BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62406
I. DISPOSICIONES GENERALES
MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA
Y EL RETO DEMOGRÁFICO
8965 Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos 
técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los 
códigos de red de conexión.
I
El Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece 
un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, define los requisitos 
técnicos para la conexión a la red de las instalaciones de generación de electricidad.
El Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, por el que 
se establece un código de red en materia de conexión de la demanda, define los requisitos 
de conexión a la red de instalaciones de demanda y de distribución conectadas a la red de 
transporte, de las redes de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, y de 
las unidades de demanda utilizadas por una instalación de demanda o una red de 
distribución cerrada para prestar servicios de respuesta de demanda a los gestores de red 
y a los gestores de red de transporte pertinentes.
El Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión, de 26 de agosto de 2016, por el que se 
establece un código de red sobre requisitos de conexión a la red de sistemas de alta tensión 
en corriente continua y módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua, define 
los requisitos para la conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua 
(sistemas HVDC) y de módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua.
Los citados reglamentos comunitarios constituyen los denominados códigos de red de 
conexión, los cuales establecen los requisitos técnicos mínimos que deberán cumplir las 
instalaciones de generación, las de demanda y los sistemas HVDC que se conecten a la 
red eléctrica, al objeto de garantizar la seguridad de los sistemas eléctricos y favorecer la 
integración de energías renovables.
Si bien una parte de los requisitos técnicos establecidos en los tres reglamentos 
comunitarios son de directa aplicación, otros no están completamente detallados y su 
aplicación 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 será la autoridad reguladora, salvo disposición en contra de 
dicho Estado miembro.
Con el fin coordinar las propuestas que, de acuerdo con lo señalado anteriormente, 
debían presentar los gestores de red en relación 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 implementación de dichos reglamentos, 
en 2016 se crearon, bajo la coordinación del operador del sistema eléctrico, varios grupos 
de trabajo a los que asistieron, además de los gestores de red, representantes de los 
agentes afectados, así como del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto  e.
Demográfico y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. w.b
Con fecha 29 de mayo de 2018, Red Eléctrica de España, S.A., presentó al actual  65ww
Mmoindisifitcearicoió np adreal  plar oTcreadnimsiiceinótno  dEec oolpóegriacaci óyn  e1l2 .R2,e tsoo bDree mreoqguriásiftiocso  muínnaim porso pduee dsitsae ñdoe, 
egeqnueipraacmióienn yto d, efmunacniodan acmonie ncoton,e pxiuóens ata  lae nre dse drvei ctrioan ys psoertgeu, rliad acdu adl ein icnlusítaa,l aecniotrnee ost rdaes 
cuestiones, su propuesta relativa a los requisitos técnicos que, de acuerdo con lo señalado
anteriormente, no están 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 definición 
corresponde al gestor de la red de transporte, de acuerdo con los mismos.
Asimismo, al objeto de cumplir con la obligación establecida en el Reglamento 
(UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, con fecha 1 de octubre de 2018, Red Eléctrica 
de España, S.A., presentó al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico 
su propuesta relativa a los requisitos técnicos que deben cumplir los sistemas HVDC y los 
módulos conectados en corriente continua.
Por su parte, con fecha 17 de mayo de 2018, la actual Asociación de Empresas de 
Energía Eléctrica (AELEC) remitió al actual Ministerio para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico su propuesta relativa a los requisitos técnicos recogidos en el 
Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, cuya definición corresponde a los 
gestores de red de distribución, de acuerdo con lo señalado en dicho reglamento.
Asimismo, con fecha 7 de septiembre de 2018, AELEC remitió al actual Ministerio para 
la Transición Ecológica y el Reto Demográfico su propuesta de implementación de los 
requisitos técnicos recogidos en el Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, 
cuya definición corresponde a los gestores de red de distribución, de acuerdo con lo 
señalado en dicho reglamento.
II
La disposición final séptima del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se 
regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de 
determinadas instalaciones eléctricas, habilita a la Ministra para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico para aprobar, mediante orden, los requisitos técnicos para la conexión a 
la red derivados de la aplicación 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.
Partiendo de las propuestas presentadas por Red Eléctrica de España, 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 técnicos para la conexión a la red de 
transporte o de distribución de electricidad que deberán cumplir las instalaciones de 
generación y las de demanda eléctrica, así como las instalaciones de alta tensión en corriente 
continua y los módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua.
Mediante la aprobación 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 aplicación 
general, que estos no definen en su totalidad.
III
De acuerdo con lo anterior, el ámbito de aplicación de esta orden está vinculado 
necesariamente al de los reglamentos comunitarios, a cuyos efectos son de aplicación los 
aspectos relativos a la implementación de los mismos previstos en el citado Real 
Decreto 647/2020, de 7 de julio. En este sentido, esta orden vincula la aplicación a las 
instalaciones existentes de los requisitos que en ella se definen, a las reglas que al 
respecto se recogen en los artículos 5 y 6 del citado Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. s
Asimismo, dado que los aspectos que desarrolla el citado Real Decreto 647/2020, de 7 de  oe.
julio, eximen de la consideración de módulos de generación de electricidad a aquellas  w.
instalaciones vinculadas a alguna de las modalidades de autoconsumo a las que se refiere  65ww
eadl mRienaislt rDateivcarse,t oté c2n4ic4a/2s0 y1 9e,c odneó m5i cdaes  daeblr ial,u tpoocor neslu mquoe,  qsuee  reesgtáunla enx elansta sc odned oicbitoenneesr 
papelrimcaiscoiósn  ddee  alac cneosrom ay,  ceosntae xoiródne, ne inn calurayse  dlae  muennac imóna yeoxrp rcelasrai daa de sstao berxec eepl cáimónb ieton  dsue   BOE-A-cable e
ámbito de aplicación.
El anexo I de la orden establece los requisitos técnicos de conexión 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, tensión, robustez, restablecimiento y gestión del sistema.
Por su parte, el anexo II de la orden establece los requisitos de conexión 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 tensión, potencia 
de cortocircuito y potencia reactiva, protección y control, entre otros.
Finalmente, el anexo III de la orden establece los requisitos de los sistemas de alta 
tensión en corriente continua y módulos de parque eléctrico 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 tensión, de control de potencia 
activa, de potencia activa en función de variaciones de frecuencia, y de control de la 
inyección rápida de corriente, entre otros.
Por último, mediante la disposición 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 asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, que resultan 
necesarias como consecuencia de la entrada en vigor de los códigos de red de conexión.
IV
Esta orden se ha elaborado teniendo en cuenta los principios de buena regulación a 
los que se refiere el artículo 129.1 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento 
Administrativo Común de las Administraciones Públicas.
En concreto, se cumplen los principios de necesidad, eficacia y proporcionalidad en la 
medida en que la misma se dicta en cumplimiento de una obligación recogida en los 
reglamentos que aprueban los códigos de red de conexión y contiene la regulación 
imprescindible que permite cumplir con dicha obligación.
Asimismo, se cumple el principio de seguridad jurídica en la medida en que la norma 
es coherente con el resto del ordenamiento jurídico.
La norma satisface el principio de transparencia dado que la misma ha sido sometida 
al trámite de información pública, en el que han participado las comunidades autónomas, 
y el preámbulo de la norma define claramente los objetivos y justificación de la norma.
Por último, la norma no impone cargas administrativas al limitarse a regular requisitos 
técnicos de obligado cumplimiento, por lo que se entiende satisfecho el principio de eficiencia.
Esta orden no ha sido sometida al trámite de consulta pública, al que se refiere el 
artículo 26.2 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, al regularse en la 
misma aspectos parciales de una materia.
De conformidad con el artículo 26.6 de la citada Ley 50/1997, de 27 de noviembre, el 
trámite 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 
disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia. Las comunidades autónomas y las ciudades 
de Ceuta y Melilla han participado en el trámite de audiencia a través de dicho Consejo 
Consultivo de Electricidad, en el que están representadas. Adicionalmente, la orden ha 
sido sometida a información pública mediante su publicación en el portal web del actual 
Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
De acuerdo con lo previsto en el artículo 7.34 de la citada Ley 3/2013, de 4 de junio, lo 
dispuesto en esta orden ha sido informado por la Comisión Nacional de los Mercados y la  s
Competencia mediante informe aprobado por la sala de supervisión regulatoria de dicha  oe.
Comisión en su sesión de fecha 21 de noviembre de 2019 (IPN/CNMC/017/19). w.
ArtícEunlo s 1u.  virOtubdj,e dtoe. acuerdo con el Consejo de Estado, dispongo: 2020-8965n https://ww
Esta orden establece los requisitos técnicos para la conexión a la red de las
instalaciones de generación de electricidad, de las instalaciones de demanda, de los
sistemas de alta tensión en corriente continua y de los módulos de parque eléctrico 
conectados en corriente continua, dando cumplimiento a las obligaciones establecidas en 
el artículo 7.6 del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, en el artículo 6.6. del 
Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el artículo 5.6 del Reglamento 
(UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016.
Artículo 2.  Ámbito de aplicación.
1.  Lo dispuesto en esta orden será de aplicación a:
a)  Los módulos de generación de electricidad incluidos dentro del ámbito de 
aplicación del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.
b)  Las instalaciones de demanda, las instalaciones de distribución, las redes de 
distribución y las unidades de demanda incluidas dentro del ámbito de aplicación del 
Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016.
c)  Los sistemas de alta tensión en corriente continua y los módulos de parque 
eléctrico conectados en corriente continua incluidos en el ámbito de aplicación del 
Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016.
2.  Dentro de los módulos de generación de electricidad a los que se refiere la letra a) del 
apartado anterior se entenderán incluidas las instalaciones de generación 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 disposición 
transitoria tercera del citado Real Decreto 647/2020, de 7 de julio.
3.  La aplicación de esta orden a instalaciones existentes estará sujeta a las normas 
que al respecto recoge el citado Real Decreto 647/2020, de 7 de julio.
Asimismo, la aplicación de esta orden a instalaciones que no puedan ser consideradas 
existentes estará sujeta a lo previsto en la disposición transitoria cuarta del citado Real 
Decreto 647/2020, de 7 de julio.
Artículo 3.  Definiciones.
1.  A efectos de lo previsto en esta orden, serán de aplicación las definiciones 
recogidas en el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, en el 
artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y en el artículo 2 del 
Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016.
Asimismo, serán de aplicación las definiciones incluidas en el Reglamento (CE) n.º 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.º 1228/2003.
2.  Adicionalmente, a efectos de lo previsto en esta orden, serán de aplicación las 
siguientes definiciones:
a)  «Significatividad»: cualidad utilizada para clasificar los módulos de generación de 
electricidad, según la tensión de su punto de conexión y su capacidad máxima, derivando 
en los tipos A, B, C y D, según establece el artículo 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.
b)  «Requisitos cerrados»: requisitos técnicos definidos completamente en el 
Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, en el Reglamento (UE) 2016/1388,  s
de 17 de agosto de 2016, o en el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016,  oe.
y que, por tanto, son de directa aplicación sin necesidad de un desarrollo normativo  w.
pRoesgtclea)r mioer« nRqtuoee q( uUcoiEsni)tc o2rse0 t1ea6 bs/i6ue3 ra1tol,c sad»ne:c  1ere4 oq  dudeies fiaitnobisrci iló tdénec. n2ic0o1s6 , neon  deel fRineidgolasm ceonmtop (leUtEa)m 2e0n1te6 /1e3n8 8e,l   2020-8965n https://ww
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  Bc
gestores de red conforme a lo señalado en dichos reglamentos.
d)  «Tensión nominal»: valor de la tensión de funcionamiento con el que se denomina 
e identifica una instalación eléctrica.
e)  «Potencia aparente nominal»: mayor potencia aparente que pueda suministrar el 
módulo de generación de electricidad o el sistema HVDC de forma permanente a la tensión 
nominal. En el caso de módulos de parque eléctrico, se corresponderá con la suma de las 
potencias aparentes nominales de cada una de las unidades de generación en servicio.
f)  «Corriente aparente nominal» o «Corriente nominal»: corriente aparente que 
pueda suministrar el módulo de generación de electricidad o el sistema HVDC de forma 
permanente a la potencia aparente nominal y a la tensión nominal.
g)  «Potencia activa de referencia (P )»: potencia activa del módulo de generación de 
0
electricidad anterior al comienzo de la perturbación o, en cada momento, la potencia 
máxima correspondiente a la disponibilidad instantánea del recurso primario, durante la 
perturbación eléctrica y respetando las bandas de regulación o límites máximos de potencia, 
en su caso, asignados por el operador del sistema durante el régimen permanente previo.
Artículo 4.  Requisitos técnicos para la conexión a la red de instalaciones incluidas en el 
ámbito de aplicación.
1.  Las instalaciones de generación incluidas dentro del ámbito de aplicación de esta orden 
deberán cumplir los requisitos técnicos para la conexión a la red, que se recogen en el anexo I.
2.  Las instalaciones de demanda y distribución incluidas dentro del ámbito de 
aplicación de esta orden deberán cumplir los requisitos técnicos para la conexión a la red, 
que se recogen en el anexo II.
3.  Los sistemas de alta tensión en corriente continua, también denominados sistemas 
HVDC, incluidos dentro del ámbito de aplicación de esta orden deberán cumplir los 
requisitos técnicos para la conexión a la red, que se recogen en el anexo III.
4.  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 módulos de parque 
eléctrico conectados en corriente continua incluidos dentro del ámbito de aplicación de 
esta orden deberán cumplir con los requisitos establecidos para los módulos de parque 
eléctrico 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 Operación 12.2.
Disposición final primera.  Modificación de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por 
la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la 
demanda de interrumpibilidad.
La Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo 
competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, 
queda modificada como sigue:
Uno.  Se añade un nuevo párrafo al final del punto 2 del artículo 6, con la siguiente 
redacción:
«En el caso de consumidores conectados a la red de transporte a los que resulte 
de aplicación el Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión de 17 de agosto 
de 2016 por el que se establece un código de red en materia de conexión de la 
demanda deberán acreditar que disponen de al menos una notificación operacional 
provisional (ION) de conexión en vigor.»
Dos.  Se añade un nuevo punto 10 al final del artículo 6, con la siguiente redacción: o
«10.  Los consumidores incluidos en el ámbito de aplicación del Reglamento  65ww
(nUoEtif)i c2a0c1ió6n/1 3o8p8e rdaec io1n7a dl ed eafginoistitvoa d pea 2ra0 1r6e,s dpeubeesrtaán d aec dreedmitaanr dqau e( NdOispDoRnDe)n  vdige eunntea 
ppaurbali qpurees etal ro eple sraedrvoicr iod edl es iisntteemrruam epnib siluid apdá gdien ac ownefobr.m Eidl aodp ecroand oerl  mdeold seilsot eqmuea   BOE-A-cable e
publicará en su página web el procedimiento y el contenido necesario que deberá
incorporar el documento de unidad de respuesta de demanda para obtener la 
NODRD para prestar el servicio de interrumpibilidad.»
Disposición final segunda.  Título competencial.
Esta orden se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la 
Constitución Española, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar 
las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, y las bases 
del régimen minero y energético, respectivamente.
Disposición final tercera.  Entrada en vigor.
La presente orden entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín 
Oficial del Estado».
Madrid, 16 de julio de 2020.–La Vicepresidenta Cuarta del Gobierno y Ministra para la 
Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera Rodríguez.
ANEXO I
Requisitos para la conexión a la red de instalaciones de generación de electricidad
Además de los requisitos cerrados establecidos en el Reglamento (UE) 2016/631, 
de 14 de abril de 2016, que corresponda aplicar en cada caso en función de la tecnología 
y el tipo de instalación según su significatividad, los módulos de generación de electricidad 
incluidos en el ámbito de aplicación de esta orden deberán adoptar las medidas de diseño 
y/o control necesarias para cumplir con los requisitos técnicos, que se recogen en este 
anexo. Todos estos requisitos deben cumplirse en el punto de conexión del módulo de 
generación de electricidad con la red del gestor de red pertinente.
Los requisitos técnicos relacionados con los valores de las variables del sistema 
eléctrico no deben entenderse como valores de ajuste de las protecciones de las 
instalaciones, sino como las capacidades técnicas mínimas exigidas, tanto en régimen 
permanente como en régimen perturbado. En el caso de instalaciones que dispongan de 
capacidad técnica para soportar valores de las variables del sistema eléctrico más 
extremos y duraderos que los mínimos requeridos en este anexo, los ajustes de 
protecciones deberán estar basados en las características de la instalación evitando 
ajustes en dichos valores mínimos.
Si un módulo de generación de electricidad conectado a la red de distribución se 
encontrase equipado con las protecciones necesarias para la detección de funcionamiento 
en isla sobre la red receptora, dichas protecciones deberán coordinarse con lo establecido 
en este anexo, para huecos de tensión, sobretensiones, variaciones de la frecuencia y 
derivada de la frecuencia, de modo que se garantice que no se producirá la desconexión 
del módulo de generación de electricidad dentro de los rangos de funcionamiento definidos 
en este anexo.
El gestor de red pertinente, en coordinación con el operador del sistema, comunicará 
previamente y podrá requerir antes o después de la puesta en servicio de un módulo de 
generación de electricidad, la modificación, en función de la evolución de las necesidades 
del sistema eléctrico, de los valores de funcionamiento de los parámetros de los diferentes 
sistemas de control que se describen en este anexo, dentro de sus correspondientes 
rangos establecidos. e.
Para ello, el propietario de un módulo de generación de electricidad tipo C y D  w.
dispondrá de dos meses, posteriores al requerimiento o a la puesta en servicio, lo que se  65ww
pdreo dmuózdcual omsá ds eta grdeen,e praacraió inm dpela netlaerc tlarisc imdaodd idficeal ctiipoone As  ye nB d, icehl opsla pzaor ásmereát rossu.p Eernio er,l  cya sseo 
dcoentesrimdeinraanrád oe ne l fuvonlcuiómne nd ed ela sg ecnirecruancsiótann acfiaesc taqduoe.  dEente tromdionse nlo sla  cnaescoess, ideal dp rdoepile rteaarijou sdtee,l   BOE-A-cable e
módulo  de  generación  de  electricidad  o  su  representante  deberán  notificar  la
implementación de dichos cambios al gestor de red pertinente y al operador del sistema, 
antes del plazo estipulado.
1.  Requisitos de frecuencia
1.1  Rangos de frecuencia. Los módulos de generación de electricidad del tipo A, B, 
C o D deberán ser capaces de permanecer conectados a la red y funcionar dentro de los 
rangos de frecuencia y periodos de tiempo especificados en la tabla 1.
Tabla 1.  Periodos de tiempo mínimos durante los que un módulo de generación de 
electricidad debe ser capaz de funcionar a diferentes valores de frecuencia, desviándose 
del valor nominal, sin desconectarse de la red
Zona Rango de frecuencias Periodo de tiempo de funcionamiento
47,5 Hz-48,5 Hz 30 minutos
48,5 Hz-49,0 Hz Ilimitado
España peninsular
49,0 Hz-51,0 Hz Ilimitado
51,0 Hz-51,5Hz 30 minutos
En relación con las variaciones combinadas de frecuencia y tensión, los rangos de 
frecuencia indicados en la tabla 1 se modifican en función de la tensión, de acuerdo con 
las Figuras 1 y 2, las cuales indican, dentro de cada rango combinado frecuencia-tensión, 
el tiempo mínimo que un módulo de generación de electricidad debe permanecer 
conectado a la red.
Figura 1.  Periodos de tiempo mínimos durante los que un módulo de generación de electricid ad debe ser
ceal pcaaszo  d dee f uqnuceio lan ater nssinió dne nsocomnineactl adresle p duen tloa  dreed c, opnaerax iódnife sreean tiegsu avla olo mreasy coorm ab 3in0a0d koVs  ed eig fureacl uoe mnceinao yr  tae n4s0i0ó nk,V e.n
 
 BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62413
 
 
Figura 2.  Periodos de tiempo mínimos durante los que un módulo de generación de electricidad debe ser 
capaz d e funcionar sin desconectarse de la red a diferentes valores combinados de frecuencia y tensión, en el 
caso de que la tensión nominal del punto de conexión sea igual o mayor a 110 kV y menor a 300 kV.
 
1.2   Capacidad de soportar derivadas temporales de la frecuencia. Los módulos de 
generación de electricidad del tipo A, B, C y D serán capaces de permanecer conectados 
 
a la red y de funcionar con derivadas de frecuencia de hasta 2 Hz/s, medidas en una 
ventan a temporal móvil de 500 ms.
En el caso de que el gestor de red pertinente desee establecer esquemas anti isla 
 
basados en derivada de frecuencia, será necesaria la coordinación con el operador del 
sistema de manera que los ajustes de dicha protección no interfieran con las derivadas de 
frecuencia que se puedan llegar a dar en el sistema.
Así, en el caso de existir derivadas de frecuencia superiores a 2 Hz/s, que indican que 
la incidencia es local, se permitirá que el gestor de red pertinente pueda reducir el margen 
de actuación de las protecciones para evitar la formación de islas.
En casos justificados, y previa conformidad por parte del operador del sistema, el 
gestor de red pertinente podrá reducir el valor  de 2 Hz/s.
1.3   Modo regulación potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia. En relación con 
el modo regulación potencia-frecuencia limitado a sobrefrecuencia (MRPFL-O), los 
módulos de generación de electricidad del tipo A, B, C o D deberán ser capaces de activar  s
el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia de acuerdo con la figura 1 del  e.
artículo 13.2.a) del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, mientras que la  w.
potencia activa del mismo se encuentre por encima de su nivel mínimo de regulación. 65ww
MRPSFaLlv-oO c soemráunn ilcoasc sióignu eiesnpteecsí:fica del operador del sistema, los parámetros ajustables del
– Umbral de activación Δf  igual a 0,2 (50,2 – 50) Hz.
– Estatismo s2 igual al 5 %1.
En caso de que el módulo de generación de electricidad sea de tipo C o D, la 
característica estática 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 
característica estática de la respuesta del modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF), 
al que se refiere el apartado 1.8 de este anexo.
Para el modo MRPFL-O la velocidad de respuesta requerida en potencia activa 
dependerá de las características y capacidades técnicas de las diferentes tecnologías del 
módulo de generación de electricidad.
La respuesta se caracterizará mediante las variables siguientes:
– Δf: desvío de la frecuencia f respecto de 50 Hz (Δf = f – 50).
– ΔP: desvío de la potencia P respecto de la potencia previa a la perturbación 
P  (ΔP = P – P ).
0 0
Por su parte, la velocidad de respuesta se caracterizará mediante los tiempos 
siguientes (ver figura 3):
– Tiempo de retraso inicial (t ): es el tiempo de activación de la respuesta, que será el 
a
menor posible, teniendo en cuenta que:
• Si es superior a 2 s, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento (UE) 2016/631, 
de 14 de abril de 2016, deberá aportar al operador del sistema pruebas técnicas que lo 
justifiquen.
• En el caso de módulos de parque eléctrico de tipo C o D será menor o igual al tiempo 
de activación de la respuesta en potencia establecido para el modo MRPF.
– Tiempo de respuesta (t): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada ΔP 
r
ante un desvío de frecuencia Δf.
– Tiempo de establecimiento (t ): tiempo para que la respuesta permanezca dentro de 
una banda de error menor al ±5 % de la respuesta esperada ΔP ante un desvío de 
 
frecuencia Δf.
 
 
 
Figura 3.  Ejemplo de respuesta en potencia que ilustra los tiempos t, t, y t.
a r e
   
En el caso de reducciones de potencia activa durante la subida de frecuencia estando 
activado el MRPFL-O: es
– El tiempo de respuesta (t) deberá ser: w.
r 65ww
varia• cPióanra d me ópdoutleonsc diae  agcetniveara dcieó nh assíntacr oenl o4s5:  %m edneo rl ao  pigoutealn aci a8  mseágxuimndao. sN (os)  opbasrtaa nutnea, 
dy elipmeintadcieionndeos d tee clanso llóimgiictaacsi ojunsetsif ifcísaidcaass  d(melo atoprreosv eac hgaams ioe ntutorb (ihniadsro deelé gctarsic,a e, nbtorem obteroo,s )e,t cs.e) 
podrán acordar tiempos de respuesta mayores con el operador del sistema.
 
 
• Para módulos de parque eléctrico: menor o igual a 2 s para una variación de potencia 
activa de hasta el 50 % de la potencia máxima.
– El tiempo de establecimiento (t ) deberá ser:
• Para módulos de generación síncrona: menor o igual a 30 s.
• Para módulos de parque eléctrico: menor o igual a 20 s.
En el caso de aumentos de potencia activa durante la bajada de frecuencia estando 
activado el MRPFL-O:
– El tiempo de respuesta (t) deberá ser:
r
• Para módulos de generación síncronos: menor o igual a 5 minutos para una variación 
de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia máxima. Este comportamiento lento no 
será aceptable en el caso de que el sentido de la variación de frecuencia hubiera revertido 
pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperarán tiempos de repuesta similares al caso 
de reducción de potencia activa.
• Para módulos de parque eléctrico no eólicos: menor o igual a 10 s para una variación 
de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia máxima.
• Para módulos de parque eléctrico eólicos: menor o igual a 5 s para una variación de 
potencia activa de hasta el 20 % de la potencia máxima si la potencia está por encima 
del 50 % de la potencia máxima. Para potencias por debajo del 50 % de la potencia 
máxima, el tiempo de respuesta deberá ser tan bajo como técnicamente sea posible, si 
bien se deberá justificar al operador del sistema si supera los 5 s.
– El tiempo de establecimiento (t ) deberá ser:
•  Para  módulos  de  generación  síncrona:  menor  o  igual  a  6  minutos.  Este 
comportamiento lento no será aceptable en el caso de que el sentido de la variación de 
frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperarán tiempos 
de repuesta similares al caso de reducción de potencia activa.
• Para módulos de parque eléctrico: menor o igual a 30 s.
Para cambios de potencia activa a subir o bajar superiores a los valores establecidos 
anteriormente, el tiempo de respuesta y de establecimiento serán tan bajos como 
técnicamente sea posible.
1.4  Reducción de la capacidad máxima con la caída de la frecuencia. Los módulos 
de generación de electricidad síncronos del tipo A, B, C o D, cuya tecnología utilice turbinas 
de gas o motores de gas, podrán reducir su capacidad máxima siempre que no se supere 
 
la pendiente de la característica especificada en la figura 4, evitándose, en consecuencia, 
 
la zona rayada de la misma.
Al respecto de las condiciones ambientales de referencia y a los efectos de la 
 
supervisión de conformidad de este requisito, se considerará una temperatura de 25 ºC.
geneFraigcuiór na  d4e.  elCecatrraiccidteardís stiícnac rdoen or eednu fcu cnicóinó nm dáex liam fare acdumenisciibal e(H dze). la capacidad máxim a (%) del módulo de  cve: BOE-A-Verificable e
 
