL-O la velocidad de respuesta requerida en potencia activa depender� de las caracter韘ticas y capacidades t閏nicas de las diferentes tecnolog韆s del m骴ulo de generaci髇 de electricidad.

La respuesta se caracterizar� mediante las variables siguientes:

• - Δf: desv韔 de la frecuencia f respecto de 50 Hz (Δf = f - 50).
• - ΔP: desv韔 de la potencia P respecto de la potencia previa a la perturbaci髇 P₀ (ΔP = P - P₀).

Por su parte, la velocidad de respuesta se caracterizar� mediante los tiempos siguientes (ver figura 3):

• - Tiempo de retraso inicial (t_a): es el tiempo de activaci髇 de la respuesta, que ser� el menor posible, teniendo en cuenta que:
  • • Si es superior a 2 s, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, deber� aportar al operador del sistema pruebas t閏nicas que lo justifiquen.
  • • En el caso de m骴ulos de parque el閏trico de tipo C o D ser� menor o igual al tiempo de activaci髇 de la respuesta en potencia establecido para el modo MRPF.
• - Tiempo de respuesta (t_r): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada ΔP ante un desv韔 de frecuencia Δf.
• - Tiempo de establecimiento (t_e): tiempo para que la respuesta permanezca dentro de una banda de error menor al �5 % de la respuesta esperada ΔP ante un desv韔 de frecuencia Δf.

En el caso de reducciones de potencia activa durante la subida de frecuencia estando activado el MRPFL-O:

• - El tiempo de respuesta (t_r) deber� ser:
  • • Para m骴ulos de generaci髇 s韓cronos: menor o igual a 8 segundos (s) para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 45 % de la potencia m醲ima. No obstante, dependiendo de las limitaciones f韘icas del aprovechamiento (hidroel閏trica, bombeo, etc.) y limitaciones tecnol骻icas justificadas (motores a gas o turbinas de gas, entre otros), se podr醤 acordar tiempos de respuesta mayores con el operador del sistema.
  • • Para m骴ulos de parque el閏trico: menor o igual a 2 s para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m醲ima.
• - El tiempo de establecimiento (t_e) deber� ser:
  • • Para m骴ulos de generaci髇 s韓crona: menor o igual a 30 s.
  • • Para m骴ulos de parque el閏trico: menor o igual a 20 s.

En el caso de aumentos de potencia activa durante la bajada de frecuencia estando activado el MRPFL-O:

• - El tiempo de respuesta (t_r) deber� ser:
  • • Para m骴ulos de generaci髇 s韓cronos: menor o igual a 5 minutos para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m醲ima. Este comportamiento lento no ser� aceptable en el caso de que el sentido de la variaci髇 de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar醤 tiempos de repuesta similares al caso de reducci髇 de potencia activa.
  • • Para m骴ulos de parque el閏trico no e髄icos: menor o igual a 10 s para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m醲ima.
  • • Para m骴ulos de parque el閏trico e髄icos: menor o igual a 5 s para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m醲ima si la potencia est� por encima del 50 % de la potencia m醲ima. Para potencias por debajo del 50 % de la potencia m醲ima, el tiempo de respuesta deber� ser tan bajo como t閏nicamente sea posible, si bien se deber� justificar al operador del sistema si supera los 5 s.
• - El tiempo de establecimiento (t_e) deber� ser:
  • • Para m骴ulos de generaci髇 s韓crona: menor o igual a 6 minutos. Este comportamiento lento no ser� aceptable en el caso de que el sentido de la variaci髇 de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar醤 tiempos de repuesta similares al caso de reducci髇 de potencia activa.
  • • Para m骴ulos de parque el閏trico: menor o igual a 30 s.

  Para cambios de potencia activa a subir o bajar superiores a los valores establecidos anteriormente, el tiempo de respuesta y de establecimiento ser醤 tan bajos como t閏nicamente sea posible.

1.4 Reducci髇 de la capacidad m醲ima con la ca韉a de la frecuencia. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos del tipo A, B, C o D, cuya tecnolog韆 utilice turbinas de gas o motores de gas, podr醤 reducir su capacidad m醲ima siempre que no se supere la pendiente de la caracter韘tica especificada en la figura 4, evit醤dose, en consecuencia, la zona rayada de la misma.

Al respecto de las condiciones ambientales de referencia y a los efectos de la supervisi髇 de conformidad de este requisito, se considerar� una temperatura de 25 篊.

1.5 Conexi髇 autom醫ica a la red. En los casos en los que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad del tipo A, B o C tenga capacidad de conexi髇 autom醫ica deber� tener las capacidades t閏nicas que le permitan establecer:

• - Un intervalo de frecuencia de permisibilidad de conexi髇 dentro del rango de frecuencias establecido en el apartado 1.1.
• - Una rampa limitante de subida de potencia.

La conexi髇 autom醫ica no debe confundirse con la 玶econexi髇 autom醫ica� tras una perturbaci髇.

1.6 Capacidad y rango de control de la potencia activa. La velocidad de respuesta de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo B, C o D para alcanzar una nueva consigna de potencia activa establecida por el operador del sistema ser� la correspondiente al tiempo m韓imo necesario que le permita su tecnolog韆 y la disponibilidad del recurso primario.

No obstante, en el caso de m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C y D conectados a la red de distribuci髇, el tiempo para ajustar una consigna de potencia activa no superar� en ning鷑 caso los 15 minutos.

Por su parte, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deber醤 ser capaces de detener la salida de potencia activa en un plazo de 5 segundos, desde la recepci髇 de la instrucci髇, o de reducir la salida de potencia activa en los tiempos indicados en este apartado para el control de potencia.

En el caso de m骴ulos de parque el閏trico, el tiempo m醲imo para alcanzar la nueva consigna de potencia activa ser� de 3 minutos.

No obstante, los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C o D deber醤 ser capaces de detener la salida de potencia activa en un tiempo m醲imo de 1 minuto, en el caso de la tecnolog韆 fotovoltaica, y de 2 minutos, en el caso de la tecnolog韆 e髄ica.

Los requisitos de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A, B, C o D para poder llevar a cabo la detenci髇 o reducci髇 de la potencia o ajuste de la consigna de potencia activa se regir醤 por la normativa que regule la aplicaci髇 nacional de la directriz sobre la gesti髇 de la red de transporte de electricidad y, en su caso, por el procedimiento de operaci髇 que regula el intercambio de informaci髇 con el operador del sistema.

Asimismo, se establece una tolerancia en potencia del �5 % para dar por cumplimentada la modificaci髇 en el tiempo requerido.

1.7 Modo regulaci髇 potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia. En relaci髇 con el modo regulaci髇 potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia (MRPFL-U), los m骴ulos de generaci髇 de electricidad del tipo C o D deber醤 ser capaces de activar el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia, de acuerdo con la figura 4 del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.

Salvo comunicaci髇 espec韋ica del operador del sistema, los par醡etros ajustables del MRPFL-U ser醤 los siguientes:

• a) Umbral de activaci髇 Δf1 igual a -0.2 Hz (49,8-50) Hz.
• b) Estatismo s₂ igual al 5 %.

La caracter韘tica est醫ica de la respuesta de este modo, definida en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, se debe acumular sobre la correspondiente caracter韘tica est醫ica de la respuesta del modo MRPF, al que se refiere el apartado 1.8 de este anexo.

La respuesta se caracteriza mediante las variables siguientes:

• a) Δf: desv韔 de la frecuencia f respecto de 50 Hz (Δf = f - 50).
• b) ΔP: desv韔 de la potencia P respecto de la potencia previa a la perturbaci髇 P₀ (ΔP = P - P₀).

Para el MRPFL-U, la velocidad de respuesta requerida en potencia activa depender� de las caracter韘ticas y capacidades t閏nicas de las diferentes tecnolog韆s del m骴ulo de generaci髇 de electricidad.

Por su parte, la velocidad de respuesta se caracterizar� mediante los tiempos siguientes (ver figura 3):

• a) Tiempo de retraso inicial (t_a): es el tiempo de activaci髇 de la respuesta, que ser� el menor posible teniendo en cuenta que:
  • - Si es superior a 2 segundos, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, se deber� aportar al operador del sistema pruebas t閏nicas que lo justifiquen.
  • - En el caso de m骴ulos de parque el閏trico ser� menor o igual al tiempo de activaci髇 de la respuesta en potencia establecido para el modo MRPF, ya que 閟te define la capacidad t閏nica al respecto de la activaci髇 de la respuesta en potencia de la que dispone el m骴ulo de parque el閏trico.
• b) Tiempo de respuesta (t_r): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada ΔP ante un desv韔 de frecuencia Δf.
• c) Tiempo de establecimiento (t_e): tiempo para que la respuesta permanezca dentro de una banda de error menor al �5 % de la respuesta esperada ΔP ante un desv韔 de frecuencia Δf.

En el caso de aumentos de potencia activa durante la bajada de frecuencia estando activado el MRPFL-U:

• a) El tiempo de respuesta (t_r) deber� ser:
  • i) Para m骴ulos de generaci髇 s韓cronos: menor o igual a 5 minutos para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m醲ima. Este comportamiento lento no ser� aceptable en el caso de que el sentido de la variaci髇 de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar醤 tiempos de repuesta similares al caso de reducci髇 de potencia activa.
  • ii) Para m骴ulos de parque el閏trico no e髄icos: menor o igual a 10 s para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m醲ima.
  • iii) Para m骴ulos de parque el閏trico e髄icos: menor o igual a 5 s para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m醲ima, si la potencia est� por encima del 50 % de la potencia m醲ima. Para potencias por debajo del 50 % de la potencia m醲ima, el tiempo de respuesta deber� ser tan bajo como t閏nicamente sea posible. No obstante, se deber� justificar al operador del sistema si supera los 5 s.
• b) El tiempo de establecimiento (t_e) deber� ser:
  • i) Para m骴ulos de generaci髇 s韓crona: menor o igual a 6 minutos. Este comportamiento lento no ser� aceptable en el caso de que el sentido de la variaci髇 de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar醤 tiempos de repuesta similares al caso de reducci髇 de potencia activa.
  • ii) Para m骴ulos de parque el閏trico: menor o igual a 30 s.

En el caso de reducciones de potencia activa durante la subida de frecuencia estando activado el MRPFL-U:

• a) El tiempo de respuesta (t_r) deber� ser:
  • i) Para m骴ulos de generaci髇 s韓cronos: menor o igual a 8 s para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 45 % de la potencia m醲ima. No obstante, dependiendo de las limitaciones f韘icas del aprovechamiento (hidroel閏trica, bombeo, entre otros) y limitaciones tecnol骻icas justificadas (motores a gas, turbinas de gas, entre otros.) se podr醤 acordar tiempos de respuesta mayores con el operador del sistema.
  • ii) Para m骴ulos de parque el閏trico: menor o igual a 2 s, para una variaci髇 de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m醲ima.
• b) El tiempo de establecimiento (t_e) deber� ser:
  • i) Para m骴ulos de generaci髇 s韓crona: menor o igual a 30 s.
  • ii) Para m骴ulos de parque el閏trico: menor o igual a 20 s.

Para cambios de potencia activa a subir o bajar superiores a los valores anteriormente establecidos, el tiempo de respuesta y de establecimiento ser醤 tan bajos como t閏nicamente sea posible.

1.8 Modo de regulaci髇 potencia-frecuencia (MRPF). En relaci髇 con el modo de regulaci髇 potencia-frecuencia (MRPF), los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C o D deber醤 ser capaces de activar el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia, de acuerdo con lo especificado a este respecto en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016. A este respecto, las caracter韘ticas est醫icas de las respuestas de los modos MRPFL-O y MRPFL-U se acumulan, en su caso, a la caracter韘tica est醫ica de la respuesta de este modo MRPF.

Salvo indicaci髇 en contra del operador del sistema, los par醡etros ajustables del MRPF ser醤 los siguientes:

• a) Intervalo de potencia activa en relaci髇 con la capacidad m醲ima /ΔP1/P_max igual al 8 %.
• b) Insensibilidad de respuesta con la variaci髇 de frecuencia /Δf1/ igual al 10 mHz.
• c) Banda muerta de respuesta con la variaci髇 de frecuencia igual al 0 mHz.
• d) Estatismo s1 igual al 5 %.

En relaci髇 con los tiempos demora y de activaci髇 total de la respuesta requerida por el MRPF se cumplir� con lo especificado a este respecto en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, de conformidad con los par醡etros siguientes:

• a) Intervalo de potencia activa en relaci髇 con la capacidad m醲ima, /ΔP1/P_max, (intervalo de respuesta en frecuencia) igual al 8 %.
• b) Demora inicial m醲ima admisible, t_1, ser� igual a:
  • i) 2 s, en el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con inercia o emulaci髇 de inercia.
  • ii) 500 ms, en el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad sin inercia ni emulaci髇 de inercia.
• c) Selecci髇 m醲ima admisible del tiempo de activaci髇 total, t₂, ser� de 30 s, salvo que el operador del sistema permita tiempos de activaci髇 m醩 largos por motivos de estabilidad del sistema.

El m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber� ser capaz de activar completamente el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia durante al menos 15 minutos, si la fuente primaria de energ韆 lo permite.

De acuerdo a los par醡etros antes establecidos (par醡etros por defecto), la acumulaci髇 de las caracter韘ticas est醫icas de las respuestas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF se traduce en una caracter韘tica est醫ica potencia-frecuencia continua como la representada en la figura 5:

Adicionalmente a lo especificado en cuanto a la monitorizaci髇 en tiempo real del MRPF en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad estar� capacitado para recibir en tiempo real del operador del sistema e implementar consignas de potencia en reserva a subir y a bajar m韓imas garantizadas, que podr韆n ser diferentes. En el caso de m骴ulos de parque el閏trico, las consignas de banda a subir y bajar se respetar醤 en la cuant韆 que permita la diferencia entre el recurso primario disponible y el nivel m韓imo de regulaci髇.

La solicitud por parte del operador del sistema de reserva de potencia a subir a los m骴ulos de parques el閏trico se realizar� conforme a lo establecido en los procedimientos de operaci髇 correspondientes y, en todo caso, bajo la premisa de reducir las necesidades de vertidos del conjunto del sistema y evitar sobrecostes innecesarios a los m骴ulos de parque el閏trico y/o al sistema.

