{"id":14785,"date":"2020-12-23T12:55:35","date_gmt":"2020-12-23T12:55:35","guid":{"rendered":"https:\/\/normativamunicipal.com\/uncategorized\/instalaciones-electricas-3\/"},"modified":"2020-12-23T12:55:35","modified_gmt":"2020-12-23T12:55:35","slug":"instalaciones-electricas-3","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=14785","title":{"rendered":"INSTALACIONES ELECTRICAS"},"content":{"rendered":"

Orden TED\/749\/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n.<\/strong><\/p>\n


\nBOE de 1 de agosto de 2020
\nTEXTO ORIGINAL
\nI
\nEl Reglamento (UE) 2016\/631 de la Comisi\u00f3n, de 14 de abril de 2016, que establece un c\u00f3digo de red sobre requisitos de conexi\u00f3n de generadores a la red, define los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red de las instalaciones de generaci\u00f3n de electricidad.
\nEl Reglamento (UE) 2016\/1388 de la Comisi\u00f3n, de 17 de agosto de 2016, por el que se establece un c\u00f3digo de red en materia de conexi\u00f3n de la demanda, define los requisitos de conexi\u00f3n a la red de instalaciones de demanda y de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte, de las redes de distribuci\u00f3n, incluidas las redes de distribuci\u00f3n cerradas, y de las unidades de demanda utilizadas por una instalaci\u00f3n de demanda o una red de distribuci\u00f3n cerrada para prestar servicios de respuesta de demanda a los gestores de red y a los gestores de red de transporte pertinentes.
\nEl Reglamento (UE) 2016\/1447 de la Comisi\u00f3n, de 26 de agosto de 2016, por el que se establece un c\u00f3digo de red sobre requisitos de conexi\u00f3n a la red de sistemas de alta tensi\u00f3n en corriente continua y m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua, define los requisitos para la conexi\u00f3n a la red de sistemas de alta tensi\u00f3n en corriente continua (sistemas HVDC) y de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua.
\nLos citados reglamentos comunitarios constituyen los denominados c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n, los cuales establecen los requisitos t\u00e9cnicos m\u00ednimos que deber\u00e1n cumplir las instalaciones de generaci\u00f3n, las de demanda y los sistemas HVDC que se conecten a la red el\u00e9ctrica, al objeto de garantizar la seguridad de los sistemas el\u00e9ctricos y favorecer la integraci\u00f3n de energ\u00edas renovables.
\nSi bien una parte de los requisitos t\u00e9cnicos establecidos en los tres reglamentos comunitarios son de directa aplicaci\u00f3n, otros no est\u00e1n completamente detallados y su aplicaci\u00f3n requiere que, conforme a lo establecido en los mismos, sean propuestos por los gestores de la red y posteriormente aprobados y publicados por la entidad designada por el Estado miembro, la cual ser\u00e1 la autoridad reguladora, salvo disposici\u00f3n en contra de dicho Estado miembro.
\nCon el fin coordinar las propuestas que, de acuerdo con lo se\u00f1alado anteriormente, deb\u00edan presentar los gestores de red en relaci\u00f3n con los requisitos no completamente desarrollados en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, y proporcionar al mismo tiempo un foro de debate previo donde plantear y resolver aspectos relacionados con el proceso de implementaci\u00f3n de dichos reglamentos, en 2016 se crearon, bajo la coordinaci\u00f3n del operador del sistema el\u00e9ctrico, varios grupos de trabajo a los que asistieron, adem\u00e1s de los gestores de red, representantes de los agentes afectados, as\u00ed como del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico y de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nCon fecha 29 de mayo de 2018, Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a, S.A., present\u00f3 al actual Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico una propuesta de modificaci\u00f3n del procedimiento de operaci\u00f3n 12.2, sobre requisitos m\u00ednimos de dise\u00f1o, equipamiento, funcionamiento, puesta en servicio y seguridad de instalaciones de generaci\u00f3n y demanda con conexi\u00f3n a la red de transporte, la cual inclu\u00eda, entre otras cuestiones, su propuesta relativa a los requisitos t\u00e9cnicos que, de acuerdo con lo se\u00f1alado anteriormente, no est\u00e1n completamente definidos en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016 y el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y cuya definici\u00f3n corresponde al gestor de la red de transporte, de acuerdo con los mismos.
\nAsimismo, al objeto de cumplir con la obligaci\u00f3n establecida en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, con fecha 1 de octubre de 2018, Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a, S.A., present\u00f3 al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico su propuesta relativa a los requisitos t\u00e9cnicos que deben cumplir los sistemas HVDC y los m\u00f3dulos conectados en corriente continua.
\nPor su parte, con fecha 17 de mayo de 2018, la actual Asociaci\u00f3n de Empresas de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (AELEC) remiti\u00f3 al actual Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico su propuesta relativa a los requisitos t\u00e9cnicos recogidos en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, cuya definici\u00f3n corresponde a los gestores de red de distribuci\u00f3n, de acuerdo con lo se\u00f1alado en dicho reglamento.
\nAsimismo, con fecha 7 de septiembre de 2018, AELEC remiti\u00f3 al actual Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico su propuesta de implementaci\u00f3n de los requisitos t\u00e9cnicos recogidos en el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, cuya definici\u00f3n corresponde a los gestores de red de distribuci\u00f3n, de acuerdo con lo se\u00f1alado en dicho reglamento.
\nII
\nLa disposici\u00f3n final s\u00e9ptima del Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n de determinadas instalaciones el\u00e9ctricas, habilita a la Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico para aprobar, mediante orden, los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red derivados de la aplicaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, del Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016.
\nPartiendo de las propuestas presentadas por Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a, S.A y AELEC, esta orden aprueba, de conformidad con lo previsto en Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red de transporte o de distribuci\u00f3n de electricidad que deber\u00e1n cumplir las instalaciones de generaci\u00f3n y las de demanda el\u00e9ctrica, as\u00ed como las instalaciones de alta tensi\u00f3n en corriente continua y los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua.
\nMediante la aprobaci\u00f3n de estos requisitos se da debido cumplimiento a lo previsto en los mencionados reglamentos comunitarios que, tal y como se ha mencionado anteriormente, obligan a que los Estados miembros aprueben los requisitos de aplicaci\u00f3n general, que estos no definen en su totalidad.
\nIII
\nDe acuerdo con lo anterior, el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de esta orden est\u00e1 vinculado necesariamente al de los reglamentos comunitarios, a cuyos efectos son de aplicaci\u00f3n los aspectos relativos a la implementaci\u00f3n de los mismos previstos en el citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio. En este sentido, esta orden vincula la aplicaci\u00f3n a las instalaciones existentes de los requisitos que en ella se definen, a las reglas que al respecto se recogen en los art\u00edculos 5 y 6 del citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio.
\nAsimismo, dado que los aspectos que desarrolla el citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio, eximen de la consideraci\u00f3n de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad a aquellas instalaciones vinculadas a alguna de las modalidades de autoconsumo a las que se refiere el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo, que est\u00e1n exentas de obtener permisos de acceso y conexi\u00f3n, en aras de una mayor claridad sobre el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la norma, esta orden incluye la menci\u00f3n expresa a esta excepci\u00f3n en su \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n.
\nEl anexo I de la orden establece los requisitos t\u00e9cnicos de conexi\u00f3n de generadores a los que se refiere el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016. Estos requisitos se agrupan en requisitos de frecuencia, tensi\u00f3n, robustez, restablecimiento y gesti\u00f3n del sistema.
\nPor su parte, el anexo II de la orden establece los requisitos de conexi\u00f3n de las instalaciones de demanda, a las que se refiere el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016. Estos requisitos se agrupan en requisitos de frecuencia y tensi\u00f3n, potencia de cortocircuito y potencia reactiva, protecci\u00f3n y control, entre otros.
\nFinalmente, el anexo III de la orden establece los requisitos de los sistemas de alta tensi\u00f3n en corriente continua y m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua a los que se refiere el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016. Estos requisitos se agrupan en rangos de frecuencia, de tensi\u00f3n, de control de potencia activa, de potencia activa en funci\u00f3n de variaciones de frecuencia, y de control de la inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente, entre otros.
\nPor \u00faltimo, mediante la disposici\u00f3n final primera se introducen algunas modificaciones en la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad, que resultan necesarias como consecuencia de la entrada en vigor de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n.
\nIV
\nEsta orden se ha elaborado teniendo en cuenta los principios de buena regulaci\u00f3n a los que se refiere el art\u00edculo 129.1 de la Ley 39\/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Com\u00fan de las Administraciones P\u00fablicas.
\nEn concreto, se cumplen los principios de necesidad, eficacia y proporcionalidad en la medida en que la misma se dicta en cumplimiento de una obligaci\u00f3n recogida en los reglamentos que aprueban los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n y contiene la regulaci\u00f3n imprescindible que permite cumplir con dicha obligaci\u00f3n.
\nAsimismo, se cumple el principio de seguridad jur\u00eddica en la medida en que la norma es coherente con el resto del ordenamiento jur\u00eddico.
\nLa norma satisface el principio de transparencia dado que la misma ha sido sometida al tr\u00e1mite de informaci\u00f3n p\u00fablica, en el que han participado las comunidades aut\u00f3nomas, y el pre\u00e1mbulo de la norma define claramente los objetivos y justificaci\u00f3n de la norma.
\nPor \u00faltimo, la norma no impone cargas administrativas al limitarse a regular requisitos t\u00e9cnicos de obligado cumplimiento, por lo que se entiende satisfecho el principio de eficiencia.
\nEsta orden no ha sido sometida al tr\u00e1mite de consulta p\u00fablica, al que se refiere el art\u00edculo 26.2 de la Ley 50\/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, al regularse en la misma aspectos parciales de una materia.
\nDe conformidad con el art\u00edculo 26.6 de la citada Ley 50\/1997, de 27 de noviembre, el tr\u00e1mite de audiencia de esta orden ha sido evacuado mediante consulta a los representantes del Consejo Consultivo de Electricidad, de acuerdo con lo previsto en la disposici\u00f3n transitoria d\u00e9cima de la Ley 3\/2013, de 4 de junio, de creaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia. Las comunidades aut\u00f3nomas y las ciudades de Ceuta y Melilla han participado en el tr\u00e1mite de audiencia a trav\u00e9s de dicho Consejo Consultivo de Electricidad, en el que est\u00e1n representadas. Adicionalmente, la orden ha sido sometida a informaci\u00f3n p\u00fablica mediante su publicaci\u00f3n en el portal web del actual Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico.
\nDe acuerdo con lo previsto en el art\u00edculo 7.34 de la citada Ley 3\/2013, de 4 de junio, lo dispuesto en esta orden ha sido informado por la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia mediante informe aprobado por la sala de supervisi\u00f3n regulatoria de dicha Comisi\u00f3n en su sesi\u00f3n de fecha 21 de noviembre de 2019 (IPN\/CNMC\/017\/19).
\nEn su virtud, de acuerdo con el Consejo de Estado, dispongo:
\nArt\u00edculo 1. Objeto.
\nEsta orden establece los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red de las instalaciones de generaci\u00f3n de electricidad, de las instalaciones de demanda, de los sistemas de alta tensi\u00f3n en corriente continua y de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua, dando cumplimiento a las obligaciones establecidas en el art\u00edculo 7.6 del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en el art\u00edculo 6.6. del Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el art\u00edculo 5.6 del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016.
\nArt\u00edculo 2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n.
\n1. Lo dispuesto en esta orden ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n a:
\na) Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad incluidos dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016.
\nb) Las instalaciones de demanda, las instalaciones de distribuci\u00f3n, las redes de distribuci\u00f3n y las unidades de demanda incluidas dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016.
\nc) Los sistemas de alta tensi\u00f3n en corriente continua y los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua incluidos en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016.
\n2. Dentro de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad a los que se refiere la letra a) del apartado anterior se entender\u00e1n incluidas las instalaciones de generaci\u00f3n vinculadas a alguna de las modalidades de autoconsumo a las que se refiere el citado Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, con las limitaciones que al respecto se deriven de lo establecido en la disposici\u00f3n transitoria tercera del citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio.
\n3. La aplicaci\u00f3n de esta orden a instalaciones existentes estar\u00e1 sujeta a las normas que al respecto recoge el citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio.
\nAsimismo, la aplicaci\u00f3n de esta orden a instalaciones que no puedan ser consideradas existentes estar\u00e1 sujeta a lo previsto en la disposici\u00f3n transitoria cuarta del citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio.
\nArt\u00edculo 3. Definiciones.
\n1. A efectos de lo previsto en esta orden, ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n las definiciones recogidas en el art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en el art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el art\u00edculo 2 del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016.
\nAsimismo, ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n las definiciones incluidas en el Reglamento (CE) n.\u00ba 714\/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.\u00ba 1228\/2003.
\n2. Adicionalmente, a efectos de lo previsto en esta orden, ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n las siguientes definiciones:
\na) \u00abSignificatividad\u00bb: cualidad utilizada para clasificar los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad, seg\u00fan la tensi\u00f3n de su punto de conexi\u00f3n y su capacidad m\u00e1xima, derivando en los tipos A, B, C y D, seg\u00fan establece el art\u00edculo 5 del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, con las reglas adicionales que se deriven de lo establecido en el citado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio.
\nb) \u00abRequisitos cerrados\u00bb: requisitos t\u00e9cnicos definidos completamente en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, o en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, y que, por tanto, son de directa aplicaci\u00f3n sin necesidad de un desarrollo normativo posterior que concrete su alcance o definici\u00f3n.
\nc) \u00abRequisitos abiertos\u00bb: requisitos t\u00e9cnicos no definidos completamente en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, o en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, y cuyo desarrollo final, ya sea obligatorio o voluntario, queda bajo la responsabilidad de los gestores de red conforme a lo se\u00f1alado en dichos reglamentos.
\nd) \u00abTensi\u00f3n nominal\u00bb: valor de la tensi\u00f3n de funcionamiento con el que se denomina e identifica una instalaci\u00f3n el\u00e9ctrica.
\ne) \u00abPotencia aparente nominal\u00bb: mayor potencia aparente que pueda suministrar el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad o el sistema HVDC de forma permanente a la tensi\u00f3n nominal. En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico, se corresponder\u00e1 con la suma de las potencias aparentes nominales de cada una de las unidades de generaci\u00f3n en servicio.
\nf) \u00abCorriente aparente nominal\u00bb o \u00abCorriente nominal\u00bb: corriente aparente que pueda suministrar el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad o el sistema HVDC de forma permanente a la potencia aparente nominal y a la tensi\u00f3n nominal.
\ng) \u00abPotencia activa de referencia (P0)\u00bb: potencia activa del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad anterior al comienzo de la perturbaci\u00f3n o, en cada momento, la potencia m\u00e1xima correspondiente a la disponibilidad instant\u00e1nea del recurso primario, durante la perturbaci\u00f3n el\u00e9ctrica y respetando las bandas de regulaci\u00f3n o l\u00edmites m\u00e1ximos de potencia, en su caso, asignados por el operador del sistema durante el r\u00e9gimen permanente previo.
\nArt\u00edculo 4. Requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red de instalaciones incluidas en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n.
\n1. Las instalaciones de generaci\u00f3n incluidas dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de esta orden deber\u00e1n cumplir los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red, que se recogen en el anexo I.
\n2. Las instalaciones de demanda y distribuci\u00f3n incluidas dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de esta orden deber\u00e1n cumplir los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red, que se recogen en el anexo II.
\n3. Los sistemas de alta tensi\u00f3n en corriente continua, tambi\u00e9n denominados sistemas HVDC, incluidos dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de esta orden deber\u00e1n cumplir los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red, que se recogen en el anexo III.
\n4. Sin perjuicio de lo establecido en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, y en el mencionado Real Decreto 647\/2020, de 7 de julio, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en corriente continua incluidos dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de esta orden deber\u00e1n cumplir con los requisitos establecidos para los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados en alta mar establecidos en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, en esta orden y en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 12.2.
\nDisposici\u00f3n final primera. Modificaci\u00f3n de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\nLa Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad, queda modificada como sigue:
\nUno. Se a\u00f1ade un nuevo p\u00e1rrafo al final del punto 2 del art\u00edculo 6, con la siguiente redacci\u00f3n:
\n\u00abEn el caso de consumidores conectados a la red de transporte a los que resulte de aplicaci\u00f3n el Reglamento (UE) 2016\/1388 de la Comisi\u00f3n de 17 de agosto de 2016 por el que se establece un c\u00f3digo de red en materia de conexi\u00f3n de la demanda deber\u00e1n acreditar que disponen de al menos una notificaci\u00f3n operacional provisional (ION) de conexi\u00f3n en vigor.\u00bb
\nDos. Se a\u00f1ade un nuevo punto 10 al final del art\u00edculo 6, con la siguiente redacci\u00f3n:
\n\u00ab10. Los consumidores incluidos en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2016\/1388 de 17 de agosto de 2016, deber\u00e1n acreditar que disponen de una notificaci\u00f3n operacional definitiva para respuesta de demanda (NODRD) vigente para prestar el servicio de interrumpibilidad de conformidad con el modelo que publique el operador del sistema en su p\u00e1gina web. El operador del sistema publicar\u00e1 en su p\u00e1gina web el procedimiento y el contenido necesario que deber\u00e1 incorporar el documento de unidad de respuesta de demanda para obtener la NODRD para prestar el servicio de interrumpibilidad.\u00bb
\nDisposici\u00f3n final segunda. T\u00edtulo competencial.
\nEsta orden se dicta al amparo de lo establecido en el art\u00edculo 149.1.13.\u00aa y 25.\u00aa de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar las bases y coordinaci\u00f3n de la planificaci\u00f3n general de la actividad econ\u00f3mica, y las bases del r\u00e9gimen minero y energ\u00e9tico, respectivamente.
\nDisposici\u00f3n final tercera. Entrada en vigor.
\nLa presente orden entrar\u00e1 en vigor el d\u00eda siguiente al de su publicaci\u00f3n en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb.
\nMadrid, 16 de julio de 2020.\u2013La Vicepresidenta Cuarta del Gobierno y Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico, Teresa Ribera Rodr\u00edguez.
\nANEXO I
\nRequisitos para la conexi\u00f3n a la red de instalaciones de generaci\u00f3n de electricidad
\nAdem\u00e1s 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\u00f3n de la tecnolog\u00eda y el tipo de instalaci\u00f3n seg\u00fan su significatividad, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad incluidos en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de esta orden deber\u00e1n adoptar las medidas de dise\u00f1o y\/o control necesarias para cumplir con los requisitos t\u00e9cnicos, que se recogen en este anexo. Todos estos requisitos deben cumplirse en el punto de conexi\u00f3n del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad con la red del gestor de red pertinente.
\nLos requisitos t\u00e9cnicos relacionados con los valores de las variables del sistema el\u00e9ctrico no deben entenderse como valores de ajuste de las protecciones de las instalaciones, sino como las capacidades t\u00e9cnicas m\u00ednimas exigidas, tanto en r\u00e9gimen permanente como en r\u00e9gimen perturbado. En el caso de instalaciones que dispongan de capacidad t\u00e9cnica para soportar valores de las variables del sistema el\u00e9ctrico m\u00e1s extremos y duraderos que los m\u00ednimos requeridos en este anexo, los ajustes de protecciones deber\u00e1n estar basados en las caracter\u00edsticas de la instalaci\u00f3n evitando ajustes en dichos valores m\u00ednimos.
\nSi un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad conectado a la red de distribuci\u00f3n se encontrase equipado con las protecciones necesarias para la detecci\u00f3n de funcionamiento en isla sobre la red receptora, dichas protecciones deber\u00e1n coordinarse con lo establecido en este anexo, para huecos de tensi\u00f3n, sobretensiones, variaciones de la frecuencia y derivada de la frecuencia, de modo que se garantice que no se producir\u00e1 la desconexi\u00f3n del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad dentro de los rangos de funcionamiento definidos en este anexo.
\nEl gestor de red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, comunicar\u00e1 previamente y podr\u00e1 requerir antes o despu\u00e9s de la puesta en servicio de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad, la modificaci\u00f3n, en funci\u00f3n de la evoluci\u00f3n de las necesidades del sistema el\u00e9ctrico, de los valores de funcionamiento de los par\u00e1metros de los diferentes sistemas de control que se describen en este anexo, dentro de sus correspondientes rangos establecidos.
\nPara ello, el propietario de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad tipo C y D dispondr\u00e1 de dos meses, posteriores al requerimiento o a la puesta en servicio, lo que se produzca m\u00e1s tarde, para implantar las modificaciones en dichos par\u00e1metros. En el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad del tipo A y B, el plazo ser\u00e1 superior, y se determinar\u00e1 en funci\u00f3n de las circunstancias que determinen la necesidad del reajuste, considerando el volumen de generaci\u00f3n afectado. En todos los casos, el propietario del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad o su representante deber\u00e1n notificar la implementaci\u00f3n de dichos cambios al gestor de red pertinente y al operador del sistema, antes del plazo estipulado.
\n1. Requisitos de frecuencia
\n1.1 Rangos de frecuencia. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad del tipo A, B, C o D deber\u00e1n 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.
\nTabla 1. Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los que un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad debe ser capaz de funcionar a diferentes valores de frecuencia, desvi\u00e1ndose del valor nominal, sin desconectarse de la red
\nZona Rango de frecuencias Periodo de tiempo de funcionamiento
\nEspa\u00f1a peninsular 47,5 Hz-48,5 Hz 30 minutos
\n48,5 Hz-49,0 Hz Ilimitado
\n49,0 Hz-51,0 Hz Ilimitado
\n51,0 Hz-51,5Hz 30 minutos
\nEn relaci\u00f3n con las variaciones combinadas de frecuencia y tensi\u00f3n, los rangos de frecuencia indicados en la tabla 1 se modifican en funci\u00f3n de la tensi\u00f3n, de acuerdo con las Figuras 1 y 2, las cuales indican, dentro de cada rango combinado frecuencia-tensi\u00f3n, el tiempo m\u00ednimo que un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad debe permanecer conectado a la red.<\/p>\n

