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RESOLUCIÓN de 22 de marzo de 2005, de la Secretaría General de la Energía, por la que se aprueba el Procedimiento de Operación 13.1. «Criterios de Desarrollo de la Red de Transporte», de carácter técnico e instrumental necesario para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico.

Art.1 - Art.2 - Art.3 - Art.3.1 - Art.3.1.1 - Art. 3.1.2 - Art. 3.1.3 - Art. 3.1.4 - Art. 3.1.5 - Art. 3.1.6 - Art. 3.1.7 - Art. 3.1.8 - Art.3.2 - Art.3.3 - Art.4 - Art. 4.1 - Art.4.1.1 - Art.4.1.2 - Art.4.2 - Art.4.2.1 - Art.4.2.2 - Art.4.3 - Art.4.4 - Art. 4.5Art.5 - Art.5.1 - Art.5.2 - Art.5.3 - Art.5.4 - Art.6

Vista la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Visto el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Visto el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997 para la aprobación del procedimiento P.O. 13.1.

Esta Secretaría General, previo informe de la Comisión Nacional de la Energía, ha adoptado la presente resolución:

Primero.-Se aprueba el procedimiento para la operación del sistema eléctrico que figura como anexo de la presente Resolución.

Segundo.-La presente Resolución entrará en vigor al día siguiente a su publicación en el Boletín Oficial del Estado.

La presente Resolución pone fin a la vía administrativa de acuerdo con lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común y en la Ley 6/1997, de 14 abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado, y contra la misma podrá interponerse recurso potestativo de reposición, en el plazo de un mes, ante el Ilmo. Sr. Secretario General de Energía, según lo establecido en la Orden ITC/1102/2004 de 27 de abril, o directamente recurso contencioso administrativo ante la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses a contar desde el día siguiente al de su publicación.

Madrid, 22 de marzo de 2005.-El Secretario General, Antonio Joaquín Fernández Segura.

Sr. Director General de Política Energética y Minas. Excmo. Sr. Presidente de la Comisión Nacional de Energía. Sr. Presidente de Red Eléctrica de España, S.A. Sra. Presidenta de la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad. S.A.

ANEXO

Criterios de desarrollo de la red de transporte (P.O. 13.1)

Índice

1. Objeto.

2. Ámbito de aplicación.

3. Criterios de fiabilidad.

3.1 Criterios Técnicos.

3.1.1 Criterios de idoneidad del sistema.

3.1.2 Compensación de reactiva.

3.1.3 Comportamiento dinámico.

3.1.4 Corrientes de cortocircuito.

3.1.5 Protecciones.

3.1.6 Demanda interrumpible.

3.1.7 Capacidad máxima de generación y suministro en un nudo.

3.1.8 Interconexiones internacionales.

3.2 Criterios de refuerzo de red existente.

3.3 Criterios de mallado de la red de transporte.

4. Criterios de implantación.

4.1 Criterios de ingeniería.

4.1.1 Criterios de diseño de subestaciones.

4.1.2 Criterios y parámetros de diseño de líneas.

4.2 Criterios económicos.

4.2.1 Costes unitarios de las instalaciones.

4.2.2 Costes de Operación.

4.3 Criterios medioambientales.

4.4 Criterios de implantación física.

4.5 Criterios para la fase de construcción.

5. Información a suministrar al operador del sistema y gestor de la red de transporte.

5.1 Información necesaria a suministrar por las Comunidades Autónomas.

5.2 Información a suministrar por las empresas transportistas.

5.3 Información a suministrar por los gestores de distribución.

5.4 Información a suministrar por los promotores de nueva generación.

6. Proceso de planificación de la red de transporte.

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es la definición de los criterios para el desarrollo de la red de transporte y la estructura general del proceso de definición de las propuestas de planes y programas de desarrollo.

2. Ámbito de aplicación.-

Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

a) El Operador del sistema y Gestor de la red de transporte.

b) Las empresas transportistas.

c) Los Gestores de las redes de distribución, Productores y Consumidores conectados a la red de transporte, así como a las Administraciones competentes en políticas de desarrollo en relación con estos planes.

3. Criterios de fiabilidad.

3.1 Criterios Técnicos: Los criterios técnicos son los que se han venido utilizando tradicionalmente en la planificación de las redes, de gran importancia por su relación directa con la fiabilidad y calidad del suministro de la demanda.

La fiabilidad de un sistema queda defina por dos conceptos básicos:

a) «Idoneidad» del sistema, propiedad del sistema para suministrar las demandas de potencia y energía requeridas, en las condiciones programadas, que está relacionada con su comportamiento en régimen permanente.

b) «Seguridad» del sistema, propiedad del sistema que define su capacidad de soportar las perturbaciones imprevistas, que está relacionada con su comportamiento dinámico.