1.9 Emulaci髇 de inercia. En el supuesto de que un m骴ulo de parque el閏trico de tipo C o D pueda aportar emulaci髇 de inercia voluntariamente, esta consistir� en un control continuo que deber� producir incrementos o decrementos de potencia activa proporcionales a la derivada temporal de frecuencia en el punto de conexi髇 a la red. El sistema de control deber� cumplir con los siguientes requisitos:

• a) Responder� de acuerdo a una ganancia derivativa, K_d, ajustable, al menos, entre 0 (control fuera de servicio) y 15 segundos (valores por unidad en base m醧uina).
• b) En todo momento estar� capacitado para aumentar o disminuir la potencia activa inyectada a la red en un valor ΔP_max desde el valor previo a la perturbaci髇 (potencia activa de referencia P_o). El valor ΔP_max podr� ser ajustable entre 0 (control fuera de servicio) y el 10 % de la capacidad m醲ima del m骴ulo.
• c) La velocidad de respuesta ser� tal que, en 150 ms, la instalaci髇 pueda aumentar o disminuir la potencia activa en, al menos, un valor del 10 % de la capacidad m醲ima del m骴ulo.
• d) Deber� ser capaz de suministrar una energ韆 equivalente al 10 % de la capacidad m醲ima del m骴ulo durante 8 segundos.
• e) La banda de insensibilidad de la medida de la frecuencia no ser� superior a �10 mHz.
• f) Ser� capaz de inhibirse dentro de una banda muerta voluntaria en frecuencia entre 0 y �500 mHz.
• g) Ser� capaz de ajustar una banda muerta voluntaria en la derivada de la frecuencia entre 0 y �0,5 Hz/s.
• h) No contribuir� negativamente al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia del sistema el閏trico.

El propietario de un m骴ulo de parque el閏trico, podr� proponer un control de emulaci髇 de inercia distinto al especificado en este apartado que, en todo caso, deber� ser aprobado por el operador del sistema.

2. Requisitos de tensi髇

2.1 Requisitos de tensi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad.

2.1.1 Rangos de tensi髇 para m骴ulos de generaci髇 de electricidad tipo D. En relaci髇 con los rangos de tensi髇, un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo D deber� ser capaz de permanecer conectado a la red y de funcionar dentro de los rangos de tensi髇, en el punto de conexi髇, expresados en valores unitarios respecto a la base y durante los periodos de tiempo especificados en la tabla 2 y tabla 3.

Tabla 2. Periodos de tiempo m韓imos durante los cuales el m骴ulo de generaci髇 de electricidad tipo D debe ser capaz de funcionar para tensiones que se desv韊n del valor de referencia 1 pu en el punto de conexi髇 sin desconectarse de la red en la que la base de tensi髇 para los valores pu se encuentre entre 110 kV (inclusive) y 300 kV

Tabla 3. Periodos de tiempo m韓imos durante los cuales el m骴ulo de generaci髇 de electricidad tipo D debe ser capaz de funcionar, para tensiones que se desv韊n del valor de referencia 1 pu en el punto de conexi髇, sin desconectarse de la red en la que la base de tensi髇 para los valores pu se encuentre entre 300 kV y 400 kV (ambos extremos incluidos)

En los casos de sobretensi髇 y subfrecuencia simult醤eas o subtensi髇 y sobrefrecuencia simult醤eas, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad se podr醤 acoger a lo establecido en el apartado 1.1 de este anexo, al respecto de las variaciones combinadas de frecuencia y tensi髇.

Sin perjuicio de lo anterior, en el caso de m骴ulos de generaci髇 de electricidad tipo D conectados en red de distribuci髇 radial a tensi髇 inferior a 110 kV, las condiciones y ajustes para la desconexi髇 de dichos m骴ulos ser醤 las recogidas en la tabla 4. No obstante, con el fin de garantizar la seguridad de la red, el gestor de la red de distribuci髇 tendr� potestad para definir tiempos de desconexi髇 diferentes, en coordinaci髇 con el gestor de la red de transporte, en funci髇 de las caracter韘ticas del punto de conexi髇 o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexi髇 por la evoluci髇 a futuro de las caracter韘ticas de las red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el m骴ulo de generaci髇 de electricidad.

Tabla 4. Condiciones y ajustes para desconexi髇 autom醫ica de m骴ulos de generaci髇 de electricidad tipo D conectados en red de distribuci髇 radial a tensi髇 inferior a 110 kV

2.1.2 M骴ulos de generaci髇 de electricidad B y C conectados en red de distribuci髇 radial. En el caso de m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B o C conectados en red de distribuci髇 radial a tensi髇 inferior a 110 kV, las condiciones y ajustes para la desconexi髇 de dichos m骴ulos ser醤 las recogidas en la tabla 5.

Tabla 5. Condiciones y ajustes para desconexi髇 autom醫ica de m骴ulos de generaci髇 de electricidad tipo B o C conectados en red de distribuci髇 radial a tensi髇 inferior a 110 kV

No obstante, con el fin de garantizar la seguridad de la red, el gestor de la red de distribuci髇 tendr� potestad para definir tiempos de desconexi髇 diferentes, en coordinaci髇 con el operador del sistema, en funci髇 de las caracter韘ticas del punto de conexi髇 o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexi髇 por la evoluci髇 a futuro de las caracter韘ticas de la red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el m骴ulo de generaci髇 de electricidad.

2.2 Requisitos de tensi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos.

2.2.1 Capacidad de potencia reactiva.

2.2.1.1 M骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos tipo D. Con car醕ter general, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos tipo D deber醤 compensar toda la energ韆 reactiva, ya sea generada o absorbida, desde su instalaci髇 hasta el punto de conexi髇. No obstante, con car醕ter excepcional el titular y el gestor de la red pertinente podr醤 acordar condiciones diferentes.

La capacidad de potencia reactiva de los m骴ulos de generaci髇 s韓cronos tipo D a su capacidad m醲ima (P_max), ser� tal que, dentro del rango de tensi髇 0,95 Δ V Δ 1,05 pu estos deber醤 disponer de la capacidad t閏nica para generar y absorber potencia reactiva (Q) dentro de un rango m韓imo obligatorio, de tal manera que modificar醤 su producci髇/absorci髇 de potencia reactiva dentro de los l韒ites marcados con l韓ea continua en el diagrama U-Q/P_max de la figura 6.

La aportaci髇 de la potencia reactiva estar� disponible tanto en r間imen permanente como en r間imen perturbado, y se llevar� a cabo mediante un control de tensi髇 a consigna de tensi髇 en el punto de conexi髇, de tal forma que el punto de operaci髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono est� gobernado por un sistema de regulaci髇 autom醫ica de tensi髇 獳VR� (Automatic Voltage Regulator).

Adicionalmente, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos deber醤 aportar potencia reactiva en todo el rango de tensi髇 en el que se requiere que dichos m骴ulos funcionen durante un tiempo ilimitado, de acuerdo con lo establecido en el apartado 2.1. En concreto, la capacidad para suministrar potencia reactiva dentro de estos rangos de tensi髇 ser� la que aparece representada en las extensiones de trazos discontinuos del diagrama U-Q/P_max de la figura 6. Esta capacidad adicional se podr� dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.

En el caso de que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono disponga de un cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportaci髇 de esta potencia reactiva, se aceptar� que las extensiones del diagrama U-Q/P_max representadas en la figura 6 con l韓eas a trazos se refieran a la capacidad de potencia reactiva con el cambiador de tomas en la toma habitual. Por tanto, se considerar醤 aceptables los movimientos de dicho diagrama U-Q/P_max derivados de la variaci髇 de las tomas en carga, sin perjuicio de que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� adecuar la toma del transformador mientras la tensi髇 del punto de conexi髇 se encuentre fuera del rango 0,95 Δ V Δ 1,05 pu para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexi髇. Esta capacidad derivada del uso del cambiador de tomas en carga se podr� dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.

En relaci髇 con la capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad m醲ima, se estar� a lo dispuesto en el art韈ulo 18 del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.

2.2.1.2 M骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos tipo B o C. A los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B o C les ser醤 de aplicaci髇 los mismos requisitos recogidos en el apartado 2.2.1.1 para los m骴ulos de generaci髇 s韓cronos de tipo D, excepto en el caso de que la capacidad m醲ima sea inferior a 15 megavatios (MW), en cuyo caso, podr醤 disponer 鷑icamente de la capacidad t閏nica para generar y absorber potencia reactiva dentro de los l韒ites marcados con l韓ea continua en el diagrama U-Q/P_max de la figura 7.

2.2.2 Funci髇 estabilizadora de potencia (PSS). Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D deber醤 incorporar un estabilizador de sistemas de potencia (Power System Stabilizer - PSS) si su capacidad m醲ima es superior a 50 MW, el cual deber� estar ajustado para amortiguar oscilaciones inter-醨eas, al menos, a partir de 0,1 Hz.

2.3 Requisitos de tensi髇 de los m骴ulos de parque el閏trico.

2.3.1 Control de inyecci髇 r醦ida de corriente. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B, C o D deber醤 ser capaces de gestionar la inyecci髇 r醦ida de corriente mediante un sistema de control continuo durante el r間imen perturbado. A los efectos de este sistema de control, se tomar醤 en consideraci髇 las siguientes variables:

• a) Error de la tensi髇 de secuencia directa en el punto de conexi髇 (ΔU1): diferencia entre el valor eficaz de la tensi髇 de secuencia directa previa a la perturbaci髇 U_1i (pu) y el valor eficaz de la tensi髇 de secuencia directa en cada momento U1 (pu), es decir, ΔU1 = U_1i - U1.
• b) Error de la tensi髇 de secuencia inversa en el punto de conexi髇 (ΔU₂): error de la tensi髇 de secuencia inversa en el punto de conexi髇, correspondiente a la diferencia entre el valor eficaz de la tensi髇 de secuencia inversa previa a la perturbaci髇 U_2i (pu) y el valor eficaz de la tensi髇 de secuencia inversa en cada momento U₂ (pu), es decir, ΔU₂ = U_2i - U₂.
• c) Cambio abrupto: desv韔 del valor eficaz (medido en una ventana m髒il de un ciclo) de la tensi髇 en el punto de conexi髇 de, al menos, el 5 % del promedio en los 50 ciclos previos a la perturbaci髇 en alguna de las fases.
• d) V_min: para m骴ulos de parque el閏trico conectados a tensiones iguales o superiores a 110 kV, es la menor tensi髇 admisible considerada en los rangos de tensi髇 y tiempos m韓imos que debe soportar sin desconectar establecidos en el apartado 2.1.1 (pu). En el resto de casos, se considera por defecto 0,85 pu, pudiendo ser modificado dicho valor por el gestor de la red de distribuci髇, en coordinaci髇 con el operador del sistema.
• e) V_max: para m骴ulos de parque el閏trico conectados a tensiones iguales o superiores a 110 kV, es la mayor tensi髇 admisible considerada en los rangos de tensi髇 y tiempos m韓imos que debe soportar sin desconectar establecidos en el apartado 2.1.1 (p.u). En el resto de casos, se considera por defecto 1,15 pu, pudiendo ser modificado dicho valor por el gestor de la red de distribuci髇, en coordinaci髇 con el operador del sistema.

Los m骴ulos de parque el閏trico deber醤 ser capaces de activar la inyecci髇/absorci髇 r醦ida de corriente gestion醤dola mediante un sistema de control continuo durante el r間imen perturbado que cumplir� con los siguientes requisitos:

• a) Podr� deshabilitarse a petici髇 del gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema.
• b) Dispondr� de una capacidad de inyecci髇 de corriente aparente por fase que, como m韓imo, ser� igual a la corriente nominal.
• c) Se activar� cuando se produzca una perturbaci髇 de tensi髇 que cumpla cualquiera de las condiciones siguientes:
  • i) La tensi髇 eficaz en el punto de conexi髇 U (pu) salga del rango V_m韓 Δ U Δ V_max pu en alguna de las fases.
  • ii) El cambio abrupto de tensi髇 en el punto de conexi髇 sea superior a 0,1 pu. Este valor deber� ser parametrizable entre 0,05 y 0,15 pu, a petici髇 del gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema.
• d) Permanecer� activo hasta que se cumplan simult醤eamente las condiciones siguientes, si bien, no se exigir� la actividad m醩 de 30 segundos si la capacidad t閞mica de la m醧uina no lo permite:
  • i) La tensi髇 eficaz en el punto de conexi髇 U vuelve al rango V_min Δ U Δ V_max pu en todas las fases.
  • ii) Han transcurrido 5 segundos desde el inicio de la perturbaci髇. Este tiempo podr� ajustarse a valores inferiores, a petici髇 del gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema.
• e) Reiniciar� la cuenta anterior de 5 segundos si, mientras est� activo, se vuelven a cumplir alguna de las condiciones de activaci髇 a las que se refiere el apartado c), siempre y cuando la capacidad t閞mica de la m醧uina lo permita.
• f) Tras la desactivaci髇 de la inyecci髇/absorci髇 r醦ida de corriente, el m骴ulo de parque el閏trico retornar� al r間imen de funcionamiento previo a la perturbaci髇. Si posteriormente, volvieran a darse las condiciones a las que se refiere el apartado c), el m骴ulo volver� a activarse.

En caso de faltas, el m骴ulo de parque el閏trico deber� inyectar/absorber la corriente de secuencia directa, cuando se trate de una falta equilibrada, y las corrientes de secuencia directa e inversa, cuando sea desequilibrada, de acuerdo con lo que se indica a continuaci髇:

• a) Para la corriente de secuencia directa, el m骴ulo de parque el閏trico deber� inyectar/absorber en funci髇 del error de tensi髇 de secuencia directa ΔU1, mediante un control proporcional continuo, una corriente reactiva, ΔI1 (pu), de acuerdo a la figura 8.a) de forma incremental a la corriente reactiva previa a la perturbaci髇, I_1i (pu).

  Adicionalmente, cumplir� con lo siguiente:

  • i) La componente de corriente reactiva total, I1, resultante del cumplimiento acumulado de este control, ΔI1, m醩 la componente de corriente reactiva previa a la perturbaci髇, I_1i, deber� respetar las saturaciones indicadas en la figura 8 b) definidas mediante las l韓eas horizontales I_{1_}limU y I_{1_}limL. Las l韓eas de saturaci髇 horizontales cumplir醤 con lo siguiente:
    • - I1_limU deber� poder parametrizarse desde 0 hasta 1 pu.
    • - I1_limL deber� poder parametrizarse desde -1 pu hasta 0.
    • - Se establecer醤 con los valores por defecto I1_limU = 0.9 pu y I_{1_}limL = -0.9 pu.
  • ii) Adicionalmente a la componente de corriente reactiva total I1, resultado del cumplimiento acumulado del requisito de inyecci髇 de corriente reactiva ΔI1 m醩 la componente de corriente reactiva previa a la perturbaci髇 I_1i, el m骴ulo de parque el閏trico deber� inyectar componente de corriente activa hasta alcanzar la corriente nominal del m骴ulo de parque el閏trico siempre que el recurso primario lo permita. Para la componente activa de la corriente, la velocidad de respuesta deber� ser la m醩 r醦ida t閏nicamente factible, siendo deseable la misma velocidad de respuesta que la exigida para la componente reactiva.
  • iii) Si el gestor de la red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, no hubiese establecido una limitaci髇 para las l韓eas de saturaci髇 I1_limU � I1_limL con valores absolutos inferiores al valor por defecto de 0,9 pu y el m骴ulo de parque el閏trico dispusiera de capacidad de corriente por encima de la nominal, el m骴ulo de parque el閏trico podr韆 cumplimentar lo requerido por exceso inyectando (o absorbiendo, en su caso) m醩 componente de corriente reactiva de la requerida, respetando la componente de corriente activa requerida.
• b) Para la corriente de secuencia inversa, el m骴ulo de parque el閏trico deber� inyectar/absorber en funci髇 del error de tensi髇 de secuencia inversa ΔU₂, mediante un control proporcional continuo, una corriente de secuencia inversa, ΔI₂ (pu), de acuerdo a la figura 8 c) de forma incremental a la corriente de secuencia inversa previa a la perturbaci髇, I_2i (pu) en dicha figura 8 c). En el caso de los m骴ulos de parque el閏trico e髄icos con tecnolog韆 de generaci髇 doblemente alimentada, la respuesta de corriente secuencia inversa ser� la natural de la tecnolog韆 (en magnitud y constantes de tiempo propias de los impulsos iniciales de corriente reactiva), sin que esto exima a dichos m骴ulos de contribuir con la componente de secuencia directa especificada en el apartado a) durante la falta desequilibrada.