Figura 1. Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los que un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad debe ser capaz de funcionar sin desconectarse de la red, para diferentes valores combinados de frecuencia y tensi\u00f3n, en el caso de que la tensi\u00f3n nominal del punto de conexi\u00f3n sea igual o mayor a 300 kV e igual o menor a 400 kV.<\/p>\n

Figura 2. Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los que un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad debe ser capaz de funcionar sin desconectarse de la red a diferentes valores combinados de frecuencia y tensi\u00f3n, en el caso de que la tensi\u00f3n nominal del punto de conexi\u00f3n sea igual o mayor a 110 kV y menor a 300 kV.
\n1.2 Capacidad de soportar derivadas temporales de la frecuencia. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad del tipo A, B, C y D ser\u00e1n 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\u00f3vil de 500 ms.
\nEn el caso de que el gestor de red pertinente desee establecer esquemas anti isla basados en derivada de frecuencia, ser\u00e1 necesaria la coordinaci\u00f3n con el operador del sistema de manera que los ajustes de dicha protecci\u00f3n no interfieran con las derivadas de frecuencia que se puedan llegar a dar en el sistema.
\nAs\u00ed, en el caso de existir derivadas de frecuencia superiores a 2 Hz\/s, que indican que la incidencia es local, se permitir\u00e1 que el gestor de red pertinente pueda reducir el margen de actuaci\u00f3n de las protecciones para evitar la formaci\u00f3n de islas.
\nEn casos justificados, y previa conformidad por parte del operador del sistema, el gestor de red pertinente podr\u00e1 reducir el valor de 2 Hz\/s.
\n1.3 Modo regulaci\u00f3n potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia. En relaci\u00f3n con el modo regulaci\u00f3n potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia (MRPFL-O), los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad del tipo A, B, C o D deber\u00e1n ser capaces de activar el suministro de reservas de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia de acuerdo con la figura 1 del art\u00edculo 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\u00ednimo de regulaci\u00f3n.
\nSalvo comunicaci\u00f3n espec\u00edfica del operador del sistema, los par\u00e1metros ajustables del MRPFL-O ser\u00e1n los siguientes:
\n\u2013 Umbral de activaci\u00f3n \u0394f1 igual a 0,2 (50,2 \u2013 50) Hz.
\n\u2013 Estatismo s2 igual al 5 %.
\nEn caso de que el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad sea de tipo C o D, la caracter\u00edstica est\u00e1tica 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\u00edstica est\u00e1tica de la respuesta del modo de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia (MRPF), al que se refiere el apartado 1.8 de este anexo.
\nPara el modo MRPFL-O la velocidad de respuesta requerida en potencia activa depender\u00e1 de las caracter\u00edsticas y capacidades t\u00e9cnicas de las diferentes tecnolog\u00edas del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad.
\nLa respuesta se caracterizar\u00e1 mediante las variables siguientes:
\n\u2013 \u0394f: desv\u00edo de la frecuencia f respecto de 50 Hz (\u0394f = f \u2013 50).
\n\u2013 \u0394P: desv\u00edo de la potencia P respecto de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n P0 (\u0394P = P \u2013 P0).
\nPor su parte, la velocidad de respuesta se caracterizar\u00e1 mediante los tiempos siguientes (ver figura 3):
\n\u2013 Tiempo de retraso inicial (ta): es el tiempo de activaci\u00f3n de la respuesta, que ser\u00e1 el menor posible, teniendo en cuenta que:
\n\u2022 Si es superior a 2 s, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, deber\u00e1 aportar al operador del sistema pruebas t\u00e9cnicas que lo justifiquen.
\n\u2022 En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo C o D ser\u00e1 menor o igual al tiempo de activaci\u00f3n de la respuesta en potencia establecido para el modo MRPF.
\n\u2013 Tiempo de respuesta (tr): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada \u0394P ante un desv\u00edo de frecuencia \u0394f.
\n\u2013 Tiempo de establecimiento (te): tiempo para que la respuesta permanezca dentro de una banda de error menor al \u00b15 % de la respuesta esperada \u0394P ante un desv\u00edo de frecuencia \u0394f.<\/p>\n

Figura 3. Ejemplo de respuesta en potencia que ilustra los tiempos ta, tr, y te.
\nEn el caso de reducciones de potencia activa durante la subida de frecuencia estando activado el MRPFL-O:
\n\u2013 El tiempo de respuesta (tr) deber\u00e1 ser:
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos: menor o igual a 8 segundos (s) para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 45 % de la potencia m\u00e1xima. No obstante, dependiendo de las limitaciones f\u00edsicas del aprovechamiento (hidroel\u00e9ctrica, bombeo, etc.) y limitaciones tecnol\u00f3gicas justificadas (motores a gas o turbinas de gas, entre otros), se podr\u00e1n acordar tiempos de respuesta mayores con el operador del sistema.
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico: menor o igual a 2 s para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m\u00e1xima.
\n\u2013 El tiempo de establecimiento (te) deber\u00e1 ser:
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncrona: menor o igual a 30 s.
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico: menor o igual a 20 s.
\nEn el caso de aumentos de potencia activa durante la bajada de frecuencia estando activado el MRPFL-O:
\n\u2013 El tiempo de respuesta (tr) deber\u00e1 ser:
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos: menor o igual a 5 minutos para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m\u00e1xima. Este comportamiento lento no ser\u00e1 aceptable en el caso de que el sentido de la variaci\u00f3n de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar\u00e1n tiempos de repuesta similares al caso de reducci\u00f3n de potencia activa.
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico no e\u00f3licos: menor o igual a 10 s para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m\u00e1xima.
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico e\u00f3licos: menor o igual a 5 s para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m\u00e1xima si la potencia est\u00e1 por encima del 50 % de la potencia m\u00e1xima. Para potencias por debajo del 50 % de la potencia m\u00e1xima, el tiempo de respuesta deber\u00e1 ser tan bajo como t\u00e9cnicamente sea posible, si bien se deber\u00e1 justificar al operador del sistema si supera los 5 s.
\n\u2013 El tiempo de establecimiento (te) deber\u00e1 ser:
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncrona: menor o igual a 6 minutos. Este comportamiento lento no ser\u00e1 aceptable en el caso de que el sentido de la variaci\u00f3n de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar\u00e1n tiempos de repuesta similares al caso de reducci\u00f3n de potencia activa.
\n\u2022 Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico: menor o igual a 30 s.
\nPara cambios de potencia activa a subir o bajar superiores a los valores establecidos anteriormente, el tiempo de respuesta y de establecimiento ser\u00e1n tan bajos como t\u00e9cnicamente sea posible.
\n1.4 Reducci\u00f3n de la capacidad m\u00e1xima con la ca\u00edda de la frecuencia. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos del tipo A, B, C o D, cuya tecnolog\u00eda utilice turbinas de gas o motores de gas, podr\u00e1n reducir su capacidad m\u00e1xima siempre que no se supere la pendiente de la caracter\u00edstica especificada en la figura 4, evit\u00e1ndose, en consecuencia, la zona rayada de la misma.
\nAl respecto de las condiciones ambientales de referencia y a los efectos de la supervisi\u00f3n de conformidad de este requisito, se considerar\u00e1 una temperatura de 25 \u00baC.<\/p>\n

Figura 4. Caracter\u00edstica de reducci\u00f3n m\u00e1xima admisible de la capacidad m\u00e1xima (%) del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono en funci\u00f3n de la frecuencia (Hz).
\n1.5 Conexi\u00f3n autom\u00e1tica a la red. En los casos en los que un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad del tipo A, B o C tenga capacidad de conexi\u00f3n autom\u00e1tica deber\u00e1 tener las capacidades t\u00e9cnicas que le permitan establecer:
\n\u2013 Un intervalo de frecuencia de permisibilidad de conexi\u00f3n dentro del rango de frecuencias establecido en el apartado 1.1.
\n\u2013 Una rampa limitante de subida de potencia.
\nLa conexi\u00f3n autom\u00e1tica no debe confundirse con la \u00abreconexi\u00f3n autom\u00e1tica\u00bb tras una perturbaci\u00f3n.
\n1.6 Capacidad y rango de control de la potencia activa. La velocidad de respuesta de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B, C o D para alcanzar una nueva consigna de potencia activa establecida por el operador del sistema ser\u00e1 la correspondiente al tiempo m\u00ednimo necesario que le permita su tecnolog\u00eda y la disponibilidad del recurso primario.
\nNo obstante, en el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de tipo C y D conectados a la red de distribuci\u00f3n, el tiempo para ajustar una consigna de potencia activa no superar\u00e1 en ning\u00fan caso los 15 minutos.
\nPor su parte, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B deber\u00e1n ser capaces de detener la salida de potencia activa en un plazo de 5 segundos, desde la recepci\u00f3n de la instrucci\u00f3n, o de reducir la salida de potencia activa en los tiempos indicados en este apartado para el control de potencia.
\nEn el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico, el tiempo m\u00e1ximo para alcanzar la nueva consigna de potencia activa ser\u00e1 de 3 minutos.
\nNo obstante, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo C o D deber\u00e1n ser capaces de detener la salida de potencia activa en un tiempo m\u00e1ximo de 1 minuto, en el caso de la tecnolog\u00eda fotovoltaica, y de 2 minutos, en el caso de la tecnolog\u00eda e\u00f3lica.
\nLos requisitos de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo A, B, C o D para poder llevar a cabo la detenci\u00f3n o reducci\u00f3n de la potencia o ajuste de la consigna de potencia activa se regir\u00e1n por la normativa que regule la aplicaci\u00f3n nacional de la directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad y, en su caso, por el procedimiento de operaci\u00f3n que regula el intercambio de informaci\u00f3n con el operador del sistema.
\nAsimismo, se establece una tolerancia en potencia del \u00b15 % para dar por cumplimentada la modificaci\u00f3n en el tiempo requerido.
\n1.7 Modo regulaci\u00f3n potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia. En relaci\u00f3n con el modo regulaci\u00f3n potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia (MRPFL-U), los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad del tipo C o D deber\u00e1n ser capaces de activar el suministro de reservas de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia, de acuerdo con la figura 4 del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016.
\nSalvo comunicaci\u00f3n espec\u00edfica del operador del sistema, los par\u00e1metros ajustables del MRPFL-U ser\u00e1n los siguientes:
\na) Umbral de activaci\u00f3n \u0394f1 igual a \u20130.2 Hz (49,8-50) Hz.
\nb) Estatismo s2 igual al 5 %.
\nLa caracter\u00edstica est\u00e1tica 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\u00edstica est\u00e1tica de la respuesta del modo MRPF, al que se refiere el apartado 1.8 de este anexo.
\nLa respuesta se caracteriza mediante las variables siguientes:
\na) \u0394f: desv\u00edo de la frecuencia f respecto de 50 Hz (\u0394f = f \u2013 50).
\nb) \u0394P: desv\u00edo de la potencia P respecto de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n P0 (\u0394P = P \u2013 P0).
\nPara el MRPFL-U, la velocidad de respuesta requerida en potencia activa depender\u00e1 de las caracter\u00edsticas y capacidades t\u00e9cnicas de las diferentes tecnolog\u00edas del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad.
\nPor su parte, la velocidad de respuesta se caracterizar\u00e1 mediante los tiempos siguientes (ver figura 3):
\na) Tiempo de retraso inicial (ta): es el tiempo de activaci\u00f3n de la respuesta, que ser\u00e1 el menor posible teniendo en cuenta que:
\n\u2013 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\u00e1 aportar al operador del sistema pruebas t\u00e9cnicas que lo justifiquen.
\n\u2013 En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico ser\u00e1 menor o igual al tiempo de activaci\u00f3n de la respuesta en potencia establecido para el modo MRPF, ya que \u00e9ste define la capacidad t\u00e9cnica al respecto de la activaci\u00f3n de la respuesta en potencia de la que dispone el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico.
\nb) Tiempo de respuesta (tr): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada \u0394P ante un desv\u00edo de frecuencia \u0394f.
\nc) Tiempo de establecimiento (te): tiempo para que la respuesta permanezca dentro de una banda de error menor al \u00b15 % de la respuesta esperada \u0394P ante un desv\u00edo de frecuencia \u0394f.
\nEn el caso de aumentos de potencia activa durante la bajada de frecuencia estando activado el MRPFL-U:
\na) El tiempo de respuesta (tr) deber\u00e1 ser:
\ni) Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos: menor o igual a 5 minutos para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m\u00e1xima. Este comportamiento lento no ser\u00e1 aceptable en el caso de que el sentido de la variaci\u00f3n de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar\u00e1n tiempos de repuesta similares al caso de reducci\u00f3n de potencia activa.
\nii) Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico no e\u00f3licos: menor o igual a 10 s para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m\u00e1xima.
\niii) Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico e\u00f3licos: menor o igual a 5 s para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia m\u00e1xima, si la potencia est\u00e1 por encima del 50 % de la potencia m\u00e1xima. Para potencias por debajo del 50 % de la potencia m\u00e1xima, el tiempo de respuesta deber\u00e1 ser tan bajo como t\u00e9cnicamente sea posible. No obstante, se deber\u00e1 justificar al operador del sistema si supera los 5 s.
\nb) El tiempo de establecimiento (te) deber\u00e1 ser:
\ni) Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncrona: menor o igual a 6 minutos. Este comportamiento lento no ser\u00e1 aceptable en el caso de que el sentido de la variaci\u00f3n de frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperar\u00e1n tiempos de repuesta similares al caso de reducci\u00f3n de potencia activa.
\nii) Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico: menor o igual a 30 s.
\nEn el caso de reducciones de potencia activa durante la subida de frecuencia estando activado el MRPFL-U:
\na) El tiempo de respuesta (tr) deber\u00e1 ser:
\ni) Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos: menor o igual a 8 s para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 45 % de la potencia m\u00e1xima. No obstante, dependiendo de las limitaciones f\u00edsicas del aprovechamiento (hidroel\u00e9ctrica, bombeo, entre otros) y limitaciones tecnol\u00f3gicas justificadas (motores a gas, turbinas de gas, entre otros.) se podr\u00e1n acordar tiempos de respuesta mayores con el operador del sistema.
\nii) Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico: menor o igual a 2 s, para una variaci\u00f3n de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia m\u00e1xima.
\nb) El tiempo de establecimiento (te) deber\u00e1 ser:
\ni) Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncrona: menor o igual a 30 s.
\nii) Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico: menor o igual a 20 s.
\nPara cambios de potencia activa a subir o bajar superiores a los valores anteriormente establecidos, el tiempo de respuesta y de establecimiento ser\u00e1n tan bajos como t\u00e9cnicamente sea posible.
\n1.8 Modo de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia (MRPF). En relaci\u00f3n con el modo de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia (MRPF), los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C o D deber\u00e1n ser capaces de activar el suministro de reservas de regulaci\u00f3n 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\u00edsticas est\u00e1ticas de las respuestas de los modos MRPFL-O y MRPFL-U se acumulan, en su caso, a la caracter\u00edstica est\u00e1tica de la respuesta de este modo MRPF.
\nSalvo indicaci\u00f3n en contra del operador del sistema, los par\u00e1metros ajustables del MRPF ser\u00e1n los siguientes:
\na) Intervalo de potencia activa en relaci\u00f3n con la capacidad m\u00e1xima |\u0394P1|\/Pmax igual al 8 %.
\nb) Insensibilidad de respuesta con la variaci\u00f3n de frecuencia |\u0394f1| igual al 10 mHz.
\nc) Banda muerta de respuesta con la variaci\u00f3n de frecuencia igual al 0 mHz.
\nd) Estatismo s1 igual al 5 %.
\nEn relaci\u00f3n con los tiempos demora y de activaci\u00f3n total de la respuesta requerida por el MRPF se cumplir\u00e1 con lo especificado a este respecto en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, de conformidad con los par\u00e1metros siguientes:
\na) Intervalo de potencia activa en relaci\u00f3n con la capacidad m\u00e1xima, |\u0394P1|\/Pmax, (intervalo de respuesta en frecuencia) igual al 8 %.
\nb) Demora inicial m\u00e1xima admisible, t1, ser\u00e1 igual a:
\ni) 2 s, en el caso de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad con inercia o emulaci\u00f3n de inercia.
\nii) 500 ms, en el caso de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad sin inercia ni emulaci\u00f3n de inercia.
\nc) Selecci\u00f3n m\u00e1xima admisible del tiempo de activaci\u00f3n total, t2, ser\u00e1 de 30 s, salvo que el operador del sistema permita tiempos de activaci\u00f3n m\u00e1s largos por motivos de estabilidad del sistema.
\nEl m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad deber\u00e1 ser capaz de activar completamente el suministro de reservas de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia durante al menos 15 minutos, si la fuente primaria de energ\u00eda lo permite.
\nDe acuerdo a los par\u00e1metros antes establecidos (par\u00e1metros por defecto), la acumulaci\u00f3n de las caracter\u00edsticas est\u00e1ticas de las respuestas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF se traduce en una caracter\u00edstica est\u00e1tica potencia-frecuencia continua como la representada en la figura 5:<\/p>\n