 
1.5  Conexión automática a la red. En los casos en los que un módulo de generación 
de electricidad del tipo A, B o C tenga capacidad de conexión automática deberá tener las 
capacidades técnicas que le permitan establecer:
– Un intervalo de frecuencia de permisibilidad de conexión dentro del rango de 
frecuencias establecido en el apartado 1.1.
– Una rampa limitante de subida de potencia.
La conexión automática no debe confundirse con la «reconexión automática» tras una 
perturbación.
1.6  Capacidad y rango de control de la potencia activa. La velocidad de respuesta de 
un módulo de generación de electricidad de tipo B, C o D para alcanzar una nueva 
consigna de potencia activa establecida por el operador del sistema será la correspondiente 
al tiempo mínimo necesario que le permita su tecnología y la disponibilidad del recurso 
primario.
No obstante, en el caso de módulos de generación de electricidad síncronos de tipo C 
y D conectados a la red de distribución, el tiempo para ajustar una consigna de potencia 
activa no superará en ningún caso los 15 minutos.
Por su parte, los módulos de generación de electricidad de tipo B deberán ser capaces 
de detener la salida de potencia activa en un plazo de 5 segundos, desde la recepción de 
la instrucción, o de reducir la salida de potencia activa en los tiempos indicados en este 
apartado para el control de potencia.
En el caso de módulos de parque eléctrico, el tiempo máximo para alcanzar la nueva 
consigna de potencia activa será de 3 minutos.
No obstante, los módulos de parque eléctrico de tipo C o D deberán ser capaces de 
detener la salida de potencia activa en un tiempo máximo de 1 minuto, en el caso de la 
tecnología fotovoltaica, y de 2 minutos, en el caso de la tecnología eólica.
Los requisitos de los módulos de generación de electricidad de tipo A, B, C o D para 
poder llevar a cabo la detención o reducción de la potencia o ajuste de la consigna de 
potencia activa se regirán por la normativa que regule la aplicación nacional de la directriz 
sobre la gestión de la red de transporte de electricidad y, en su caso, por el procedimiento 
de operación que regula el intercambio de información con el operador del sistema.
Asimismo, se establece una tolerancia en potencia del ±5 % para dar por cumplimentada 
la modificación en el tiempo requerido.
1.7  Modo regulación potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia. En relación con el 
modo regulación potencia-frecuencia limitado a subfrecuencia (MRPFL-U), los módulos de 
generación de electricidad del tipo C o D deberán ser capaces de activar el suministro de 
reservas de regulación potencia-frecuencia, de acuerdo con la figura 4 del Reglamento 
(UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.
Salvo comunicación específica del operador del sistema, los parámetros ajustables del 
MRPFL-U serán los siguientes:
a)  Umbral de activación Δf  igual a –0.2 Hz (49,8-50) Hz.
1
b)  Estatismo s  igual al 5 %.
2
La característica estática 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  e
característica estática de la respuesta del modo MRPF, al que se refiere el apartado 1.8 de  bo
este anexo. 65ww
La respuesta se caracteriza mediante las variables siguientes:
ab))   ΔΔfP: :d edsevsívoí od ed lea  lfare pcouteenncciaia f  Pre srepsepcteoc dtoe  d5e0  lHaz p (oΔtfe =n cf i–a 5 p0r)e.via a la perturbación 
P0 (ΔP = P – P0).
Para el MRPFL-U, la velocidad de respuesta requerida en potencia activa dependerá 
de las características y capacidades técnicas de las diferentes tecnologías del módulo de 
generación de electricidad.
Por su parte, la velocidad de respuesta se caracterizará mediante los tiempos 
siguientes (ver figura 3):
a)  Tiempo de retraso inicial (t ): es el tiempo de activación de la respuesta, que será 
a
el menor posible teniendo en cuenta que:
– Si es superior a 2 segundos, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento 
(UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, se deberá aportar al operador del sistema pruebas 
técnicas que lo justifiquen.
– En el caso de módulos de parque eléctrico será menor o igual al tiempo de activación 
de la respuesta en potencia establecido para el modo MRPF, ya que éste define la 
capacidad técnica al respecto de la activación de la respuesta en potencia de la que 
dispone el módulo de parque eléctrico.
b)  Tiempo de respuesta (t): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada ΔP 
r
ante un desvío de frecuencia Δf.
c)  Tiempo de establecimiento (t ): tiempo para que la respuesta permanezca dentro 
de una banda de error menor al ±5 % de la respuesta esperada ΔP ante un desvío de 
frecuencia Δf.
En el caso de aumentos de potencia activa durante la bajada de frecuencia estando 
activado el MRPFL-U:
a)  El tiempo de respuesta (t) deberá ser:
r
i)  Para módulos de generación síncronos: menor o igual a 5 minutos para una 
variación de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia máxima. Este comportamiento 
lento no será aceptable en el caso de que el sentido de la variación de frecuencia hubiera 
revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperarán tiempos de repuesta similares 
al caso de reducción de potencia activa.
ii)  Para módulos de parque eléctrico no eólicos: menor o igual a 10 s para una 
variación de potencia activa de hasta el 50 % de la potencia máxima.
iii)  Para módulos de parque eléctrico eólicos: menor o igual a 5 s para una variación 
de potencia activa de hasta el 20 % de la potencia máxima, si la potencia está por encima 
del 50 % de la potencia máxima. Para potencias por debajo del 50 % de la potencia 
máxima, el tiempo de respuesta deberá ser tan bajo como técnicamente sea posible. No 
obstante, se deberá justificar al operador del sistema si supera los 5 s.
b)  El tiempo de establecimiento (t ) deberá ser:
i)  Para módulos de generación síncrona: menor o igual a 6 minutos. Este 
comportamiento lento no será aceptable en el caso de que el sentido de la variación de 
frecuencia hubiera revertido pocos segundos antes, en cuyo caso, se esperarán tiempos 
de repuesta similares al caso de reducción de potencia activa.
ii)  Para módulos de parque eléctrico: menor o igual a 30 s.
En el caso de reducciones de potencia activa durante la subida de frecuencia estando 
activado el MRPFL-U: e.e
a)  El tiempo de respuesta (tr) deberá ser: 65ww
potei)n ciaP aacrtaiv ma óddeu hloass tdae e gl e4n5e %ra dcieó nla s pínocteronncoias :m máexnimoar .o N igou oabl sat a8n ste p,a dreap uennad iveanrdiaoc idóen  ldaes 
ltiemcintaoclóiogniceass f íjsuicsatifsic daedl aasp r(omvoetcohreasm aie ngtaos (, htiudrrboienlaésc tdriec ag,a bso, menbetroe,  oetnrotrse. )o streo sp)o yd lriámni taaccioorndeasr   BOE-A-cable e
tiempos de respuesta mayores con el operador del sistema.
ii)  Para módulos de parque eléctrico: menor o igual a 2 s, para una variación de 
potencia activa de hasta el 50 % de la potencia máxima.
b)  El tiempo de establecimiento (t ) deberá ser:
i)  Para módulos de generación síncrona: menor o igual a 30 s.
ii)  Para módulos de parque eléctrico: menor o igual a 20 s.
Para cambios de potencia activa a subir o bajar superiores a los valores anteriormente 
establecidos, el tiempo de respuesta y de establecimiento serán tan bajos como 
técnicamente sea posible.
1.8  Modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF). En relación con el modo de 
regulación potencia-frecuencia (MRPF), los módulos de generación de electricidad de tipo 
C o D deberán ser capaces de activar el suministro de reservas de regulación 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 características estáticas de las 
respuestas de los modos MRPFL-O y MRPFL-U se acumulan, en su caso, a la 
característica estática de la respuesta de este modo MRPF.
Salvo indicación en contra del operador del sistema, los parámetros ajustables del 
MRPF serán los siguientes:
a)  Intervalo de potencia activa en relación con la capacidad máxima |ΔP |/P  igual 
1 max
al 8 %.
b)  Insensibilidad de respuesta con la variación de frecuencia |Δf | igual al 10 mHz.
1
c)  Banda muerta de respuesta con la variación de frecuencia igual al 0 mHz.
d)  Estatismo s  igual al 5 %.
1
En relación con los tiempos demora y de activación total de la respuesta requerida por 
el MRPF se cumplirá con lo especificado a este respecto en el Reglamento (UE) 2016/631, 
de 14 de abril de 2016, de conformidad con los parámetros siguientes:
a)  Intervalo de potencia activa en relación con la capacidad máxima, |ΔP |/P , 
1 max
(intervalo de respuesta en frecuencia) igual al 8 %.
b)  Demora inicial máxima admisible, t  será igual a:
1,
i)  2 s, en el caso de los módulos de generación de electricidad con inercia o 
emulación de inercia.
ii)  500 ms, en el caso de los módulos de generación de electricidad sin inercia ni 
emulación de inercia.
c)  Selección máxima admisible del tiempo de activación total, t , será de 30 s, salvo 
2
que el operador del sistema permita tiempos de activación más largos por motivos de 
estabilidad del sistema.
El módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar completamente 
el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia durante al menos 15 minutos, 
si la fuente primaria de energía lo permite.
 
De acuerdo a los parámetros antes establecidos (parámetros por defecto), la 
 
acumulación de las características estáticas de las respuestas de los modos MRPFL-O, 
MRPFL-U y MRPF se traduce en una característica estática potencia-frecuencia continua 
 
como la representada en la figura 5:
 