No obstante, hay que destacar que el resto de los criterios que se presentan en este procedimiento han adquirido y siguen adquiriendo una preponderancia cada vez mayor debido a que limitan la posibilidad de llevar a cabo la implantación de los planes de desarrollo, así como mantener el nivel actual de fiabilidad del sistema.

3.1.1 Criterios de idoneidad del sistema. Los criterios de idoneidad del sistema determinan las situaciones de contingencia que debe soportar el sistema en régimen permanente. Se incluyen dos niveles de contingencia:

a) Nivel 1 (N-1): Son aquellas contingencias que se prueban sistemáticamente. El comportamiento del sistema debe ser aceptable según los límites que se definen en este apartado.

Para determinar las contingencias se realiza un estudio previo que define el grado de incidencia en el sistema, estableciéndose una clasificación ordenada de todas aquellas que superan un determinado umbral de severidad.

Se tendrán en consideración todas las incidencias individuales de líneas y transformadores de la red de transporte (niveles 220 y 400 kV) y grupos de generación, que coinciden con las establecidas en el P.O.1.1 como contingencias a considerar en los análisis de seguridad Nivel 1 (N-1).

b) Nivel 2 (N-X): Contingencias definidas de forma específica. El comportamiento del sistema debe ser aceptable según los límites que se definen en este apartado.

El análisis en este nivel se extiende a las siguientes contingencias:

Pérdida de líneas múltiples (dobles circuitos y circuitos múltiples compactados).

Pérdida de nudos de elevada concentración de transformación (> 1.500 MVA), de elevada concentración de generación (> 1.000 MW) y de nudos considerados como críticos desde el punto de vista de seguridad del sistema ante despeje de falta (el tiempo crítico es el máximo tiempo que el sistema soporta una falta trifásica permanente cumpliendo los criterios de seguridad).

En estas incidencias quedan incluidas las establecidas en el P.O.1.1 como contingencias a considerar en los análisis seguridad de Nivel 2 (N-2).

El fallo de doble circuito se considerará, en principio, a partir de 30 km de apoyos compartidos, excepto en aquellas zonas donde:

La tasa de fallos es más elevada que en el resto del sistema, lo que se puede considerar para aquellas líneas de doble circuito de menos de 30 km con tasa de fallo superior a la media peninsular de una línea de doble circuito de 30 km.

Aquellas zonas donde los fallos conlleven una importante repercusión para el sistema.

Los resultados del estudio de contingencias se analizarán bajo criterios de coste/riesgo para priorizar las actuaciones de desarrollo de la red de transporte. Para ello, se asociará a los grupos generadores y elementos de la red de transporte sus tasas de fallo, probabilidad de ocurrencia de los fallos y duración de los mismos. Aunque el comportamiento del sistema en los niveles 1 y 2 tiene que ser aceptable, el cumplimiento del Nivel 1 requerirá desarrollo de red, mientras que el cumplimiento del Nivel 2 podrá conseguirse con desarrollo de red u otras medidas de operación en función de la valoración del coste/riesgo de las distintas alternativas, donde el nivel de riesgo se determina según:

Nivel de riesgo = probabilidad de contingencia * consecuencias sobre el sistema

Los datos de probabilidad de ocurrencia y duración de los fallos serán obtenidos de la base de datos de incidencias de transporte aplicando métodos estadísticos. Para los elementos nuevos se tomarán valores medios.

Las consecuencias sobre el sistema se obtienen de una colección de índices técnicos y económicos. Las sobrecargas transitorias permitidas en situación de contingencia son las siguientes:

a) Un 15% para las líneas, excepto para las líneas de interconexión que se regularán de acuerdo con lo establecido en el apartado 3.1.8, con una duración inferior a 20 minutos. En cables subterráneos no se admitirán sobrecargas.

b) Un 10% para los transformadores en invierno y en situación N-1. En fallos múltiples se admitirán sobrecargas de hasta el 20% en invierno y 10% el resto del año.

Los límites de tensión permitidos en situación de contingencia son los siguientes:

a) 380 (0.95 p.u.) a 420 (1.05 p.u.) kV para los elementos situados en la red de 400 kV.

b) 205 (0.93 p.u.) a 245 (1.11 p.u.) kV para los elementos situados en la red de 220 kV.

3.1.2 Compensación de reactiva. Para evaluar la situación de riesgo de colapso de tensión prevista en los criterios de idoneidad, se garantizará que no haya riesgo de colapso de tensión frente a incrementos de demanda adicionales del 10% en la zona de estudio, respecto del caso base de estudio.