Figura 5. Caracter\u00edstica est\u00e1tica potencia-frecuencia contin\u00faa resultado de acumular las caracter\u00edsticas est\u00e1ticas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF.
\nAdicionalmente a lo especificado en cuanto a la monitorizaci\u00f3n en tiempo real del MRPF en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad estar\u00e1 capacitado para recibir en tiempo real del operador del sistema e implementar consignas de potencia en reserva a subir y a bajar m\u00ednimas garantizadas, que podr\u00edan ser diferentes. En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico, las consignas de banda a subir y bajar se respetar\u00e1n en la cuant\u00eda que permita la diferencia entre el recurso primario disponible y el nivel m\u00ednimo de regulaci\u00f3n.
\nLa solicitud por parte del operador del sistema de reserva de potencia a subir a los m\u00f3dulos de parques el\u00e9ctrico se realizar\u00e1 conforme a lo establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n 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\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico y\/o al sistema.
\n1.9 Emulaci\u00f3n de inercia. En el supuesto de que un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico de tipo C o D pueda aportar emulaci\u00f3n de inercia voluntariamente, esta consistir\u00e1 en un control continuo que deber\u00e1 producir incrementos o decrementos de potencia activa proporcionales a la derivada temporal de frecuencia en el punto de conexi\u00f3n a la red. El sistema de control deber\u00e1 cumplir con los siguientes requisitos:
\na) Responder\u00e1 de acuerdo a una ganancia derivativa, Kd, ajustable, al menos, entre 0 (control fuera de servicio) y 15 segundos (valores por unidad en base m\u00e1quina).
\nb) En todo momento estar\u00e1 capacitado para aumentar o disminuir la potencia activa inyectada a la red en un valor \u0394Pmax desde el valor previo a la perturbaci\u00f3n (potencia activa de referencia Po). El valor \u0394Pmax podr\u00e1 ser ajustable entre 0 (control fuera de servicio) y el 10 % de la capacidad m\u00e1xima del m\u00f3dulo.
\nc) La velocidad de respuesta ser\u00e1 tal que, en 150 ms, la instalaci\u00f3n pueda aumentar o disminuir la potencia activa en, al menos, un valor del 10 % de la capacidad m\u00e1xima del m\u00f3dulo.
\nd) Deber\u00e1 ser capaz de suministrar una energ\u00eda equivalente al 10 % de la capacidad m\u00e1xima del m\u00f3dulo durante 8 segundos.
\ne) La banda de insensibilidad de la medida de la frecuencia no ser\u00e1 superior a \u00b110 mHz.
\nf) Ser\u00e1 capaz de inhibirse dentro de una banda muerta voluntaria en frecuencia entre 0 y \u00b1500 mHz.
\ng) Ser\u00e1 capaz de ajustar una banda muerta voluntaria en la derivada de la frecuencia entre 0 y \u00b10,5 Hz\/s.
\nh) No contribuir\u00e1 negativamente al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia del sistema el\u00e9ctrico.
\nEl propietario de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico, podr\u00e1 proponer un control de emulaci\u00f3n de inercia distinto al especificado en este apartado que, en todo caso, deber\u00e1 ser aprobado por el operador del sistema.
\n2. Requisitos de tensi\u00f3n
\n2.1 Requisitos de tensi\u00f3n de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad.
\n2.1.1 Rangos de tensi\u00f3n para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad tipo D. En relaci\u00f3n con los rangos de tensi\u00f3n, un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad de tipo D deber\u00e1 ser capaz de permanecer conectado a la red y de funcionar dentro de los rangos de tensi\u00f3n, en el punto de conexi\u00f3n, expresados en valores unitarios respecto a la base y durante los periodos de tiempo especificados en la tabla 2 y tabla 3.
\nTabla 2. Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los cuales el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad tipo D debe ser capaz de funcionar para tensiones que se desv\u00eden del valor de referencia 1 pu en el punto de conexi\u00f3n sin desconectarse de la red en la que la base de tensi\u00f3n para los valores pu se encuentre entre 110 kV (inclusive) y 300 kV
\nRango de tensi\u00f3n Periodo de tiempo de funcionamiento
\n0,85 pu-0,90 pu 60 minutos
\n0,90 pu-1,118 pu Ilimitado
\n1,118 pu-1,15 pu 60 minutos
\nTabla 3. Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los cuales el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad tipo D debe ser capaz de funcionar, para tensiones que se desv\u00eden del valor de referencia 1 pu en el punto de conexi\u00f3n, sin desconectarse de la red en la que la base de tensi\u00f3n para los valores pu se encuentre entre 300 kV y 400 kV (ambos extremos incluidos)
\nRango de tensi\u00f3n Periodo de tiempo de funcionamiento
\n0,85 pu-0,90 pu 60 minutos
\n0,90 pu-1,0875 pu Ilimitado
\n1,0875 pu-1,10 pu 60 minutos
\nEn los casos de sobretensi\u00f3n y subfrecuencia simult\u00e1neas o subtensi\u00f3n y sobrefrecuencia simult\u00e1neas, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad se podr\u00e1n acoger a lo establecido en el apartado 1.1 de este anexo, al respecto de las variaciones combinadas de frecuencia y tensi\u00f3n.
\nSin perjuicio de lo anterior, en el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad tipo D conectados en red de distribuci\u00f3n radial a tensi\u00f3n inferior a 110 kV, las condiciones y ajustes para la desconexi\u00f3n de dichos m\u00f3dulos ser\u00e1n 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\u00f3n tendr\u00e1 potestad para definir tiempos de desconexi\u00f3n diferentes, en coordinaci\u00f3n con el gestor de la red de transporte, en funci\u00f3n de las caracter\u00edsticas del punto de conexi\u00f3n o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexi\u00f3n por la evoluci\u00f3n a futuro de las caracter\u00edsticas de las red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad.
\nTabla 4. Condiciones y ajustes para desconexi\u00f3n autom\u00e1tica de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad tipo D conectados en red de distribuci\u00f3n radial a tensi\u00f3n inferior a 110 kV
\nUmbral de tensi\u00f3n Tiempo de desconexi\u00f3n
\n<0,85 pu 1,5 segundos 1,10-1,15 pu 1 segundo >1,15 pu 0,2 segundos
\n2.1.2 M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad B y C conectados en red de distribuci\u00f3n radial. En el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B o C conectados en red de distribuci\u00f3n radial a tensi\u00f3n inferior a 110 kV, las condiciones y ajustes para la desconexi\u00f3n de dichos m\u00f3dulos ser\u00e1n las recogidas en la tabla 5.
\nTabla 5. Condiciones y ajustes para desconexi\u00f3n autom\u00e1tica de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad tipo B o C conectados en red de distribuci\u00f3n radial a tensi\u00f3n inferior a 110 kV
\nUmbral de tensi\u00f3n Tiempo de desconexi\u00f3n
\n<0,85 pu 1,5 segundos 1,10-1,15 pu 1 segundo >1,15 pu 0,2 segundos
\nNo obstante, con el fin de garantizar la seguridad de la red, el gestor de la red de distribuci\u00f3n tendr\u00e1 potestad para definir tiempos de desconexi\u00f3n diferentes, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, en funci\u00f3n de las caracter\u00edsticas del punto de conexi\u00f3n o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexi\u00f3n por la evoluci\u00f3n a futuro de las caracter\u00edsticas de la red, siempre que no supongan un redimensionamiento no previsto en el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad.
\n2.2 Requisitos de tensi\u00f3n de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos.
\n2.2.1 Capacidad de potencia reactiva.
\n2.2.1.1 M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos tipo D. Con car\u00e1cter general, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos tipo D deber\u00e1n compensar toda la energ\u00eda reactiva, ya sea generada o absorbida, desde su instalaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n. No obstante, con car\u00e1cter excepcional el titular y el gestor de la red pertinente podr\u00e1n acordar condiciones diferentes.
\nLa capacidad de potencia reactiva de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos tipo D a su capacidad m\u00e1xima (Pmax), ser\u00e1 tal que, dentro del rango de tensi\u00f3n 0,95 \u2264 V \u2264 1,05 pu estos deber\u00e1n disponer de la capacidad t\u00e9cnica para generar y absorber potencia reactiva (Q) dentro de un rango m\u00ednimo obligatorio, de tal manera que modificar\u00e1n su producci\u00f3n\/absorci\u00f3n de potencia reactiva dentro de los l\u00edmites marcados con l\u00ednea continua en el diagrama U-Q\/Pmax de la figura 6.<\/p>\n

Figura 6. Diagrama U-Q\/Pmax de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono tipo D en situaci\u00f3n P=Pmax.
\nLa aportaci\u00f3n de la potencia reactiva estar\u00e1 disponible tanto en r\u00e9gimen permanente como en r\u00e9gimen perturbado, y se llevar\u00e1 a cabo mediante un control de tensi\u00f3n a consigna de tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n, de tal forma que el punto de operaci\u00f3n del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono est\u00e9 gobernado por un sistema de regulaci\u00f3n autom\u00e1tica de tensi\u00f3n \u00abAVR\u00bb (Automatic Voltage Regulator).
\nAdicionalmente, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos deber\u00e1n aportar potencia reactiva en todo el rango de tensi\u00f3n en el que se requiere que dichos m\u00f3dulos 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\u00f3n ser\u00e1 la que aparece representada en las extensiones de trazos discontinuos del diagrama U-Q\/Pmax de la figura 6. Esta capacidad adicional se podr\u00e1 dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.
\nEn el caso de que el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono disponga de un cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportaci\u00f3n de esta potencia reactiva, se aceptar\u00e1 que las extensiones del diagrama U-Q\/Pmax representadas en la figura 6 con l\u00edneas a trazos se refieran a la capacidad de potencia reactiva con el cambiador de tomas en la toma habitual. Por tanto, se considerar\u00e1n aceptables los movimientos de dicho diagrama U-Q\/Pmax derivados de la variaci\u00f3n de las tomas en carga, sin perjuicio de que el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono deber\u00e1 adecuar la toma del transformador mientras la tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n se encuentre fuera del rango 0,95 \u2264 V \u2264 1,05 pu para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexi\u00f3n. Esta capacidad derivada del uso del cambiador de tomas en carga se podr\u00e1 dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.
\nEn relaci\u00f3n con la capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad m\u00e1xima, se estar\u00e1 a lo dispuesto en el art\u00edculo 18 del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016.
\n2.2.1.2 M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos tipo B o C. A los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de tipo B o C les ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n los mismos requisitos recogidos en el apartado 2.2.1.1 para los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos de tipo D, excepto en el caso de que la capacidad m\u00e1xima sea inferior a 15 megavatios (MW), en cuyo caso, podr\u00e1n disponer \u00fanicamente de la capacidad t\u00e9cnica para generar y absorber potencia reactiva dentro de los l\u00edmites marcados con l\u00ednea continua en el diagrama U-Q\/Pmax de la figura 7.<\/p>\n

Figura 7. Diagrama U-Q\/Pmax de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono Tipo B o C cuando Pmax<15MW.
\n2.2.2 Funci\u00f3n estabilizadora de potencia (PSS). Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de tipo D deber\u00e1n incorporar un estabilizador de sistemas de potencia (Power System Stabilizer – PSS) si su capacidad m\u00e1xima es superior a 50 MW, el cual deber\u00e1 estar ajustado para amortiguar oscilaciones inter-\u00e1reas, al menos, a partir de 0,1 Hz.
\n2.3 Requisitos de tensi\u00f3n de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico.
\n2.3.1 Control de inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente. Los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo B, C o D deber\u00e1n ser capaces de gestionar la inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente mediante un sistema de control continuo durante el r\u00e9gimen perturbado. A los efectos de este sistema de control, se tomar\u00e1n en consideraci\u00f3n las siguientes variables:
\na) Error de la tensi\u00f3n de secuencia directa en el punto de conexi\u00f3n (\u0394U1): diferencia entre el valor eficaz de la tensi\u00f3n de secuencia directa previa a la perturbaci\u00f3n U1i (pu) y el valor eficaz de la tensi\u00f3n de secuencia directa en cada momento U1 (pu), es decir, \u0394U1 = U1i \u2013 U1.
\nb) Error de la tensi\u00f3n de secuencia inversa en el punto de conexi\u00f3n (\u0394U2): error de la tensi\u00f3n de secuencia inversa en el punto de conexi\u00f3n, correspondiente a la diferencia entre el valor eficaz de la tensi\u00f3n de secuencia inversa previa a la perturbaci\u00f3n U2i (pu) y el valor eficaz de la tensi\u00f3n de secuencia inversa en cada momento U2 (pu), es decir, \u0394U2 = U2i \u2013 U2.
\nc) Cambio abrupto: desv\u00edo del valor eficaz (medido en una ventana m\u00f3vil de un ciclo) de la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n de, al menos, el 5 % del promedio en los 50 ciclos previos a la perturbaci\u00f3n en alguna de las fases.
\nd) Vmin: para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados a tensiones iguales o superiores a 110 kV, es la menor tensi\u00f3n admisible considerada en los rangos de tensi\u00f3n y tiempos m\u00ednimos 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\u00f3n, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema.
\ne) Vmax: para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico conectados a tensiones iguales o superiores a 110 kV, es la mayor tensi\u00f3n admisible considerada en los rangos de tensi\u00f3n y tiempos m\u00ednimos 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\u00f3n, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema.
\nLos m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1n ser capaces de activar la inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente gestion\u00e1ndola mediante un sistema de control continuo durante el r\u00e9gimen perturbado que cumplir\u00e1 con los siguientes requisitos:
\na) Podr\u00e1 deshabilitarse a petici\u00f3n del gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema.
\nb) Dispondr\u00e1 de una capacidad de inyecci\u00f3n de corriente aparente por fase que, como m\u00ednimo, ser\u00e1 igual a la corriente nominal.
\nc) Se activar\u00e1 cuando se produzca una perturbaci\u00f3n de tensi\u00f3n que cumpla cualquiera de las condiciones siguientes:
\ni) La tensi\u00f3n eficaz en el punto de conexi\u00f3n U (pu) salga del rango Vm\u00edn \u2264 U \u2264 Vmax pu en alguna de las fases.
\nii) El cambio abrupto de tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n sea superior a 0,1 pu. Este valor deber\u00e1 ser parametrizable entre 0,05 y 0,15 pu, a petici\u00f3n del gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema.
\nd) Permanecer\u00e1 activo hasta que se cumplan simult\u00e1neamente las condiciones siguientes, si bien, no se exigir\u00e1 la actividad m\u00e1s de 30 segundos si la capacidad t\u00e9rmica de la m\u00e1quina no lo permite:
\ni) La tensi\u00f3n eficaz en el punto de conexi\u00f3n U vuelve al rango Vmin \u2264 U \u2264 Vmax pu en todas las fases.
\nii) Han transcurrido 5 segundos desde el inicio de la perturbaci\u00f3n. Este tiempo podr\u00e1 ajustarse a valores inferiores, a petici\u00f3n del gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema.
\ne) Reiniciar\u00e1 la cuenta anterior de 5 segundos si, mientras est\u00e1 activo, se vuelven a cumplir alguna de las condiciones de activaci\u00f3n a las que se refiere el apartado c), siempre y cuando la capacidad t\u00e9rmica de la m\u00e1quina lo permita.
\nf) Tras la desactivaci\u00f3n de la inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico retornar\u00e1 al r\u00e9gimen de funcionamiento previo a la perturbaci\u00f3n. Si posteriormente, volvieran a darse las condiciones a las que se refiere el apartado c), el m\u00f3dulo volver\u00e1 a activarse.<\/p>\n