Figura 5.  Característica estática potencia-frecuencia continúa resultado de acumular las características 
estática s de los modos MRPFL-O, MR PFL-U y MRPF.
Adicionalmente a lo especificado en cuanto a la monitorización en tiempo real del 
MRPF en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, el módulo de generación 
de electricidad estará capacitado para recibir en tiempo real del operador del sistema e 
implementar consignas de potencia en reserva a subir y a bajar mínimas garantizadas, que 
podrían ser diferentes. En el caso de módulos de parque eléctrico, las consignas de banda 
a subir y bajar se respetarán en la cuantía que permita la diferencia entre el recurso 
primario disponible y el nivel mínimo de regulación.
La solicitud por parte del operador del sistema de reserva de potencia a subir a los 
módulos de parques eléctrico se realizará conforme a lo establecido en los procedimientos 
de operación correspondientes y, en todo caso, bajo la premisa de reducir las necesidades 
de vertidos del conjunto del sistema y evitar sobrecostes innecesarios a los módulos de 
parque eléctrico y/o al sistema.
1.9  Emulación de inercia. En el supuesto de que un módulo de parque eléctrico de 
tipo C o D pueda aportar emulación de inercia voluntariamente, esta consistirá en un 
control continuo que deberá producir incrementos o decrementos de potencia activa 
proporcionales a la derivada temporal de frecuencia en el punto de conexión a la red. El 
sistema de control deberá cumplir con los siguientes requisitos:
a)  Responderá de acuerdo a una ganancia derivativa, K , ajustable, al menos, entre 0 
d
(control fuera de servicio) y 15 segundos (valores por unidad en base máquina).
b)  En todo momento estará capacitado para aumentar o disminuir la potencia activa 
inyectada a la red en un valor ΔP desde el valor previo a la perturbación (potencia activa 
de refe rencia Po). El valor ΔPmax mpaxo drá ser aj ustable entre 0 (control fuera de servicio) y  oe.es
el 10 % de la capacidad máxima del módulo. w.b
c)  La velocidad de respuesta será tal que, en 150 ms, la instalación pueda aumentar  65ww
om óddisumloin.uir la potencia activa en, al menos, un valor del 10 % de la capacidad máxima del
máxdim) a Ddeebl meróád suelor  cdaupraanz tdee 8 s suemgiunnisdtorasr. una energía equivalente al 10 % de la capacidad
e)  La banda de insensibilidad de la medida de la frecuencia no será superior a ±10 mHz.
f)  Será capaz de inhibirse dentro de una banda muerta voluntaria en frecuencia 
entre 0 y ±500 mHz.
g)  Será capaz de ajustar una banda muerta voluntaria en la derivada de la frecuencia 
entre 0 y ±0,5 Hz/s.
h)  No contribuirá negativamente al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia 
del sistema eléctrico.
El propietario de un módulo de parque eléctrico, podrá proponer un control de 
emulación de inercia distinto al especificado en este apartado que, en todo caso, deberá 
ser aprobado por el operador del sistema.
2.  Requisitos de tensión
2.1  Requisitos de tensión de los módulos de generación de electricidad.
2.1.1  Rangos de tensión para módulos de generación de electricidad tipo D. En 
relación con los rangos de tensión, un módulo de generación de electricidad de tipo D 
deberá ser capaz de permanecer conectado a la red y de funcionar dentro de los rangos 
de tensión, en el punto de conexión, expresados en valores unitarios respecto a la base y 
durante los periodos de tiempo especificados en la tabla 2 y tabla 3.
Tabla 2. Periodos de tiempo mínimos durante los cuales el módulo de generación de 
electricidad tipo D debe ser capaz de funcionar para tensiones que se desvíen del valor de 
referencia 1 pu en el punto de conexión sin desconectarse de la red en la que la base de 
tensión para los valores pu se encuentre entre 110 kV (inclusive) y 300 kV
Periodo de tiempo de 
Rango de tensión
funcionamiento
0,85 pu-0,90 pu 60 minutos
0,90 pu-1,118 pu Ilimitado
1,118 pu-1,15 pu 60 minutos
Tabla 3.  Periodos de tiempo mínimos durante los cuales el módulo de generación de 
electricidad tipo D debe ser capaz de funcionar, para tensiones que se desvíen del valor de 
referencia 1 pu en el punto de conexión, sin desconectarse de la red en la que la base de 
tensión para los valores pu se encuentre entre 300 kV y 400 kV (ambos extremos incluidos)
Periodo de tiempo de 
Rango de tensión
funcionamiento
0,85 pu-0,90 pu 60 minutos
0,90 pu-1,0875 pu Ilimitado
1,0875 pu-1,10 pu 60 minutos
En los casos de sobretensión y subfrecuencia simultáneas o subtensión y sobrefrecuencia  s
simultáneas, los módulos de generación de electricidad se podrán acoger a lo establecido en  e.
el apartado 1.1 de este anexo, al respecto de las variaciones combinadas de frecuencia y  w.
tensión. 65ww
coneScinta pdeorsju eicnio r deed  ldoe a ndtiesrtrioibr,u ecnió enl  rcaadsioa ld ae  mteóndsuiólons i ndfee rgioenr ear a1c1ió0n k dVe,  lealse cctroicniddiacdio tnipeos  Dy 
aobjussttaenst ep, acroan  leal  dfiens dceo ngeaxraiónnti zdaer  ldai csheogsu rmidóaddu dloes l as ererdá,n e lla gse rsetocro gdied alas  reedn  dlae  tdaisbtlraib 4u.c iNóno   BOE-A-cable e
tendrá potestad para definir tiempos de desconexión diferentes, en coordinación con el
gestor de la red de transporte, en función de las características del punto de conexión o 
atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexión por la evolución 
a futuro de las características de las red, siempre que no supongan un redimensionamiento 
no previsto en el módulo de generación de electricidad.
Tabla 4.  Condiciones y ajustes para desconexión automática de módulos de generación 
de electricidad tipo D conectados en red de distribución radial a tensión inferior a 110 kV
Umbral de tensión Tiempo de desconexión
<0,85 pu 1,5 segundos
1,10-1,15 pu 1 segundo
>1,15 pu 0,2 segundos
2.1.2  Módulos de generación de electricidad B y C conectados en red de distribución 
radial. En el caso de módulos de generación de electricidad de tipo B o C conectados en 
red de distribución radial a tensión inferior a 110 kV, las condiciones y ajustes para la 
desconexión de dichos módulos serán las recogidas en la tabla 5.
Tabla 5.  Condiciones y ajustes para desconexión automática de módulos de generación de 
electricidad tipo B o C conectados en red de distribución radial a tensión inferior a 110 kV
Umbral de tensión Tiempo de desconexión
<0,85 pu 1,5 segundos
1,10-1,15 pu 1 segundo
>1,15 pu 0,2 segundos
No obstante, con el fin de garantizar la seguridad de la red, el gestor de la red de 
distribución tendrá potestad para definir tiempos de desconexión diferentes, en 
coordinación con el operador del sistema, en función de las características del punto de 
conexión o atendiendo a situaciones de red no previstas en el momento de la conexión por 
la evolución a futuro de las características de la red, siempre que no supongan un 
redimensionamiento no previsto en el módulo de generación de electricidad.
2.2  Requisitos de tensión de los módulos de generación de electricidad síncronos.
2.2.1  Capacidad de potencia reactiva.
2.2.1.1  Módulos de generación de electricidad síncronos tipo D. Con carácter 
general, los módulos de generación de electricidad síncronos tipo D deberán compensar 
toda la energía reactiva, ya sea generada o absorbida, desde su instalación hasta el punto 
de conexión. No obstante, con carácter excepcional el titular y el gestor de la red pertinente 
podrán acordar condiciones diferentes.
La capacidad de potencia reactiva de los módulos de generación síncronos tipo D a su  e.e
cdaepbaecráidna dd ismpáoxnimera d (eP mlaax )c,a spearcái dtaald q utéec,n dicean tproa rdae lg reannegroa rd ye  atebnssoiórbne 0r ,p9o5t ≤e nVc ≤ia 1 ,r0e5a cptuiv eas (tQos)   65www.b
dabesnotrroc iódne  duen  praontegnoc ima írneimacoti voab ldigeanttorori od, ed elo sta llí mmitaense mraa qrcuaed omso cdoifnic alírnáena  scuo nptrionduuac ecnió ne/l
diagrama U-Q/Pmax de la figura 6.
cve: VerifiBOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
 
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62422
 
 
Figu ra 6. Diagrama U-Q/P  de un  módulo de generación de electricidad síncrono tipo D en situación P=P .
max max
La aportación de la potencia reactiva estará disponible tanto en régimen permanente 
como en régimen perturbado, y se llevará a cabo mediante un control de tensión a 
consigna de tensión en el punto de conexión, de tal forma que el punto de operación del 
módulo de generación de electricidad síncrono esté gobernado por un sistema de 
regulación automática de tensión «AVR» (Automatic Voltage Regulator).
Adicionalmente, los módulos de generación de electricidad síncronos deberán aportar 
potencia reactiva en todo el rango de tensión en el que se requiere que dichos módulos 
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 
tensión será la que aparece representada en las extensiones de trazos discontinuos del 
diagrama U-Q/P  de la figura 6. Esta capacidad adicional se podrá dar en tiempos de 
max
respuesta de hasta 1 minuto.
En el caso de que el módulo de generación de electricidad síncrono disponga de un 
cambiador de tomas en carga para proporcionar la aportación de esta potencia reactiva, 
se aceptará que las extensiones del diagrama U-Q/P  representadas en la figura 6 con 
max
líneas a trazos se refieran a la capacidad de potencia reactiva con el cambiador de tomas 
en la toma habitual. Por tanto, se considerarán aceptables los movimientos de dicho 
diagrama U-Q/P  derivados de la variación de las tomas en carga, sin perjuicio de que el 
max
módulo de generación de electricidad síncrono deberá adecuar la toma del transformador 
mientras la tensión del punto de conexión se encuentre fuera del rango 0,95 ≤ V ≤ 1,05 pu 
para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexión. Esta capacidad 
derivada del uso del cambiador de tomas en carga se podrá dar en tiempos de respuesta 
de hasta 1 minuto.  
En  relación con la capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad máxima, 
se estará a lo dispuesto en el artículo 18 del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril 
de 2016.
2.2.1.2  Módulos de generación de electricidad síncronos tipo B o C. A los módulos de 
generación de electricidad síncronos de tipo B o C les serán de aplicación los mismos  s
requisitos recogidos en el apartado 2.2.1.1 para los módulos de generación síncronos de  e.
tipo D, excepto en el caso de que la capacidad máxima sea inferior a 15 megavatios (MW),  w.
en cuyo caso, podrán disponer únicamente de la capacidad técnica para generar y  65ww
adibasgorarbmear  Upo-Qte/Pncia  dree alac tfiivgau rad e7n.tro de los límites marcados con línea continua en el
max
cve: VerifiBOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO  
 
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62423
 
 
Figura 7.  Diagrama U-Q/P  de un módulo de generación de electricidad síncrono Tipo B o C cuando P <15MW.
max   max
2.2.2  Función estabilizadora de potencia (PSS). Los módulos de generación de 
   
electricidad síncronos de tipo D deberán incorporar un estabilizador de sistemas de potencia 
(Power System Stabilizer - PSS) si su capacidad máxima es superior a 50 MW, el cual 
deberá estar ajustado para amortiguar oscilaciones inter-áreas, al menos, a partir de 0,1 Hz.
2.3  Requisitos de tensión de los módulos de parque eléctrico.
2.3.1  Control de inyección rápida de corriente. Los módulos de parque eléctrico de 
tipo B, C o D deberán ser capaces de gestionar la inyección rápida de corriente mediante 
un sistema de control continuo durante el régimen perturbado. A los efectos de este 
sistema de control, se tomarán en consideración las siguientes variables:
a)  Error de la tensión de secuencia directa en el punto de conexión (ΔU): diferencia entre 
1
el valor eficaz de la tensión de secuencia directa previa a la perturbación U  (pu) y el valor 
1i
eficaz de la tensión de secuencia directa en cada momento U (pu), es decir, ΔU = U  – U.
1 1 1i 1
b)  Error de la tensión de secuencia inversa en el punto de conexión (ΔU): error de la 
2
tensión de secuencia inversa en el punto de conexión, correspondiente a la diferencia entre 
el valor eficaz de la tensión de secuencia inversa previa a la perturbación U  (pu) y el valor 
2i
eficaz de la tensión de secuencia inversa en cada momento U  (pu), es decir, ΔU  = U  – U.
2 2 2i 2
c)  Cambio abrupto: desvío del valor eficaz (medido en una ventana móvil de un ciclo) 
de la tensión en el punto de conexión de, al menos, el 5 % del promedio en los 50 ciclos 
previos a la perturbación en alguna de las fases.
d)  V : para módulos de parque eléctrico conectados a tensiones iguales o superiores 
min
a 110 kV, es la menor tensión admisible considerada en los rangos de tensión y tiempos 
mínimos 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 distribución, en coordinación con el operador del sistema.
e)  V : para módulos de parque eléctrico conectados a tensiones iguales o superiores 
max
a 110 kV, es la mayor tensión admisible considerada en los rangos de tensión y tiempos 
mínimos 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  s
el gestor de la red de distribución, en coordinación con el operador del sistema. e.
Los módulos de parque eléctrico deberán ser capaces de activar la inyección/absorción  65ww
rréágpiimdae nd ep ecroturrrbieandteo  qguees tciounmápnldiroál ac omn elodsia snigteu iuenn tessis treemquais diteo sc:ontrol continuo durante el
a)  Podrá deshabilitarse a petición del gestor de la red pertinente en coordinación con
el operador del sistema.
 
 
b)  Dispondrá de una capacidad de inyección de corriente aparente por fase que, 
como mínimo, será igual a la corriente nominal.
c)  Se activará cuando se produzca una perturbación de tensión que cumpla 
cualquiera de las condiciones siguientes:
i)  La tensión eficaz en el punto de conexión U (pu) salga del rango V  ≤ U ≤ V  pu 
mín max
en alguna de las fases.
ii)  El cambio abrupto de tensión en el punto de conexión sea superior a 0,1 pu. Este 
valor deberá ser parametrizable entre 0,05 y 0,15 pu, a petición del gestor de la red 
pertinente en coordinación con el operador del sistema.
d)  Permanecerá activo hasta que se cumplan simultáneamente las condiciones 
siguientes, si bien, no se exigirá la actividad más de 30 segundos si la capacidad térmica 
de la máquina no lo permite:
i)  La tensión eficaz en el punto de conexión U vuelve al rango V  ≤ U ≤ V  pu en 
min max
todas las fases.
ii)  Han transcurrido 5 segundos desde el inicio de la perturbación. Este tiempo podrá 
ajustarse a valores inferiores, a petición del gestor de la red pertinente en coordinación con 
el operador del sistema.
 
e)  Reiniciará la cuenta anterior de 5 segundos si, mientras está activo, se vuelven a 
 
cumplir alguna de las condiciones de activación a las que se refiere el apartado c), siempre 
y cuando la capacidad térmica de la máquina lo permita.
f)   Tras la desactivación de la inyección/absorción rápida de corriente, el módulo de 
parque eléctrico retornará al régimen de funcionamiento previo a la perturbación. Si 
 
posteriormente, volvieran a darse las condiciones a las que se refiere el apartado c), el 
módul o volverá a activarse.
  s
Fig ura 8.a)  Inyección/absorción  de corriente reactiva (secuencia directa) adicional requerida «∆I1» en  boe.
función del error de la tensión de secuencia directa ∆U; b)  Limitación de la inyección/absorción de corriente  w.
reerarocrt idvae  «laI 1t»e ntostiaóln y ;d ce)  seIcnuyeenccciiaó nin/avbesrsoarc ∆ióUn2 .de corriente1 de secuencia inversa adicional requerida en función del  2020-8965n https://ww
de sEencu ceanscoia d dei rfeaclttaas, ,c eula mndóod uselo t rdaet ep daerq uunea e flaélctatr iecqou diliebbraedráa ,i nyy leacst acor/raribesnoterbse dre la s eccourreiennctiea 
 