El signo de la inyecci髇 del ΔI₂ (pu) ser� el correspondiente al equivalente del comportamiento natural de un generador s韓crono ante el mismo error de tensi髇 de secuencia inversa ΔU₂.

Si el gestor de la red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, hubiese establecido una limitaci髇 para las l韓eas de saturaci髇 I_{1_}limU � I_{1_}limL con valores absolutos inferiores al valor por defecto de 0,9 pu, entonces, en el caso de perturbaciones desequilibradas estas limitaciones se entender醤 que aplican a la corriente por fase total debida a las componentes de secuencia directa e inversa, en caso contrario, no aplicar� limitaci髇. En el caso de los m骴ulos de parque el閏trico con tecnolog韆 de generaci髇 doblemente alimentada, se entender� que la limitaci髇 s髄o aplica a la corriente de secuencia directa.

El valor de los m骴ulos de las ganancias del control de la inyecci髇 de corriente r醦ida y debe poder ser ajustable entre 2 y 6 pu, si bien, el valor por defecto de ambos ser� de 3,5 pu, salvo indicaci髇 expresa del gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema.

No se permite la existencia de bandas muertas en el control. En caso de existir, deber醤 ser parametrizadas con un valor de 0 pu.

El m骴ulo de parque el閏trico ser� capaz de inyectar la corriente requerida, como m韓imo, en los tiempos que se indican a continuaci髇 (ver figura 9), siempre que no exista condici髇 de bloqueo de la electr髇ica de potencia:

• a) El retraso del inicio (t_i) de la inyecci髇/absorci髇 de corriente deber� ser como m醲imo 20 ms.
• b) El tiempo de respuesta (t_r) desde el inicio de la inyecci髇/absorci髇 de corriente hasta que alcanza el 90 % de la respuesta requerida correspondiente al escal髇 en el error de la tensi髇 deber� de ser tal que se cumpla que ti + tr Δ 50 ms.
• c) El tiempo de establecimiento (t_e) desde el inicio de la inyecci髇/absorci髇 de corriente hasta que la respuesta permanece en la banda +20 % y -10 % en torno a la respuesta requerida deber� ser como m醲imo de 60 ms.

No obstante lo anterior, a petici髇 del gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, se podr醤 solicitar tiempos de respuesta (t_r) de hasta 300 ms, ajustables en escalones de 30 ms, y tiempos de establecimiento (t_e) de hasta 600 ms ajustables en escalones de 60 ms.

De acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 20.2.b) del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, el m骴ulo de parque el閏trico puede optar por implementar este control midiendo las variaciones de tensi髇 en los terminales de las unidades de generaci髇 de electricidad (UGE) constituyentes del m骴ulo de parque el閏trico e inyectando r醦idamente una corriente en los terminales de estas unidades.

2.3.2 Capacidad de potencia reactiva.

2.3.2.1. M骴ulos de parque el閏trico tipo D. La capacidad de potencia reactiva se requiere en el punto de conexi髇, en consecuencia, y con car醕ter general, los m骴ulos de parque el閏trico tipo D tendr醤 que compensar toda la energ韆 reactiva, ya sea generada o absorbida, desde su instalaci髇 hasta el punto de conexi髇. No obstante, con car醕ter excepcional el titular y el gestor de red pertinente podr醤 acordar condiciones diferentes.

Se distinguen dos situaciones en relaci髇 con la capacidad de potencia reactiva de un m骴ulo de parque el閏trico tipo D:

• a) Capacidad de potencia reactiva a su capacidad m醲ima (P_max). La capacidad de potencia reactiva del m骴ulo de parque el閏trico ser� tal que, dentro del rango de tensi髇 0,95 Δ V Δ 1,05 pu, deber醤 disponer de capacidad t閏nica para generar y absorber potencia reactiva (Q) dentro de un rango m韓imo obligatorio de tal manera que modificar醤 su producci髇/absorci髇 de potencia reactiva dentro de los l韒ites marcados con l韓ea continua en el diagrama U-Q/P_max de la figura 10.

  

  Durante el funcionamiento en r間imen permanente y fuera del rango de tensiones 0,95 Δ V Δ 1,05 pu, los m骴ulos de parque el閏trico tipo D inyectar醤/absorber醤 potencia reactiva seg鷑 la respuesta del control de tensi髇 (ver apartado 2.3.3), con las limitaciones que, por encontrarse fuera de dicho rango de tensiones, imponga la producci髇 de potencia activa. Es decir, primar� la producci髇 de potencia activa sobre la de reactiva. A su vez, la potencia activa de referencia (P₀) se mantendr� mientras la instalaci髇 tenga capacidad para ello.

  Adicionalmente, los m骴ulos de parque el閏trico tipo D deber醤 suministrar potencia reactiva a su capacidad m醲ima en todo el rango de tensi髇 en el que se requiere que funcionen durante un tiempo ilimitado (ver apartado 2.1). En concreto, la capacidad para suministrar potencia reactiva a la capacidad m醲ima (P_max) dentro de estos rangos de tensi髇 aparece representada en el diagrama U-Q/P_max de la figura 10 con unas extensiones de l韓ea a trazos, sin que sea necesario cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3. Esta capacidad se podr� dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.

  En el caso de que el m骴ulo de parque el閏trico disponga de un cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportaci髇 de esta potencia reactiva, se aceptar� que las extensiones del diagrama U-Q/P_max con l韓eas a trazos se refieran a la capacidad de potencia reactiva con el cambiador de tomas en la toma habitual. Se considerar醤, por tanto, aceptables los movimientos de dicho diagrama U-Q/P_max derivados de la variaci髇 de las tomas en carga, sin perjuicio de que el m骴ulo de parque el閏trico deber� adecuar la toma del transformador mientras la tensi髇 del punto de conexi髇 se encuentre fuera del rango 0,95 Δ V Δ 1,05 pu, para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexi髇. Esta capacidad derivada del uso del cambiador de tomas en carga se podr� dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto, sin ser necesario cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3.

• b) Capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad m醲ima (P<P_max). En esta situaci髇, los m骴ulos de parque el閏trico deber醤 ser capaces de suministrar potencia reactiva en cualquier punto de funcionamiento dentro del perfil P-Q/P_max establecido en la figura 11, siempre que todas las unidades del m骴ulo de parque el閏trico que generan energ韆 est閚 t閏nicamente disponibles, es decir, que no est閚 fuera de servicio debido a mantenimiento o aver韆. En caso contrario, el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema admitir� una menor capacidad de potencia reactiva, teniendo en cuenta las unidades disponibles.

Para rangos de operaci髇 en los que el m骴ulo de parque el閏trico se encuentre inyectando potencia reactiva entre 0,2 y 0,3 de la capacidad m醲ima, de acuerdo con la figura 11, se permitir醤 tiempos de respuesta de hasta 1 minuto, no siendo necesario cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3.

2.3.2.2 M骴ulos de parque el閏trico tipo B o C. A los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B o C les ser� de aplicaci髇 todo lo requerido a los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D en el apartado 2.3.2.1, excepto en el caso de que la capacidad m醲ima sea inferior a 15 MW, en cuyo caso, podr醤 disponer 鷑icamente de la capacidad t閏nica para generar y absorber potencia reactiva (Q) dentro de los l韒ites marcados con l韓ea continua en el diagrama U-Q/P_max de la figura 12.

2.3.3 Modos de control de potencia reactiva. Salvo indicaci髇 en contra del gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema, el control de tensi髇 de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B, C o D se configurar� por defecto con los par醡etros (1) siguientes:

• a) La pendiente se ajustar� en el 2 %.
• b) Se operar� sin banda muerta. No obstante, se acepta una banda de insensibilidad menor o igual al �0,2 % de la tensi髇 nominal.
• c) El tiempo t1 ser� de 1 segundo y t₂ de 5 segundos.

En el caso de los m骴ulos de parque el閏trico tipo B, los modos de control de potencia reactiva ser醤 los mismos que los aplicables a los tipos C y D, y que est醤 definidos en el art韈ulo 21.3.d) del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.

El modo de control de potencia reactiva del m骴ulo de parque el閏trico tendr� capacidad t閏nica para recuperar la respuesta de potencia reactiva consignada tras un cambio repentino en las condiciones del nudo de conexi髇 a la red, en un tiempo inferior a 1 minuto con la precisi髇 especificada en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.

Asimismo, el modo de control de factor de potencia del m骴ulo de parque el閏trico deber� tener capacidad t閏nica para recuperar la respuesta del factor potencia de consigna en un tiempo inferior a 1 minuto tras un cambio repentino en la potencia activa o en el valor de la tensi髇, dentro de los rangos de capacidad de potencia reactiva requeridos. La precisi髇 debe ser tal que el valor del error absoluto de la potencia reactiva sea menor del 5 % de la capacidad m醲ima de potencia reactiva del m骴ulo de generaci髇.

Con el fin de que las actualizaciones de las consignas de tensi髇, de potencia reactiva o de factor de potencia, en su caso, no interfieran con las din醡icas de movimiento de los cambiadores de tomas, se tendr� en cuenta lo siguiente:

• a) El gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema no actualizar� las tensiones de consigna del punto de conexi髇 a la red con tiempos tan r醦idos que puedan provocar interferencias.
• b) Si el m骴ulo de parque el閏trico realiza alg鷑 tipo de traslaci髇 de la tensi髇 de consigna a terminales de unidades de generaci髇, se har� sin que se ocasione ning鷑 tipo de oscilaci髇 ni inestabilidad.

El gestor de la red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, podr� modificar los par醡etros establecidos en este apartado, manteni閚dose siempre dentro de los rangos estipulados en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.

2.3.4 Prioridad de la potencia activa y reactiva. Las salidas de todos los controles que gestionen la potencia activa (o componente activa de la corriente) y las salidas de todos los controles que gestionen la potencia reactiva (o componente reactiva de la corriente) de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo A, B, C o D, estar醤 sujetas a las siguientes reglas de prioridad:

• a) Dentro del rango de tensiones en el punto de conexi髇 definido como V_min Δ V Δ V_max, tendr醤 prioridad las salidas de los controles que gestionen la potencia activa (o componente activa de la corriente). No obstante, las salidas de los controles que gestionen la potencia reactiva (o componente reactiva de la corriente) se deber醤 respetar mientras que el m骴ulo de parque el閏trico no alcance su potencia aparente m醲ima o su corriente aparente nominal.
• b) Fuera del rango de tensiones en el punto de conexi髇 definido como V_min Δ V Δ V_max, tendr醤 prioridad las salidas de los controles que gestionen la potencia reactiva (o componente reactiva de la corriente). No obstante, las salidas de los controles que gestionen la potencia activa (o componente activa de la corriente) se deber醤 respetar mientras que el recurso primario lo permita y el m骴ulo de parque el閏trico no alcance su potencia aparente nominal o su corriente aparente nominal.

A efectos de aplicaci髇 de este requisito se definen las siguientes variables:

• a) V_max, se corresponde con la mayor tensi髇 admisible siguiente:
  • i) En el caso de m骴ulos de parque el閏trico de tipo D, la mayor tensi髇 considerada en los rangos de tensi髇 y tiempos m韓imos que debe soportar sin desconectar indicada en el apartado 2.1.1.
  • ii) En el caso de m骴ulos de parque el閏trico de tipo A, B o C, la mayor tensi髇 admisible considerada dentro de los rangos normales de funcionamiento establecidos por el gestor de red pertinente.
• b) V_min, se corresponde con la menor tensi髇 admisible siguiente:
  • i) En el caso de m骴ulos de parque el閏trico de tipo D, la menor tensi髇 considerada en los rangos de tensi髇 y tiempos m韓imos que debe soportar sin desconectar indicada en el apartado 2.1.1.
  • ii) En el caso de m骴ulos de parque el閏trico de tipo A, B o C, la menor tensi髇 admisible considerada dentro de los rangos normales de funcionamiento establecidos por el gestor de red pertinente.

2.3.5 Amortiguamiento de las oscilaciones de potencia. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C o D podr醤 tener la capacidad de contribuir al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia. En su caso, el principio de funcionamiento y los ajustes y par醡etros del control ser醤 acordados entre el operador del sistema y el propietario del m骴ulo de parque el閏trico.

En caso de no contribuir al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia, el dise駉 de todos sus controles ser� tal que no contribuyan a desamortiguar las oscilaciones de potencia existentes en el punto de conexi髇 entre 0,1 Hz y 1,5 Hz.

2.3.6 Capacidad para limitar la generaci髇 de sobretensiones transitorias. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C o D y de tecnolog韆 diferente a la e髄ica doblemente alimentada limitar醤 la generaci髇 de sobretensiones transitorias durante su funcionamiento todo lo que el estado del arte permita. Con este fin, el m骴ulo de parque el閏trico tendr� la capacidad t閏nica de aplicar el bloqueo de la electr髇ica de potencia o t閏nica similar, de manera que no se inyecte corriente aparente o se controle convenientemente su componente reactiva en menos de 5 ms, una vez que la medida del valor eficaz de la tensi髇 del punto de conexi髇 o en los terminales de las unidades de generaci髇 supera 1,2 pu y se est� inyectando corriente reactiva. En el caso de sobretensi髇 tras despeje de defecto, el bloqueo, o t閏nica similar aplicada, se realizar� en un tiempo m醲imo de 30 ms tras el propio despeje de la falta si est� inyectando corriente reactiva. Esta capacidad estar� activa por defecto salvo indicaci髇 en contra del operador del sistema.

Por otro lado, los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B, C o D que sean de tecnolog韆 diferente a la e髄ica doblemente alimentada deber醤 cumplir con los l韒ites de sobretensiones m醲imas admisibles establecidos en el apartado 4.7.5. de la ITC-RAT 09 del reglamento aprobado mediante Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones t閏nicas y garant韆s de seguridad en instalaciones el閏tricas de alta tensi髇.