Figura 8.a) Inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente reactiva (secuencia directa) adicional requerida \u00ab\u2206I1\u00bb en funci\u00f3n del error de la tensi\u00f3n de secuencia directa \u2206U1; b) Limitaci\u00f3n de la inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente reactiva \u00abI1\u00bb total y; c) Inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente de secuencia inversa adicional requerida en funci\u00f3n del error de la tensi\u00f3n de secuencia inversa \u2206U2.
\nEn caso de faltas, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 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\u00f3n:
\na) Para la corriente de secuencia directa, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 inyectar\/absorber en funci\u00f3n del error de tensi\u00f3n de secuencia directa \u0394U1, mediante un control proporcional continuo, una corriente reactiva, \u0394I1 (pu), de acuerdo a la figura 8.a) de forma incremental a la corriente reactiva previa a la perturbaci\u00f3n, I1i (pu).
\nAdicionalmente, cumplir\u00e1 con lo siguiente:
\ni) La componente de corriente reactiva total, I1, resultante del cumplimiento acumulado de este control, \u0394I1, m\u00e1s la componente de corriente reactiva previa a la perturbaci\u00f3n, I1i, deber\u00e1 respetar las saturaciones indicadas en la figura 8 b) definidas mediante las l\u00edneas horizontales I1_limU y I1_limL. Las l\u00edneas de saturaci\u00f3n horizontales cumplir\u00e1n con lo siguiente:
\n\u2013 I1_limU deber\u00e1 poder parametrizarse desde 0 hasta 1 pu.
\n\u2013 I1_limL deber\u00e1 poder parametrizarse desde -1 pu hasta 0.
\n\u2013 Se establecer\u00e1n con los valores por defecto I1_limU = 0.9 pu y I1_limL = -0.9 pu.
\nii) Adicionalmente a la componente de corriente reactiva total I1, resultado del cumplimiento acumulado del requisito de inyecci\u00f3n de corriente reactiva \u0394I1 m\u00e1s la componente de corriente reactiva previa a la perturbaci\u00f3n I1i, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 inyectar componente de corriente activa hasta alcanzar la corriente nominal del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico siempre que el recurso primario lo permita. Para la componente activa de la corriente, la velocidad de respuesta deber\u00e1 ser la m\u00e1s r\u00e1pida t\u00e9cnicamente factible, siendo deseable la misma velocidad de respuesta que la exigida para la componente reactiva.
\niii) Si el gestor de la red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, no hubiese establecido una limitaci\u00f3n para las l\u00edneas de saturaci\u00f3n I1_limU \u00f3 I1_limL con valores absolutos inferiores al valor por defecto de 0,9 pu y el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico dispusiera de capacidad de corriente por encima de la nominal, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico podr\u00eda cumplimentar lo requerido por exceso inyectando (o absorbiendo, en su caso) m\u00e1s componente de corriente reactiva de la requerida, respetando la componente de corriente activa requerida.
\nb) Para la corriente de secuencia inversa, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 inyectar\/absorber en funci\u00f3n del error de tensi\u00f3n de secuencia inversa \u0394U2, mediante un control proporcional continuo, una corriente de secuencia inversa, \u0394I2 (pu), de acuerdo a la figura 8 c) de forma incremental a la corriente de secuencia inversa previa a la perturbaci\u00f3n, I2i (pu) en dicha figura 8 c). En el caso de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico e\u00f3licos con tecnolog\u00eda de generaci\u00f3n doblemente alimentada, la respuesta de corriente secuencia inversa ser\u00e1 la natural de la tecnolog\u00eda (en magnitud y constantes de tiempo propias de los impulsos iniciales de corriente reactiva), sin que esto exima a dichos m\u00f3dulos de contribuir con la componente de secuencia directa especificada en el apartado a) durante la falta desequilibrada.
\nEl signo de la inyecci\u00f3n del \u0394I2 (pu) ser\u00e1 el correspondiente al equivalente del comportamiento natural de un generador s\u00edncrono ante el mismo error de tensi\u00f3n de secuencia inversa \u0394U2.
\nSi el gestor de la red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, hubiese establecido una limitaci\u00f3n para las l\u00edneas de saturaci\u00f3n I1_limU \u00f3 I1_limL con valores absolutos inferiores al valor por defecto de 0,9 pu, entonces, en el caso de perturbaciones desequilibradas estas limitaciones se entender\u00e1n que aplican a la corriente por fase total debida a las componentes de secuencia directa e inversa, en caso contrario, no aplicar\u00e1 limitaci\u00f3n. En el caso de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico con tecnolog\u00eda de generaci\u00f3n doblemente alimentada, se entender\u00e1 que la limitaci\u00f3n s\u00f3lo aplica a la corriente de secuencia directa.
\nEl valor de los m\u00f3dulos de las ganancias del control de la inyecci\u00f3n de corriente r\u00e1pida y debe poder ser ajustable entre 2 y 6 pu, si bien, el valor por defecto de ambos ser\u00e1 de 3,5 pu, salvo indicaci\u00f3n expresa del gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema.
\nNo se permite la existencia de bandas muertas en el control. En caso de existir, deber\u00e1n ser parametrizadas con un valor de 0 pu.
\nEl m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico ser\u00e1 capaz de inyectar la corriente requerida, como m\u00ednimo, en los tiempos que se indican a continuaci\u00f3n (ver figura 9), siempre que no exista condici\u00f3n de bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia:
\na) El retraso del inicio (ti) de la inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente deber\u00e1 ser como m\u00e1ximo 20 ms.
\nb) El tiempo de respuesta (tr) desde el inicio de la inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente hasta que alcanza el 90 % de la respuesta requerida correspondiente al escal\u00f3n en el error de la tensi\u00f3n deber\u00e1 de ser tal que se cumpla que ti + tr \u2264 50 ms.
\nc) El tiempo de establecimiento (te) desde el inicio de la inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente hasta que la respuesta permanece en la banda +20 % y \u201310 % en torno a la respuesta requerida deber\u00e1 ser como m\u00e1ximo de 60 ms.
\nNo obstante lo anterior, a petici\u00f3n del gestor de red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, se podr\u00e1n solicitar tiempos de respuesta (tr) de hasta 300 ms, ajustables en escalones de 30 ms, y tiempos de establecimiento (te) de hasta 600 ms ajustables en escalones de 60 ms.<\/p>\n

Figura 9. Ejemplo ilustrando los tiempos de respuesta.
\nDe acuerdo con lo establecido en el art\u00edculo 20.2.b) del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico puede optar por implementar este control midiendo las variaciones de tensi\u00f3n en los terminales de las unidades de generaci\u00f3n de electricidad (UGE) constituyentes del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico e inyectando r\u00e1pidamente una corriente en los terminales de estas unidades.
\n2.3.2 Capacidad de potencia reactiva.
\n2.3.2.1. M\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico tipo D. La capacidad de potencia reactiva se requiere en el punto de conexi\u00f3n, en consecuencia, y con car\u00e1cter general, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico tipo D tendr\u00e1n que compensar toda la energ\u00eda reactiva, ya sea generada o absorbida, desde su instalaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n. No obstante, con car\u00e1cter excepcional el titular y el gestor de red pertinente podr\u00e1n acordar condiciones diferentes.
\nSe distinguen dos situaciones en relaci\u00f3n con la capacidad de potencia reactiva de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tipo D:
\na) Capacidad de potencia reactiva a su capacidad m\u00e1xima (Pmax). La capacidad de potencia reactiva del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico ser\u00e1 tal que, dentro del rango de tensi\u00f3n 0,95 \u2264 V \u2264 1,05 pu, deber\u00e1n disponer de capacidad t\u00e9cnica para generar y absorber potencia reactiva (Q) dentro de un rango m\u00ednimo obligatorio de tal manera que modificar\u00e1n su producci\u00f3n\/absorci\u00f3n de potencia reactiva dentro de los l\u00edmites marcados con l\u00ednea continua en el diagrama U-Q\/Pmax de la figura 10.<\/p>\n

Figura 10. Diagrama U-Q\/Pmax de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tipo D.
\nDurante el funcionamiento en r\u00e9gimen permanente y fuera del rango de tensiones 0,95 \u2264 V \u2264 1,05 pu, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico tipo D inyectar\u00e1n\/absorber\u00e1n potencia reactiva seg\u00fan la respuesta del control de tensi\u00f3n (ver apartado 2.3.3), con las limitaciones que, por encontrarse fuera de dicho rango de tensiones, imponga la producci\u00f3n de potencia activa. Es decir, primar\u00e1 la producci\u00f3n de potencia activa sobre la de reactiva. A su vez, la potencia activa de referencia (P0) se mantendr\u00e1 mientras la instalaci\u00f3n tenga capacidad para ello.
\nAdicionalmente, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico tipo D deber\u00e1n suministrar potencia reactiva a su capacidad m\u00e1xima en todo el rango de tensi\u00f3n 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\u00e1xima (Pmax) dentro de estos rangos de tensi\u00f3n aparece representada en el diagrama U-Q\/Pmax de la figura 10 con unas extensiones de l\u00ednea a trazos, sin que sea necesario cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3. Esta capacidad se podr\u00e1 dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.
\nEn el caso de que el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico disponga de un cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportaci\u00f3n de esta potencia reactiva, se aceptar\u00e1 que las extensiones del diagrama U-Q\/Pmax con l\u00edneas a trazos se refieran a la capacidad de potencia reactiva con el cambiador de tomas en la toma habitual. Se considerar\u00e1n, por tanto, aceptables los movimientos de dicho diagrama U-Q\/Pmax derivados de la variaci\u00f3n de las tomas en carga, sin perjuicio de que el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 adecuar la toma del transformador mientras la tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n se encuentre fuera del rango 0,95 \u2264 V \u2264 1,05 pu, para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexi\u00f3n. Esta capacidad derivada del uso del cambiador de tomas en carga se podr\u00e1 dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto, sin ser necesario cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3.
\nb) Capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad m\u00e1xima (P<Pmax). En esta situaci\u00f3n, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1n ser capaces de suministrar potencia reactiva en cualquier punto de funcionamiento dentro del perfil P-Q\/Pmax establecido en la figura 11, siempre que todas las unidades del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico que generan energ\u00eda est\u00e9n t\u00e9cnicamente disponibles, es decir, que no est\u00e9n fuera de servicio debido a mantenimiento o aver\u00eda. En caso contrario, el gestor de red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema admitir\u00e1 una menor capacidad de potencia reactiva, teniendo en cuenta las unidades disponibles.<\/p>\n

Figura 11. Perfil P-Q\/Pmax de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tipo D.
\nPara rangos de operaci\u00f3n en los que el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico se encuentre inyectando potencia reactiva entre 0,2 y 0,3 de la capacidad m\u00e1xima, de acuerdo con la figura 11, se permitir\u00e1n tiempos de respuesta de hasta 1 minuto, no siendo necesario cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3.
\n2.3.2.2 M\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico tipo B o C. A los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo B o C les ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n todo lo requerido a los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo D en el apartado 2.3.2.1, excepto en el caso de que la capacidad m\u00e1xima sea inferior a 15 MW, en cuyo caso, podr\u00e1n disponer \u00fanicamente de la capacidad t\u00e9cnica para generar y absorber potencia reactiva (Q) dentro de los l\u00edmites marcados con l\u00ednea continua en el diagrama U-Q\/Pmax de la figura 12.<\/p>\n