 
directa e inversa, cuando sea desequilibrada, de acuerdo con lo que se indica a 
continuación:
a)  Para la corriente de secuencia directa, el módulo de parque eléctrico deberá 
inyectar/absorber en función del error de tensión de secuencia directa ΔU , mediante un 
1
control proporcional continuo, una corriente reactiva, ΔI  (pu), de acuerdo a la figura 8.a) 
1
de forma incremental a la corriente reactiva previa a la perturbación, I (pu).
1i 
Adicionalmente, cumplirá con lo siguiente:
i)  La componente de corriente reactiva total, I , resultante del cumplimiento 
1
acumulado de este control, ΔI , más la componente de corriente reactiva previa a la 
1
perturbación, I , deberá respetar las saturaciones indicadas en la figura 8 b) definidas 
1i
mediante las líneas horizontales I limU y I limL. Las líneas de saturación horizontales 
1_ 1_
cumplirán con lo siguiente:
– I _limU deberá poder parametrizarse desde 0 hasta 1 pu.
1
– I _limL deberá poder parametrizarse desde -1 pu hasta 0.
1
– Se establecerán con los valores por defecto I _limU = 0.9 pu y I limL = -0.9 pu.
1 1_
ii)  Adicionalmente a la componente de corriente reactiva total I , resultado del 
1
cumplimiento acumulado del requisito de inyección de corriente reactiva ΔI  más la 
1
componente de corriente reactiva previa a la perturbación I , el módulo de parque eléctrico 
1i
deberá inyectar componente de corriente activa hasta alcanzar la corriente nominal del 
módulo de parque eléctrico siempre que el recurso primario lo permita. Para la componente 
activa de la corriente, la velocidad de respuesta deberá ser la más rápida técnicamente 
factible, siendo deseable la misma velocidad de respuesta que la exigida para la 
componente reactiva.
iii)  Si el gestor de la red pertinente, en coordinación con el operador del sistema, no 
hubiese establecido una limitación para las líneas de saturación I _limU ó I _limL con 
1 1
valores absolutos inferiores al valor por defecto de 0,9 pu y el módulo de parque eléctrico 
dispusiera de capacidad de corriente por encima de la nominal, el módulo de parque 
eléctrico podría cumplimentar lo requerido por exceso inyectando (o absorbiendo, en su 
caso) más componente de corriente reactiva de la requerida, respetando la componente 
de corriente activa requerida.
b)  Para la corriente de secuencia inversa, el módulo de parque eléctrico deberá 
inyectar/absorber en función del error de tensión de secuencia inversa ΔU , mediante un 
2
control proporcional continuo, una corriente de secuencia inversa, ΔI  (pu), de acuerdo a la 
2
figura 8 c) de forma incremental a la corriente de secuencia inversa previa a la perturbación, 
I  (pu) en dicha figura 8 c). En el caso de los módulos de parque eléctrico eólicos con 
2i
tecnología de generación doblemente alimentada, la respuesta de corriente secuencia 
inversa será la natural de la tecnología (en magnitud y constantes de tiempo propias de los 
impulsos iniciales de corriente reactiva), sin que esto exima a dichos módulos de contribuir 
con la componente de secuencia directa especificada en el apartado a) durante la falta 
desequilibrada.
El signo de la inyección del ΔI  (pu) será el correspondiente al equivalente del 
2
comportamiento natural de un generador síncrono ante el mismo error de tensión de 
secuencia inversa ΔU .
2
Si el gestor de la red pertinente, en coordinación con el operador del sistema, hubiese  e.
establecido una limitación para las líneas de saturación I limU ó I limL con valores  w.
absolutos inferiores al valor por defecto de 0,9 pu, entonces, e1_n el caso1 _de perturbaciones  65ww
ddeesbeidqau iali blarasd caosm epsotanse nlimteista dceio sneecsu seen ceinat ednirdeecrtaá ne  qinuvee arspalic, aenn  ac alas oc ocrornietrnateri op,o nr of aaspel ictoatraál 
ldimobitlaecmióenn. tEe na eliml ceanstoa ddae,  lsoes  menótdeunldoesr ád eq puaer qlau eli meliétactcriiócon  csoónlo t eacpnlioclao gaía l ad ec ogrernieenrtaec iódne   BOE-A-cable e
secuencia directa.
El valor de los módulos de las ganancias del control de la inyección de corriente rápida 
y debe poder ser ajustable entre 2 y 6 pu, si bien, el valor por defecto de ambos será 
de 3,5 pu, salvo indicación expresa del gestor de la red pertinente en coordinación con el 
operador del sistema.
No se permite la existencia de bandas muertas en el control. En caso de existir, 
deberán ser parametrizadas con un valor de 0 pu.
El módulo de parque eléctrico será capaz de inyectar la corriente requerida, como 
mínimo, en los tiempos que se indican a continuación (ver figura 9), siempre que no exista 
condición de bloqueo de la electrónica de potencia:
a)  El retraso del inicio (t) de la inyección/absorción de corriente deberá ser como 
i
máximo 20 ms.
b)  El tiempo de respuesta (t) desde el inicio de la inyección/absorción de corriente 
r
hasta que alcanza el 90 % de la respuesta requerida correspondiente al escalón en el error 
de la tensión deberá de ser tal que se cumpla que ti + tr ≤ 50 ms.
c)  El tiempo de establecimiento (t ) desde el inicio de la inyección/absorción de 
corriente hasta que la respuesta permanece en la banda +20 % y –10 % en torno a la 
respuesta requerida deberá ser como máximo de 60 ms.
No obstante lo anterior, a petición del gestor de red pertinente, en coordinación c on el 
 
operador del sistema, se podrán solicitar tiempos de respuesta (t) de hasta 300 ms, 
r
ajustables en escalones de 30 ms, y tiempos de establecimiento (t ) de hasta 600 ms 
ajustab les en escalones de 60 ms.
 
   
Figura 9.  Ejemplo ilustrando los tiempos de respuesta.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 20.2.b) del Reglamento (UE) 2016/631, 
de 14 de abril de 2016, el módulo de parque eléctrico puede optar por implementar este 
control midiendo las variaciones de tensión en los terminales de las unidades de 
generación de electricidad (UGE) constituyentes del módulo de parque eléctrico e 
inyectando rápidamente una corriente en los terminales de estas unidades.
2.3.2  Capacidad de potencia reactiva.
2.3.2.1. Módulos de parque eléctrico tipo D. La capacidad de potencia reactiva se 
requiere en el punto de conexión, en consecuencia, y con carácter general, los módulos de 
parque eléctrico tipo D tendrán que compensar toda la energía reactiva, ya sea generada  s
o absorbida, desde su instalación hasta el punto de conexión. No obstante, con carácter  oe.
excepcional el titular y el gestor de red pertinente podrán acordar condiciones diferentes. w.
Se distinguen dos situaciones en relación con la capacidad de potencia reactiva de un  65ww
módulo de parque eléctrico tipo D:
potean) ciaC arepaacctidivaad  ddeel  pmoótednucloia  dreea cptaivraq uae  seul éccatpriaccoid saedr ám átaxli mqau e(P, mdaex)n. tLroa  dcaepl aracindgaod  ddee 
tensión 0,95 ≤ V ≤ 1,05 pu, deberán disponer de capacidad técnica para generar y absorber 
 
 
 
 
potencia reactiva (Q) dentro de un rango mínimo obligatorio de tal manera que modificarán 
su producción/absorción de potencia reactiva dentro de los límites marcados con línea 
continua  en el diagrama U-Q/P de la figura 10.
max 
 
   
Figura 10. Diagrama U-Q/P  de un módulo de parque eléctrico tipo D.
max
Durante  el  funcionamiento  en  régimen  permanente  y  fuera  del  rango  de 
tensiones 0,95 ≤ V ≤ 1,05 pu, los módulos de parque eléctrico tipo D inyectarán/absorberán 
potencia reactiva según la respuesta del control de tensión (ver apartado 2.3.3), con las 
limitaciones que, por encontrarse fuera de dicho rango de tensiones, imponga la producción 
de potencia activa. Es decir, primará la producción de potencia activa sobre la de reactiva. 
A su vez, la potencia activa de referencia (P ) se mantendrá mientras la instalación tenga 
0
capacidad para ello.
Adicionalmente, los módulos de parque eléctrico tipo D deberán suministrar potencia 
reactiva a su capacidad máxima en todo el rango de tensión 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 máxima (P ) dentro de estos rangos de 
max
tensión aparece representada en el diagrama U-Q/P  de la figura 10 con unas 
max
extensiones de línea a trazos, sin que sea necesario cumplimentar la velocidad de 
respuesta indicada en el apartado 2.3.3. Esta capacidad se podrá dar en tiempos de 
respuesta de hasta 1 minuto.
En el caso de que el módulo de parque eléctrico disponga de un cambiador de tomas 
en carga para proporcionar la aportación de esta potencia reactiva, se aceptará que las 
extensiones del diagrama U-Q/P  con líneas a trazos se refieran a la capacidad de 
max
potencia reactiva con el cambiador de tomas en la toma habitual. Se considerarán, por 
tanto, aceptables los movimientos de dicho diagrama U-Q/P  derivados de la variación 
max
de las tomas en carga, sin perjuicio de que el módulo de parque eléctrico deberá adecuar 
la toma del transformador mientras la tensión del punto de conexión se encuentre fuera del 
rango 0,95 ≤ V ≤ 1,05 pu, para proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de 
 
conexión. Esta capacidad derivada del uso del cambiador de tomas en carga se podrá dar 
  es
en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto, sin ser necesario cumplimentar la velocidad  e.
de respuesta indicada en el apartado 2.3.3. w.b
b)  Capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad máxima (P<P ). En  65ww
epeqsusottetaae b ngslceeiticnauied arorcae ineóa nnce ,tln iavle oafrisg g euímanra ó e cd1su1uté,al osnlqsi e utémdieceprn r piecpa auqrmnuqteueo ent o tdeede laéd scfi sultarpnisocc onuio inbndildaeeambsd,ei eereásns ntd o des ele dcmrei rón,c dtaqrupouloa ed c dneeeosl  p  pedaeserqrt éfusinlue  P mfeu-mlieéQnaxcri/satPrt irmdcaaoerx     OE-A-2020-89able en https://
servicio debido a mantenimiento o avería. En caso contrario, el gestor de red pertinente en
 
 
coordinación con el operador del sistema admitirá una menor capacidad de potencia 
reactiva, teniendo en cuenta las unidades disponibles.
 
Figura 11.  Perfil P-Q/P  de un módulo de parque eléctrico tipo D.
  m ax
Para rangos de operación en los que el módulo de parque eléctrico se encuentre 
inyectando potencia reactiva entre 0,2 y 0,3 de la capacidad máxima, de acuerdo con la 
figura 11, se permitirán tiempos de respuesta de hasta 1 minuto, no siendo necesario 
cumplimentar la velocidad de respuesta indicada en el apartado 2.3.3.  
2 .3.2.2  Módulos de parque eléctrico tipo B o C. A los módulos de parque eléctrico de 
tipo B o C les será de aplicación todo lo requerido a los módulos de parque eléctrico de 
tipo  D en el apartado 2.3.2.1, excepto en el caso de que la capacidad máxima sea inferior 
a 15 MW, en cuyo caso, podrán disponer únicamente de la capacidad técnica para generar 
 
y absorber potencia reactiva (Q) dentro de los límites marcados con línea continua en el 
diag rama U-Q/P  de la figura 12.
max
 
F igura 12.  Diagrama U-Q/Pma x de un módulo de parque eléctrico tipo B o C en situación cuando P < 15 MW.
max
2.3.3  Modos de control de potencia reactiva. Salvo indicación en contra del gestor de 
la red pertinente en coordinación con el operador del sistema, el control de tensión de los 
módulos de parque eléctrico de tipo B, C o D se configurará por defecto con los  s
parámetros(1) siguientes: oe.
a)  La pendiente se ajustará en el 2 %. 65ww
menbo)r  oS igeu oapl earla ±r0á, s2i %n b daen dlaa  tmenuseiórtna .n Noom oinbasl.tante, se acepta una banda de insensibilidad
c)  El tiempo t1 será de 1 segundo y t2 de 5 segundos.
1.  Parámetros definidos en el artículo 21.3.d. del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.
 
 
 