El m骴ulo de parque el閏trico de tipo A de tecnolog韆 diferente a la e髄ica doblemente alimentada no generar� sobretensiones en el punto de conexi髇 de la red cumpliendo con los l韒ites indicados en la tabla 6.

Tabla 6. Sobretensiones m醲imas admisibles entre fases en funci髇 de la duraci髇 de la sobretensi髇 en el caso de m骴ulos de parque el閏trico de tipo A

2.4 Requisitos de tensi髇 de los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar. A los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados en corriente alterna a la red de transporte o distribuci髇 les ser醤 de aplicaci髇 los mismos requisitos de tensi髇 establecidos para los m骴ulos de parque el閏trico en tierra conectados a la red de transporte o distribuci髇.

3. Requisitos de robustez

3.1 Requisitos de robustez de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad.

3.1.1 Capacidad para soportar huecos de tensi髇 en caso de faltas equilibradas. Los perfiles de tensi髇 m韓imos en funci髇 del tiempo que deben ser capaces de soportar los m骴ulos de generaci髇 de electricidad ser醤 los que se indican a continuaci髇. En todos los casos, los perfiles representan el l韒ite inferior de la tensi髇 en el punto de conexi髇, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu, antes, durante y despu閟 de una falta.

• a) M骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B, C o D conectados por debajo del nivel de tensi髇 de 110 kV. El perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo ser� el indicado en la figura 13.

  

• b) M骴ulos de parque el閏trico de tipo B, C o D conectados por debajo del nivel de tensi髇 de 110 kV. El perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo ser� el indicado en la figura 14.

  

• c) M骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D conectados a tensi髇 igual o superior 110 kV. El perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo ser� el indicado en la figura 15.

  

• d) M骴ulos de parque el閏trico de tipo D conectados a tensi髇 igual o superior a 110 kV. El perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo ser� el indicado en la figura 16.

  

Las condiciones previas y posteriores a las faltas a tener en cuenta en relaci髇 con la capacidad de soportar huecos de tensi髇 ser醤 las siguientes, salvo especificaci髇 diferente en la Norma T閏nica de Supervisi髇 de aplicaci髇:

• a) La potencia de cortocircuito previa y posterior a la falta:
  • i) Para m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B o C: 5 veces su capacidad m醲ima.
  • ii) Para m骴ulos de parque el閏trico de tipo D: 5 veces su capacidad m醲ima.
  • iii) Para m骴ulos de generaci髇 el閏trica s韓cronos de tipo D: el 80 % de la potencia de cortocircuito m韓ima prevista en el punto de conexi髇 a la red.
• b) El punto de funcionamiento considerado ser� el siguiente:
  • i) Potencia activa igual a la capacidad m醲ima del m骴ulo de generaci髇 de electricidad.
  • ii) Potencia reactiva igual a la m醲ima capacidad de absorci髇 de potencia reactiva requerida a la capacidad m醲ima de potencia activa conforme a lo establecido en el apartado 2.2.1, en el caso de m骴ulos de generaci髇 el閏trica s韓cronos, o en el apartado 2.3.2, en el caso de m骴ulos de parque el閏trico.
  • iii) La tensi髇 se corresponder� con el m韓imo valor para el que se requiera la m醲ima capacidad de absorci髇 de potencia reactiva de conformidad con lo establecido en el apartado 2.2.1, en el caso de m骴ulos de generaci髇 el閏trica s韓cronos, o en el apartado 2.3.2, en el caso de m骴ulos de parque el閏trico.

3.1.2 Capacidad para soportar huecos de tensi髇 en caso de faltas desequilibradas. En relaci髇 con la capacidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B, C o D para soportar huecos de tensi髇 en caso de faltas desequilibradas aplicar� lo siguiente:

• a) En el caso de cortocircuitos bif醩icos a tierra o monof醩icos, aplica el perfil correspondiente de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 para faltas equilibradas a la menor de las tensiones fase-fase o fase-tierra.
• b) En el caso de cortocircuitos bif醩icos aislados de tierra, aplica el perfil correspondiente de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 para faltas equilibradas a la menor de las tensiones fase-fase.
• c) En el caso de que la red a la que se conecta el m骴ulo de generaci髇 de electricidad disponga de neutro, se podr� utilizar como referencia dicho neutro en lugar de la tierra a los efectos del presente requisito.

3.1.3 Bloqueo de la electr髇ica de potencia durante faltas. Al objeto de facilitar el cumplimiento de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 por los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B, C o D, aplica lo siguiente:

• a) Para tensiones en el punto de conexi髇 o de los terminales de las unidades de generaci髇 (fase-tierra o fase-fase, seg鷑 lo que aplique a los efectos del perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 en funci髇 del tipo de falta) inferiores a 0,2 pu se permite el bloqueo en la electr髇ica de potencia, pudiendo dejar a cero la corriente aparente inyectada a la red, teniendo en cuenta que:
  • i) el bloqueo en la electr髇ica de potencia deber� eliminarse antes de transcurridos 100 ms, una vez que la correspondiente tensi髇 supere el valor de 0,2 pu.
  • ii) si el m骴ulo de generaci髇 de electricidad y sus unidades de generaci髇 constituyentes disponen de mayor capacidad t閏nica pudiendo evitar el bloqueo o aplicarlo a tensiones inferiores a 0,2 pu, deber� ser comunicada al gestor de red pertinente en los tr醡ites de acceso a la red. En el caso de m骴ulos de parque el閏trico con conexi髇 en la red de distribuci髇, dicha informaci髇 podr� ser solicitada por el operador del sistema al gestor de red pertinente.
• b) En caso de que la red a la que se conecta el m骴ulo de generaci髇 de electricidad disponga de neutro, se podr� utilizar como referencia dicho neutro en lugar de la tierra.

A requerimiento del gestor de la red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema, el m骴ulo de parque el閏trico tendr� la capacidad de aplicar el bloqueo de la electr髇ica de potencia o t閏nica similar, de manera que no se inyecte corriente aparente o se controle convenientemente su componente reactiva en menos de 5 ms si la medida del valor eficaz de la tensi髇 del punto de conexi髇 o de los terminales de las unidades de generaci髇 baja del umbral que se le requiera. En este caso, el umbral de tensi髇 a solicitar, en su caso, ser� mayor o igual a 0,2 pu. Para la medida del valor eficaz de la tensi髇 se permite un tiempo de hasta 30 ms. En el caso de la tecnolog韆 doblemente alimentada, se permite que durante el bloqueo la corriente no sea nula.

Una vez que la tensi髇 supere dicho umbral anterior, deber� eliminarse el bloqueo de la electr髇ica de potencia o t閏nica similar antes de transcurridos 100 ms.

3.2 Requisitos de robustez de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos.

3.2.1 Capacidad para contribuir a la recuperaci髇 de la potencia activa despu閟 de una falta. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de los tipos B, C o D deber醤 recuperar la potencia activa previa a la perturbaci髇 tan pronto como sea posible, al objeto de mantener la estabilidad del sistema. En este sentido, no aplicar� ninguna ley o estrategia de comportamiento que conlleve una disminuci髇 o retraso de la respuesta en potencia del m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono durante la perturbaci髇. No se consideran a este respecto las actuaciones de emergencia encaminadas a evitar una condici髇 de p閞dida de sincronismo y la desconexi髇 del m骴ulo.

Como l韒ite m醲imo, en las correspondientes condiciones de red, previa y posterior a la falta, establecidas para la capacidad de soportar huecos de tensi髇, la recuperaci髇 de la potencia activa deber� cumplir las siguientes condiciones:

• a) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 no baja de 0,5 pu, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 1 segundo una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.
• b) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,5 pu pero no baja de 0,2 pu, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos una vez que la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.
• c) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,2 pu, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 3 segundos una vez que la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.

Si no se cumple el requisito debido de que la tensi髇 no se recupere con la suficiente rapidez, entonces el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� estar entregando al menos la corriente nominal.

A efectos del cumplimiento de este requisito, en el caso de que la respuesta en potencia activa sea oscilante se considerar� la l韓ea de tendencia de la componente no oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. La oscilaci髇 deber� presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.

3.2.2 Capacidad para soportar saltos angulares. El m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono tipo A, B, C o D estar� capacitado para soportar sin desconexi髇 el cierre de las l韓eas de la red con una diferencia angular entre polos del interruptor de la l韓ea de 30� y, ocasionalmente, de hasta 35�.

3.2.3 Capacidad para soportar sobretensiones transitorias. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos tipo D conectados a la red de transporte ser醩 capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones (2) , en una o en todas las fases, de acuerdo con la figura 17.

A este respecto, y a los efectos de la pertinente protecci髇 de las instalaciones, deber� tenerse en cuenta que en el sistema el閏trico podr韆n aparecer sobretensiones superiores a 1,20 pu.

Por su parte, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de los tipos B, C o D no conectado en la red de transporte, ser醤 capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones temporales (tensi髇 eficaz entre cualquier par de fases en el punto de conexi髇) de acuerdo con la figura 18. Si la red a la que se conecta el m骴ulo de generaci髇 de electricidad tuviera neutro, tambi閚 ser� capaz de permanecer conectado ante sobretensiones fase-neutro.

3.3 Requisitos de robustez de los m骴ulos de parque el閏trico.

3.3.1 Capacidad para contribuir a la recuperaci髇 de la potencia activa despu閟 de una falta. Los m骴ulos de parque el閏trico de los tipos B, C o D deber醤 proporcionar la potencia activa correspondiente al cumplimiento de la inyecci髇 de corriente activa indicada en el desarrollo del requisito de inyecci髇 r醦ida de corriente (apartado 2.3.1) en funci髇 de la tensi髇 existente en cada momento. El cumplimiento de este requisito deber� satisfacerse con la misma velocidad de respuesta exigida para el requisito de inyecci髇 r醦ida de corriente. Una vez que la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, la potencia activa deber� recuperarse tan pronto como sea posible al objeto de mantener la estabilidad del sistema.

La recuperaci髇 de la potencia activa, en las correspondientes condiciones de red, previa y posterior a la falta, establecidas para la capacidad de soportar huecos de tensi髇, deber� cumplir las condiciones que se indican a continuaci髇:

• a) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 no baja de 0,5 pu, y el recurso primario lo permite, el m骴ulo de parque el閏trico deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 1 segundo una vez que la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.
• b) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,5 pu, pero no baja de 0,2 pu, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales
• c) si la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 baja de 0,2 pu, el m骴ulo de parque el閏trico deber� alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 3 segundos una vez la tensi髇 alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci髇 en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.

Si no se cumple el requisito debido de que la tensi髇 no se recupere con la suficiente rapidez, entonces el m骴ulo de parque el閏trico deber� estar entregando, al menos, la corriente nominal.

A los efectos de cumplimiento de este requisito en el caso de que la respuesta en potencia activa sea oscilante, se considerar� la l韓ea de tendencia de la componente no oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. Adicionalmente, deber� presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.

3.3.2 Capacidad para soportar saltos angulares. El m骴ulo de parque el閏trico de tipo A, B, C o D tendr� capacidad para soportar, sin desconexi髇, saltos angulares de hasta 20� en el punto de conexi髇 a la red derivados de las maniobras de interruptores de la red.

Adicionalmente, un m骴ulo de parque el閏trico conectado a la red de distribuci髇 deber� soportar sin da駉, permiti閚dose su desconexi髇, la reconexi髇 fuera de sincronismo en previsi髇 de un reenganche sin actuaci髇 de la protecci髇 anti-isla.

3.3.3 Capacidad para soportar sobretensiones transitorias. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D conectados a la red de transporte ser醤 capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones (tensi髇 eficaz a tierra en el punto de conexi髇), en una o en todas las fases, de acuerdo con la figura 19.

A este respecto, y a los efectos de la pertinente protecci髇 de las instalaciones, se deber� tener en cuenta que en el sistema el閏trico podr韆n aparecer sobretensiones superiores a 1,20 pu.

Por su parte, los m骴ulos de parque el閏trico de los tipos B, C o D no conectado a la red de transporte ser醤 capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones temporales (tensi髇 eficaz entre cualquier par de fases en el punto de conexi髇) de acuerdo con la figura 20. Si la red a la que se conecta el m骴ulo de generaci髇 de electricidad tuviera neutro, tambi閚 ser� capaz de permanecer conectado ante sobretensiones fase-neutro.

Al objeto de facilitar la capacidad para soportar sobretensiones transitorias por los m骴ulos de parque el閏trico, se permite el bloqueo en la electr髇ica de potencia o t閏nica similar (pudiendo dejar a cero la corriente aparente inyectada a la red) para tensiones superiores a V_max en el punto de conexi髇 y, en ausencia de mayor capacidad t閏nica, tambi閚 en elementos interiores de la instalaci髇. A este respecto, un m骴ulo de parque el閏trico cumplir� lo siguiente:

• a) el bloqueo en la electr髇ica de potencia deber� eliminarse antes de transcurridos 100 ms una vez que la tensi髇 caiga por debajo del valor V_max.
• b) en el caso de que exista un transformador intermedio con cambiador de tomas en carga y la capacidad de los elementos interiores de la instalaci髇 sea tal que tenga que hacer uso de la posibilidad de bloqueo de la electr髇ica de potencia por tensi髇 en dichos elementos, la gesti髇 del cambiador ser� tal que minimice el uso de dicho bloqueo.

La capacidad t閏nica de soportar sobretensiones transitorias por parte de un m骴ulo de parque el閏trico y de sus unidades de generaci髇 constituyentes deber� ser comunicada al gestor de red pertinente en los tr醡ites de acceso y conexi髇 a la red.

4. Requisitos de restablecimiento

4.1 Capacidad t閏nica de reconexi髇 tras perturbaci髇. Un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo B, C o D podr� ser capaz de volver a conectarse a la red despu閟 de una desconexi髇 accidental provocada por una perturbaci髇 en la red, con las siguientes condiciones:

• a) Frecuencia dentro del rango 47,5-51,5 Hz durante un tiempo ajustable.
• b) Tensi髇 dentro del rango establecido por el gestor de red pertinente:
  • i) Para la red de tensi髇 superior o igual a 220 kV: el rango delimitado entre la menor y mayor tensi髇 admisible considerada en los rangos de tensi髇 y tiempos m韓imos que debe soportar sin desconectar establecidas en el apartado 2.1.
  • ii) Para la red de tensi髇 inferior a 220 kV: los l韒ites de tensi髇 son 0,9 y 1,1 pu.
• c) Las instalaciones deber醤 equiparse con un dispositivo que no permita el acoplamiento tras la actuaci髇 del rel� de sobrefrecuencia, salvo que la frecuencia se encuentre dentro de un rango parametrizable dentro de los valores del rango anterior durante un tiempo ajustable.

La autorizaci髇 de uso de esta capacidad por parte del m骴ulo de generaci髇 de electricidad est� regulada en el P.O.1.6, indicando los rangos pr醕ticos de frecuencias, tensiones y tiempos de observaci髇 para la permisibilidad de la reconexi髇, los cuales podr醤 ser m醩 reducidos que los aqu� expuestos a t韙ulo de capacidad t閏nica.