Figura 12. Diagrama U-Q\/Pmax de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tipo B o C en situaci\u00f3n cuando Pmax< 15 MW. 2.3.3 Modos de control de potencia reactiva. Salvo indicaci\u00f3n en contra del gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, el control de tensi\u00f3n de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo B, C o D se configurar\u00e1 por defecto con los par\u00e1metros(1) siguientes: a) La pendiente se ajustar\u00e1 en el 2 %. b) Se operar\u00e1 sin banda muerta. No obstante, se acepta una banda de insensibilidad menor o igual al \u00b10,2 % de la tensi\u00f3n nominal. c) El tiempo t1 ser\u00e1 de 1 segundo y t2 de 5 segundos. 1. Par\u00e1metros definidos en el art\u00edculo 21.3.d. del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016. En el caso de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico tipo B, los modos de control de potencia reactiva ser\u00e1n los mismos que los aplicables a los tipos C y D, y que est\u00e1n definidos en el art\u00edculo 21.3.d) del Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016. El modo de control de potencia reactiva del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tendr\u00e1 capacidad t\u00e9cnica para recuperar la respuesta de potencia reactiva consignada tras un cambio repentino en las condiciones del nudo de conexi\u00f3n a la red, en un tiempo inferior a 1 minuto con la precisi\u00f3n especificada en el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016. Asimismo, el modo de control de factor de potencia del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 tener capacidad t\u00e9cnica 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\u00f3n, dentro de los rangos de capacidad de potencia reactiva requeridos. La precisi\u00f3n debe ser tal que el valor del error absoluto de la potencia reactiva sea menor del 5 % de la capacidad m\u00e1xima de potencia reactiva del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n. Con el fin de que las actualizaciones de las consignas de tensi\u00f3n, de potencia reactiva o de factor de potencia, en su caso, no interfieran con las din\u00e1micas de movimiento de los cambiadores de tomas, se tendr\u00e1 en cuenta lo siguiente: a) El gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema no actualizar\u00e1 las tensiones de consigna del punto de conexi\u00f3n a la red con tiempos tan r\u00e1pidos que puedan provocar interferencias. b) Si el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico realiza alg\u00fan tipo de traslaci\u00f3n de la tensi\u00f3n de consigna a terminales de unidades de generaci\u00f3n, se har\u00e1 sin que se ocasione ning\u00fan tipo de oscilaci\u00f3n ni inestabilidad. El gestor de la red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, podr\u00e1 modificar los par\u00e1metros establecidos en este apartado, manteni\u00e9ndose 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\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo A, B, C o D, estar\u00e1n sujetas a las siguientes reglas de prioridad: a) Dentro del rango de tensiones en el punto de conexi\u00f3n definido como Vmin \u2264 V \u2264 Vmax, tendr\u00e1n 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\u00e1n respetar mientras que el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico no alcance su potencia aparente m\u00e1xima o su corriente aparente nominal. b) Fuera del rango de tensiones en el punto de conexi\u00f3n definido como Vmin \u2264 V \u2264 Vmax, tendr\u00e1n 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\u00e1n respetar mientras que el recurso primario lo permita y el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico no alcance su potencia aparente nominal o su corriente aparente nominal. A efectos de aplicaci\u00f3n de este requisito se definen las siguientes variables: a) Vmax, se corresponde con la mayor tensi\u00f3n admisible siguiente: i) En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo D, la mayor tensi\u00f3n considerada en los rangos de tensi\u00f3n y tiempos m\u00ednimos que debe soportar sin desconectar indicada en el apartado 2.1.1. ii) En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo A, B o C, la mayor tensi\u00f3n admisible considerada dentro de los rangos normales de funcionamiento establecidos por el gestor de red pertinente. b) Vmin, se corresponde con la menor tensi\u00f3n admisible siguiente: i) En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo D, la menor tensi\u00f3n considerada en los rangos de tensi\u00f3n y tiempos m\u00ednimos que debe soportar sin desconectar indicada en el apartado 2.1.1. ii) En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo A, B o C, la menor tensi\u00f3n 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\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo C o D podr\u00e1n tener la capacidad de contribuir al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia. En su caso, el principio de funcionamiento y los ajustes y par\u00e1metros del control ser\u00e1n acordados entre el operador del sistema y el propietario del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico. En caso de no contribuir al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia, el dise\u00f1o de todos sus controles ser\u00e1 tal que no contribuyan a desamortiguar las oscilaciones de potencia existentes en el punto de conexi\u00f3n entre 0,1 Hz y 1,5 Hz. 2.3.6 Capacidad para limitar la generaci\u00f3n de sobretensiones transitorias. Los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo C o D y de tecnolog\u00eda diferente a la e\u00f3lica doblemente alimentada limitar\u00e1n la generaci\u00f3n de sobretensiones transitorias durante su funcionamiento todo lo que el estado del arte permita. Con este fin, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tendr\u00e1 la capacidad t\u00e9cnica de aplicar el bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia o t\u00e9cnica 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\u00f3n del punto de conexi\u00f3n o en los terminales de las unidades de generaci\u00f3n supera 1,2 pu y se est\u00e9 inyectando corriente reactiva. En el caso de sobretensi\u00f3n tras despeje de defecto, el bloqueo, o t\u00e9cnica similar aplicada, se realizar\u00e1 en un tiempo m\u00e1ximo de 30 ms tras el propio despeje de la falta si est\u00e1 inyectando corriente reactiva. Esta capacidad estar\u00e1 activa por defecto salvo indicaci\u00f3n en contra del operador del sistema. Por otro lado, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo B, C o D que sean de tecnolog\u00eda diferente a la e\u00f3lica doblemente alimentada deber\u00e1n cumplir con los l\u00edmites de sobretensiones m\u00e1ximas 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\u00e9cnicas y garant\u00edas de seguridad en instalaciones el\u00e9ctricas de alta tensi\u00f3n. El m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico de tipo A de tecnolog\u00eda diferente a la e\u00f3lica doblemente alimentada no generar\u00e1 sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n de la red cumpliendo con los l\u00edmites indicados en la tabla 6. Tabla 6. Sobretensiones m\u00e1ximas admisibles entre fases en funci\u00f3n de la duraci\u00f3n de la sobretensi\u00f3n en el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo A Duraci\u00f3n, t, de la tensi\u00f3n (s) Valor admisible de la sobretensi\u00f3n instant\u00e1nea (% Un pico) 0,0002 280 0,0006 218 0,002 178 0,006 145 0,02 129 0,06 120 0.2 120 0,6 120 2.4 Requisitos de tensi\u00f3n de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico en alta mar. A los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico en alta mar conectados en corriente alterna a la red de transporte o distribuci\u00f3n les ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n los mismos requisitos de tensi\u00f3n establecidos para los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico en tierra conectados a la red de transporte o distribuci\u00f3n. 3. Requisitos de robustez 3.1 Requisitos de robustez de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad. 3.1.1 Capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n en caso de faltas equilibradas. Los perfiles de tensi\u00f3n m\u00ednimos en funci\u00f3n del tiempo que deben ser capaces de soportar los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad ser\u00e1n los que se indican a continuaci\u00f3n. En todos los casos, los perfiles representan el l\u00edmite inferior de la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu, antes, durante y despu\u00e9s de una falta. a) M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de tipo B, C o D conectados por debajo del nivel de tensi\u00f3n de 110 kV. El perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo ser\u00e1 el indicado en la figura 13. Figura 13. Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono de tipo B, C o D conectado a tensi\u00f3n inferior a 110 kV. b) M\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo B, C o D conectados por debajo del nivel de tensi\u00f3n de 110 kV. El perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo ser\u00e1 el indicado en la figura 14. Figura 14. Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico de tipo B, C o D conectado a tensi\u00f3n inferior a 110 kV. c) M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de tipo D conectados a tensi\u00f3n igual o superior 110 kV. El perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo ser\u00e1 el indicado en la figura 15. Figura 15. Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n de un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono de tipo D conectado a tensi\u00f3n igual o superior a 110 kV. d) M\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo D conectados a tensi\u00f3n igual o superior a 110 kV. El perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo ser\u00e1 el indicado en la figura 16. Figura 16. Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico de tipo D conectado a tensi\u00f3n igual o superior a 110 kV. Las condiciones previas y posteriores a las faltas a tener en cuenta en relaci\u00f3n con la capacidad de soportar huecos de tensi\u00f3n ser\u00e1n las siguientes, salvo especificaci\u00f3n diferente en la Norma T\u00e9cnica de Supervisi\u00f3n de aplicaci\u00f3n: a) La potencia de cortocircuito previa y posterior a la falta: i) Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B o C: 5 veces su capacidad m\u00e1xima. ii) Para m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo D: 5 veces su capacidad m\u00e1xima. iii) Para m\u00f3dulos de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica s\u00edncronos de tipo D: el 80 % de la potencia de cortocircuito m\u00ednima prevista en el punto de conexi\u00f3n a la red. b) El punto de funcionamiento considerado ser\u00e1 el siguiente: i) Potencia activa igual a la capacidad m\u00e1xima del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad. ii) Potencia reactiva igual a la m\u00e1xima capacidad de absorci\u00f3n de potencia reactiva requerida a la capacidad m\u00e1xima de potencia activa conforme a lo establecido en el apartado 2.2.1, en el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica s\u00edncronos, o en el apartado 2.3.2, en el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico. iii) La tensi\u00f3n se corresponder\u00e1 con el m\u00ednimo valor para el que se requiera la m\u00e1xima capacidad de absorci\u00f3n de potencia reactiva de conformidad con lo establecido en el apartado 2.2.1, en el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica s\u00edncronos, o en el apartado 2.3.2, en el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico. 3.1.2 Capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n en caso de faltas desequilibradas. En relaci\u00f3n con la capacidad de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B, C o D para soportar huecos de tensi\u00f3n en caso de faltas desequilibradas aplicar\u00e1 lo siguiente: a) En el caso de cortocircuitos bif\u00e1sicos a tierra o monof\u00e1sicos, aplica el perfil correspondiente de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n para faltas equilibradas a la menor de las tensiones fase-fase o fase-tierra. b) En el caso de cortocircuitos bif\u00e1sicos aislados de tierra, aplica el perfil correspondiente de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n 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\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad disponga de neutro, se podr\u00e1 utilizar como referencia dicho neutro en lugar de la tierra a los efectos del presente requisito. 3.1.3 Bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia durante faltas. Al objeto de facilitar el cumplimiento de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n por los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo B, C o D, aplica lo siguiente: a) Para tensiones en el punto de conexi\u00f3n o de los terminales de las unidades de generaci\u00f3n (fase-tierra o fase-fase, seg\u00fan lo que aplique a los efectos del perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tipo de falta) inferiores a 0,2 pu se permite el bloqueo en la electr\u00f3nica de potencia, pudiendo dejar a cero la corriente aparente inyectada a la red, teniendo en cuenta que: i) el bloqueo en la electr\u00f3nica de potencia deber\u00e1 eliminarse antes de transcurridos 100 ms, una vez que la correspondiente tensi\u00f3n supere el valor de 0,2 pu. ii) si el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad y sus unidades de generaci\u00f3n constituyentes disponen de mayor capacidad t\u00e9cnica pudiendo evitar el bloqueo o aplicarlo a tensiones inferiores a 0,2 pu, deber\u00e1 ser comunicada al gestor de red pertinente en los tr\u00e1mites de acceso a la red. En el caso de m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico con conexi\u00f3n en la red de distribuci\u00f3n, dicha informaci\u00f3n podr\u00e1 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\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad disponga de neutro, se podr\u00e1 utilizar como referencia dicho neutro en lugar de la tierra. A requerimiento del gestor de la red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tendr\u00e1 la capacidad de aplicar el bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia o t\u00e9cnica 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\u00f3n del punto de conexi\u00f3n o de los terminales de las unidades de generaci\u00f3n baja del umbral que se le requiera. En este caso, el umbral de tensi\u00f3n a solicitar, en su caso, ser\u00e1 mayor o igual a 0,2 pu. Para la medida del valor eficaz de la tensi\u00f3n se permite un tiempo de hasta 30 ms. En el caso de la tecnolog\u00eda doblemente alimentada, se permite que durante el bloqueo la corriente no sea nula. Una vez que la tensi\u00f3n supere dicho umbral anterior, deber\u00e1 eliminarse el bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia o t\u00e9cnica similar antes de transcurridos 100 ms. 3.2 Requisitos de robustez de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos. 3.2.1 Capacidad para contribuir a la recuperaci\u00f3n de la potencia activa despu\u00e9s de una falta. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de los tipos B, C o D deber\u00e1n recuperar la potencia activa previa a la perturbaci\u00f3n tan pronto como sea posible, al objeto de mantener la estabilidad del sistema. En este sentido, no aplicar\u00e1 ninguna ley o estrategia de comportamiento que conlleve una disminuci\u00f3n o retraso de la respuesta en potencia del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono durante la perturbaci\u00f3n. No se consideran a este respecto las actuaciones de emergencia encaminadas a evitar una condici\u00f3n de p\u00e9rdida de sincronismo y la desconexi\u00f3n del m\u00f3dulo. Como l\u00edmite m\u00e1ximo, en las correspondientes condiciones de red, previa y posterior a la falta, establecidas para la capacidad de soportar huecos de tensi\u00f3n, la recuperaci\u00f3n de la potencia activa deber\u00e1 cumplir las siguientes condiciones: a) si la tensi\u00f3n residual en el punto de conexi\u00f3n no baja de 0,5 pu, el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono deber\u00e1 alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 1 segundo una vez la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales. b) si la tensi\u00f3n residual en el punto de conexi\u00f3n baja de 0,5 pu pero no baja de 0,2 pu, el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono deber\u00e1 alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos una vez que la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales. c) si la tensi\u00f3n residual en el punto de conexi\u00f3n baja de 0,2 pu, el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono deber\u00e1 alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 3 segundos una vez que la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales. Si no se cumple el requisito debido de que la tensi\u00f3n no se recupere con la suficiente rapidez, entonces el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono deber\u00e1 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\u00e1 la l\u00ednea de tendencia de la componente no oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. La oscilaci\u00f3n deber\u00e1 presentar un amortiguamiento mayor del 10 %. 3.2.2 Capacidad para soportar saltos angulares. El m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono tipo A, B, C o D estar\u00e1 capacitado para soportar sin desconexi\u00f3n el cierre de las l\u00edneas de la red con una diferencia angular entre polos del interruptor de la l\u00ednea de 30\u00b0 y, ocasionalmente, de hasta 35\u00b0. 3.2.3 Capacidad para soportar sobretensiones transitorias. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos tipo D conectados a la red de transporte ser\u00e1s 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. 2. Tensi\u00f3n eficaz a tierra en el punto de conexi\u00f3n A este respecto, y a los efectos de la pertinente protecci\u00f3n de las instalaciones, deber\u00e1 tenerse en cuenta que en el sistema el\u00e9ctrico podr\u00edan aparecer sobretensiones superiores a 1,20 pu. Figura 17. Tiempos m\u00ednimos de sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n (tensi\u00f3n eficaz a tierra en una o en todas las fases en valor unitario de la base de tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n) que debe ser capaz de soportar sin desconectar un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono tipo D conectado a la red de transporte. Por su parte, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos de los tipos B, C o D no conectado en la red de transporte, ser\u00e1n capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones temporales (tensi\u00f3n eficaz entre cualquier par de fases en el punto de conexi\u00f3n) de acuerdo con la figura 18. Si la red a la que se conecta el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad tuviera neutro, tambi\u00e9n ser\u00e1 capaz de permanecer conectado ante sobretensiones fase-neutro. Figura 18. Tiempos m\u00ednimos de sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n (tensi\u00f3n eficaz entre cualquier par de fases en valor unitario de la base de tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n) que debe ser capaz de soportar sin desconectar un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono de los tipos B, C o D no conectado en la red de transporte. 3.3 Requisitos de robustez de los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico. 3.3.1 Capacidad para contribuir a la recuperaci\u00f3n de la potencia activa despu\u00e9s de una falta. Los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de los tipos B, C o D deber\u00e1n proporcionar la potencia activa correspondiente al cumplimiento de la inyecci\u00f3n de corriente activa indicada en el desarrollo del requisito de inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente (apartado 2.3.1) en funci\u00f3n de la tensi\u00f3n existente en cada momento. El cumplimiento de este requisito deber\u00e1 satisfacerse con la misma velocidad de respuesta exigida para el requisito de inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente. Una vez que la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu, la potencia activa deber\u00e1 recuperarse tan pronto como sea posible al objeto de mantener la estabilidad del sistema. La recuperaci\u00f3n 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\u00f3n, deber\u00e1 cumplir las condiciones que se indican a continuaci\u00f3n: a) si la tensi\u00f3n residual en el punto de conexi\u00f3n no baja de 0,5 pu, y el recurso primario lo permite, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 1 segundo una vez que la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales. b) si la tensi\u00f3n residual en el punto de conexi\u00f3n baja de 0,5 pu, pero no baja de 0,2 pu, el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncrono deber\u00e1 alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos una vez la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales c) si la tensi\u00f3n residual en el punto de conexi\u00f3n baja de 0,2 pu, el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 3 segundos una vez la tensi\u00f3n alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbaci\u00f3n en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales. Si no se cumple el requisito debido de que la tensi\u00f3n no se recupere con la suficiente rapidez, entonces el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 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\u00e1 la l\u00ednea de tendencia de la componente no oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. Adicionalmente, deber\u00e1 presentar un amortiguamiento mayor del 10 %. 3.3.2 Capacidad para soportar saltos angulares. El m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico de tipo A, B, C o D tendr\u00e1 capacidad para soportar, sin desconexi\u00f3n, saltos angulares de hasta 20\u00b0 en el punto de conexi\u00f3n a la red derivados de las maniobras de interruptores de la red. Adicionalmente, un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico conectado a la red de distribuci\u00f3n deber\u00e1 soportar sin da\u00f1o, permiti\u00e9ndose su desconexi\u00f3n, la reconexi\u00f3n fuera de sincronismo en previsi\u00f3n de un reenganche sin actuaci\u00f3n de la protecci\u00f3n anti-isla. 3.3.3 Capacidad para soportar sobretensiones transitorias. Los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de tipo D conectados a la red de transporte ser\u00e1n capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones (tensi\u00f3n eficaz a tierra en el punto de conexi\u00f3n), en una o en todas las fases, de acuerdo con la figura 19. A este respecto, y a los efectos de la pertinente protecci\u00f3n de las instalaciones, se deber\u00e1 tener en cuenta que en el sistema el\u00e9ctrico podr\u00edan aparecer sobretensiones superiores a 1,20 pu. Figura 19. Tiempos m\u00ednimos de sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n (tensi\u00f3n eficaz a tierra en una o en todas las fases en valor unitario de la base de tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n) que debe ser capaz de soportar sin desconectar un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tipo D conectado en la red de transporte r. Por su parte, los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico de los tipos B, C o D no conectado a la red de transporte ser\u00e1n capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones temporales (tensi\u00f3n eficaz entre cualquier par de fases en el punto de conexi\u00f3n) de acuerdo con la figura 20. Si la red a la que se conecta el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad tuviera neutro, tambi\u00e9n ser\u00e1 capaz de permanecer conectado ante sobretensiones fase-neutro. Figura 20. Tiempos m\u00ednimos de sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n (tensi\u00f3n eficaz entre cualquier par de fases en valor unitario de la base de tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n) que debe ser capaz de soportar sin desconectarse un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico tipo B, C o D no conectado a la red de transporte. Al objeto de facilitar la capacidad para soportar sobretensiones transitorias por los m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico, se permite el bloqueo en la electr\u00f3nica de potencia o t\u00e9cnica similar (pudiendo dejar a cero la corriente aparente inyectada a la red) para tensiones superiores a Vmax en el punto de conexi\u00f3n y, en ausencia de mayor capacidad t\u00e9cnica, tambi\u00e9n en elementos interiores de la instalaci\u00f3n. A este respecto, un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico cumplir\u00e1 lo siguiente: a) el bloqueo en la electr\u00f3nica de potencia deber\u00e1 eliminarse antes de transcurridos 100 ms una vez que la tensi\u00f3n caiga por debajo del valor Vmax. 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\u00f3n sea tal que tenga que hacer uso de la posibilidad de bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia por tensi\u00f3n en dichos elementos, la gesti\u00f3n del cambiador ser\u00e1 tal que minimice el uso de dicho bloqueo. La capacidad t\u00e9cnica de soportar sobretensiones transitorias por parte de un m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico y de sus unidades de generaci\u00f3n constituyentes deber\u00e1 ser comunicada al gestor de red pertinente en los tr\u00e1mites de acceso y conexi\u00f3n a la red. 4. Requisitos de restablecimiento 4.1 Capacidad t\u00e9cnica de reconexi\u00f3n tras perturbaci\u00f3n. Un m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B, C o D podr\u00e1 ser capaz de volver a conectarse a la red despu\u00e9s de una desconexi\u00f3n accidental provocada por una perturbaci\u00f3n en la red, con las siguientes condiciones: a) Frecuencia dentro del rango 47,5-51,5 Hz durante un tiempo ajustable. b) Tensi\u00f3n dentro del rango establecido por el gestor de red pertinente: i) Para la red de tensi\u00f3n superior o igual a 220 kV: el rango delimitado entre la menor y mayor tensi\u00f3n admisible considerada en los rangos de tensi\u00f3n y tiempos m\u00ednimos que debe soportar sin desconectar establecidas en el apartado 2.1. ii) Para la red de tensi\u00f3n inferior a 220 kV: los l\u00edmites de tensi\u00f3n son 0,9 y 1,1 pu. c) Las instalaciones deber\u00e1n equiparse con un dispositivo que no permita el acoplamiento tras la actuaci\u00f3n del rel\u00e9 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\u00f3n de uso de esta capacidad por parte del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad est\u00e1 regulada en el P.O.1.6, indicando los rangos pr\u00e1cticos de frecuencias, tensiones y tiempos de observaci\u00f3n para la permisibilidad de la reconexi\u00f3n, los cuales podr\u00e1n ser m\u00e1s reducidos que los aqu\u00ed expuestos a t\u00edtulo de capacidad t\u00e9cnica. 4.2 Arranque aut\u00f3nomo. El m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C o D y con capacidad de arranque aut\u00f3nomo deber\u00e1 ser capaz de ponerse en marcha hasta una potencia estable, desde su desconexi\u00f3n total sin suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica externo, en un tiempo inferior a 15 minutos. 4.3 Capacidad de resincronizaci\u00f3n r\u00e1pida. El tiempo de funcionamiento m\u00ednimo del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C o D, tras cambiar a operaci\u00f3n sobre consumos propios, ser\u00e1 de 4 horas, si el recurso primario lo permite. No obstante, en casos concretos justificados, el gestor de red pertinente en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema podr\u00e1 requerir un tiempo m\u00ednimo superior. 5. Requisitos de gesti\u00f3n del sistema 5.1 Intercambio de informaci\u00f3n. Para los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo A, B, C o D ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo recogido en el procedimiento de operaci\u00f3n que regule la informaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada para el intercambio de informaci\u00f3n con los gestores de la red. 5.2 Modelos de simulaci\u00f3n. Para los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C o D, la informaci\u00f3n a aportar relativa a los modelos de simulaci\u00f3n, en cumplimiento de lo requerido por el Reglamento (UE) 2016\/631, de 14 de abril de 2016, queda cumplimentada por el procedimiento de operaci\u00f3n que regule la informaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada para el intercambio de informaci\u00f3n con los gestores de red. 5.3 Calidad de producto. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte, deber\u00e1n cumplir con los par\u00e1metros de calidad de producto establecidos para instalaciones que se conectan a la red de transporte en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. El m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico 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\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplir\u00e1n lo establecido para las instalaciones conectadas a la red de transporte en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. En cuanto a los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo B, C y D no conectado a la red de transporte se distinguen dos casos: a) M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad a los que les sea de aplicaci\u00f3n el documento \u00abCriterios Generales de Protecci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico Peninsular Espa\u00f1ol\u00bb, aprobado por la extinta Comisi\u00f3n Nacional de Energ\u00eda (actualmente Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia). En este caso, el sistema de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de enlace y el m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad cumplir\u00e1n, al menos, con dicho documento. Asimismo, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad soportar\u00e1n sin da\u00f1arse las faltas con sus correspondientes tiempos de despeje, seg\u00fan aparecen definidas en el mencionado documento. b) M\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad a los que no les sea de aplicaci\u00f3n el citado documento \u00abCriterios Generales de Protecci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico Peninsular Espa\u00f1ol\u00bb. En este caso, los sistemas de protecci\u00f3n de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad conectados a tensi\u00f3n superior a 1 kV cumplir\u00e1n con lo indicado en la ITC-RAT 09 del Reglamento sobre condiciones t\u00e9cnicas y garant\u00edas de seguridad en instalaciones el\u00e9ctricas de alta tensi\u00f3n o reglamentaci\u00f3n espec\u00edfica en materia de seguridad y protecci\u00f3n que le resulte de aplicaci\u00f3n. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad conectados a tensi\u00f3n igual o inferior a 1 kV cumplir\u00e1n lo indicado en el Real Decreto 1699\/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexi\u00f3n a red de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica de peque\u00f1a potencia, y en la ITC-BT 40 del Reglamento electrot\u00e9cnico para baja tensi\u00f3n. Los ajustes de protecci\u00f3n se definir\u00e1n en la normativa t\u00e9cnica de cada gestor de la red de distribuci\u00f3n atendiendo a las caracter\u00edsticas de la red en el punto de conexi\u00f3n. 5.5 Criterios de detecci\u00f3n de p\u00e9rdida de estabilidad angular o de p\u00e9rdida de control. Los propietarios de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C o D comunicar\u00e1n al gestor de la red pertinente y al operador del sistema los criterios de p\u00e9rdida de estabilidad. El gestor de la red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, analizar\u00e1 y validar\u00e1 dichos criterios y los ajustes propuestos, si fuera de aplicaci\u00f3n. 5.6 Instrumentaci\u00f3n. En el caso de m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C y D la activaci\u00f3n de cualquier rel\u00e9 de protecci\u00f3n deber\u00e1 quedar registrada junto a la oscilograf\u00eda. El propietario del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n de electricidad tendr\u00e1 la obligaci\u00f3n de facilitar al gestor de red pertinente el registro de faltas y la oscilograf\u00eda, a petici\u00f3n del mismo. 5.7 Modo de conexi\u00f3n a tierra del neutro de los transformadores elevadores. En relaci\u00f3n con la conexi\u00f3n a tierra del neutro de los transformadores elevadores, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplir\u00e1n con lo especificado en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. En cuanto a los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad tipo C y D no conectado a la red de transporte, el esquema de conexi\u00f3n no afectar\u00e1 al funcionamiento y operaci\u00f3n de la red. Por su parte, el tratamiento del neutro nunca aportar\u00e1 corriente de neutro ante faltas a tierra en la red a la que se encuentra conectado, salvo indicaci\u00f3n en contra del gestor de red de distribuci\u00f3n. Para ello, el devanado de alta de los transformadores de acoplamiento a la red de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad ser\u00e1 preferentemente en tri\u00e1ngulo o estrella sin conexi\u00f3n del neutro a tierra, pero con aislamiento pleno y accesible. 5.8 Ajustes de dispositivos de sincronizaci\u00f3n. En relaci\u00f3n con los ajustes de los dispositivos de sincronizaci\u00f3n, los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplir\u00e1n con lo especificado al respecto en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. 5.9 Limitaci\u00f3n a las rampas de subida y bajada de la potencia. Los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad de tipo C o D tendr\u00e1n la capacidad de aplicar limitaciones al valor de las rampas de subida o bajada de la producci\u00f3n. En cualquier caso, siempre ser\u00edan dentro del rango donde disponen de capacidad t\u00e9cnica de subida y bajada de la potencia de acuerdo a lo establecido en el apartado 1.6 de este anexo y considerando su tecnolog\u00eda y la disponibilidad del recurso primario en cada momento. Dichas limitaciones a las rampas ser\u00e1n establecidas por el gestor de red pertinente, en coordinaci\u00f3n con el operador del sistema, en tiempo real obedeciendo a un porcentaje m\u00e1ximo de variaci\u00f3n de la generaci\u00f3n respecto a la capacidad m\u00e1xima del m\u00f3dulo de generaci\u00f3n 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\u00f3n de los modos MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U correspondientes a las variaciones de la frecuencia. ANEXO II Requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red de instalaciones de demanda y distribuci\u00f3n 1. Requisitos de frecuencia Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n deben ser capaces de permanecer conectadas a la red y funcionar, sin da\u00f1o, dentro de los rangos de frecuencia y periodos de tiempo especificados a continuaci\u00f3n: Zona Rango de frecuencias Periodo de tiempo de funcionamiento Espa\u00f1a peninsular 47,5 Hz-48,5 Hz 30 minutos 48,5 Hz-49,0 Hz Ilimitado 49,0 Hz-51,0 Hz Ilimitado 51,0 Hz-51,5 Hz 30 minutos No obstante lo anterior, en el caso de instalaciones de distribuci\u00f3n 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\u00f3n de la tensi\u00f3n, de acuerdo con la figura 1 y la figura 2 las cuales indican, dentro de cada rango combinado frecuencia-tensi\u00f3n, el tiempo m\u00ednimo que la instalaci\u00f3n deber\u00e1 permanecer conectada a la red. Figura 1. Valores combinados de tensi\u00f3n-frecuencia que deber\u00e1n ser capaces de soportar las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte, en el caso de que la tensi\u00f3n nominal del punto de conexi\u00f3n sea igual o mayor a 300 kV e igual o menor a 400 kV. Figura 2. Valores combinados de tensi\u00f3n-frecuencia que deber\u00e1n ser capaces de soportar las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte, en el caso de que la tensi\u00f3n nominal del punto de conexi\u00f3n sea igual o mayor a 110 kV y menor a 300 kV. Si resulta t\u00e9cnicamente viable establecer rangos de frecuencia m\u00e1s amplios o per\u00edodos de funcionamiento m\u00ednimos m\u00e1s prolongados, el propietario de la instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribuci\u00f3n, podr\u00e1 acordar con el operador del sistema rangos de frecuencia m\u00e1s amplios o per\u00edodos de funcionamiento m\u00ednimos m\u00e1s prolongados. 2. Requisitos de tensi\u00f3n Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n deben ser capaces de permanecer conectadas a la red y de funcionar dentro de los rangos de tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n, expresados en valores unitarios respecto a la base de tensi\u00f3n y durante los periodos de tiempo m\u00ednimo especificados a continuaci\u00f3n: a) Cuando la tensi\u00f3n de base para los valores pu se sit\u00faa en un valor igual o superior a 110 kV y hasta un valor inferior a 300 kV: Rango de tensi\u00f3n 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\u00f3n de base para los valores pu se sit\u00faa entre 300 kV y 400 kV: Rango de tensi\u00f3n 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\u00f3n y subfrecuencia simult\u00e1neas o subtensi\u00f3n y sobrefrecuencia simult\u00e1neas, las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas directamente a la red de transporte o las instalaciones de consumo conectadas directamente a la red de transporte se podr\u00e1n acoger a lo establecido en el apartado 1.1, con respecto a las variaciones combinadas de frecuencia y tensi\u00f3n. Adicionalmente, para aquellas instalaciones conectadas a la red de transporte a un nivel de tensi\u00f3n inferior a 110 kV resulta de aplicaci\u00f3n los mismos rangos de tensi\u00f3n que sean de aplicaci\u00f3n en las redes de distribuci\u00f3n para cada nivel de tensi\u00f3n, seg\u00fan 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\u00f3n conectadas a la red de transporte deber\u00e1n cumplir con lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. 4. Requisitos de potencia reactiva Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte deber\u00e1n ser capaces de funcionar en r\u00e9gimen permanente en su punto de conexi\u00f3n dentro de un rango de potencia reactiva de factor de potencia 0,9 capacitivo a 0,9 inductivo. 5. Requisitos de protecci\u00f3n Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte deber\u00e1n cumplir con lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2, as\u00ed 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\u00f3n conectadas a la red de transporte deber\u00e1n cumplir con lo establecido en los procedimientos de operaci\u00f3n 12.2, as\u00ed como en el Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y en los procedimientos de operaci\u00f3n 11.2 y 11.3. El acuerdo entre el operador del sistema y el propietario de la instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o el propietario de la instalaci\u00f3n de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte deber\u00e1 contener al menos los siguientes elementos: a) funcionamiento aislado (red). b) amortiguaci\u00f3n de oscilaciones, que cuenten con los dispositivos adecuados. c) perturbaciones de la red de transporte. d) cambio autom\u00e1tico al suministro de emergencia y restablecimiento a la topolog\u00eda normal. e) reconexi\u00f3n autom\u00e1tica del interruptor (en faltas monof\u00e1sicas). 7. Requisitos de desconexi\u00f3n y reconexi\u00f3n de demanda Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte deber\u00e1n cumplir con los requisitos relacionados con las capacidades funcionales de deslastre de cargas por m\u00ednima frecuencia establecidos en el Reglamento (UE) n.\u00ba 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el Reglamento (UE) 2017\/2196 de la Comisi\u00f3n, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un c\u00f3digo de red relativo a emergencia y reposici\u00f3n del servicio. Por otra parte, todos los transformadores de distribuci\u00f3n que se conecten directamente a la red de transporte, as\u00ed como los transformadores de consumidores directamente conectados a la red de transporte, deber\u00e1n ser capaces de bloquear los reguladores de tomas autom\u00e1ticos de manera remota a petici\u00f3n del operador del sistema. En relaci\u00f3n con la desconexi\u00f3n o reconexi\u00f3n de una instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o una red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte, todas las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y redes de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte deber\u00e1n cumplir los requisitos establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n 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\u00e1n cumplir con lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. En relaci\u00f3n con las instalaciones de distribuci\u00f3n nuevas conectadas a la red de transporte para el suministro a nuevas instalaciones de demanda conectadas a la red de distribuci\u00f3n, cuyas perturbaciones puedan afectar a la red de transporte, y a partir de la primera unidad de transformaci\u00f3n a conectar en una misma subestaci\u00f3n de la red de transporte en su relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n, se analizar\u00e1 caso por caso el alcance de la aplicaci\u00f3n a dichas unidades de los l\u00edmites de emisi\u00f3n de las caracter\u00edsticas de la onda de tensi\u00f3n indicados en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. para las instalaciones de generaci\u00f3n y de consumo conectadas a la red de transporte. Adicionalmente, aquellas instalaciones de demanda con conexi\u00f3n a la red de distribuci\u00f3n que tengan afecci\u00f3n significativa en la red de transporte a efectos de calidad de onda, deber\u00e1n cumplir con los l\u00edmites de emisi\u00f3n de las caracter\u00edsticas de la onda de tensi\u00f3n indicados en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2. para las instalaciones de generaci\u00f3n y de consumo conectadas a la red de transporte en los t\u00e9rminos recogidos en dicho procedimiento de operaci\u00f3n. A estos efectos, se considera que las instalaciones de demanda con conexi\u00f3n a la red de distribuci\u00f3n tienen afecci\u00f3n significativa a efectos de calidad de onda, si est\u00e1n conectadas a un nivel de tensi\u00f3n con transformaci\u00f3n directa a la red de transporte y cuya potencia asociada a los derechos de extensi\u00f3n sea igual o superior a 20 MW. 9. Requisitos de intercambio de informaci\u00f3n Para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n, les ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo recogido en el procedimiento de operaci\u00f3n que regule la informaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada. 10. Modelos de simulaci\u00f3n Para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte y las redes de distribuci\u00f3n, les ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo recogido en el procedimiento de operaci\u00f3n que regule la informaci\u00f3n 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\u00e1n instalar un registrador de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensi\u00f3n 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\u00f3n conectadas a la red de transporte, el operador del sistema podr\u00e1 requerir la instalaci\u00f3n de un registrador de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensi\u00f3n 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\u00edficos de respuesta de demanda Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte que presten servicios de respuesta de demanda deber\u00e1n cumplir con los requisitos establecidos en el anexo II y, en su caso, en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.2, as\u00ed como con los requisitos espec\u00edficos 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\u00f3n a un nivel de tensi\u00f3n 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\u00e1n cumplir con los rangos de frecuencia y de tensi\u00f3n establecidos en los apartados 1 y 2 del anexo II para las instalaciones conectadas a la red de transporte; as\u00ed como con los requisitos de intercambio de informaci\u00f3n establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n que regule la informaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema. Estas instalaciones cumplir\u00e1n con los requisitos espec\u00edficos del servicio que presten conforme al Reglamento (UE) 2016\/1388, de 17 de agosto de 2016, y que se desarrollar\u00e1n en la normativa correspondiente. Las instalaciones de demanda conectadas a la red de distribuci\u00f3n a un nivel de tensi\u00f3n 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\u00e1n capaces de funcionar por un tiempo ilimitado para el rango de tensi\u00f3n entre 0,9 pu y 1,1 pu\u00b8 as\u00ed como con los requisitos de intercambio de informaci\u00f3n establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n que regule la informaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema. Estas instalaciones cumplir\u00e1n con los requisitos espec\u00edficos 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\u00f3n de sistemas de alta tensi\u00f3n 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\u00ednimos durante los que un sistema HVDC debe ser capaz de permanecer conectado a la red manteniendo sus capacidades nominales Rango de frecuencias Periodo de tiempo de funcionamiento 47,0 Hz-47,5 Hz 60 segundos >47,5 Hz-51,5 Hz Ilimitado
\n>51,5 Hz-52,0 Hz 15 minutos
\n2. Capacidad de soportar derivadas de frecuencia
\nUn sistema HVDC ser\u00e1 capaz de soportar los valores de derivadas de la frecuencia a los que se refiere el art\u00edculo 12 del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, los cuales no deber\u00e1n ser entendidos como ajustes de sistemas de protecci\u00f3n por derivada de frecuencia.
\n3. Controlabilidad de la potencia activa, intervalo de control, y tasa de incremento
\n3.1 Capacidad de control de la potencia activa. Un sistema HVDC deber\u00e1 ser capaz de gestionar su potencia activa desde su capacidad m\u00ednima hasta su capacidad m\u00e1xima de transporte ante una consigna del operador del sistema, la cual deber\u00e1 tener en cuenta las siguientes consideraciones m\u00ednimas:
\na) La potencia activa de un sistema HVDC deber\u00e1 poder modificarse en escalones de potencia activa de al menos 1 MW, sin perjuicio de que,en casos espec\u00edficos, dicho escal\u00f3n m\u00ednimo pueda ser reducido por el operador del sistema.
\nb) El valor de la potencia activa m\u00ednima de transporte de un sistema HVDC en cada direcci\u00f3n, se definir\u00e1 tras un an\u00e1lisis individualizado de cada proyecto.
\nc) El sistema HVDC deber\u00e1 ser capaz de recibir consignas de potencia activa transportada y deber\u00e1 ser capaz de reajustar su potencia activa transportada tras la recepci\u00f3n de una nueva consigna de potencia, que podr\u00eda recibirse cada 1,5 segundos. El tiempo m\u00e1ximo desde que se recibe la nueva consigna hasta que el sistema HVDC comienza a modificar su potencia activa transportada no ser\u00e1 superior a 200 ms. A petici\u00f3n del titular de la instalaci\u00f3n, el operador del sistema podr\u00e1 acordar tiempos superiores tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\nEl modo por defecto de control de la potencia activa de un sistema HVDC ser\u00e1 el de consigna fija, entendi\u00e9ndose este como el modo de control en el que la potencia activa a trav\u00e9s del sistema HVDC ser\u00e1 igual a la consigna establecida a petici\u00f3n del operador del sistema, sin perjuicio de que, adicionalmente, otras funciones de control autom\u00e1tico implementadas en el sistema HVDC puedan modificar dicho valor. No obstante, el operador del sistema, tras un an\u00e1lisis individualizado de cada proyecto, podr\u00e1 requerir otros modos de control adicionales de la potencia activa de un sistema HVDC, para lo cual, el operador del sistema deber\u00e1 especificar el principio de funcionamiento de dicho modo de control y los par\u00e1metros asociados, as\u00ed como el criterio de activaci\u00f3n.
\nSalvo indicaci\u00f3n en contra por parte del operador del sistema, los sistemas HVDC deber\u00e1n ser capaces de realizar una inversi\u00f3n r\u00e1pida de la potencia activa, entendi\u00e9ndose esta como la capacidad de modificar la potencia de un sistema HVDC desde la capacidad m\u00e1xima de transporte de potencia activa en una direcci\u00f3n, hasta la capacidad m\u00e1xima de transporte de potencia activa en la otra direcci\u00f3n, tan r\u00e1pido como sea t\u00e9cnicamente posible y siempre en un tiempo inferior a 1 segundo. En el caso de que el n\u00famero de inversiones est\u00e9 t\u00e9cnicamente limitado, ser\u00e1 el m\u00e1ximo posible, si bien en cualquier caso dicho n\u00famero m\u00e1ximo de inversiones deber\u00e1 ser aceptado por el operador del sistema.
\n3.2 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\u00e1s r\u00e1pidamente como sea posible y el propietario deber\u00e1 comunicar al operador del sistema los valores m\u00e1ximo y m\u00ednimo de la rampa de potencia activa que el sistema HVDC es capaz de soportar.
\nNo obstante, el operador del sistema deber\u00e1 poder ajustar el valor de la rampa, al menos, desde 1 MW\/min hasta 5 veces su potencia m\u00e1xima por minuto, parametrizables en escalones de 1 MW\/min.
\nCuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia activa con un valor determinado de la rampa, dicha rampa podr\u00e1 bloquearse en cualquier momento, de forma manual, autom\u00e1tica o a trav\u00e9s de una se\u00f1al 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\u00eda antes de ejecutar dicho bloqueo de la rampa. Igualmente, de forma manual, autom\u00e1tica, o a trav\u00e9s de una se\u00f1al remota, dicha rampa deber\u00e1 poder continuar tras dicho bloqueo.
\n3.3 Automatizaci\u00f3n del sistema. Con objeto de aumentar la controlabilidad autom\u00e1tica de la potencia activa transportada por el sistema HVDC, ser\u00e1n necesarias las siguientes funciones de control.
\n3.3.1 Rango de operaci\u00f3n de potencia activa. El sistema HVDC deber\u00e1 estar dotado de una funcionalidad que permita limitar la potencia activa dentro de un rango de operaci\u00f3n establecido por el operador del sistema, es decir, entre un l\u00edmite m\u00e1ximo y un l\u00edmite m\u00ednimo de potencia activa, de tal forma que el valor de la potencia activa transportada a trav\u00e9s del sistema HVDC no pueda salirse de dicho rango. Los valores umbral m\u00e1ximo y m\u00ednimo de potencia activa que conforman el rango de operaci\u00f3n limitado deber\u00e1n poder ser enviados por el operador del sistema de forma remota al sistema de control del sistema HVDC y nunca podr\u00e1n ser superados.
\n3.3.2 Acciones correctivas de modulaci\u00f3n de la potencia activa. De conformidad con lo establecido en el art\u00edculo 13.3 del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, el sistema HVDC estar\u00e1 equipado con una funci\u00f3n de control que, en caso de llegada de una se\u00f1al externa, se lleven a cabo acciones correctivas, mediante las cuales la potencia activa del sistema HVDC se vea autom\u00e1ticamente modificada. En caso de activaci\u00f3n de la acci\u00f3n correctiva, el sistema HVDC deber\u00e1 ser capaz de:
\na) Modificar los l\u00edmites m\u00ednimo y m\u00e1ximo del rango de operaci\u00f3n de la potencia activa del sistema HVDC, tal como se han definido en el apartado 3.3.1, y\/o
\nb) Modificar la consigna de potencia activa transportada por el sistema HVDC hasta un nuevo valor que ser\u00e1 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\u00e1xima del sistema HVDC. Para la modificaci\u00f3n de la potencia activa transportada por el sistema HVDC se deber\u00e1 tener en cuenta un nuevo valor de la rampa de variaci\u00f3n de potencia activa preestablecida dentro del rango completo de rampas declarado por el propietario del sistema HVDC.
\nDado que esta funcionalidad es necesaria para que el sistema HVDC pueda adoptar acciones correctivas autom\u00e1ticamente en funci\u00f3n de las condiciones del sistema el\u00e9ctrico y que, por tanto, est\u00e1 condicionada por la topolog\u00eda de la red, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto, el operador del sistema deber\u00e1 especificar el n\u00famero de acciones correctivas necesarias, las caracter\u00edsticas de las se\u00f1ales externas de activaci\u00f3n, as\u00ed como la l\u00f3gica de activaci\u00f3n de la acci\u00f3n correctiva. Los ajustes de los par\u00e1metros preestablecidos asociados a cada acci\u00f3n correctiva deber\u00e1n ser establecidos por el operador del sistema y podr\u00e1n ser modificados de forma remota.
\nEstas acciones correctivas de modulaci\u00f3n de la potencia activa deber\u00e1n ejecutarse lo m\u00e1s r\u00e1pidamente posible y sin considerar los requisitos a las rampas de potencia establecidas en el apartado 3.2.
\n4. Requisitos de potencia activa en funci\u00f3n de las variaciones de frecuencia
\nDe conformidad con lo establecido en el art\u00edculo 15 y en el anexo II del Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, los requisitos de potencia activa en funci\u00f3n de las variaciones de frecuencia comprenden tres modos de control: el Modo de Regulaci\u00f3n Potencia-Frecuencia (MRPF), el Modo de Regulaci\u00f3n Potencia-Frecuencia Limitado-Sobrefrecuencia (MRPFL-O) y el Modo de Regulaci\u00f3n Potencia-Frecuencia Limitado-Subfrecuencia (MRPFL-U). La acci\u00f3n 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.
\nTras un an\u00e1lisis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema especificar\u00e1 la necesidad de estos modos de regulaci\u00f3n y los par\u00e1metros asociados a los mismos dentro de los rangos establecidos en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016.
\nAs\u00ed mismo, tras el an\u00e1lisis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema especificar\u00e1 los detalles adicionales asociados a dichos modos de control, tales como funciones adicionales de control, medida, monitorizaci\u00f3n o bloqueo, atendiendo para ello a factores como topolog\u00eda de la red cercana a la que el sistema HVDC va a conectarse, caracter\u00edsticas de los sistemas que el sistema HVDC interconectar\u00e1 o tipo de acoplamiento de frecuencia que quiera realizarse entre los extremos del sistema HVDC, entre otros.
\nAdicionalmente, el operador del sistema podr\u00e1 requerir que los sistemas HVDC incluyan un modo de control de la frecuencia que consista en un control continuo, que deber\u00e1 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\u00e1metros asociados deber\u00e1n ser establecidos por el operador del sistema.
\n5. M\u00e1xima potencia activa perdida
\nEl operador del sistema podr\u00e1 determinar el valor m\u00e1ximo de p\u00e9rdida de inyecci\u00f3n de potencia activa de un sistema HVDC, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\n6. Rangos de tensi\u00f3n
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n ser capaces de permanecer conectados a la red, manteniendo sus capacidades nominales, siempre que la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n se encuentre dentro de los rangos de tensi\u00f3n y periodos de tiempo especificados en la tabla 2 y en la tabla 3, en funci\u00f3n de su tensi\u00f3n nominal.
\nTabla 2 Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los cuales el sistema HVDC debe ser capaz de funcionar sin desconectarse de la red para tensiones nominales del punto de conexi\u00f3n a la red iguales o mayores que 110 kV y menor que 300 kV
\nRango de tensi\u00f3n Periodo de tiempo de funcionamiento
\n0,85 pu-1,118 pu Ilimitado
\n\u22651,118 pu-1,15 pu 60 minutos
\nTabla 3. Periodos de tiempo m\u00ednimos durante los cuales el sistema HVDC debe ser capaz de funcionar sin desconectarse de la red para tensiones nominales del punto de conexi\u00f3n a la red entre 300 kV y 400 kV (ambos valores incluidos)
\nRango de tensi\u00f3n Periodo de tiempo de funcionamiento
\n0,85 pu-1,0875 pu Ilimitado
\n\u22651,0875 pu-1,10 pu 60 minutos
\nEn el caso de sistemas HVDC conectados a una red de tensi\u00f3n nominal inferior a 110 kV se considerar\u00e1n los periodos de tiempo m\u00ednimos y rangos de tensi\u00f3n que establezca el gestor de la red pertinente.
\n7. Control de inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n estar dotados de una funci\u00f3n de control que active la inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente gestion\u00e1ndola mediante un control continuo durante el r\u00e9gimen perturbado. Dicha funci\u00f3n de control deber\u00e1 cumplir con los requisitos que se exponen a continuaci\u00f3n, sin perjuicio de que el operador del sistema, en coordinaci\u00f3n con el propietario del sistema HVDC, pueda proponer otro principio de funcionamiento de este control.
\nEl control de inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente comenzar\u00e1 su actividad en el momento en que la tensi\u00f3n eficaz del punto de conexi\u00f3n del sistema HVDC, U, salga del rango Umin1 \u2264 U \u2264 Umax1, ya sea por subtensi\u00f3n o sobretensi\u00f3n. Tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto, el operador del sistema, en coordinaci\u00f3n con el propietario del sistema HVDC, establecer\u00e1 los valores de Umin1 y Umax1, que deber\u00e1n ser parametrizables. No obstante, a modo indicativo para la correcta comprensi\u00f3n del requisito, Umin1 estar\u00eda normalmente dentro del rango de tensiones entre 0,90 pu y 0,85 pu, y Umax1 estar\u00eda normalmente comprendido entre 1,05 pu y 1,1 pu.
\nUna vez activado, este control permanecer\u00e1 activo hasta que la tensi\u00f3n eficaz en el punto de conexi\u00f3n, U, vuelva a encontrarse dentro del rango Umin1 \u2264U \u2264Umax1. Tras la desactivaci\u00f3n de este control, el sistema HVDC retornar\u00e1 al r\u00e9gimen de funcionamiento previo a la perturbaci\u00f3n, sin perjuicio de que, posteriormente, si se volviera a dar la condici\u00f3n de activaci\u00f3n, el control deber\u00e1 volver a activarse.
\nEn caso de perturbaciones equilibradas, la inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente ser\u00e1 tal que el sistema HVDC deber\u00e1 inyectar o absorber, en funci\u00f3n de la tensi\u00f3n eficaz en el punto de conexi\u00f3n, U, mediante un control continuo, una corriente reactiva, \u0394Ir, igual que la indicada en la figura 1, de forma incremental a la corriente reactiva previa a la perturbaci\u00f3n.
\nEn caso de perturbaciones desequilibradas, se emplear\u00e1 un control similar. No obstante, esta corriente se inyectar\u00e1 o absorber\u00e1 intensidades de secuencia directa e inversa (seg\u00fan le corresponda al tipo de desequilibrio) en el punto de conexi\u00f3n a la red.<\/p>\n

