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.
| Fecha de Entrada en Vigor | 10 de Abril de 2005 |
| Marginal | BOE-A-2005-5757 |
| Sección | I - Disposiciones Generales |
| Emisor | Ministerio de Industria, Comercio y Turismo |
| Rango de Ley | Resolución |
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.
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
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Objeto.
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Ámbito de aplicación.
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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.
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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.
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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.
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Proceso de planificación de la red de transporte.
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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.
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Ámbito de aplicación.Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:
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El Operador del sistema y Gestor de la red de transporte.
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Las empresas transportistas.
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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.
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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:
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'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.
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'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:
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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).
-
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 inciden cias 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:
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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.
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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:
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380 (0.95 p.u.) a 420 (1.05 p.u.) kV para los elementos situados en la red de 400 kV.
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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:
-
Con carácter general, los elementos de...
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