4.2 Arranque aut髇omo. El m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo C o D y con capacidad de arranque aut髇omo deber� ser capaz de ponerse en marcha hasta una potencia estable, desde su desconexi髇 total sin suministro de energ韆 el閏trica externo, en un tiempo inferior a 15 minutos.

4.3 Capacidad de resincronizaci髇 r醦ida. El tiempo de funcionamiento m韓imo del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo C o D, tras cambiar a operaci髇 sobre consumos propios, ser� de 4 horas, si el recurso primario lo permite.

No obstante, en casos concretos justificados, el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el operador del sistema podr� requerir un tiempo m韓imo superior.

5. Requisitos de gesti髇 del sistema

5.1 Intercambio de informaci髇. Para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A, B, C o D ser� de aplicaci髇 lo recogido en el procedimiento de operaci髇 que regule la informaci髇 intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada para el intercambio de informaci髇 con los gestores de la red.

5.2 Modelos de simulaci髇. Para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C o D, la informaci髇 a aportar relativa a los modelos de simulaci髇, en cumplimiento de lo requerido por el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, queda cumplimentada por el procedimiento de operaci髇 que regule la informaci髇 intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada para el intercambio de informaci髇 con los gestores de red.

5.3 Calidad de producto. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte, deber醤 cumplir con los par醡etros de calidad de producto establecidos para instalaciones que se conectan a la red de transporte en el procedimiento de operaci髇 12.2.

El m骴ulo de parque el閏trico de tipo A debe garantizar que la corriente continua inyectada no supere el 0,5 % de la corriente nominal.

5.4 Esquemas de protecciones y sus ajustes. A este respecto, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplir醤 lo establecido para las instalaciones conectadas a la red de transporte en el procedimiento de operaci髇 12.2.

En cuanto a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B, C y D no conectado a la red de transporte se distinguen dos casos:

• a) M骴ulos de generaci髇 de electricidad a los que les sea de aplicaci髇 el documento 獵riterios Generales de Protecci髇 del Sistema El閏trico Peninsular Espa駉l�, aprobado por la extinta Comisi髇 Nacional de Energ韆 (actualmente Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia).

  En este caso, el sistema de protecci髇 de la instalaci髇 de enlace y el m骴ulo de generaci髇 de electricidad cumplir醤, al menos, con dicho documento. Asimismo, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad soportar醤 sin da馻rse las faltas con sus correspondientes tiempos de despeje, seg鷑 aparecen definidas en el mencionado documento.

• b) M骴ulos de generaci髇 de electricidad a los que no les sea de aplicaci髇 el citado documento 獵riterios Generales de Protecci髇 del Sistema El閏trico Peninsular Espa駉l�.

  En este caso, los sistemas de protecci髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados a tensi髇 superior a 1 kV cumplir醤 con lo indicado en la ITC-RAT 09 del Reglamento sobre condiciones t閏nicas y garant韆s de seguridad en instalaciones el閏tricas de alta tensi髇 o reglamentaci髇 espec韋ica en materia de seguridad y protecci髇 que le resulte de aplicaci髇.

  Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados a tensi髇 igual o inferior a 1 kV cumplir醤 lo indicado en el Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexi髇 a red de instalaciones de producci髇 de energ韆 el閏trica de peque馻 potencia, y en la ITC-BT 40 del Reglamento electrot閏nico para baja tensi髇.

  Los ajustes de protecci髇 se definir醤 en la normativa t閏nica de cada gestor de la red de distribuci髇 atendiendo a las caracter韘ticas de la red en el punto de conexi髇.

5.5 Criterios de detecci髇 de p閞dida de estabilidad angular o de p閞dida de control. Los propietarios de m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C o D comunicar醤 al gestor de la red pertinente y al operador del sistema los criterios de p閞dida de estabilidad. El gestor de la red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, analizar� y validar� dichos criterios y los ajustes propuestos, si fuera de aplicaci髇.

5.6 Instrumentaci髇. En el caso de m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C y D la activaci髇 de cualquier rel� de protecci髇 deber� quedar registrada junto a la oscilograf韆. El propietario del m骴ulo de generaci髇 de electricidad tendr� la obligaci髇 de facilitar al gestor de red pertinente el registro de faltas y la oscilograf韆, a petici髇 del mismo.

5.7 Modo de conexi髇 a tierra del neutro de los transformadores elevadores. En relaci髇 con la conexi髇 a tierra del neutro de los transformadores elevadores, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplir醤 con lo especificado en el procedimiento de operaci髇 12.2.

En cuanto a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad tipo C y D no conectado a la red de transporte, el esquema de conexi髇 no afectar� al funcionamiento y operaci髇 de la red. Por su parte, el tratamiento del neutro nunca aportar� corriente de neutro ante faltas a tierra en la red a la que se encuentra conectado, salvo indicaci髇 en contra del gestor de red de distribuci髇. Para ello, el devanado de alta de los transformadores de acoplamiento a la red de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad ser� preferentemente en tri醤gulo o estrella sin conexi髇 del neutro a tierra, pero con aislamiento pleno y accesible.

5.8 Ajustes de dispositivos de sincronizaci髇. En relaci髇 con los ajustes de los dispositivos de sincronizaci髇, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplir醤 con lo especificado al respecto en el procedimiento de operaci髇 12.2.

5.9 Limitaci髇 a las rampas de subida y bajada de la potencia. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C o D tendr醤 la capacidad de aplicar limitaciones al valor de las rampas de subida o bajada de la producci髇. En cualquier caso, siempre ser韆n dentro del rango donde disponen de capacidad t閏nica de subida y bajada de la potencia de acuerdo a lo establecido en el apartado 1.6 de este anexo y considerando su tecnolog韆 y la disponibilidad del recurso primario en cada momento.

Dichas limitaciones a las rampas ser醤 establecidas por el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el operador del sistema, en tiempo real obedeciendo a un porcentaje m醲imo de variaci髇 de la generaci髇 respecto a la capacidad m醲ima del m骴ulo de generaci髇 de electricidad en un rango de 15 minutos.

Estas limitaciones a las rampas de subida y bajada no aplican a las modificaciones de potencia derivadas de la actuaci髇 de los modos MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U correspondientes a las variaciones de la frecuencia.

ANEXO II
Requisitos t閏nicos para la conexi髇 a la red de instalaciones de demanda y distribuci髇

1. Requisitos de frecuencia

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci髇 conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 deben ser capaces de permanecer conectadas a la red y funcionar, sin da駉, dentro de los rangos de frecuencia y periodos de tiempo especificados a continuaci髇:

No obstante lo anterior, en el caso de instalaciones de distribuci髇 conectadas a la red de transporte e instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte, los rangos de frecuencia indicados en la tabla anterior se modifican en funci髇 de la tensi髇, de acuerdo con la figura 1 y la figura 2 las cuales indican, dentro de cada rango combinado frecuencia-tensi髇, el tiempo m韓imo que la instalaci髇 deber� permanecer conectada a la red.

Si resulta t閏nicamente viable establecer rangos de frecuencia m醩 amplios o per韔dos de funcionamiento m韓imos m醩 prolongados, el propietario de la instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribuci髇, podr� acordar con el operador del sistema rangos de frecuencia m醩 amplios o per韔dos de funcionamiento m韓imos m醩 prolongados.

2. Requisitos de tensi髇

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci髇 conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 deben ser capaces de permanecer conectadas a la red y de funcionar dentro de los rangos de tensi髇 en el punto de conexi髇, expresados en valores unitarios respecto a la base de tensi髇 y durante los periodos de tiempo m韓imo especificados a continuaci髇:

• a) Cuando la tensi髇 de base para los valores pu se sit鷄 en un valor igual o superior a 110 kV y hasta un valor inferior a 300 kV:

  Rango de tensi髇	Periodo de tiempo de funcionamiento
  0,90 p.u-1,118 p.u	Ilimitado
  1,118 p.u-1,15 p.u	60 minutos

• b) Cuando la tensi髇 de base para los valores pu se sit鷄 entre 300 kV y 400 kV:

  Rango de tensi髇	Periodo de tiempo de funcionamiento
  0,90 p.u-1,0875 p.u	Ilimitado
  1,0875 p.u-1,10 p.u	60 minutos

En los casos de sobretensi髇 y subfrecuencia simult醤eas o subtensi髇 y sobrefrecuencia simult醤eas, las instalaciones de distribuci髇 conectadas directamente a la red de transporte o las instalaciones de consumo conectadas directamente a la red de transporte se podr醤 acoger a lo establecido en el apartado 1.1, con respecto a las variaciones combinadas de frecuencia y tensi髇.

Adicionalmente, para aquellas instalaciones conectadas a la red de transporte a un nivel de tensi髇 inferior a 110 kV resulta de aplicaci髇 los mismos rangos de tensi髇 que sean de aplicaci髇 en las redes de distribuci髇 para cada nivel de tensi髇, seg鷑 la normativa que corresponda.

3. Requisitos de potencia de cortocircuito

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte deber醤 cumplir con lo establecido en el procedimiento de operaci髇 12.2.

4. Requisitos de potencia reactiva

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte deber醤 ser capaces de funcionar en r間imen permanente en su punto de conexi髇 dentro de un rango de potencia reactiva de factor de potencia 0,9 capacitivo a 0,9 inductivo.

5. Requisitos de protecci髇

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte deber醤 cumplir con lo establecido en el procedimiento de operaci髇 12.2, as� como en el Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016.

6. Requisitos de control

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte deber醤 cumplir con lo establecido en los procedimientos de operaci髇 12.2, as� como en el Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y en los procedimientos de operaci髇 11.2 y 11.3.

El acuerdo entre el operador del sistema y el propietario de la instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o el propietario de la instalaci髇 de distribuci髇 conectada a la red de transporte deber� contener al menos los siguientes elementos:

• a) funcionamiento aislado (red).
• b) amortiguaci髇 de oscilaciones, que cuenten con los dispositivos adecuados.
• c) perturbaciones de la red de transporte.
• d) cambio autom醫ico al suministro de emergencia y restablecimiento a la topolog韆 normal.
• e) reconexi髇 autom醫ica del interruptor (en faltas monof醩icas).

7. Requisitos de desconexi髇 y reconexi髇 de demanda

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte deber醤 cumplir con los requisitos relacionados con las capacidades funcionales de deslastre de cargas por m韓ima frecuencia establecidos en el Reglamento (UE) n.^o 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisi髇, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un c骴igo de red relativo a emergencia y reposici髇 del servicio.

Por otra parte, todos los transformadores de distribuci髇 que se conecten directamente a la red de transporte, as� como los transformadores de consumidores directamente conectados a la red de transporte, deber醤 ser capaces de bloquear los reguladores de tomas autom醫icos de manera remota a petici髇 del operador del sistema.

En relaci髇 con la desconexi髇 o reconexi髇 de una instalaci髇 de consumo conectada a la red de transporte o una red de distribuci髇 conectada a la red de transporte, todas las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte deber醤 cumplir los requisitos establecidos en el procedimiento de operaci髇 1.6 y en el Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016.

8. Calidad de suministro

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte deber醤 cumplir con lo establecido en el procedimiento de operaci髇 12.2.

En relaci髇 con las instalaciones de distribuci髇 nuevas conectadas a la red de transporte para el suministro a nuevas instalaciones de demanda conectadas a la red de distribuci髇, cuyas perturbaciones puedan afectar a la red de transporte, y a partir de la primera unidad de transformaci髇 a conectar en una misma subestaci髇 de la red de transporte en su relaci髇 de transformaci髇, se analizar� caso por caso el alcance de la aplicaci髇 a dichas unidades de los l韒ites de emisi髇 de las caracter韘ticas de la onda de tensi髇 indicados en el procedimiento de operaci髇 12.2. para las instalaciones de generaci髇 y de consumo conectadas a la red de transporte.

Adicionalmente, aquellas instalaciones de demanda con conexi髇 a la red de distribuci髇 que tengan afecci髇 significativa en la red de transporte a efectos de calidad de onda, deber醤 cumplir con los l韒ites de emisi髇 de las caracter韘ticas de la onda de tensi髇 indicados en el procedimiento de operaci髇 12.2. para las instalaciones de generaci髇 y de consumo conectadas a la red de transporte en los t閞minos recogidos en dicho procedimiento de operaci髇.

A estos efectos, se considera que las instalaciones de demanda con conexi髇 a la red de distribuci髇 tienen afecci髇 significativa a efectos de calidad de onda, si est醤 conectadas a un nivel de tensi髇 con transformaci髇 directa a la red de transporte y cuya potencia asociada a los derechos de extensi髇 sea igual o superior a 20 MW.

9. Requisitos de intercambio de informaci髇

Para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci髇 conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇, les ser� de aplicaci髇 lo recogido en el procedimiento de operaci髇 que regule la informaci髇 intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada.

10. Modelos de simulaci髇

Para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci髇 conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci髇, les ser� de aplicaci髇 lo recogido en el procedimiento de operaci髇 que regule la informaci髇 intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada.

Al respecto de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte deber醤 instalar un registrador de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensi髇 y frecuencia, con un periodo de muestreo inferior a 50 ms a fin de comparar la respuesta del modelado con registros reales.

En el caso de instalaciones de red de distribuci髇 conectadas a la red de transporte, el operador del sistema podr� requerir la instalaci髇 de un registrador de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensi髇 y frecuencia, con un periodo de muestreo inferior a 50 ms, a fin de comparar la respuesta del modelado con registros reales.

11. Requisitos espec韋icos de respuesta de demanda

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte que presten servicios de respuesta de demanda deber醤 cumplir con los requisitos establecidos en el anexo II y, en su caso, en el procedimiento de operaci髇 12.2, as� como con los requisitos espec韋icos del servicio que presten conforme al Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y que se desarrollen en la normativa correspondiente.

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de distribuci髇 a un nivel de tensi髇 igual o superior a 110 kV que presten servicios de respuesta de demanda al operador del sistema, conforme al Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, deber醤 cumplir con los rangos de frecuencia y de tensi髇 establecidos en los apartados 1 y 2 del anexo II para las instalaciones conectadas a la red de transporte; as� como con los requisitos de intercambio de informaci髇 establecidos en el procedimiento de operaci髇 que regule la informaci髇 intercambiada por el operador del sistema. Estas instalaciones cumplir醤 con los requisitos espec韋icos del servicio que presten conforme al Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y que se desarrollar醤 en la normativa correspondiente.

Las instalaciones de demanda conectadas a la red de distribuci髇 a un nivel de tensi髇 inferior a 110 kV que presten servicios de respuesta de demanda al operador del sistema, conforme al Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, ser醤 capaces de funcionar por un tiempo ilimitado para el rango de tensi髇 entre 0,9 pu y 1,1 pu� as� como con los requisitos de intercambio de informaci髇 establecidos en el procedimiento de operaci髇 que regule la informaci髇 intercambiada por el operador del sistema. Estas instalaciones cumplir醤 con los requisitos espec韋icos del servicio que presten conforme al Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y que se desarrollen en la normativa correspondiente.