Figura 1. Inyecci\u00f3n\/absorci\u00f3n de corriente reactiva adicional requerida en funci\u00f3n del valor de la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n del sistema HVDC. \u0394Ir, representa el incremento de la corriente reactiva inyectada por el sistema HVDC con respecto a la corriente reactiva previa a la perturbaci\u00f3n. U, representa el valor de la tensi\u00f3n eficaz en el punto de conexi\u00f3n.
\nTras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto, el operador del sistema, en coordinaci\u00f3n con el propietario del sistema HVDC, establecer\u00e1 los valores de Umin2 y Umax2, que deber\u00e1n ser parametrizables. No obstante, a modo indicativo para la correcta comprensi\u00f3n del requisito, Umin2 estar\u00eda normalmente dentro del rango de tensiones entre 0,85 pu y 0,6 pu, y Umax2 estar\u00eda normalmente comprendido entre 1,1 pu y 1,4 pu.
\nLa inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente reactiva provista por esta funci\u00f3n de control, \u0394Ir, debe ser adicional a la provista por el control de tensi\u00f3n de r\u00e9gimen 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\u00e1, como m\u00ednimo, de 1 pu, si bien, podr\u00e1 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\u00f3n acumulada de esta funci\u00f3n de control y del control de la potencia reactiva en r\u00e9gimen permanente seg\u00fan el apartado 10, el sistema HVDC deber\u00e1 inyectar componente de corriente activa hasta alcanzar la corriente nominal del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico, o su capacidad m\u00e1xima.
\nEn caso de perturbaciones desequilibradas, se emplear\u00e1 un control similar al descrito para perturbaciones equilibradas, si bien, se inyectar\u00e1 o absorber\u00e1 intensidad de secuencia directa e inversa, seg\u00fan corresponda al tipo de desequilibrio en el punto de conexi\u00f3n a la red. Los detalles de esta funcionalidad ser\u00e1n acordados entre el operador del sistema y el propietario del sistema HVDC tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\nEn cuanto a la velocidad de respuesta de la inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente, el sistema HVDC deber\u00e1 ser capaz de inyectar o absorber la componente reactiva, en los tiempos m\u00e1ximos siguientes en el caso de un escal\u00f3n en la tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n U:
\n\u2013 El tiempo m\u00e1ximo de respuesta, incluyendo el retardo de la medida, desde que ocurre una variaci\u00f3n de tensi\u00f3n hasta que comienza la variaci\u00f3n de la corriente reactiva, ser\u00e1 de 20 ms.
\n\u2013 El tiempo m\u00e1ximo de respuesta, desde que comienza la variaci\u00f3n de corriente reactiva hasta que alcanza el 90 % de la respuesta correspondiente al escal\u00f3n en el error de la tensi\u00f3n \u0394U, ser\u00e1 de 30 ms.
\n\u2013 El tiempo m\u00e1ximo de respuesta, desde que comienza la variaci\u00f3n de corriente reactiva hasta que la respuesta permanece en la banda \u00b15 % en torno a la respuesta esperada, ser\u00e1 de 60 ms.
\nNo obstante lo anterior, a petici\u00f3n del operador del sistema, se podr\u00e1n solicitar tiempos de respuesta diferentes.
\nPara la componente activa de la corriente, la velocidad de respuesta deber\u00e1 ser la m\u00e1s r\u00e1pida t\u00e9cnicamente factible, siendo deseable la misma velocidad de respuesta que la exigida para la componente reactiva, independientemente de que, a este respecto, aplicar\u00e1 tambi\u00e9n lo dispuesto en el apartado 15 de este anexo.
\nEn caso de que aplicara alguna limitaci\u00f3n del rango de operaci\u00f3n de potencia reactiva, tal y como se define en el apartado 10 de este anexo, para la activaci\u00f3n de la funci\u00f3n de control de la inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida de corriente de falta, el sistema HVDC deber\u00eda ignorar dicha limitaci\u00f3n, si bien, deber\u00e1 volver a aplicarla tras la desactivaci\u00f3n del control de inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n r\u00e1pida.
\n8. Capacidad de potencia reactiva
\nEn cuanto a la capacidad de potencia reactiva de un sistema HVDC, la figura 2 representa el diagrama U-Q\/Pmax, que establece los l\u00edmites m\u00ednimos dentro de los cuales el sistema HVDC debe ser capaz de suministrar potencia reactiva a su capacidad m\u00e1xima (Pmax). Tal y como muestra dicha figura, dentro del rango de tensi\u00f3n 0,95 \u2264 U \u2264 1,05 pu, los sistemas HVDC deber\u00e1n disponer de la capacidad t\u00e9cnica de generar y absorber potencia reactiva (Q) en un rango m\u00ednimo obligatorio y deber\u00e1n modificar su producci\u00f3n y absorci\u00f3n de potencia reactiva dentro de dichos l\u00edmites, de forma que colaboren en el mantenimiento de la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n, dentro de la banda de tensiones admisibles.<\/p>\n