 
En el caso de los módulos de parque eléctrico tipo B, los modos de control de potencia 
reactiva serán los mismos que los aplicables a los tipos C y D, y que están definidos en el 
artículo 21.3.d) del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.
El modo de control de potencia reactiva del módulo de parque eléctrico tendrá capacidad 
técnica para recuperar la respuesta de potencia reactiva consignada tras un cambio 
repentino en las condiciones del nudo de conexión a la red, en un tiempo inferior a 1 minuto 
con la precisión especificada en el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016.
Asimismo, el modo de control de factor de potencia del módulo de parque eléctrico 
deberá tener capacidad técnica 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 tensión, dentro de los rangos de capacidad de potencia reactiva requeridos. La 
precisión debe ser tal que el valor del error absoluto de la potencia reactiva sea menor 
del 5 % de la capacidad máxima de potencia reactiva del módulo de generación.
Con el fin de que las actualizaciones de las consignas de tensión, de potencia reactiva 
o de factor de potencia, en su caso, no interfieran con las dinámicas de movimiento de los 
cambiadores de tomas, se tendrá en cuenta lo siguiente:
a)  El gestor de la red pertinente en coordinación con el operador del sistema no 
actualizará las tensiones de consigna del punto de conexión a la red con tiempos tan 
rápidos que puedan provocar interferencias.
b)  Si el módulo de parque eléctrico realiza algún tipo de traslación de la tensión de 
consigna a terminales de unidades de generación, se hará sin que se ocasione ningún tipo 
de oscilación ni inestabilidad.
El gestor de la red pertinente, en coordinación con el operador del sistema, podrá 
modificar los parámetros establecidos en este apartado, manteniéndose 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 módulos de parque eléctrico de tipo A, B, C o D, estarán sujetas a las siguientes reglas 
de prioridad:
a)  Dentro del rango de tensiones en el punto de conexión definido como V  ≤ V ≤ V  
min max,
tendrán 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 deberán respetar mientras 
que el módulo de parque eléctrico no alcance su potencia aparente máxima o su corriente 
aparente nominal.
b)  Fuera del rango de tensiones en el punto de conexión definido como V  ≤ V ≤ V ,
min max 
tendrán 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 deberán respetar 
mientras que el recurso primario lo permita y el módulo de parque eléctrico no alcance su 
potencia aparente nominal o su corriente aparente nominal.
A efectos de aplicación de este requisito se definen las siguientes variables:
a)  V , se corresponde con la mayor tensión admisible siguiente: e.
max bo
i)  En el caso de módulos de parque eléctrico de tipo D, la mayor tensión considerada  65ww
eenn  elol sa praanrtgaodso  d2e.1 t.e1n.sión y tiempos mínimos que debe soportar sin desconectar indicada
admiii)s iblEe nc oenl scidaesroa ddae  dmeóndtruol odse  dloes  praanrqguoes  neolércmtraicleos  ddee  tfuipnoc iAo,n aBm oie Cnt,o l ae smtaabyleocr idteonss pióonr   BOE-A-cable e
el gestor de red pertinente.
b)  V , se corresponde con la menor tensión admisible siguiente:
min
i)  En el caso de módulos de parque eléctrico de tipo D, la menor tensión considerada 
en los rangos de tensión y tiempos mínimos que debe soportar sin desconectar indicada 
en el apartado 2.1.1.
ii)  En el caso de módulos de parque eléctrico de tipo A, B o C, la menor tensión 
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 módulos de parque 
eléctrico de tipo C o D podrán tener la capacidad de contribuir al amortiguamiento de las 
oscilaciones de potencia. En su caso, el principio de funcionamiento y los ajustes y 
parámetros del control serán acordados entre el operador del sistema y el propietario del 
módulo de parque eléctrico.
En caso de no contribuir al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia, el diseño 
de todos sus controles será tal que no contribuyan a desamortiguar las oscilaciones de 
potencia existentes en el punto de conexión entre 0,1 Hz y 1,5 Hz.
2.3.6  Capacidad para limitar la generación de sobretensiones transitorias. Los 
módulos de parque eléctrico de tipo C o D y de tecnología diferente a la eólica doblemente 
alimentada limitarán la generación de sobretensiones transitorias durante su funcionamiento 
todo lo que el estado del arte permita. Con este fin, el módulo de parque eléctrico tendrá la 
capacidad técnica de aplicar el bloqueo de la electrónica de potencia o técnica 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 tensión del punto 
de conexión o en los terminales de las unidades de generación supera 1,2 pu y se esté 
inyectando corriente reactiva. En el caso de sobretensión tras despeje de defecto, el bloqueo, 
o técnica similar aplicada, se realizará en un tiempo máximo de 30 ms tras el propio despeje 
de la falta si está inyectando corriente reactiva. Esta capacidad estará activa por defecto 
salvo indicación en contra del operador del sistema.
Por otro lado, los módulos de parque eléctrico de tipo B, C o D que sean de tecnología 
diferente a la eólica doblemente alimentada deberán cumplir con los límites de 
sobretensiones máximas 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 técnicas y garantías de seguridad en 
instalaciones eléctricas de alta tensión.
El módulo de parque eléctrico de tipo A de tecnología diferente a la eólica doblemente 
alimentada no generará sobretensiones en el punto de conexión de la red cumpliendo con 
los límites indicados en la tabla 6.
Tabla 6.  Sobretensiones máximas admisibles entre fases en función de la duración 
de la sobretensión en el caso de módulos de parque eléctrico de tipo A
Valor admisible de la 
Duración, t, de la 
sobretensión 
tensión (s)
instantánea (% U pico)
n
0,0002 280
0,0006 218
0,002 178 e.
0,006 145 w.
00,,0026 112290
0.2 120
0,6 120
2.4  Requisitos de tensión de los módulos de parque eléctrico en alta mar. A los 
módulos de parque eléctrico en alta mar conectados en corriente alterna a la red de 
transporte o distribución les serán de aplicación los mismos requisitos de tensión 
establecidos para los módulos de parque eléctrico en tierra conectados a la red de 
transporte o distribución.
3.  Requisitos de robustez
3.1  Requisitos de robustez de los módulos de generación de electricidad.
3.1.1  Capacidad para soportar huecos de tensión en caso de faltas equilibradas. Los 
perfiles de tensión mínimos en función del tiempo que deben ser capaces de soportar los 
módulos de generación de electricidad serán los que se indican a continuación. En todos 
los casos, los perfiles representan el límite inferior de la tensión en el punto de conexión, 
expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu, antes, durante y después 
de una falta.
 
a )  Módulos de generación de electricidad síncronos de tipo B, C o D conectados por 
debajo del nivel de tensión de 110 kV. El perfil de tensión en función del tiempo será el 
indicado en la figura 13.
 
 
Figura 13.  Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensión de un módulo de generación de 
   
electricidad síncrono de tipo B, C o D conectado a tensión inferior a 110 kV.  
 
b)  Módulos de parque eléctrico de tipo B, C o D conectados por debajo del nivel de 
tensión de 110 kV. El perfil de tensión en función del tiempo será el indicado en la figura 14.
 
  bo
Fig ura 14.  Perfil de la capacidad  para soportar huecos de tensión de un módulo de parque eléctrico de tipo  65ww
B, C o D conectado a tensión inferior a 110 kV.
 
 
 
 
 
c)  Módulos de generación de electricidad síncronos de tipo D conectados a tensión 
 
igual o superior 110 kV. El perfil de tensión en función del tiempo será el indicado en la 
figura 15.
 
 
   
Figura 15.  Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensión de un módulo de generación de 
electricidad síncrono de tipo D conectado a tensión igual o superior a 110 kV.
 
 
d)  Módulos de parque eléctrico de tipo D conectados a tensión igual o superior a 110 kV. 
El perfil de tensión en función del tiempo será el indicado en la figura 16.
 
 
   
Figura 16.  Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensión de un módulo de parque eléctrico de tipo D 
conectado a tensión igual o superior a 110 kV.
Las condiciones previas y posteriores a las faltas a tener en cuenta en relación con la 
capacidad de soportar huecos de tensión serán las siguientes, salvo especificación 
diferente en la Norma Técnica de Supervisión de aplicación:
a)  La potencia de cortocircuito previa y posterior a la falta:
i)  Para módulos de generación de electricidad de tipo B o C: 5 veces su capacidad 
máxima.
ii)  Para módulos de parque eléctrico de tipo D: 5 veces su capacidad máxima.
iii)  Para módulos de generación eléctrica síncronos de tipo D: el 80 % de la potencia 
de cortocircuito mínima prevista en el punto de conexión a la red.
b)  El punto de funcionamiento considerado será el siguiente:
  s
i)   Potencia activa igual a la capacidad máxima del módulo de generación de  oe.
electricidad. w.
ii)  Potencia reactiva igual a la máxima capacidad de absorción de potencia reactiva  65ww
raepqauretardidoa  2a. 2la.1 c, aepna ceidl acda smo ádxeim ma óddeu lpoost ednec iag eancetirvaac icóonn efolérmcteri caa  los íensctraobnloesc,i doo  eenn  eell 
apariitia) doL a2 .t3e.n2s, ieónn  seel  ccaosrore dspeo mndóedruálo cso nd ee lp maríqnuimeo e vléaclotrri cpoa.ra el que se requiera la máxima  BOE-A-cable e
capacidad de absorción de potencia reactiva de conformidad con lo establecido en el
 
 
apartado 2.2.1, en el caso de módulos de generación eléctrica síncronos, o en el 
apartado 2.3.2, en el caso de módulos de parque eléctrico.
3.1.2  Capacidad para soportar huecos de tensión en caso de faltas desequilibradas. 
En relación con la capacidad de los módulos de generación de electricidad de tipo B, C o D 
para soportar huecos de tensión en caso de faltas desequilibradas aplicará lo siguiente:
a)  En el caso de cortocircuitos bifásicos a tierra o monofásicos, aplica el perfil 
correspondiente de la capacidad para soportar huecos de tensión para faltas equilibradas 
a la menor de las tensiones fase-fase o fase-tierra.
b)  En el caso de cortocircuitos bifásicos aislados de tierra, aplica el perfil 
correspondiente de la capacidad para soportar huecos de tensión 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 módulo de generación de 
electricidad disponga de neutro, se podrá utilizar como referencia dicho neutro en lugar de 
la tierra a los efectos del presente requisito.
3.1.3  Bloqueo de la electrónica de potencia durante faltas. Al objeto de facilitar el 
cumplimiento de la capacidad para soportar huecos de tensión por los módulos de parque 
eléctrico de tipo B, C o D, aplica lo siguiente:
a)  Para tensiones en el punto de conexión o de los terminales de las unidades de 
generación (fase-tierra o fase-fase, según lo que aplique a los efectos del perfil de la 
capacidad para soportar huecos de tensión en función del tipo de falta) inferiores a 0,2 pu 
se permite el bloqueo en la electrónica de potencia, pudiendo dejar a cero la corriente 
aparente inyectada a la red, teniendo en cuenta que:
i)  el  bloqueo  en  la  electrónica  de  potencia  deberá  eliminarse  antes  de 
transcurridos 100 ms, una vez que la correspondiente tensión supere el valor de 0,2 pu.
ii)  si el módulo de generación de electricidad y sus unidades de generación 
constituyentes disponen de mayor capacidad técnica pudiendo evitar el bloqueo o aplicarlo 
a tensiones inferiores a 0,2 pu, deberá ser comunicada al gestor de red pertinente en los 
trámites de acceso a la red. En el caso de módulos de parque eléctrico con conexión en la 
red de distribución, dicha información podrá 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 módulo de generación de electricidad 
disponga de neutro, se podrá utilizar como referencia dicho neutro en lugar de la tierra.
A requerimiento del gestor de la red pertinente en coordinación con el operador del 
sistema, el módulo de parque eléctrico tendrá la capacidad de aplicar el bloqueo de la 
electrónica de potencia o técnica 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 tensión del punto de conexión o de los terminales de las unidades de 
generación baja del umbral que se le requiera. En este caso, el umbral de tensión a 
solicitar, en su caso, será mayor o igual a 0,2 pu. Para la medida del valor eficaz de la 
tensión se permite un tiempo de hasta 30 ms. En el caso de la tecnología doblemente 
alimentada, se permite que durante el bloqueo la corriente no sea nula.
Una vez que la tensión supere dicho umbral anterior, deberá eliminarse el bloqueo de  e.
la electrónica de potencia o técnica similar antes de transcurridos 100 ms. w.
3.2  Requisitos de robustez de los módulos de generación de electricidad síncronos.
una3 f.a2l.t1a . L Cosa pmaóciddualdo sp adrea  gceonnetrribauciiró na  ldae r eecleucpterircaicdiaódn  sdíen clar opnootes ndceia  loasc titvipao dse Bsp, uCé so d De 
deberán recuperar la potencia activa previa a la perturbación tan pronto como sea posible,
al objeto de mantener la estabilidad del sistema. En este sentido, no aplicará ninguna ley 
o estrategia de comportamiento que conlleve una disminución o retraso de la respuesta en 
potencia del módulo de generación de electricidad síncrono durante la perturbación. No se 
consideran a este respecto las actuaciones de emergencia encaminadas a evitar una 
condición de pérdida de sincronismo y la desconexión del módulo.
Como límite máximo, en las correspondientes condiciones de red, previa y posterior a 
la falta, establecidas para la capacidad de soportar huecos de tensión, la recuperación de 
la potencia activa deberá cumplir las siguientes condiciones:
a)  si la tensión residual en el punto de conexión no baja de 0,5 pu, el módulo de 
generación de electricidad síncrono deberá alcanzar el 95 % de la potencia previa a la 
perturbación en un tiempo inferior a 1 segundo una vez la tensión alcance o supere 0,85 pu 
y el 100 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo inferior a 2 segundos 
adicionales.
b)  si la tensión residual en el punto de conexión baja de 0,5 pu pero no baja de 0,2 pu, 
el módulo de generación de electricidad síncrono deberá alcanzar el 95 % de la potencia 
previa a la perturbación en un tiempo inferior a 2 segundos una vez que la tensión alcance 
o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo inferior 
a 2 segundos adicionales.
c)  si la tensión residual en el punto de conexión baja de 0,2 pu, el módulo de 
generación de electricidad síncrono deberá alcanzar el 95 % de la potencia previa a la 
perturbación en un tiempo inferior a 3 segundos una vez que la tensión alcance o 
supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo inferior 
a 2 segundos adicionales.
Si no se cumple el requisito debido de que la tensión no se recupere con la suficiente 
rapidez, entonces el módulo de generación de electricidad síncrono deberá 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 considerará la línea de tendencia de la componente no 
oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. La oscilación 
deberá presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.
3.2.2  Capacidad para soportar saltos angulares. El módulo de generación de 
electricidad síncrono tipo A, B, C o D estará capacitado para soportar sin desconexión el 
cierre de las líneas de la red con una diferencia angular entre polos del interruptor de la 
línea de 30° y, ocasionalmente, de hasta 35°.
3.2.3  Capacidad para soportar sobretensiones transitorias. Los módulos de 
generación de electricidad síncronos tipo D conectados a la red de transporte serás 
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.  Tensión eficaz a tierra en el punto de conexión
A este respecto, y a los efectos de la pertinente protección de las instalaciones, deberá 
tenerse en cuenta que en el sistema eléctrico podrían aparecer sobretensiones superiores 
a 1,20 pu. es
cve: VerifiBOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO  
 
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62435
 
 
 
Vmax : Mayor tensión admisible considerada en los rangos de tensión y tiempos mínimos que debe 
soportar sin desconectar establecida en el apartado 2.1. 
   