ANEXO III
Requisitos para la conexi髇 de sistemas de alta tensi髇 en corriente continua (sistemas HVDC)

1. Rangos de frecuencia

Un sistema HVDC debe ser capaz de permanecer conectado a la red, manteniendo sus capacidades nominales, dentro de los rangos de frecuencia y periodos de tiempo especificados en la siguiente tabla:

Tabla 1. Periodos de tiempo m韓imos durante los que un sistema HVDC debe ser capaz de permanecer conectado a la red manteniendo sus capacidades nominales

2. Capacidad de soportar derivadas de frecuencia

Un sistema HVDC ser� capaz de soportar los valores de derivadas de la frecuencia a los que se refiere el art韈ulo 12 del Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, los cuales no deber醤 ser entendidos como ajustes de sistemas de protecci髇 por derivada de frecuencia.

3. Controlabilidad de la potencia activa, intervalo de control, y tasa de incremento

3.1 Capacidad de control de la potencia activa. Un sistema HVDC deber� ser capaz de gestionar su potencia activa desde su capacidad m韓ima hasta su capacidad m醲ima de transporte ante una consigna del operador del sistema, la cual deber� tener en cuenta las siguientes consideraciones m韓imas:

• a) La potencia activa de un sistema HVDC deber� poder modificarse en escalones de potencia activa de al menos 1 MW, sin perjuicio de que,en casos espec韋icos, dicho escal髇 m韓imo pueda ser reducido por el operador del sistema.
• b) El valor de la potencia activa m韓ima de transporte de un sistema HVDC en cada direcci髇, se definir� tras un an醠isis individualizado de cada proyecto.
• c) El sistema HVDC deber� ser capaz de recibir consignas de potencia activa transportada y deber� ser capaz de reajustar su potencia activa transportada tras la recepci髇 de una nueva consigna de potencia, que podr韆 recibirse cada 1,5 segundos. El tiempo m醲imo desde que se recibe la nueva consigna hasta que el sistema HVDC comienza a modificar su potencia activa transportada no ser� superior a 200 ms. A petici髇 del titular de la instalaci髇, el operador del sistema podr� acordar tiempos superiores tras un an醠isis individual de cada proyecto.

El modo por defecto de control de la potencia activa de un sistema HVDC ser� el de consigna fija, entendi閚dose este como el modo de control en el que la potencia activa a trav閟 del sistema HVDC ser� igual a la consigna establecida a petici髇 del operador del sistema, sin perjuicio de que, adicionalmente, otras funciones de control autom醫ico implementadas en el sistema HVDC puedan modificar dicho valor. No obstante, el operador del sistema, tras un an醠isis individualizado de cada proyecto, podr� requerir otros modos de control adicionales de la potencia activa de un sistema HVDC, para lo cual, el operador del sistema deber� especificar el principio de funcionamiento de dicho modo de control y los par醡etros asociados, as� como el criterio de activaci髇.

Salvo indicaci髇 en contra por parte del operador del sistema, los sistemas HVDC deber醤 ser capaces de realizar una inversi髇 r醦ida de la potencia activa, entendi閚dose esta como la capacidad de modificar la potencia de un sistema HVDC desde la capacidad m醲ima de transporte de potencia activa en una direcci髇, hasta la capacidad m醲ima de transporte de potencia activa en la otra direcci髇, tan r醦ido como sea t閏nicamente posible y siempre en un tiempo inferior a 1 segundo. En el caso de que el n鷐ero de inversiones est� t閏nicamente limitado, ser� el m醲imo posible, si bien en cualquier caso dicho n鷐ero m醲imo de inversiones deber� ser aceptado por el operador del sistema.

3.2 Rampas de potencia activa. Tras una orden de cambio de potencia activa por parte del operador del sistema, el sistema HVDC debe ser capaz de modificar su potencia activa lo m醩 r醦idamente como sea posible y el propietario deber� comunicar al operador del sistema los valores m醲imo y m韓imo de la rampa de potencia activa que el sistema HVDC es capaz de soportar.

No obstante, el operador del sistema deber� poder ajustar el valor de la rampa, al menos, desde 1 MW/min hasta 5 veces su potencia m醲ima por minuto, parametrizables en escalones de 1 MW/min.

Cuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia activa con un valor determinado de la rampa, dicha rampa podr� bloquearse en cualquier momento, de forma manual, autom醫ica o a trav閟 de una se馻l remota, de tal forma que el valor de potencia activa transportada por el sistema HVDC deje de variar y permanezca constante en el valor de potencia activa que ten韆 antes de ejecutar dicho bloqueo de la rampa. Igualmente, de forma manual, autom醫ica, o a trav閟 de una se馻l remota, dicha rampa deber� poder continuar tras dicho bloqueo.

3.3 Automatizaci髇 del sistema. Con objeto de aumentar la controlabilidad autom醫ica de la potencia activa transportada por el sistema HVDC, ser醤 necesarias las siguientes funciones de control.

3.3.1 Rango de operaci髇 de potencia activa. El sistema HVDC deber� estar dotado de una funcionalidad que permita limitar la potencia activa dentro de un rango de operaci髇 establecido por el operador del sistema, es decir, entre un l韒ite m醲imo y un l韒ite m韓imo de potencia activa, de tal forma que el valor de la potencia activa transportada a trav閟 del sistema HVDC no pueda salirse de dicho rango. Los valores umbral m醲imo y m韓imo de potencia activa que conforman el rango de operaci髇 limitado deber醤 poder ser enviados por el operador del sistema de forma remota al sistema de control del sistema HVDC y nunca podr醤 ser superados.

3.3.2 Acciones correctivas de modulaci髇 de la potencia activa. De conformidad con lo establecido en el art韈ulo 13.3 del Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, el sistema HVDC estar� equipado con una funci髇 de control que, en caso de llegada de una se馻l externa, se lleven a cabo acciones correctivas, mediante las cuales la potencia activa del sistema HVDC se vea autom醫icamente modificada. En caso de activaci髇 de la acci髇 correctiva, el sistema HVDC deber� ser capaz de:

• a) Modificar los l韒ites m韓imo y m醲imo del rango de operaci髇 de la potencia activa del sistema HVDC, tal como se han definido en el apartado 3.3.1, y/o
• b) Modificar la consigna de potencia activa transportada por el sistema HVDC hasta un nuevo valor que ser� o bien un nuevo valor preestablecido, o bien un nuevo valor resultado de sumarle al valor inicial un incremento de potencia preestablecido y siempre inferior a la capacidad m醲ima del sistema HVDC. Para la modificaci髇 de la potencia activa transportada por el sistema HVDC se deber� tener en cuenta un nuevo valor de la rampa de variaci髇 de potencia activa preestablecida dentro del rango completo de rampas declarado por el propietario del sistema HVDC.

Dado que esta funcionalidad es necesaria para que el sistema HVDC pueda adoptar acciones correctivas autom醫icamente en funci髇 de las condiciones del sistema el閏trico y que, por tanto, est� condicionada por la topolog韆 de la red, tras un an醠isis individual de cada proyecto, el operador del sistema deber� especificar el n鷐ero de acciones correctivas necesarias, las caracter韘ticas de las se馻les externas de activaci髇, as� como la l骻ica de activaci髇 de la acci髇 correctiva. Los ajustes de los par醡etros preestablecidos asociados a cada acci髇 correctiva deber醤 ser establecidos por el operador del sistema y podr醤 ser modificados de forma remota.

Estas acciones correctivas de modulaci髇 de la potencia activa deber醤 ejecutarse lo m醩 r醦idamente posible y sin considerar los requisitos a las rampas de potencia establecidas en el apartado 3.2.

4. Requisitos de potencia activa en funci髇 de las variaciones de frecuencia

De conformidad con lo establecido en el art韈ulo 15 y en el anexo II del Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, los requisitos de potencia activa en funci髇 de las variaciones de frecuencia comprenden tres modos de control: el Modo de Regulaci髇 Potencia-Frecuencia (MRPF), el Modo de Regulaci髇 Potencia-Frecuencia Limitado-Sobrefrecuencia (MRPFL-O) y el Modo de Regulaci髇 Potencia-Frecuencia Limitado-Subfrecuencia (MRPFL-U). La acci髇 de estos ha de ser entendida de forma acumulativa a la consigna de potencia activa transportada por el sistema HVDC o a cualquier otro modo de control de la potencia activa previsto para el sistema HVDC.

Tras un an醠isis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema especificar� la necesidad de estos modos de regulaci髇 y los par醡etros asociados a los mismos dentro de los rangos establecidos en el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016.

As� mismo, tras el an醠isis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema especificar� los detalles adicionales asociados a dichos modos de control, tales como funciones adicionales de control, medida, monitorizaci髇 o bloqueo, atendiendo para ello a factores como topolog韆 de la red cercana a la que el sistema HVDC va a conectarse, caracter韘ticas de los sistemas que el sistema HVDC interconectar� o tipo de acoplamiento de frecuencia que quiera realizarse entre los extremos del sistema HVDC, entre otros.

Adicionalmente, el operador del sistema podr� requerir que los sistemas HVDC incluyan un modo de control de la frecuencia que consista en un control continuo, que deber� producir incrementos o decrementos de potencia activa en respuesta a variaciones de frecuencia, si esta fuera diferente en los extremos del sistema HVDC. El principio de funcionamiento de este control y los par醡etros asociados deber醤 ser establecidos por el operador del sistema.

5. M醲ima potencia activa perdida

El operador del sistema podr� determinar el valor m醲imo de p閞dida de inyecci髇 de potencia activa de un sistema HVDC, tras un an醠isis individual de cada proyecto.

6. Rangos de tensi髇

Los sistemas HVDC deber醤 ser capaces de permanecer conectados a la red, manteniendo sus capacidades nominales, siempre que la tensi髇 en el punto de conexi髇 se encuentre dentro de los rangos de tensi髇 y periodos de tiempo especificados en la tabla 2 y en la tabla 3, en funci髇 de su tensi髇 nominal.

Tabla 2 Periodos de tiempo m韓imos durante los cuales el sistema HVDC debe ser capaz de funcionar sin desconectarse de la red para tensiones nominales del punto de conexi髇 a la red iguales o mayores que 110 kV y menor que 300 kV

Tabla 3. Periodos de tiempo m韓imos durante los cuales el sistema HVDC debe ser capaz de funcionar sin desconectarse de la red para tensiones nominales del punto de conexi髇 a la red entre 300 kV y 400 kV (ambos valores incluidos)

En el caso de sistemas HVDC conectados a una red de tensi髇 nominal inferior a 110 kV se considerar醤 los periodos de tiempo m韓imos y rangos de tensi髇 que establezca el gestor de la red pertinente.

7. Control de inyecci髇 r醦ida de corriente

Los sistemas HVDC deber醤 estar dotados de una funci髇 de control que active la inyecci髇 o absorci髇 r醦ida de corriente gestion醤dola mediante un control continuo durante el r間imen perturbado. Dicha funci髇 de control deber� cumplir con los requisitos que se exponen a continuaci髇, sin perjuicio de que el operador del sistema, en coordinaci髇 con el propietario del sistema HVDC, pueda proponer otro principio de funcionamiento de este control.

El control de inyecci髇 o absorci髇 r醦ida de corriente comenzar� su actividad en el momento en que la tensi髇 eficaz del punto de conexi髇 del sistema HVDC, U, salga del rango Umin1 Δ U Δ Umax1, ya sea por subtensi髇 o sobretensi髇. Tras un an醠isis individual de cada proyecto, el operador del sistema, en coordinaci髇 con el propietario del sistema HVDC, establecer� los valores de Umin1 y Umax1, que deber醤 ser parametrizables. No obstante, a modo indicativo para la correcta comprensi髇 del requisito, Umin1 estar韆 normalmente dentro del rango de tensiones entre 0,90 pu y 0,85 pu, y Umax1 estar韆 normalmente comprendido entre 1,05 pu y 1,1 pu.

Una vez activado, este control permanecer� activo hasta que la tensi髇 eficaz en el punto de conexi髇, U, vuelva a encontrarse dentro del rango Umin1 ΔU ΔUmax1. Tras la desactivaci髇 de este control, el sistema HVDC retornar� al r間imen de funcionamiento previo a la perturbaci髇, sin perjuicio de que, posteriormente, si se volviera a dar la condici髇 de activaci髇, el control deber� volver a activarse.

En caso de perturbaciones equilibradas, la inyecci髇 o absorci髇 r醦ida de corriente ser� tal que el sistema HVDC deber� inyectar o absorber, en funci髇 de la tensi髇 eficaz en el punto de conexi髇, U, mediante un control continuo, una corriente reactiva, ΔIr, igual que la indicada en la figura 1, de forma incremental a la corriente reactiva previa a la perturbaci髇.

En caso de perturbaciones desequilibradas, se emplear� un control similar. No obstante, esta corriente se inyectar� o absorber� intensidades de secuencia directa e inversa (seg鷑 le corresponda al tipo de desequilibrio) en el punto de conexi髇 a la red.

Tras un an醠isis individual de cada proyecto, el operador del sistema, en coordinaci髇 con el propietario del sistema HVDC, establecer� los valores de Umin2 y Umax2, que deber醤 ser parametrizables. No obstante, a modo indicativo para la correcta comprensi髇 del requisito, Umin2 estar韆 normalmente dentro del rango de tensiones entre 0,85 pu y 0,6 pu, y Umax2 estar韆 normalmente comprendido entre 1,1 pu y 1,4 pu.

La inyecci髇 o absorci髇 r醦ida de corriente reactiva provista por esta funci髇 de control, ΔIr, debe ser adicional a la provista por el control de tensi髇 de r間imen permanente, tal y como se describe en el apartado 10 de este anexo relativo a los modos de control de la potencia reactiva. La corriente total inyectada o absorbida por el sistema HVDC ser�, como m韓imo, de 1 pu, si bien, podr� ser mayor en caso de que el sistema HVDC tenga mayor capacidad que la corriente nominal. Adicionalmente a la componente de corriente reactiva total resultante de la acci髇 acumulada de esta funci髇 de control y del control de la potencia reactiva en r間imen permanente seg鷑 el apartado 10, el sistema HVDC deber� inyectar componente de corriente activa hasta alcanzar la corriente nominal del m骴ulo de parque el閏trico, o su capacidad m醲ima.

En caso de perturbaciones desequilibradas, se emplear� un control similar al descrito para perturbaciones equilibradas, si bien, se inyectar� o absorber� intensidad de secuencia directa e inversa, seg鷑 corresponda al tipo de desequilibrio en el punto de conexi髇 a la red. Los detalles de esta funcionalidad ser醤 acordados entre el operador del sistema y el propietario del sistema HVDC tras un an醠isis individual de cada proyecto.