Figura 2. Diagrama U-Q\/Pmax de un sistema HVDC.
\nPara la provisi\u00f3n 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.
\nFuera del rango de tensiones 0,95 \u2264 U \u2264 1,05 pu durante el funcionamiento en r\u00e9gimen permanente, el sistema HVDC inyectar\u00e1\/absorber\u00e1 potencia reactiva seg\u00fan la respuesta del control de tensi\u00f3n con las limitaciones que, por encontrarse fuera de dicho rango de tensiones, imponga la producci\u00f3n de potencia activa. Es decir, primar\u00e1 la producci\u00f3n de potencia activa sobre la de reactiva. A su vez, la potencia activa de referencia (P0) se mantendr\u00e1 mientras la instalaci\u00f3n tenga capacidad para ello.
\nAdicionalmente, los sistemas HVDC deber\u00e1n aportar potencia reactiva en los rangos de tensi\u00f3n 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\u00e1xima (Pmax). La aportaci\u00f3n de potencia reactiva se podr\u00e1 dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.<\/p>\n

Figura 3. Capacidad de potencia reactiva U-Q\/Pmax de un sistema HVDC en los rangos extremos de tensi\u00f3n
\nEn caso de que el sistema HVDC disponga de un cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportaci\u00f3n de esta potencia reactiva, la figura 2 podr\u00e1 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\u00f3n a la red. En consecuencia, se aceptar\u00e1n los movimientos de dicho diagrama U-Q\/Pmax derivados de la variaci\u00f3n de las tomas en carga, sin perjuicio de que el sistema HVDC deber\u00e1 adecuar la toma del transformador mientras la tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n se encuentre fuera del rango 0,95 \u2264 U \u2264 1,05 pu para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexi\u00f3n al cabo de 1 minuto.
\nSin perjuicio de la capacidad de reactiva del sistema HVDC definida por la figura 2 y por la figura 3, el operador del sistema podr\u00e1 requerir, por razones de estabilidad, que se implemente una funci\u00f3n de limitaci\u00f3n de la potencia reactiva dependiendo de la tensi\u00f3n.
\nEn cuanto a la capacidad de potencia reactiva cuando el sistema HVDC opere a potencias activas inferiores a la capacidad m\u00e1xima de transporte de potencia activa, el sistema HVDC ser\u00e1 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\u00e1 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\u00e1 requerir potencia reactiva adicional siempre que esto no implique un mayor dimensionamiento del equipo principal.
\n9. Potencia reactiva intercambiada por la red
\nLas variaciones bruscas de la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n de un sistema HVDC ocasionadas por la conexi\u00f3n y desconexi\u00f3n de equipos que forman parte del sistema HVDC, no podr\u00e1n ser superiores al 4 % de la tensi\u00f3n en r\u00e9gimen permanente del punto de conexi\u00f3n previa a la variaci\u00f3n de potencia reactiva.
\n10. Modos de control de la potencia reactiva
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n ser capaces de operar en los siguientes modos de control de potencia reactiva:
\na) Modo de control a consigna de potencia reactiva.
\nb) Modo de control a consigna de tensi\u00f3n.
\nLo anterior se entender\u00e1 sin perjuicio de que, tras un an\u00e1lisis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema pueda requerir modos de control adicionales.
\nA trav\u00e9s de los modos de control de la potencia reactiva anteriores, los sistemas HVDC podr\u00e1n trabajar en cualquiera de los puntos dentro del \u00e1rea definida por la figura 2 y la figura 3. El operador del sistema especificar\u00e1 en qu\u00e9 modo de control deber\u00e1 operar el sistema HVDC y podr\u00e1 remitir \u00f3rdenes de cambio de modo de control telem\u00e1ticamente. El cambio del modo de control se har\u00e1 de tal forma que el sistema HVDC permanezca estable y sin modificaci\u00f3n en la potencia reactiva intercambiada por la red.
\nEl modo de control de la potencia reactiva, en cualquiera de las modalidades antes se\u00f1aladas, deber\u00e1 ser independiente en cada estaci\u00f3n convertidora del sistema HVDC.
\nDe manera adicional, e independientemente de en cu\u00e1l de los dos modos de control de potencia reactiva se encuentre funcionando, el sistema HVDC deber\u00e1 estar dotado de una funcionalidad que permita limitar la potencia reactiva dentro de un rango de operaci\u00f3n establecido por el operador del sistema, es decir, entre un l\u00edmite m\u00e1ximo y un l\u00edmite m\u00ednimo de potencia reactiva, de tal forma que, en condiciones de funcionamiento en r\u00e9gimen permanente, el valor de la potencia reactiva intercambiada entre el sistema HVDC y el sistema el\u00e9ctrico en el punto de conexi\u00f3n no pueda salirse de dicho rango. Dichos valores umbral m\u00e1ximo y m\u00ednimo de potencia reactiva que conforman el rango de operaci\u00f3n limitado ser\u00e1n establecidos por el operador del sistema y deber\u00e1n poder enviarse de forma remota al sistema de control del HVDC.
\n10.1 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\u00f3n convertidora del sistema HVDC permanece constante. En relaci\u00f3n con este modo de control se tendr\u00e1n en cuenta las siguientes consideraciones:
\n\u2013 La consigna de potencia reactiva podr\u00e1 ser seleccionable dentro del rango completo de potencia reactiva del sistema HVDC, es decir desde la capacidad m\u00e1xima en absorci\u00f3n (inductivo) hasta la capacidad m\u00e1xima de inyecci\u00f3n (capacitivo).
\n\u2013 La consigna de potencia reactiva podr\u00e1 ser seleccionable en escalones de 1 MVar.
\n\u2013 La rampa de variaci\u00f3n de la potencia reactiva tras un cambio de consigna de la potencia reactiva podr\u00e1 ser seleccionable en escalones de 1 Mvar\/min, y en el rango de 1 Mvar\/min hasta la capacidad reactiva m\u00e1xima\/min, sin perjuicio de que el operador del sistema, tras un an\u00e1lisis individual del proyecto, pueda definir otros valores y rangos.
\n\u2013 Cuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia reactiva con un valor determinado de la rampa, dicha rampa podr\u00e1 bloquearse en cualquier momento, de forma manual, autom\u00e1tica o a trav\u00e9s de una se\u00f1al remota, de tal forma que el valor de potencia reactiva deje de variar y permanezca constante en el valor de potencia reactiva que ten\u00eda antes de ejecutar el bloqueo de la rampa. Dicha rampa deber\u00e1 poder continuar tras dicho bloqueo de forma manual, autom\u00e1tica o a trav\u00e9s de una se\u00f1al remota.
\n10.2 Modo de control a consigna de tensi\u00f3n. El modo de control de tensi\u00f3n es aquel en el que el valor de potencia reactiva en cada estaci\u00f3n convertidora del sistema HVDC var\u00eda para controlar, de forma continua, la tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n. En relaci\u00f3n con este modo de control se tendr\u00e1n en cuenta las siguientes consideraciones:
\n\u2013 La consigna de tensi\u00f3n podr\u00e1 ser seleccionable entre los valores m\u00e1ximos y m\u00ednimos definidos en la tabla 2 o en la tabla 3, seg\u00fan corresponda, sin perjuicio de que el operador del sistema podr\u00e1 modificar dicho rango.
\n\u2013 La consigna de tensi\u00f3n podr\u00e1 ser seleccionable en escalones de 0,1 kV.
\n\u2013 La banda muerta ser\u00e1 parametrizable en el rango definido por el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, en escalones de 0,1 kV.
\n\u2013 La rampa de variaci\u00f3n de la tensi\u00f3n de consigna ser\u00e1 definida por el operador del sistema y podr\u00e1 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\u00f3n otros valores y rangos.
\n\u2013 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\u00f3n, dicha rampa podr\u00e1 bloquearse en cualquier momento de forma manual, autom\u00e1tica o a trav\u00e9s de una se\u00f1al remota, de tal forma que el valor de potencia reactiva deje de variar y permanezca constante en el valor de potencia reactiva que ten\u00eda antes de ejecutar el bloqueo de la rampa. Dicha rampa deber\u00e1 poder continuar tras dicho bloqueo de forma manual, autom\u00e1tica o a trav\u00e9s de una se\u00f1al remota.
\n\u2013 El control debe llevar asociado un valor de pendiente definida como el cambio de potencia reactiva que resulta de un cambio de tensi\u00f3n igual a 1 kV. Este valor de la pendiente ser\u00e1 parametrizable entre 0 y la capacidad reactiva m\u00e1xima\/kV en escalones de un 0,3 % de la capacidad reactiva m\u00e1xima\/kV.
\n\u2013 En cuanto a la velocidad de respuesta del control de tensi\u00f3n, se considerar\u00e1 t1 igual a 1 s (tiempo para conseguir, al menos, el 90 % de la variaci\u00f3n 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\u00f3n del titular de la instalaci\u00f3n, el operador del sistema podr\u00e1 acordar tiempos superiores tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\n11. Prioridad a la aportaci\u00f3n de potencia activa o reactiva
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n 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:
\n\u2013 Dentro del rango de tensiones en el punto de conexi\u00f3n definido como Umin1 \u2264 U \u2264 Umax1 tendr\u00e1n 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\u00e1n respetar mientras que el sistema HVDC no alcance sus l\u00edmites de operaci\u00f3n.
\n\u2013 Fuera del rango de tensiones en el punto de conexi\u00f3n definido como Umin1 \u2264 U \u2264 Umax1 tendr\u00e1n 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\u00e1n respetar mientras que el sistema HVDC no alcance sus l\u00edmites de operaci\u00f3n.
\nUmin1 y Umax1 son los valores a los que se activar\u00eda el control de inyecci\u00f3n r\u00e1pida de corriente de falta, de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 7.
\nDe forma adicional, el operador del sistema podr\u00e1 requerir una limitaci\u00f3n de la potencia reactiva del sistema HVDC en funci\u00f3n de la tensi\u00f3n, de tal forma que se limite la inyecci\u00f3n de potencia reactiva en caso de sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n, y la absorci\u00f3n de potencia reactiva en caso de subtensiones en el punto de conexi\u00f3n. A tal efecto, el operador del sistema proveer\u00e1 una curva indicando los l\u00edmites m\u00e1ximos y m\u00ednimos de potencia reactiva en funci\u00f3n de la tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n. Dicha limitaci\u00f3n poseer\u00e1 una jerarqu\u00eda tal que ninguna funci\u00f3n de control implementada en el sistema HVDC deber\u00e1 sobrepasar dichos l\u00edmites.
\n12. Calidad de onda
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n cumplir con las disposiciones sobre las condiciones de intercambio de la energ\u00eda establecidas en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 12.2.
\n13. Capacidad de soportar huecos de tensi\u00f3n
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n ser capaces de soportar sin desconectarse de la red ni bloquearse, faltas equilibradas cuyo perfil de tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo est\u00e9 comprendido dentro de los l\u00edmites indicados por la figura 4, la cual representa el l\u00edmite inferior de un perfil de tensi\u00f3n frente a tiempo en el punto de conexi\u00f3n, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y despu\u00e9s de una falta.<\/p>\n

Figura 4. Perfil de la capacidad para soportar faltas equilibradas de un sistema HVDC.
\nAdicionalmente, los sistemas HVDC deber\u00e1n ser capaces de soportar sin desconectarse de la red, ni bloquearse, faltas desequilibradas cuyo perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo est\u00e9 comprendido dentro de los l\u00edmites indicados por el perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo indicado en la figura 5, la cual representa el l\u00edmite inferior de un perfil de tensi\u00f3n frente a tiempo en el punto de conexi\u00f3n, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y despu\u00e9s de una falta. En el caso de cortocircuitos bif\u00e1sicos, bif\u00e1sicos a tierra o monof\u00e1sicos, la tensi\u00f3n indicada en el perfil de la figura 5 corresponder\u00eda a la menor de las tensiones fase-fase o fase-tierra. A estos efectos se entender\u00e1 que la situaci\u00f3n desequilibrada puede mantenerse durante el tiempo delimitado por el perfil tensi\u00f3n-tiempo indicado en la figura 5, mientras la tensi\u00f3n se encuentre por debajo de 0,85 pu.<\/p>\n