Para determinar la necesidad de elementos de compensación de reactiva deberán tenerse en cuenta, en lo posible, los siguientes criterios:

a) Con carácter general, los elementos de generación de reactiva (condensadores) deben situarse en las redes de distribución al lado de la demanda. No obstante, se analizará si la solución más beneficiosa para el sistema es la compensación en la red de transporte, y en ese caso se instalarán en dicha red.

b) Los elementos de absorción de reactiva (reactancias) deben situarse en la red de transporte. Se planificarán los elementos necesarios para evitar la apertura/cierre de líneas para el control de tensión de la red de transporte.

c) El elemento estándar de absorción de reactiva en la red de 400 kV es la reactancia de 150 Mvar. No obstante, podrán instalarse reactancias de distinta magnitud en los terciarios de los transformadores.

d) Para construir los escenarios de estudio se considera el cumplimiento, por parte de todos los agentes, de los requisitos obligatorios establecidos en el P.O.-7.4. En los casos que se conozcan las características técnicas de los grupos se utilizarán éstas.

3.1.3 Comportamiento dinámico.

3.1.3.1 Estabilidad transitoria. Las contingencias originan fenómenos oscilatorios en las magnitudes eléctricas fundamentales del sistema. La naturaleza dinámica de dichos fenómenos implica que éstos perduren después de la eliminación total (o aislamiento) del defecto eléctrico inicial. Adicionalmente pueden desencadenar, en los casos más graves, pérdidas de grupos generadores y/o desconexión de porciones significativas de mercado. La rapidez y selectividad en la eliminación de la falta inicial supone una garantía contra las oscilaciones posteriores que pueden acarrear consecuencias muy desfavorables para el sistema eléctrico.

Los resultados obtenidos en los estudios de carácter estático proporcionan el estado eléctrico del sistema en el régimen permanente posterior a la contingencia, pero aun siendo dichos resultados admisibles no queda garantizado que realmente se alcance dicho régimen permanente final. Las contingencias más severas podrían dar lugar oscilaciones dinámicas con consecuencias posteriores inadmisibles.

El Operador del sistema y Gestor de la red de transporte evaluará las condiciones de estabilidad transitoria de las redes futuras previstas en los programas de desarrollo. Se tendrá en cuenta la respuesta transitoria del sistema frente a las contingencias más importantes:

a) Pérdida intempestiva de grupos generadores importantes.

b) Cortocircuitos trifásicos en las líneas (o dobles circuitos compartiendo apoyos más de 30 km con la salvedad indicada en el apartado 3.1.1) que ocasionen las peores condiciones de evacuación de grupos de generación importantes, situando la falta en el extremo próximo al generador y bajo la hipótesis de actuación correcta del sistema de protección (correcta selectividad y despeje instantáneo en ambos extremos de la línea).

c) Cortocircuitos trifásicos en líneas de transporte (o dobles circuitos compartiendo apoyos más de 30 km con la salvedad indicada en el apartado 3.1.1) con carga elevada y que ejerzan funciones de interconexión interzonal o internacional. Se estudiará la situación de la falta en ambos extremos y bajo la hipótesis de actuación correcta del sistema de protección (correcta selectividad y despeje instantáneo en ambos extremos de la línea).

Asimismo, se evaluará el impacto que las nuevas instalaciones introduzcan en los tiempos críticos de despeje de defectos, para lo cual se calcularán dichos tiempos, de acuerdo a la metodología descrita en los criterios generales de protección del sistema eléctrico español, en los nudos (barras) más críticos del sistema.

3.1.3.2 Estabilidad oscilatoria. Se evaluarán las condiciones de estabilidad oscilatoria de las redes futuras previstas en los planes de desarrollo y el riesgo de una operación próxima a los límites de estabilidad oscilatoria (modos de oscilación no amortiguados de baja frecuencia como oscilaciones inter-áreas, generador-red, fenómenos de resonancia subsíncrona, etc.). El Operador del sistema y Gestor de la red de transporte podrá limitar los flujos para garantizar una operación segura o bien proponer dispositivos de control, así como el ajuste de los mismos.

3.1.3.3 Criterios de admisibilidad para los estudios del comportamiento dinámico. Como principio general de admisibilidad para estudios de estabilidad transitoria, se considerará que las simulaciones realizadas deberán garantizar que se alcanza el régimen permanente indicado por los estudios estáticos. Por consiguiente, durante el régimen perturbado se tendrá en cuenta que:

a) No debe perderse más generación y/o mercado de lo postulado en cada contingencia por propia selectividad, por consiguiente se vigilarán que no se produzcan pérdidas de sincronismo en generadores y que durante el hueco de tensión no se den condiciones de disparo de relés de mínima tensión que afecten a la generación y/o mercado. Asimismo, se comprobará que al final de la simulación las oscilaciones de potencia de todos los generadores presenten un coeficiente de amortiguamiento superior al 5%. Donde, el coeficiente de amortiguamiento se define como:

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donde es el coeficiente de atenuaci

n del término exponencial del modo de oscilación y es su pulsación (2*frecuencia).

b) No debe perderse ningún elemento de transporte adicional al postulado en la contingencia N-1, por tanto se vigilará que en las oscilaciones de potencia no se alcancen condiciones de disparo por protecciones mientras no se alcance el régimen permanente. Se comprobará que no aparezca ninguna pérdida de sincronismo en líneas y/o transformadores. En relación con los estudios de estabilidad oscilatoria, como criterio general de admisibilidad no se permitirán modos de oscilación cuyo amortiguamiento sea inferior al 5%.