En cuanto a la velocidad de respuesta de la inyecci髇 o absorci髇 r醦ida de corriente, el sistema HVDC deber� ser capaz de inyectar o absorber la componente reactiva, en los tiempos m醲imos siguientes en el caso de un escal髇 en la tensi髇 del punto de conexi髇 U:

• - El tiempo m醲imo de respuesta, incluyendo el retardo de la medida, desde que ocurre una variaci髇 de tensi髇 hasta que comienza la variaci髇 de la corriente reactiva, ser� de 20 ms.
• - El tiempo m醲imo de respuesta, desde que comienza la variaci髇 de corriente reactiva hasta que alcanza el 90 % de la respuesta correspondiente al escal髇 en el error de la tensi髇 ΔU, ser� de 30 ms.
• - El tiempo m醲imo de respuesta, desde que comienza la variaci髇 de corriente reactiva hasta que la respuesta permanece en la banda �5 % en torno a la respuesta esperada, ser� de 60 ms.

No obstante lo anterior, a petici髇 del operador del sistema, se podr醤 solicitar tiempos de respuesta diferentes.

Para la componente activa de la corriente, la velocidad de respuesta deber� ser la m醩 r醦ida t閏nicamente factible, siendo deseable la misma velocidad de respuesta que la exigida para la componente reactiva, independientemente de que, a este respecto, aplicar� tambi閚 lo dispuesto en el apartado 15 de este anexo.

En caso de que aplicara alguna limitaci髇 del rango de operaci髇 de potencia reactiva, tal y como se define en el apartado 10 de este anexo, para la activaci髇 de la funci髇 de control de la inyecci髇 o absorci髇 r醦ida de corriente de falta, el sistema HVDC deber韆 ignorar dicha limitaci髇, si bien, deber� volver a aplicarla tras la desactivaci髇 del control de inyecci髇 o absorci髇 r醦ida.

8. Capacidad de potencia reactiva

En cuanto a la capacidad de potencia reactiva de un sistema HVDC, la figura 2 representa el diagrama U-Q/Pmax, que establece los l韒ites m韓imos dentro de los cuales el sistema HVDC debe ser capaz de suministrar potencia reactiva a su capacidad m醲ima (Pmax). Tal y como muestra dicha figura, dentro del rango de tensi髇 0,95 Δ U Δ 1,05 pu, los sistemas HVDC deber醤 disponer de la capacidad t閏nica de generar y absorber potencia reactiva (Q) en un rango m韓imo obligatorio y deber醤 modificar su producci髇 y absorci髇 de potencia reactiva dentro de dichos l韒ites, de forma que colaboren en el mantenimiento de la tensi髇 en el punto de conexi髇, dentro de la banda de tensiones admisibles.

Para la provisi髇 de la potencia reactiva de acuerdo con la figura 2, se requiere que la velocidad de respuesta sea elevada, es decir, de acuerdo a lo requerido en el apartado 10 de este anexo sobre los modos de control de la potencia reactiva del sistema HVDC.

Fuera del rango de tensiones 0,95 Δ U Δ 1,05 pu durante el funcionamiento en r間imen permanente, el sistema HVDC inyectar�/absorber� potencia reactiva seg鷑 la respuesta del control de tensi髇 con las limitaciones que, por encontrarse fuera de dicho rango de tensiones, imponga la producci髇 de potencia activa. Es decir, primar� la producci髇 de potencia activa sobre la de reactiva. A su vez, la potencia activa de referencia (P₀) se mantendr� mientras la instalaci髇 tenga capacidad para ello.

Adicionalmente, los sistemas HVDC deber醤 aportar potencia reactiva en los rangos de tensi髇 extendidos que se muestran en el diagrama U-Q/Pmax de la figura 3, la cual establece la capacidad de reactiva que, dentro de dichos rangos, el sistema HVDC debe ser capaz de suministrar a su capacidad m醲ima (Pmax). La aportaci髇 de potencia reactiva se podr� dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.

En caso de que el sistema HVDC disponga de un cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportaci髇 de esta potencia reactiva, la figura 2 podr� referirse a la capacidad de potencia reactiva con el cambiador de tomas en la toma correspondiente tal que se tenga 1 pu en el punto de conexi髇 a la red. En consecuencia, se aceptar醤 los movimientos de dicho diagrama U-Q/Pmax derivados de la variaci髇 de las tomas en carga, sin perjuicio de que el sistema HVDC deber� adecuar la toma del transformador mientras la tensi髇 del punto de conexi髇 se encuentre fuera del rango 0,95 Δ U Δ 1,05 pu para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexi髇 al cabo de 1 minuto.

Sin perjuicio de la capacidad de reactiva del sistema HVDC definida por la figura 2 y por la figura 3, el operador del sistema podr� requerir, por razones de estabilidad, que se implemente una funci髇 de limitaci髇 de la potencia reactiva dependiendo de la tensi髇.

En cuanto a la capacidad de potencia reactiva cuando el sistema HVDC opere a potencias activas inferiores a la capacidad m醲ima de transporte de potencia activa, el sistema HVDC ser� igualmente capaz de proveer, al menos, la potencia reactiva indicada en la figura 2 y en la figura 3. El propietario del sistema HVDC deber� informar al operador del sistema de la capacidad disponible de potencia reactiva, adicional a la indicada en la figura 2 y la figura 3, que es capaz de proporcionar. El operador del sistema podr� requerir potencia reactiva adicional siempre que esto no implique un mayor dimensionamiento del equipo principal.

9. Potencia reactiva intercambiada por la red

Las variaciones bruscas de la tensi髇 en el punto de conexi髇 de un sistema HVDC ocasionadas por la conexi髇 y desconexi髇 de equipos que forman parte del sistema HVDC, no podr醤 ser superiores al 4 % de la tensi髇 en r間imen permanente del punto de conexi髇 previa a la variaci髇 de potencia reactiva.

10. Modos de control de la potencia reactiva

Los sistemas HVDC deber醤 ser capaces de operar en los siguientes modos de control de potencia reactiva:

• a) Modo de control a consigna de potencia reactiva.
• b) Modo de control a consigna de tensi髇.

Lo anterior se entender� sin perjuicio de que, tras un an醠isis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema pueda requerir modos de control adicionales.

A trav閟 de los modos de control de la potencia reactiva anteriores, los sistemas HVDC podr醤 trabajar en cualquiera de los puntos dentro del 醨ea definida por la figura 2 y la figura 3. El operador del sistema especificar� en qu� modo de control deber� operar el sistema HVDC y podr� remitir 髍denes de cambio de modo de control telem醫icamente. El cambio del modo de control se har� de tal forma que el sistema HVDC permanezca estable y sin modificaci髇 en la potencia reactiva intercambiada por la red.

El modo de control de la potencia reactiva, en cualquiera de las modalidades antes se馻ladas, deber� ser independiente en cada estaci髇 convertidora del sistema HVDC.

De manera adicional, e independientemente de en cu醠 de los dos modos de control de potencia reactiva se encuentre funcionando, el sistema HVDC deber� estar dotado de una funcionalidad que permita limitar la potencia reactiva dentro de un rango de operaci髇 establecido por el operador del sistema, es decir, entre un l韒ite m醲imo y un l韒ite m韓imo de potencia reactiva, de tal forma que, en condiciones de funcionamiento en r間imen permanente, el valor de la potencia reactiva intercambiada entre el sistema HVDC y el sistema el閏trico en el punto de conexi髇 no pueda salirse de dicho rango. Dichos valores umbral m醲imo y m韓imo de potencia reactiva que conforman el rango de operaci髇 limitado ser醤 establecidos por el operador del sistema y deber醤 poder enviarse de forma remota al sistema de control del HVDC.

10.1 Modo de control a consigna de potencia reactiva. El modo de control de potencia reactiva es aquel en el que la consigna de potencia reactiva en cada estaci髇 convertidora del sistema HVDC permanece constante. En relaci髇 con este modo de control se tendr醤 en cuenta las siguientes consideraciones:

• - La consigna de potencia reactiva podr� ser seleccionable dentro del rango completo de potencia reactiva del sistema HVDC, es decir desde la capacidad m醲ima en absorci髇 (inductivo) hasta la capacidad m醲ima de inyecci髇 (capacitivo).
• - La consigna de potencia reactiva podr� ser seleccionable en escalones de 1 MVar.
• - La rampa de variaci髇 de la potencia reactiva tras un cambio de consigna de la potencia reactiva podr� ser seleccionable en escalones de 1 Mvar/min, y en el rango de 1 Mvar/min hasta la capacidad reactiva m醲ima/min, sin perjuicio de que el operador del sistema, tras un an醠isis individual del proyecto, pueda definir otros valores y rangos.
• - Cuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia reactiva con un valor determinado de la rampa, dicha rampa podr� bloquearse en cualquier momento, de forma manual, autom醫ica o a trav閟 de una se馻l remota, de tal forma que el valor de potencia reactiva deje de variar y permanezca constante en el valor de potencia reactiva que ten韆 antes de ejecutar el bloqueo de la rampa. Dicha rampa deber� poder continuar tras dicho bloqueo de forma manual, autom醫ica o a trav閟 de una se馻l remota.

10.2 Modo de control a consigna de tensi髇. El modo de control de tensi髇 es aquel en el que el valor de potencia reactiva en cada estaci髇 convertidora del sistema HVDC var韆 para controlar, de forma continua, la tensi髇 del punto de conexi髇. En relaci髇 con este modo de control se tendr醤 en cuenta las siguientes consideraciones:

• - La consigna de tensi髇 podr� ser seleccionable entre los valores m醲imos y m韓imos definidos en la tabla 2 o en la tabla 3, seg鷑 corresponda, sin perjuicio de que el operador del sistema podr� modificar dicho rango.
• - La consigna de tensi髇 podr� ser seleccionable en escalones de 0,1 kV.
• - La banda muerta ser� parametrizable en el rango definido por el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, en escalones de 0,1 kV.
• - La rampa de variaci髇 de la tensi髇 de consigna ser� definida por el operador del sistema y podr� ser seleccionable en escalones de 0,1 kV/min, y en el rango de 0 kV/min hasta 50 kV/min, sin perjuicio de que el operador del sistema pueda acordar con el titular de la instalaci髇 otros valores y rangos.
• - Cuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia reactiva con un valor determinado de la rampa, motivado por un cambio de la consigna de tensi髇, dicha rampa podr� bloquearse en cualquier momento de forma manual, autom醫ica o a trav閟 de una se馻l remota, de tal forma que el valor de potencia reactiva deje de variar y permanezca constante en el valor de potencia reactiva que ten韆 antes de ejecutar el bloqueo de la rampa. Dicha rampa deber� poder continuar tras dicho bloqueo de forma manual, autom醫ica o a trav閟 de una se馻l remota.
• - El control debe llevar asociado un valor de pendiente definida como el cambio de potencia reactiva que resulta de un cambio de tensi髇 igual a 1 kV. Este valor de la pendiente ser� parametrizable entre 0 y la capacidad reactiva m醲ima/kV en escalones de un 0,3 % de la capacidad reactiva m醲ima/kV.
• - En cuanto a la velocidad de respuesta del control de tensi髇, se considerar� t1 igual a 1 s (tiempo para conseguir, al menos, el 90 % de la variaci髇 en la salida de potencia reactiva) y t2 igual a 5 s (tiempo para estabilizarse en el valor especificado por la pendiente de trabajo). No obstante, a petici髇 del titular de la instalaci髇, el operador del sistema podr� acordar tiempos superiores tras un an醠isis individual de cada proyecto.

11. Prioridad a la aportaci髇 de potencia activa o reactiva

Los sistemas HVDC deber醤 tener en cuenta, para todos los controles que gestionen la potencia activa (o componente activa de la corriente) y la potencia reactiva (o componente reactiva de la corriente), la siguiente regla de prioridad, sin perjuicio de que el operador del sistema pueda definir reglas adicionales o diferentes:

• - Dentro del rango de tensiones en el punto de conexi髇 definido como Umin1 Δ U Δ Umax1 tendr醤 prioridad los controles que gestionen la potencia activa (o componente activa de la corriente). No obstante, los controles que gestionen la potencia reactiva (o componente reactiva de la corriente) se deber醤 respetar mientras que el sistema HVDC no alcance sus l韒ites de operaci髇.
• - Fuera del rango de tensiones en el punto de conexi髇 definido como Umin1 Δ U Δ Umax1 tendr醤 prioridad los controles que gestionen la potencia reactiva (o componente reactiva de la corriente). No obstante, los controles que gestionen la potencia activa (o componente activa de la corriente) se deber醤 respetar mientras que el sistema HVDC no alcance sus l韒ites de operaci髇.

Umin1 y Umax1 son los valores a los que se activar韆 el control de inyecci髇 r醦ida de corriente de falta, de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 7.

De forma adicional, el operador del sistema podr� requerir una limitaci髇 de la potencia reactiva del sistema HVDC en funci髇 de la tensi髇, de tal forma que se limite la inyecci髇 de potencia reactiva en caso de sobretensiones en el punto de conexi髇, y la absorci髇 de potencia reactiva en caso de subtensiones en el punto de conexi髇. A tal efecto, el operador del sistema proveer� una curva indicando los l韒ites m醲imos y m韓imos de potencia reactiva en funci髇 de la tensi髇 del punto de conexi髇. Dicha limitaci髇 poseer� una jerarqu韆 tal que ninguna funci髇 de control implementada en el sistema HVDC deber� sobrepasar dichos l韒ites.

12. Calidad de onda

Los sistemas HVDC deber醤 cumplir con las disposiciones sobre las condiciones de intercambio de la energ韆 establecidas en el Procedimiento de Operaci髇 12.2.

13. Capacidad de soportar huecos de tensi髇

Los sistemas HVDC deber醤 ser capaces de soportar sin desconectarse de la red ni bloquearse, faltas equilibradas cuyo perfil de tensi髇 en el punto de conexi髇 en funci髇 del tiempo est� comprendido dentro de los l韒ites indicados por la figura 4, la cual representa el l韒ite inferior de un perfil de tensi髇 frente a tiempo en el punto de conexi髇, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y despu閟 de una falta.

Adicionalmente, los sistemas HVDC deber醤 ser capaces de soportar sin desconectarse de la red, ni bloquearse, faltas desequilibradas cuyo perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo est� comprendido dentro de los l韒ites indicados por el perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo indicado en la figura 5, la cual representa el l韒ite inferior de un perfil de tensi髇 frente a tiempo en el punto de conexi髇, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y despu閟 de una falta. En el caso de cortocircuitos bif醩icos, bif醩icos a tierra o monof醩icos, la tensi髇 indicada en el perfil de la figura 5 corresponder韆 a la menor de las tensiones fase-fase o fase-tierra. A estos efectos se entender� que la situaci髇 desequilibrada puede mantenerse durante el tiempo delimitado por el perfil tensi髇-tiempo indicado en la figura 5, mientras la tensi髇 se encuentre por debajo de 0,85 pu.