Figura 5. Perfil de la capacidad para soportar faltas desequilibradas de un sistema HVDC.
\n14. Capacidad para soportar sobretensiones transitorias
\nEn los sistemas HVDC la estaci\u00f3n conversora conectada a la red de transporte deber\u00e1 ser capaz de permanecer conectada y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones transitorias en el punto de conexi\u00f3n, en una o en todas las fases, de acuerdo con el perfil de tensi\u00f3n en funci\u00f3n del tiempo representado por la l\u00ednea continua de la figura 6. Asimismo, deber\u00e1 soportar, sin da\u00f1o ni desconexi\u00f3n, sobretensiones que se puedan presentar en caso de faltas monof\u00e1sicas. En el caso de faltas monof\u00e1sicas, el valor de la sobretensi\u00f3n a soportar depender\u00e1 del punto de conexi\u00f3n y de la red. En consecuencia, el operador del sistema deber\u00e1 informar de dicho valor de capacidad durante el proceso de acceso. Adicionalmente, en la zona de la figura 6 marcada entre la l\u00ednea continua y la l\u00ednea discontinua, el sistema HVDC deber\u00e1 ser capaz de permanecer conectado a la red, pero se permitir\u00e1 el bloqueo del sistema HVDC.<\/p>\n

Figura 6. Tiempos m\u00ednimos de sobretensiones en el punto de conexi\u00f3n (tensi\u00f3n eficaz a tierra en una o en todas las fases en valor unitario de la base de tensi\u00f3n del punto de conexi\u00f3n) que el sistema HVDC debe ser capaz de soportar sin desconectar. Vmax se corresponde con la mayor tensi\u00f3n admisible considerada en los rangos de tensi\u00f3n y tiempos m\u00ednimos que debe soportar sin desconectar establecida en el apartado 6.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 requerir la caracter\u00edstica de sobretensiones fase-fase en el punto de conexi\u00f3n referida al valor de la tensi\u00f3n previo al evento tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\nEn caso de bloqueo del sistema HVDC, este deber\u00e1 desbloquearse una vez que la tensi\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n en todas las fases (tensi\u00f3n eficaz a tierra en el punto de conexi\u00f3n) haya regresado a valores inferiores a 1,35 pu Tras la secuencia de desbloqueo, el sistema HVDC deber\u00e1 contribuir, si procede, a la inyecci\u00f3n o absorci\u00f3n de corriente r\u00e1pida de falta seg\u00fan 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.
\nCorresponder\u00e1 al gestor de la red pertinente establecer los requisitos en relaci\u00f3n con la capacidad de los sistemas HVDC para soportar sobretensiones transitorias, cuando la estaci\u00f3n conversora de los mismos est\u00e9 conectada a la red de distribuci\u00f3n.
\n15. Recuperaci\u00f3n de la potencia activa posterior a una falta
\nTras una falta para la que el sistema HVDC debe permanecer conectado a la red, de conformidad con lo se\u00f1alado en los apartados 13 y 14 de este anexo, la potencia activa deber\u00e1 alcanzar como m\u00ednimo 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\u00f3n del punto de conexi\u00f3n alcance o supere el valor de 0,85 pu. En caso de que el sistema HVDC est\u00e9 en el m\u00e1ximo de su capacidad y no sea capaz de recuperar el 90 % del valor de potencia activa previo a la falta, deber\u00e1 alcanzar al menos el 90 % de su corriente nominal.
\nA efectos de cumplimiento de este requisito, en el caso de que la respuesta en potencia activa sea oscilante, se considerar\u00e1 la l\u00ednea de tendencia de la componente no oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. En estos casos, la respuesta deber\u00e1 presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.
\n16. Recuperaci\u00f3n r\u00e1pida despu\u00e9s de faltas en CC
\nCuando el operador del sistema as\u00ed lo requiera, los sistemas HVDC que dispongan de uno o varios tramos a\u00e9reos en su l\u00ednea de transmisi\u00f3n en corriente continua deber\u00e1n ser capaces de recuperar su potencia activa en caso de faltas transitorias en los tramos a\u00e9reos, tan r\u00e1pidamente como la tecnolog\u00eda lo permita y en cualquier caso en tiempos inferiores a 5 segundos.
\n17. Energizaci\u00f3n y sincronizaci\u00f3n de estaciones convertidoras HVDC
\nDurante la energizaci\u00f3n o sincronizaci\u00f3n de una estaci\u00f3n convertidora de un sistema HVDC a la red de corriente alterna, o durante la conexi\u00f3n de una estaci\u00f3n convertidora a un sistema HVDC, la estaci\u00f3n convertidora del sistema HVDC deber\u00e1 disponer de la capacidad de limitar la variaci\u00f3n de tensi\u00f3n en r\u00e9gimen permanente en el punto de conexi\u00f3n a un nivel inferior o igual al 4 % de la tensi\u00f3n antes de su sincronizaci\u00f3n.
\n18. Interacciones entre sistemas de HVDC y otras plantas y equipos
\nA trav\u00e9s del dise\u00f1o de sus funciones de control o de equipamiento adicional, los sistemas HVDC deber\u00e1n ser capaces de evitar o reducir los riesgos de interacci\u00f3n detectados.
\nEn este sentido, salvo indicaci\u00f3n en contra del operador del sistema, el propietario del sistema HVDC deber\u00e1 realizar un estudio de interacciones entre el sistema de HVDC y otras plantas y equipos, que ser\u00e1 validado por el operador del sistema. Dicho estudio deber\u00e1 abarcar, como m\u00ednimo, las siguientes cuestiones:
\n\u2013 An\u00e1lisis de la posible interacci\u00f3n del sistema HVDC con la red de alterna. El operador del sistema definir\u00e1, tras un an\u00e1lisis individual del proyecto, las posibles topolog\u00edas y escenarios de la red.
\n\u2013 An\u00e1lisis de la posible interacci\u00f3n del sistema HVDC con otros sistemas HVDC. El operador del sistema definir\u00e1, tras un an\u00e1lisis individual del proyecto, los \u00abotros sistemas HVDC\u00bb que debe tener en consideraci\u00f3n el estudio.
\n\u2013 An\u00e1lisis de la posible interacci\u00f3n del sistema HVDC con otros equipos conectados o que est\u00e9 previsto que vayan a conectarse a la red, tales como m\u00f3dulos de generaci\u00f3n s\u00edncronos, m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico, equipos de demanda, generaci\u00f3n o sistemas de almacenamiento conectados a trav\u00e9s de un convertidor, compensadores s\u00edncronos, dispositivos FACTS, entre otros. El operador del sistema definir\u00e1, tras un an\u00e1lisis individual del proyecto, los equipos concretos que deben tenerse en consideraci\u00f3n para la realizaci\u00f3n del estudio.
\n\u2013Identificaci\u00f3n de acciones mitigadoras necesarias.
\nEn cuanto a la metodolog\u00eda, esta depender\u00e1 de las exigencias del estudio, si bien, deber\u00e1 incluir como m\u00ednimo:
\n\u2013La medida o simulaci\u00f3n de la impedancia de red dependiente de la frecuencia.
\n\u2013La determinaci\u00f3n de las no linealidades en las diferentes posibles impedancias del sistema HVDC, teniendo en cuenta las funciones de control.
\n\u2013 Conclusiones de los an\u00e1lisis en el dominio de la frecuencia y\/o simulaciones EMT.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 requerir la reducci\u00f3n o ampliaci\u00f3n del alcance, o metodolog\u00edas alternativas para realizar dicho estudio, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\nEl titular de la instalaci\u00f3n remitir\u00e1 el estudio al operador del sistema previamente a la tramitaci\u00f3n de la notificaci\u00f3n operacional de energizaci\u00f3n. Este estudio deber\u00e1 repetirse si, durante la vida \u00fatil de la instalaci\u00f3n, se detectase este tipo de interacciones.
\nSer\u00e1 obligaci\u00f3n del titular de la instalaci\u00f3n realizar las acciones necesarias para mitigar las interacciones que puedan resultar del mencionado estudio.
\nSer\u00e1 condici\u00f3n necesaria para la obtenci\u00f3n de la notificaci\u00f3n operacional de energizaci\u00f3n y, en su caso, para mantener la vigencia de la notificaci\u00f3n operacional definitiva, la aceptaci\u00f3n, por parte del operador del sistema, del estudio remitido y la realizaci\u00f3n de las acciones mitigadoras necesarias.
\n19. Capacidad de amortiguaci\u00f3n de oscilaciones de potencia
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n incorporar una funci\u00f3n de control que amortig\u00fce las oscilaciones de potencia medidas en el punto de conexi\u00f3n o en cualquier otro punto de la red especificado por el operador del sistema. Dicha funci\u00f3n de control:
\n\u2013 Deber\u00e1 dise\u00f1arse para trabajar de forma eficiente en varios modos: gestionando \u00fanicamente la potencia activa, gestionando \u00fanicamente la potencia reactiva, o gestionando la potencia activa y reactiva simult\u00e1neamente.
\n\u2013 Deber\u00e1 presentar un comportamiento robusto en caso de tener lugar variaciones de frecuencia o de potencia. Adicionalmente, deber\u00e1 amortiguar posibles oscilaciones electromec\u00e1nicas y, en particular, las correspondientes al rango de frecuencia 0,1-2 Hz.
\n\u2013 Deber\u00e1 estar preparado para recibir se\u00f1ales de entrada (por ejemplo, frecuencia) de nudos remotos del sistema.
\n20. Capacidad de amortiguamiento de interacciones subs\u00edncronas
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n incorporar una funci\u00f3n de control que amortig\u00fce las interacciones subs\u00edncronas que pudieran aparecer entre el sistema HVDC y otros m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad s\u00edncronos, m\u00f3dulos de parque el\u00e9ctrico, convertidores, compensadores s\u00edncronos, o cualquier otro dispositivo conectado a la red.
\nEl propietario del sistema HVDC deber\u00e1 realizar un estudio, que deber\u00e1 ser validado por el operador del sistema, cuyo alcance m\u00ednimo ser\u00e1 el que se indica a continuaci\u00f3n:
\n\u2013 Determinar el riesgo de interacciones subs\u00edncronas con otros dispositivos conectados a la red cercana.
\n\u2013 En caso de aparici\u00f3n de riesgos:
\n\u2022 Determinar el principio de funcionamiento y los ajustes de los par\u00e1metros del control de amortiguamiento de las interacciones subs\u00edncronas.
\n\u2022 Demostrar la eficacia de dicho control en el amortiguamiento de interacciones subs\u00edncronas.
\n\u2022 Identificar las acciones mitigadoras necesarias, si procede.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 requerir la reducci\u00f3n o ampliaci\u00f3n del alcance de dicho estudio, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\nEl titular de la instalaci\u00f3n remitir\u00e1 el estudio al operador del sistema, previamente a la tramitaci\u00f3n de la notificaci\u00f3n operacional de energizaci\u00f3n. Este estudio deber\u00e1 repetirse si, durante la vida \u00fatil de la instalaci\u00f3n, se detectase este tipo de interacciones.
\nSer\u00e1 obligaci\u00f3n del titular de la instalaci\u00f3n realizar las acciones necesarias para mitigar las interacciones que puedan resultar del mencionado estudio.
\nSer\u00e1 condici\u00f3n necesaria para la obtenci\u00f3n de la notificaci\u00f3n operacional de energizaci\u00f3n y, en su caso, para mantener la vigencia de la notificaci\u00f3n operacional definitiva, la aceptaci\u00f3n, por parte del operador del sistema, del estudio remitido y la realizaci\u00f3n de las acciones mitigadoras necesarias.
\n21. Robustez del sistema HVDC
\nLos sistemas HVDC deber\u00e1n estar dise\u00f1ados para presentar un comportamiento robusto ante cambios esperados o inesperados. En este sentido, un sistema HVDC deber\u00e1:
\n\u2013 Ser capaz de alcanzar puntos de funcionamiento estables durante y despu\u00e9s 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\u00e1 especificar otras, dichas variaciones podr\u00edan ser:
\n\u2022 P\u00e9rdida del sistema de telecomunicaciones entre el sistema HVDC y el centro de control remoto, o entre las dos estaciones convertidoras del sistema HVDC.
\n\u2022 Modificaci\u00f3n de las condiciones en los flujos de carga o de la topolog\u00eda de las l\u00edneas de la red de alterna o del propio sistema HVDC.
\n\u2022 Cambios de modo de control del sistema HVDC.
\n\u2022 Actuaci\u00f3n simult\u00e1nea de dos o m\u00e1s funciones de control implementadas en el sistema HVDC.
\n\u2022 P\u00e9rdida de funciones externas de optimizaci\u00f3n y control del sistema HVDC.
\n\u2013 Soportar el cierre de las l\u00edneas de la red con una diferencia angular entre polos del interruptor de la l\u00ednea de 30o, y ocasionalmente hasta 35o.
\n\u2013 Soportar sin da\u00f1o, ni desconexi\u00f3n, ni alteraci\u00f3n en el modo de funcionamiento variaciones de la tensi\u00f3n de r\u00e9gimen permanente del 4 % en el punto de conexi\u00f3n.
\n\u2013 Soportar en r\u00e9gimen permanente una componente de tensi\u00f3n inversa del 5 % de la tensi\u00f3n nominal.
\n\u2013 Soportar, sin da\u00f1o, los valores indicados en la normativa vigente sobre calidad de servicio en la red de transporte. Los \u00edndices de calidad de las instalaciones de transporte ser\u00e1n los establecidos en el Real Decreto 1955\/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci\u00f3n, comercializaci\u00f3n, suministro y procedimientos de autorizaci\u00f3n de instalaciones de energ\u00eda el\u00e9ctrica, o norma que lo sustituya.
\n\u2013 Conservar los ajustes de los par\u00e1metros de las funciones de control que hab\u00eda previamente a dicha desconexi\u00f3n tras la desconexi\u00f3n prolongada de una conversora o del sistema HVDC completo.
\nAdicionalmente, ante indisponibilidad o falta en el cable o l\u00ednea de transporte en corriente continua entre estaciones convertidoras del sistema HVDC, \u00e9stas deber\u00e1n poder funcionar gestionando \u00fanicamente su potencia reactiva.
\n22. Esquemas y ajustes de protecci\u00f3n el\u00e9ctrica
\nEl sistema de protecci\u00f3n de los sistemas HVDC deber\u00e1n cumplir, al menos, con lo indicado en el mencionado documento \u00abCriterios Generales de Protecci\u00f3n del sistema El\u00e9ctrico Peninsular Espa\u00f1ol\u00bb, o su edici\u00f3n posterior en vigor, cuando el sistema HVDC pertenezca a la denominada \u00abRed Considerada\u00bb, seg\u00fan el citado documento. Adicionalmente el sistema de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n se coordinar\u00e1 con los sistemas de protecci\u00f3n de la red a la que se conecte.
\nEl sistema HVDC deber\u00e1 soportar, sin da\u00f1o, las faltas y correspondientes tiempos de despeje contemplados en el documento \u00abCriterios Generales de Protecci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico Peninsular Espa\u00f1ol\u00bb.
\nNo obstante lo anterior, el operador del sistema podr\u00e1 establecer requisitos adicionales relacionados con los esquemas y ajustes de protecciones, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\n23. Requisitos de intercambio de informaci\u00f3n y coordinaci\u00f3n
\n23.1 Funcionamiento de los sistemas HVDC.Las se\u00f1ales adicionales a las establecidas en el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016, que el controlador autom\u00e1tico, establecido por dicho Reglamento, deber\u00e1 ser capaz de enviar y de recibir y, en general, otros requisitos de informaci\u00f3n a intercambiar, ser\u00e1n acordados entre el operador del sistema y el titular de la instalaci\u00f3n tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\n23.2 Registro y supervisi\u00f3n de faltas. Los sistemas HVDC deber\u00e1n estar dotados, como m\u00ednimo, de un equipo de registro y supervisi\u00f3n de faltas en cada estaci\u00f3n convertidora del sistema HVDC. La activaci\u00f3n de cualquier rel\u00e9 de protecci\u00f3n deber\u00e1 quedar registrada junto a la oscilograf\u00eda y el propietario del sistema HVDC tendr\u00e1 la obligaci\u00f3n de facilitar el registro de faltas y la oscilograf\u00eda, a petici\u00f3n del operador del sistema.
\nAsimismo, los sistemas HVDC deber\u00e1n estar dotados de un equipo de supervisi\u00f3n din\u00e1mica del comportamiento de la red que deber\u00e1 incluir un activador de oscilaci\u00f3n, con el fin de detectar oscilaciones de potencia gestionadas de forma deficiente. El criterio de activaci\u00f3n de la oscilaci\u00f3n ser\u00e1 especificado por el operador del sistema, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto, y el propietario del sistema HVDC tendr\u00e1 la obligaci\u00f3n de facilitar el registro de oscilaciones de potencia al operador del sistema tantas veces como sean detectadas.
\nAdicionalmente, el operador del sistema podr\u00e1 requerir que una o varias estaciones convertidoras del sistema HVDC est\u00e9n equipadas con una unidad de medida fasorial (PMU), en tiempo real, de los principales par\u00e1metros el\u00e9ctricos del sistema. Las caracter\u00edsticas de dicha unidad, as\u00ed como los requisitos de intercambio de informaci\u00f3n, ser\u00e1n definidas por el operador del sistema, tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto.
\n23.3 Modelos de simulaci\u00f3n. Tras un an\u00e1lisis individual de cada proyecto, el operador del sistema podr\u00e1 acordar con el titular de un sistema HVDC que se modelen funcionalidades adicionales a las m\u00ednimas requeridas por el Reglamento (UE) 2016\/1447, de 26 de agosto de 2016.
\n24. Potencia de cortocircuito
\nEl sistema HVDC deber\u00e1 cumplir con las disposiciones sobre potencia de cortocircuito establecidas en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 12.2.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Orden TED\/749\/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos t\u00e9cnicos para la conexi\u00f3n a la red necesarios para la implementaci\u00f3n de los c\u00f3digos de red de conexi\u00f3n.<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"categories":[4],"tags":[1913],"class_list":["post-14785","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-novedades-normativas","tag-instalaciones-electricas"],"acf":[],"yoast_head":"\nINSTALACIONES ELECTRICAS - Normativa Municipal<\/title>\n<meta name=\"robots\" content=\"index, follow, max-snippet:-1, max-image-preview:large, max-video-preview:-1\" \/>\n<link rel=\"canonical\" href=\"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=14785\" \/>\n<meta property=\"og:locale\" content=\"es_ES\" \/>\n<meta property=\"og:type\" content=\"article\" \/>\n<meta property=\"og:title\" content=\"INSTALACIONES ELECTRICAS - 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