3.1.4 Corrientes de cortocircuito. Se comprobará que las corrientes de cortocircuito esperadas son admisibles para todos los equipos de la red de transporte, y que los interruptores son capaces de cortar dichas corrientes.

Se calcularán las corrientes de cortocircuito trifásicas máximas para los escenarios considerados. Se buscará que los valores calculados no superen el 85% de la capacidad del elemento más débil de las subestaciones afectadas. En el caso de subestaciones futuras, se considerarán como valores de referencia para los equipos, 50 kA en 400 kV y 40 kA en 220 kV, y por tanto las corrientes de cortocircuito no podrán superar los 42 kA en 400 kV y los 34 kA en 220 kV.

En aquellas zonas del sistema donde se prevea la superación de los límites anteriores, se planteará la sustitución de los equipos afectados o soluciones de operación que reduzcan las corrientes de cortocircuito máximas en función de los criterios económicos establecidos en este procedimiento.

El Operador del sistema y Gestor de la red de transporte vigilará que no se supere el 85% del valor límite admisible por el elemento más débil de la subestación. De no ser posible mantener los valores de corriente de cortocircuito por debajo de los límites admisibles, con medidas de operación, se podrán aplicar restricciones de producción en la zona de influencia.

3.1.5 Protecciones. Las nuevas instalaciones de la red de transporte estarán equipadas y diseñadas para cumplir con lo establecido en el procedimiento de operación P.O.11.1.

3.1.6 Demanda interrumpible. El potencial de gestión se describe en dos escenarios extremos:

a) Inferior: supone que la oferta actual interrumpible se mantiene hasta el 2007; este mínimo se considera consolidado con alta probabilidad.

b) Superior: supone una fuerte promoción del desarrollo de la gestión de la demanda y la creación de mecanismos de tiempo real adecuados. Imputa potencias gestionables instantáneamente o con cortos preavisos en base a las experiencias realizadas en los países de referencia y refrendadas por declaraciones de los grandes consumidores españoles.

Los estudios de desarrollo de la red valorarán solamente a nivel de comparación de escenarios el potencial de demanda interrumpible. Se considerarán por tanto como una medida de operación y no como un instrumento de planificación.

3.1.7 Capacidad máxima de generación y suministro en un nudo. Para cada escenario considerado, existe un límite para la capacidad máxima de producción y suministro en cada nudo o zona eléctrica (conjunto de nudos de generación eléctricamente próximos) de la red de transporte tanto para la generación como para la demanda, que se establecerá teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) Ante contingencias de fallo simple (un generador, un circuito o un transformador) o fallo doble circuito compartiendo apoyos en más de 30 km (con la salvedad indicada en el apartado 3.1.1) el límite de producción en el nudo viene determinado por las reservas de regulación fijadas, que pueden asumir hasta una pérdida producción instantánea (directa o inducida) de 1.200 MW.

b) Una falta despejada en tiempo de fallo de interruptor (250 a 300 milisegundos) no provocará:

Pérdidas de mercado en cascada o extensivas.

La desconexión de la interconexión España-Francia. Una pérdida de sincronismo entre generadores excepto el caso de los que individualmente pierdan el sincronismo frente al resto del sistema eléctrico. Valores orientativos de las limitaciones que puede imponer este criterio en la red de 400 kV se sitúan en 2.000-2.500 MW de producción y 1.800 MVA de transformación.

c) Los apoyos suplementarios tras incidente a través de la interconexión España-Francia no superarán los valores establecidos en los acuerdos internacionales o en la normativa vigente en el Sistema Interconectado Europeo (UCTE).

Para la actividad de generación, los anteriores límites deben entenderse como la capacidad máxima de producción simultánea en un nudo o zona eléctrica, con independencia de la potencia instalada, que podrá ser mayor debido a que la capacidad de la red de transporte no es susceptible de reserva.

3.1.8 Interconexiones internacionales. El cálculo de la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales viene definido en el procedimiento de operación P.O.4.

La capacidad de intercambio se define como la capacidad técnica máxima de importación y de