14. Capacidad para soportar sobretensiones transitorias

En los sistemas HVDC la estaci髇 conversora conectada a la red de transporte deber� ser capaz de permanecer conectada y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones transitorias en el punto de conexi髇, en una o en todas las fases, de acuerdo con el perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo representado por la l韓ea continua de la figura 6. Asimismo, deber� soportar, sin da駉 ni desconexi髇, sobretensiones que se puedan presentar en caso de faltas monof醩icas. En el caso de faltas monof醩icas, el valor de la sobretensi髇 a soportar depender� del punto de conexi髇 y de la red. En consecuencia, el operador del sistema deber� informar de dicho valor de capacidad durante el proceso de acceso. Adicionalmente, en la zona de la figura 6 marcada entre la l韓ea continua y la l韓ea discontinua, el sistema HVDC deber� ser capaz de permanecer conectado a la red, pero se permitir� el bloqueo del sistema HVDC.

El operador del sistema podr� requerir la caracter韘tica de sobretensiones fase-fase en el punto de conexi髇 referida al valor de la tensi髇 previo al evento tras un an醠isis individual de cada proyecto.

En caso de bloqueo del sistema HVDC, este deber� desbloquearse una vez que la tensi髇 en el punto de conexi髇 en todas las fases (tensi髇 eficaz a tierra en el punto de conexi髇) haya regresado a valores inferiores a 1,35 pu Tras la secuencia de desbloqueo, el sistema HVDC deber� contribuir, si procede, a la inyecci髇 o absorci髇 de corriente r醦ida de falta seg鷑 se especifica en el apartado 7 y alcanzar al menos el 90 % del valor de potencia activa y reactiva que determine el sistema de control. Estos valores deben restablecerse en un tiempo inferior a 150 ms.

Corresponder� al gestor de la red pertinente establecer los requisitos en relaci髇 con la capacidad de los sistemas HVDC para soportar sobretensiones transitorias, cuando la estaci髇 conversora de los mismos est� conectada a la red de distribuci髇.

15. Recuperaci髇 de la potencia activa posterior a una falta

Tras una falta para la que el sistema HVDC debe permanecer conectado a la red, de conformidad con lo se馻lado en los apartados 13 y 14 de este anexo, la potencia activa deber� alcanzar como m韓imo el 90 % de su valor previo a la falta a la mayor brevedad posible y, en todo caso, en un tiempo inferior a 150 ms, siempre que la tensi髇 del punto de conexi髇 alcance o supere el valor de 0,85 pu. En caso de que el sistema HVDC est� en el m醲imo de su capacidad y no sea capaz de recuperar el 90 % del valor de potencia activa previo a la falta, deber� alcanzar al menos el 90 % de su corriente nominal.

A efectos de cumplimiento de este requisito, en el caso de que la respuesta en potencia activa sea oscilante, se considerar� la l韓ea de tendencia de la componente no oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. En estos casos, la respuesta deber� presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.

16. Recuperaci髇 r醦ida despu閟 de faltas en CC

Cuando el operador del sistema as� lo requiera, los sistemas HVDC que dispongan de uno o varios tramos a閞eos en su l韓ea de transmisi髇 en corriente continua deber醤 ser capaces de recuperar su potencia activa en caso de faltas transitorias en los tramos a閞eos, tan r醦idamente como la tecnolog韆 lo permita y en cualquier caso en tiempos inferiores a 5 segundos.

17. Energizaci髇 y sincronizaci髇 de estaciones convertidoras HVDC

Durante la energizaci髇 o sincronizaci髇 de una estaci髇 convertidora de un sistema HVDC a la red de corriente alterna, o durante la conexi髇 de una estaci髇 convertidora a un sistema HVDC, la estaci髇 convertidora del sistema HVDC deber� disponer de la capacidad de limitar la variaci髇 de tensi髇 en r間imen permanente en el punto de conexi髇 a un nivel inferior o igual al 4 % de la tensi髇 antes de su sincronizaci髇.

18. Interacciones entre sistemas de HVDC y otras plantas y equipos

A trav閟 del dise駉 de sus funciones de control o de equipamiento adicional, los sistemas HVDC deber醤 ser capaces de evitar o reducir los riesgos de interacci髇 detectados.

En este sentido, salvo indicaci髇 en contra del operador del sistema, el propietario del sistema HVDC deber� realizar un estudio de interacciones entre el sistema de HVDC y otras plantas y equipos, que ser� validado por el operador del sistema. Dicho estudio deber� abarcar, como m韓imo, las siguientes cuestiones:

• - An醠isis de la posible interacci髇 del sistema HVDC con la red de alterna. El operador del sistema definir�, tras un an醠isis individual del proyecto, las posibles topolog韆s y escenarios de la red.
• - An醠isis de la posible interacci髇 del sistema HVDC con otros sistemas HVDC. El operador del sistema definir�, tras un an醠isis individual del proyecto, los 玱tros sistemas HVDC� que debe tener en consideraci髇 el estudio.
• - An醠isis de la posible interacci髇 del sistema HVDC con otros equipos conectados o que est� previsto que vayan a conectarse a la red, tales como m骴ulos de generaci髇 s韓cronos, m骴ulos de parque el閏trico, equipos de demanda, generaci髇 o sistemas de almacenamiento conectados a trav閟 de un convertidor, compensadores s韓cronos, dispositivos FACTS, entre otros. El operador del sistema definir�, tras un an醠isis individual del proyecto, los equipos concretos que deben tenerse en consideraci髇 para la realizaci髇 del estudio.
• - Identificaci髇 de acciones mitigadoras necesarias.

En cuanto a la metodolog韆, esta depender� de las exigencias del estudio, si bien, deber� incluir como m韓imo:

• - La medida o simulaci髇 de la impedancia de red dependiente de la frecuencia.
• - La determinaci髇 de las no linealidades en las diferentes posibles impedancias del sistema HVDC, teniendo en cuenta las funciones de control.
• - Conclusiones de los an醠isis en el dominio de la frecuencia y/o simulaciones EMT.

El operador del sistema podr� requerir la reducci髇 o ampliaci髇 del alcance, o metodolog韆s alternativas para realizar dicho estudio, tras un an醠isis individual de cada proyecto.

El titular de la instalaci髇 remitir� el estudio al operador del sistema previamente a la tramitaci髇 de la notificaci髇 operacional de energizaci髇. Este estudio deber� repetirse si, durante la vida 鷗il de la instalaci髇, se detectase este tipo de interacciones.

Ser� obligaci髇 del titular de la instalaci髇 realizar las acciones necesarias para mitigar las interacciones que puedan resultar del mencionado estudio.

Ser� condici髇 necesaria para la obtenci髇 de la notificaci髇 operacional de energizaci髇 y, en su caso, para mantener la vigencia de la notificaci髇 operacional definitiva, la aceptaci髇, por parte del operador del sistema, del estudio remitido y la realizaci髇 de las acciones mitigadoras necesarias.

19. Capacidad de amortiguaci髇 de oscilaciones de potencia

Los sistemas HVDC deber醤 incorporar una funci髇 de control que amortig黣 las oscilaciones de potencia medidas en el punto de conexi髇 o en cualquier otro punto de la red especificado por el operador del sistema. Dicha funci髇 de control:

• - Deber� dise馻rse para trabajar de forma eficiente en varios modos: gestionando 鷑icamente la potencia activa, gestionando 鷑icamente la potencia reactiva, o gestionando la potencia activa y reactiva simult醤eamente.
• - Deber� presentar un comportamiento robusto en caso de tener lugar variaciones de frecuencia o de potencia. Adicionalmente, deber� amortiguar posibles oscilaciones electromec醤icas y, en particular, las correspondientes al rango de frecuencia 0,1-2 Hz.
• - Deber� estar preparado para recibir se馻les de entrada (por ejemplo, frecuencia) de nudos remotos del sistema.

20. Capacidad de amortiguamiento de interacciones subs韓cronas

Los sistemas HVDC deber醤 incorporar una funci髇 de control que amortig黣 las interacciones subs韓cronas que pudieran aparecer entre el sistema HVDC y otros m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos, m骴ulos de parque el閏trico, convertidores, compensadores s韓cronos, o cualquier otro dispositivo conectado a la red.

El propietario del sistema HVDC deber� realizar un estudio, que deber� ser validado por el operador del sistema, cuyo alcance m韓imo ser� el que se indica a continuaci髇:

• - Determinar el riesgo de interacciones subs韓cronas con otros dispositivos conectados a la red cercana.
• - En caso de aparici髇 de riesgos:
  • • Determinar el principio de funcionamiento y los ajustes de los par醡etros del control de amortiguamiento de las interacciones subs韓cronas.
  • • Demostrar la eficacia de dicho control en el amortiguamiento de interacciones subs韓cronas.
  • • Identificar las acciones mitigadoras necesarias, si procede.

El operador del sistema podr� requerir la reducci髇 o ampliaci髇 del alcance de dicho estudio, tras un an醠isis individual de cada proyecto.

El titular de la instalaci髇 remitir� el estudio al operador del sistema, previamente a la tramitaci髇 de la notificaci髇 operacional de energizaci髇. Este estudio deber� repetirse si, durante la vida 鷗il de la instalaci髇, se detectase este tipo de interacciones.

Ser� obligaci髇 del titular de la instalaci髇 realizar las acciones necesarias para mitigar las interacciones que puedan resultar del mencionado estudio.

Ser� condici髇 necesaria para la obtenci髇 de la notificaci髇 operacional de energizaci髇 y, en su caso, para mantener la vigencia de la notificaci髇 operacional definitiva, la aceptaci髇, por parte del operador del sistema, del estudio remitido y la realizaci髇 de las acciones mitigadoras necesarias.

21. Robustez del sistema HVDC

Los sistemas HVDC deber醤 estar dise馻dos para presentar un comportamiento robusto ante cambios esperados o inesperados. En este sentido, un sistema HVDC deber�:

• - Ser capaz de alcanzar puntos de funcionamiento estables durante y despu閟 de toda maniobra planificada o no planificada en el sistema HVDC o en la red de corriente alterna a las que se encuentre conectado. Sin perjuicio de que el operador del sistema podr� especificar otras, dichas variaciones podr韆n ser:
  • • P閞dida del sistema de telecomunicaciones entre el sistema HVDC y el centro de control remoto, o entre las dos estaciones convertidoras del sistema HVDC.
  • • Modificaci髇 de las condiciones en los flujos de carga o de la topolog韆 de las l韓eas de la red de alterna o del propio sistema HVDC.
  • • Cambios de modo de control del sistema HVDC.
  • • Actuaci髇 simult醤ea de dos o m醩 funciones de control implementadas en el sistema HVDC.
  • • P閞dida de funciones externas de optimizaci髇 y control del sistema HVDC.
• - Soportar el cierre de las l韓eas de la red con una diferencia angular entre polos del interruptor de la l韓ea de 30^o, y ocasionalmente hasta 35^o.
• - Soportar sin da駉, ni desconexi髇, ni alteraci髇 en el modo de funcionamiento variaciones de la tensi髇 de r間imen permanente del 4 % en el punto de conexi髇.
• - Soportar en r間imen permanente una componente de tensi髇 inversa del 5 % de la tensi髇 nominal.
• - Soportar, sin da駉, los valores indicados en la normativa vigente sobre calidad de servicio en la red de transporte. Los 韓dices de calidad de las instalaciones de transporte ser醤 los establecidos en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci髇, comercializaci髇, suministro y procedimientos de autorizaci髇 de instalaciones de energ韆 el閏trica, o norma que lo sustituya.
• - Conservar los ajustes de los par醡etros de las funciones de control que hab韆 previamente a dicha desconexi髇 tras la desconexi髇 prolongada de una conversora o del sistema HVDC completo.

Adicionalmente, ante indisponibilidad o falta en el cable o l韓ea de transporte en corriente continua entre estaciones convertidoras del sistema HVDC, 閟tas deber醤 poder funcionar gestionando 鷑icamente su potencia reactiva.

22. Esquemas y ajustes de protecci髇 el閏trica

El sistema de protecci髇 de los sistemas HVDC deber醤 cumplir, al menos, con lo indicado en el mencionado documento 獵riterios Generales de Protecci髇 del sistema El閏trico Peninsular Espa駉l�, o su edici髇 posterior en vigor, cuando el sistema HVDC pertenezca a la denominada 玆ed Considerada�, seg鷑 el citado documento. Adicionalmente el sistema de protecci髇 de la instalaci髇 se coordinar� con los sistemas de protecci髇 de la red a la que se conecte.

El sistema HVDC deber� soportar, sin da駉, las faltas y correspondientes tiempos de despeje contemplados en el documento 獵riterios Generales de Protecci髇 del Sistema El閏trico Peninsular Espa駉l�.

No obstante lo anterior, el operador del sistema podr� establecer requisitos adicionales relacionados con los esquemas y ajustes de protecciones, tras un an醠isis individual de cada proyecto.

23. Requisitos de intercambio de informaci髇 y coordinaci髇

23.1 Funcionamiento de los sistemas HVDC.Las se馻les adicionales a las establecidas en el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, que el controlador autom醫ico, establecido por dicho Reglamento, deber� ser capaz de enviar y de recibir y, en general, otros requisitos de informaci髇 a intercambiar, ser醤 acordados entre el operador del sistema y el titular de la instalaci髇 tras un an醠isis individual de cada proyecto.

23.2 Registro y supervisi髇 de faltas. Los sistemas HVDC deber醤 estar dotados, como m韓imo, de un equipo de registro y supervisi髇 de faltas en cada estaci髇 convertidora del sistema HVDC. La activaci髇 de cualquier rel� de protecci髇 deber� quedar registrada junto a la oscilograf韆 y el propietario del sistema HVDC tendr� la obligaci髇 de facilitar el registro de faltas y la oscilograf韆, a petici髇 del operador del sistema.

Asimismo, los sistemas HVDC deber醤 estar dotados de un equipo de supervisi髇 din醡ica del comportamiento de la red que deber� incluir un activador de oscilaci髇, con el fin de detectar oscilaciones de potencia gestionadas de forma deficiente. El criterio de activaci髇 de la oscilaci髇 ser� especificado por el operador del sistema, tras un an醠isis individual de cada proyecto, y el propietario del sistema HVDC tendr� la obligaci髇 de facilitar el registro de oscilaciones de potencia al operador del sistema tantas veces como sean detectadas.

Adicionalmente, el operador del sistema podr� requerir que una o varias estaciones convertidoras del sistema HVDC est閚 equipadas con una unidad de medida fasorial (PMU), en tiempo real, de los principales par醡etros el閏tricos del sistema. Las caracter韘ticas de dicha unidad, as� como los requisitos de intercambio de informaci髇, ser醤 definidas por el operador del sistema, tras un an醠isis individual de cada proyecto.

23.3 Modelos de simulaci髇. Tras un an醠isis individual de cada proyecto, el operador del sistema podr� acordar con el titular de un sistema HVDC que se modelen funcionalidades adicionales a las m韓imas requeridas por el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016.

24. Potencia de cortocircuito

El sistema HVDC deber� cumplir con las disposiciones sobre potencia de cortocircuito establecidas en el Procedimiento de Operaci髇 12.2.