Figura 17.  Tiempos mínimos de sobretensiones en el punto de conexión (tensión eficaz a tierra en una o 
en todas las fases en valor unitario de la base de tensión del punto de conexión) que debe ser capaz de soportar 
sin desconectar un módulo de generación de electricidad síncrono tipo D conectado a la red de transporte.
Por su parte, los módulos de generación de electricidad síncronos de los tipos B, C o D 
no conectado en la red de transporte, serán capaces de permanecer conectados a la red 
y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones temporales (tensión eficaz 
 
entre c ualquier par de fases en el punto de conexión) de acuerdo con la figura 18. Si la red 
a la que se conecta el módulo de generación de electricidad tuviera neutro, también será 
capaz de permanecer conectado ante sobretensiones fase-neutro.
 
 
Fig ura 18.  Tiempos mínimos de sobretensiones en el punto de conexión (tensión eficaz entre cualquier par de 
fases en  valor unitario de la base de ten sión del punto de conexión) que debe ser capaz de soportar sin desconectar 
un módulo de generación de electricidad síncrono de los tipos B, C o D no conectado en la red de transporte.
3.3  Requisitos de robustez de los módulos de parque eléctrico.
3.3.1  Capacidad para contribuir a la recuperación de la potencia activa después de 
una falta. Los módulos de parque eléctrico de los tipos B, C o D deberán proporcionar la 
potencia activa correspondiente al cumplimiento de la inyección de corriente activa 
indicada en el desarrollo del requisito de inyección rápida de corriente (apartado 2.3.1) en 
función de la tensión existente en cada momento. El cumplimiento de este requisito deberá 
 
satisfa cerse con la misma velocidad de respuesta exigida para el requisito de inyección 
rápida de corriente. Una vez que la tensión alcance o supere 0,85 pu, la potencia activa 
deberá recuperarse tan pronto como sea posible al objeto de mantener la estabilidad del 
sistema.
La recuperación de la potencia activa, en las correspondientes condiciones de red, 
previa y posterior a la falta, establecidas para la capacidad de soportar huecos de tensión,  e.
deberá cumplir las condiciones que se indican a continuación: w.b
primaa)r io sloi  lape tremnisteió, ne lr emsóidduualol  deen  peal rpquunet oe lédcet rcicoon edexibóenr án oa lcbaanjaz adr ee l0 9,55  %pu d, ey  lae l proetceunrcsiao 
por seuvpiae are l a0 ,p8e5r tpuurb, ayc eiól n1 0e0n  %un d teie lma ppoo tiennfecriiao rp are 1v iase ag ulan dpoe rutunrab avceizó nq ueen  lau nte tniesmiópno a ilncfaenricoer 
a 2 segundos adicionales.
 
 
b)  si la tensión residual en el punto de conexión baja de 0,5 pu, pero no baja de 0,2 
pu, el módulo de generación de electricidad síncrono deberá alcanzar el 95 % de la 
potencia previa a la perturbación en un tiempo inferior a 2 segundos una vez la tensión 
alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo 
inferior a 2 segundos adicionales
c)  si la tensión residual en el punto de conexión baja de 0,2 pu, el módulo de parque 
eléctrico deberá alcanzar el 95 % de la potencia previa a la perturbación en un tiempo 
inferior a 3 segundos una vez la tensión alcance o supere 0,85 pu, y el 100 % de la potencia 
previa a la perturbación en un tiempo inferior a 2 segundos adicionales.
Si no se cumple el requisito debido de que la tensión no se recupere con la suficiente 
rapidez, entonces el módulo de parque eléctrico deberá 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 considerará la línea de tendencia de la componente no 
oscilatoria de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. Adicionalmente, 
deberá presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.
3.3.2  Capacidad para soportar saltos angulares. El módulo de parque eléctrico de 
tipo A, B, C o D tendrá capacidad para soportar, sin desconexión, saltos angulares de 
hasta 20° en el punto de conexión a la red derivados de las maniobras de interruptores de 
la red.
Adicionalmente, un módulo de parque eléctrico conectado a la red de distribución 
deberá soportar sin daño, permitiéndose su desconexión, la reconexión fuera de 
sincronismo en previsión de un reenganche sin actuación de la protección anti-isla.
3.3.3  Capacidad para soportar sobretensiones transitorias. Los módulos de parque 
eléctrico de tipo D conectados a la red de transporte serán capaces de permanecer 
conectados a la red y seguir funcionando de forma estable ante sobretensiones (tensión 
eficaz a tierra en el punto de conexión), en una o en todas las fases, de acuerdo con la 
figura 19.
A este respecto, y a los efectos de la pertinente protección de las instalaciones, se 
deberá tener en cuenta que en el sistema eléctrico podrían aparecer sobretensiones 
superiores a 1,20 pu.
 
 
 
(*) Vmax: Mayor tensión admisible considerada en los rangos de tensión y tiempos mínimos que debe soportar sin 
desconectar en virtud de lo establecido en el Reglamento (UE) 2016/631 de 14 de abril de 2016 o en caso de no 
aplicabilidad de éste, la mayor tensión admisible considerada dentro de los rangos normales de funcionamiento 
Figura 19.  Tiempos mínimos de sobretensiones en el punto de conexión (tensión eficaz a tierra en una o 
en todas las fases en valor unitario de la base de tensión del punto de conexión) que debe ser capaz de soportar  s
sin desconectar un módulo de parque eléctrico tipo D conectado en la red de transporte r. e.
rdeed  fPdoerom rt rasa une spspataorbtretlee,   lsoaesnr támen ós cdoaubplroaescte ednses  dipoean rpeqesur emte eamlnépecoctrreaicrl eocs od n(ete elcontsas idtóiopnso  esaf  iBlcaa,  rzCe  deo n yDt rse ne ogcu ucairol qnfuuenicectraio dpnoaa rna dd loea    2020-8965n https://ww
fases en el punto de conexión) de acuerdo con la figura 20. Si la red a la que se conecta
el módulo de generación de electricidad tuviera neutro, también será capaz de permanecer  Bc
conectado ante sobretensiones fase-neutro.
 
  
 
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
 
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62437
 
 
 
Fig ura 20.  Tiempos mínimos de sobretensiones en el punto de conexión (tensión eficaz entre cualquier par 
de fase s en valor unitario de la base de tensión del punto de conexión) que debe ser capaz de soportar sin 
desconectarse un módulo de parque eléctrico tipo B, C o D no conectado a la red de transporte.
 
Al objeto de facilitar la capacidad para soportar sobretensiones transitorias por los 
 
módulos de parque eléctrico, se permite el bloqueo en la electrónica de potencia o técnica 
similar  (pudiendo dejar a cero la corriente aparente inyectada a la red) para tensiones 
superiores a V  en el punto de conexión y, en ausencia de mayor capacidad técnica, 
  max
también en elementos interiores de la instalación. A este respecto, un módulo de parque 
eléctric o cumplirá lo siguiente:
a)   el  bloqueo  en  la  electrónica  de  potencia  deberá  eliminarse  antes  de 
transcurridos 100 ms una vez que la tensión caiga por debajo del valor V .
  max
b)  en el caso de que exista un transformador intermedio con cambiador de tomas en 
carga  y la capacidad de los elementos interiores de la instalación sea tal que tenga que 
hacer uso de la posibilidad de bloqueo de la electrónica de potencia por tensión en dichos 
 
elementos, la gestión del cambiador será tal que minimice el uso de dicho bloqueo.
 
La capacidad técnica de soportar sobretensiones transitorias por parte de un módulo 
 
de parque eléctrico y de sus unidades de generación constituyentes deberá ser 
comun icada al gestor de red pertinente en los trámites de acceso y conexión a la red.
 
4.  Requisitos de restablecimiento
 
4.1  Capacidad técnica de reconexión tras perturbación. Un módulo de generación de 
 
electricidad de tipo B, C o D podrá ser capaz de volver a conectarse a la red después de 
una de sconexión accidental provocada por una perturbación en la red, con las siguientes 
condiciones:
a)  Frecuencia dentro del rango 47,5-51,5 Hz durante un tiempo ajustable.
b)  Tensión dentro del rango establecido por el gestor de red pertinente:
 
i)  Para la red de tensión superior o igual a 220 kV: el rango delimitado entre la menor 
 
y mayor tensión admisible considerada en los rangos de tensión y tiempos mínimos que 
debe soportar sin desconectar establecidas en el apartado 2.1.
ii)  Para la red de tensión inferior a 220 kV: los límites de tensión son 0,9 y 1,1 pu.
c)  Las instalaciones deberán equiparse con un dispositivo que no permita el 
acoplamiento tras la actuación del relé de sobrefrecuencia, salvo que la frecuencia se 
encuentre dentro de un rango parametrizable dentro de los valores del rango anterior 
durante un tiempo ajustable. e.
La autorización de uso de esta capacidad por parte del módulo de generación de  65ww
etelencstiroicniedsa dy  etisetmá proesg udlaed oab esne rveal cPi.óOn. 1p.a6r,a i nldai cpaenrmdois liobsil idraandg does  lpar árcetcicoonse xdióen f,r elocsu ecnucaialess, 
podr4á.2n  seArr rmaánsq ureed auuctiódnoosm qou.e E lol ms aóqduuílo e dxpeu geesntoesra ac itóítnu ldoe d eele ccatrpicaicdiadda dd eté tcipnoic aC. o D y con
capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de ponerse en marcha hasta una
potencia estable, desde su desconexión total sin suministro de energía eléctrica externo, 
en un tiempo inferior a 15 minutos.
4.3  Capacidad de resincronización rápida. El tiempo de funcionamiento mínimo del 
módulo de generación de electricidad de tipo C o D, tras cambiar a operación sobre 
consumos propios, será de 4 horas, si el recurso primario lo permite.
No obstante, en casos concretos justificados, el gestor de red pertinente en 
coordinación con el operador del sistema podrá requerir un tiempo mínimo superior.
5.  Requisitos de gestión del sistema
5.1  Intercambio de información. Para los módulos de generación de electricidad de 
tipo A, B, C o D será de aplicación lo recogido en el procedimiento de operación que regule 
la información intercambiada por el operador del sistema y, en todo caso, en la normativa 
que al respecto sea aprobada para el intercambio de información con los gestores de la red.
5.2  Modelos de simulación. Para los módulos de generación de electricidad de tipo C 
o D, la información a aportar relativa a los modelos de simulación, en cumplimiento de lo 
requerido por el Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016, queda cumplimentada 
por el procedimiento de operación que regule la información intercambiada por el operador 
del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada para el 
intercambio de información con los gestores de red.
5.3  Calidad de producto. Los módulos de generación de electricidad de tipo D 
conectados a la red de transporte, deberán cumplir con los parámetros de calidad de 
producto establecidos para instalaciones que se conectan a la red de transporte en el 
procedimiento de operación 12.2.
El módulo de parque eléctrico 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 módulos de 
generación de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplirán lo 
establecido para las instalaciones conectadas a la red de transporte en el procedimiento 
de operación 12.2.
En cuanto a los módulos de generación de electricidad de tipo B, C y D no conectado 
a la red de transporte se distinguen dos casos:
a)  Módulos de generación de electricidad a los que les sea de aplicación el 
documento «Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Peninsular Español», 
aprobado por la extinta Comisión Nacional de Energía (actualmente Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia).
En este caso, el sistema de protección de la instalación de enlace y el módulo de 
generación de electricidad cumplirán, al menos, con dicho documento. Asimismo, los 
módulos de generación de electricidad soportarán sin dañarse las faltas con sus 
correspondientes tiempos de despeje, según aparecen definidas en el mencionado 
documento.
b)  Módulos de generación de electricidad a los que no les sea de aplicación el citado 
documento «Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Peninsular Español».
En este caso, los sistemas de protección de los módulos de generación de electricidad 
conectados a tensión superior a 1 kV cumplirán con lo indicado en la ITC-RAT 09 del 
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones  s
eléctricas de alta tensión o reglamentación específica en materia de seguridad y protección  e.
que le resulte de aplicación. w.
Los módulos de generación de electricidad conectados a tensión igual o inferior a 1 kV  65ww
creugmuplali rláan c olon einxdióicna dao r eedn  deel  Rinesatal laDceiocrneetso  d1e6 9p9ro/2d0u1c1c,i ódne  d1e8  ednee rngoíavi eemlébcrtreic, ap odre e pl eqquuee ñsea 
potencia, y en la ITC-BT 40 del Reglamento electrotécnico para baja tensión.
Los ajustes de protección se definirán en la normativa técnica de cada gestor de la red  Bc
de distribución atendiendo a las características de la red en el punto de conexión.
5.5  Criterios de detección de pérdida de estabilidad angular o de pérdida de control.  
Los propietarios de módulos de generación de electricidad de tipo C o D comunicarán al 
gestor de la red pertinente y al operador del sistema los criterios de pérdida de estabilidad. 
El gestor de la red pertinente, en coordinación con el operador del sistema, analizará y 
validará dichos criterios y los ajustes propuestos, si fuera de aplicación.
5.6  Instrumentación. En el caso de módulos de generación de electricidad de tipo C 
y D la activación de cualquier relé de protección deberá quedar registrada junto a la 
oscilografía. El propietario del módulo de generación de electricidad tendrá la obligación 
de facilitar al gestor de red pertinente el registro de faltas y la oscilografía, a petición del 
mismo.
5.7  Modo de conexión a tierra del neutro de los transformadores elevadores. En 
relación con la conexión a tierra del neutro de los transformadores elevadores, los módulos 
de generación de electricidad de tipo D conectados a la red de transporte cumplirán con lo 
especificado en el procedimiento de operación 12.2.
En cuanto a los módulos de generación de electricidad tipo C y D no conectado a la 
red de transporte, el esquema de conexión no afectará al funcionamiento y operación de 
la red. Por su parte, el tratamiento del neutro nunca aportará corriente de neutro ante faltas 
a tierra en la red a la que se encuentra conectado, salvo indicación en contra del gestor de 
red de distribución. Para ello, el devanado de alta de los transformadores de acoplamiento 
a la red de los módulos de generación de electricidad será preferentemente en triángulo o 
estrella sin conexión del neutro a tierra, pero con aislamiento pleno y accesible.
5.8  Ajustes de dispositivos de sincronización. En relación con los ajustes de los 
dispositivos de sincronización, los módulos de generación de electricidad de tipo D 
conectados a la red de transporte cumplirán con lo especificado al respecto en el 
procedimiento de operación 12.2.
5.9  Limitación a las rampas de subida y bajada de la potencia. Los módulos de 
generación de electricidad de tipo C o D tendrán la capacidad de aplicar limitaciones al 
valor de las rampas de subida o bajada de la producción. En cualquier caso, siempre 
serían dentro del rango donde disponen de capacidad técnica de subida y bajada de la 
potencia de acuerdo a lo establecido en el apartado 1.6 de este anexo y considerando su 
tecnología y la disponibilidad del recurso primario en cada momento.
Dichas limitaciones a las rampas serán establecidas por el gestor de red pertinente, en 
coordinación con el operador del sistema, en tiempo real obedeciendo a un porcentaje 
máximo de variación de la generación respecto a la capacidad máxima del módulo de 
generación 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 actuación de los modos MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U 
correspondientes a las variaciones de la frecuencia.
ANEXO II
Requisitos técnicos para la conexión a la red de instalaciones de demanda 
y distribución
1.  Requisitos de frecuencia
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de 
distribución conectadas a la red de transporte y las redes de distribución deben ser 
capaces de permanecer conectadas a la red y funcionar, sin daño, dentro de los rangos de 
frecuencia y periodos de tiempo especificados a continuación:
Zona Rango de frecuencias Periodo de tiempo de funcionamiento
47,5 Hz-48,5 Hz 30 minutos
48,5 Hz-49,0 Hz Ilimitado
España peninsular
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 distribución 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 función de la tensión, de acuerdo 
con la figura 1 y la figura 2 las cuales indican, dentro de cada rango combinado frecuencia-
tensión, el tiempo mínimo que la instalación deberá permanecer conectada a la red.
de diFst irgibuurac i1ó.n  cVoanleocretasd caosm ab lian areddo sd ed  etr atennsspióonrt-efr,e ecnu eenl ccaias oq udee  dqeubee lraá nte snesri ócna pnaocmeisn adle d seol ppourntator  ldaes  c inosnteaxlaiócnio sneeas   OE-A-2020-89able en https://
igual o mayor a 300 kV e igual o menor a 400 kV.
 
 BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
 
Núm. 208  Sábado 1 de agosto de 2020  Sec. I.   Pág. 62441
 
 
Figura 2.  Valores combinados de tensión-frecuencia que deberán ser capaces de soportar las instalaciones 
de distrib ución conectadas a la red de transporte, en el caso de que la tensión nominal del punto de conexión sea 
igual o mayor a 110 kV y menor a 300 kV.
Si resulta técnicamente viable establecer rangos de frecuencia más amplios o períodos 
de funcionamiento mínimos más prolongados, el propietario de la instalación de consumo 
conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribución, podrá acordar con el 
operador del sistema rangos de frecuencia más amplios o períodos de funcionamiento 
mínimos más prolongados.
2.  Requisitos de tensión
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de 
distribución conectadas a la red de transporte y las redes de distribución deben ser 
capaces de permanecer conectadas a la red y de funcionar dentro de los rangos de tensión 
en el punto de conexión, expresados en valor es unitarios respecto a la base de tensión y 
durant e los periodos de tiempo mínimo especificados a continuación:
a)  Cuando la tensión de base para los valores pu se sitúa en un valor igual o superior 
a 110 kV y hasta un valor inferior a 300 kV:
Periodo de tiempo de  b
Rango de tensión w.
funcionamiento 65ww
01,,91108 p p.u.u-1-1,1,1158  pp..uu 60Ili mmiitnaudtoos
b)  Cuando la tensión de base para los valores pu se sitúa entre 300 kV y 400 kV:
Periodo de tiempo de 
Rango de tensión
funcionamiento
0,90 p.u-1,0875 p.u Ilimitado
1,0875 p.u-1,10 p.u 60 minutos
En los casos de sobretensión y subfrecuencia simultáneas o subtensión y 
sobrefrecuencia simultáneas, las instalaciones de distribución conectadas directamente a 
la red de transporte o las instalaciones de consumo conectadas directamente a la red de 
transporte se podrán acoger a lo establecido en el apartado 1.1, con respecto a las 
variaciones combinadas de frecuencia y tensión.
Adicionalmente, para aquellas instalaciones conectadas a la red de transporte a un 
nivel de tensión inferior a 110 kV resulta de aplicación los mismos rangos de tensión que 
sean de aplicación en las redes de distribución para cada nivel de tensión, según la 
normativa que corresponda.
3.  Requisitos de potencia de cortocircuito
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de 
distribución conectadas a la red de transporte deberán cumplir con lo establecido en el 
procedimiento de operación 12.2.
4.  Requisitos de potencia reactiva
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de 
distribución conectadas a la red de transporte deberán ser capaces de funcionar en 
régimen permanente en su punto de conexión dentro de un rango de potencia reactiva de 
factor de potencia 0,9 capacitivo a 0,9 inductivo.
5.  Requisitos de protección
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de 
distribución conectadas a la red de transporte deberán cumplir con lo establecido en el 
procedimiento de operación 12.2, así 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 
distribución conectadas a la red de transporte deberán cumplir con lo establecido en los 
procedimientos de operación 12.2, así como en el Reglamento (UE) 2016/1388, de 17 de 
agosto de 2016, y en los procedimientos de operación 11.2 y 11.3.
El acuerdo entre el operador del sistema y el propietario de la instalación de consumo 
conectada a la red de transporte o el propietario de la instalación de distribución conectada 
a la red de transporte deberá contener al menos los siguientes elementos: e.
a)  funcionamiento aislado (red). 65ww
bc))   paemrtourrtbigaucaiocnióens  ddee  olas crieladc idoen etrsa,n qsupeo rcteu.enten con los dispositivos adecuados.
normd)a l.cambio automático al suministro de emergencia y restablecimiento a la topología  BOE-A-cable e
e)  reconexión automática del interruptor (en faltas monofásicas).
7.  Requisitos de desconexión y reconexión de demanda
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y las redes de 
distribución conectadas a la red de transporte deberán cumplir con los requisitos 
relacionados con las capacidades funcionales de deslastre de cargas por mínima 
frecuencia establecidos en el Reglamento (UE) n.º 2016/1388, de 17 de agosto de 2016, y 
en el Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que 
se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio.
Por otra parte, todos los transformadores de distribución que se conecten directamente 
a la red de transporte, así como los transformadores de consumidores directamente 
conectados a la red de transporte, deberán ser capaces de bloquear los reguladores de 
tomas automáticos de manera remota a petición del operador del sistema.
En relación con la desconexión o reconexión de una instalación de consumo conectada 
a la red de transporte o una red de distribución conectada a la red de transporte, todas las 
instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y redes de distribución 
conectadas a la red de transporte deberán cumplir los requisitos establecidos en el 
procedimiento de operación 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 deberán cumplir con 
lo establecido en el procedimiento de operación 12.2.
En relación con las instalaciones de distribución nuevas conectadas a la red de transporte 
para el suministro a nuevas instalaciones de demanda conectadas a la red de distribución, 
cuyas perturbaciones puedan afectar a la red de transporte, y a partir de la primera unidad 
de transformación a conectar en una misma subestación de la red de transporte en su 
relación de transformación, se analizará caso por caso el alcance de la aplicación a dichas 
unidades de los límites de emisión de las características de la onda de tensión indicados en 
el procedimiento de operación 12.2. para las instalaciones de generación y de consumo 
conectadas a la red de transporte.
Adicionalmente, aquellas instalaciones de demanda con conexión a la red de 
distribución que tengan afección significativa en la red de transporte a efectos de calidad 
de onda, deberán cumplir con los límites de emisión de las características de la onda de 
tensión indicados en el procedimiento de operación 12.2. para las instalaciones de 
generación y de consumo conectadas a la red de transporte en los términos recogidos en 
dicho procedimiento de operación.
A estos efectos, se considera que las instalaciones de demanda con conexión a la red 
de distribución tienen afección significativa a efectos de calidad de onda, si están 
conectadas a un nivel de tensión con transformación directa a la red de transporte y cuya 
potencia asociada a los derechos de extensión sea igual o superior a 20 MW.
9.  Requisitos de intercambio de información
Para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, las instalaciones de 
distribución conectadas a la red de transporte y las redes de distribución, les será de aplicación 
lo recogido en el procedimiento de operación que regule la información intercambiada por el 
operador del sistema y, en todo caso, en la normativa que al respecto sea aprobada. s
10.  Modelos de simulación 65www.
de dPisatrraib luacsi óinns tcaolanceicotnaedsa sd ea  dlae mreadn ddae  ctroannescptaodrtaes y a l alas  rreedd dees  tdraen dsipsotrritbeu, claiósn i,n lsetsa laseciroán dees 
ainptelirccaacmióbnia ldoa  rpeocro egl iodpoe erand oerl  dperlo scisetdeimmaie yn, teon d toed oop cearsaoc,i óenn  lqa uneo rrmeagtuivlea  qlau ein aflo rremsapecicóton   BOE-A-cable e
sea aprobada.
Al respecto de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte deberán 
instalar un registrador de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensión 
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 distribución conectadas a la red de transporte, el 
operador del sistema podrá requerir la instalación de un registrador de datos de medidas 
de la potencia activa, potencia reactiva, tensión y frecuencia, con un periodo de muestreo 
inferior a 50 ms, a fin de comparar la respuesta del modelado con registros reales.
11.  Requisitos específicos de respuesta de demanda
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte que presten servicios 
de respuesta de demanda deberán cumplir con los requisitos establecidos en el anexo II y, 
en su caso, en el procedimiento de operación 12.2, así como con los requisitos específicos 
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 distribución a un nivel de tensión 
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, deberán 
cumplir con los rangos de frecuencia y de tensión establecidos en los apartados 1 y 2 del 
anexo II para las instalaciones conectadas a la red de transporte; así como con los requisitos 
de intercambio de información establecidos en el procedimiento de operación que regule la 
información intercambiada por el operador del sistema. Estas instalaciones cumplirán con 
los requisitos específicos del servicio que presten conforme al Reglamento (UE) 2016/1388, 
de 17 de agosto de 2016, y que se desarrollarán en la normativa correspondiente.
Las instalaciones de demanda conectadas a la red de distribución a un nivel de tensión 
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, serán capaces de 
funcionar por un tiempo ilimitado para el rango de tensión entre 0,9 pu y 1,1 pu¸ así como 
con los requisitos de intercambio de información establecidos en el procedimiento de 
operación que regule la información intercambiada por el operador del sistema. Estas 
instalaciones cumplirán con los requisitos específicos 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 conexión de sistemas de alta tensión 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 mínimos durante los que un sistema HVDC debe ser capaz 
de permanecer conectado a la red manteniendo sus capacidades nominales s
Ra4n7g,o0  dHez f-r4e7c,u5e nHczias Perfiu6on0dco si oednega utmineidmeonpstoo de  2020-8965n https://www.
>47,5 Hz-51,5 Hz Ilimitado
>51,5 Hz-52,0 Hz 15 minutos
2.  Capacidad de soportar derivadas de frecuencia
Un sistema HVDC será capaz de soportar los valores de derivadas de la frecuencia a 
los que se refiere el artículo 12 del Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, 
los cuales no deberán ser entendidos como ajustes de sistemas de protección por derivada 
de frecuencia.
3.  Controlabilidad de la potencia activa, intervalo de control, y tasa de incremento
3.1  Capacidad de control de la potencia activa. Un sistema HVDC deberá ser capaz 
de gestionar su potencia activa desde su capacidad mínima hasta su capacidad máxima 
de transporte ante una consigna del operador del sistema, la cual deberá tener en cuenta 
las siguientes consideraciones mínimas:
a)  La potencia activa de un sistema HVDC deberá poder modificarse en escalones 
de potencia activa de al menos 1 MW, sin perjuicio de que,en casos específicos, dicho 
escalón mínimo pueda ser reducido por el operador del sistema.
b)  El valor de la potencia activa mínima de transporte de un sistema HVDC en cada 
dirección, se definirá tras un análisis individualizado de cada proyecto.
c)  El sistema HVDC deberá ser capaz de recibir consignas de potencia activa 
transportada y deberá ser capaz de reajustar su potencia activa transportada tras la 
recepción de una nueva consigna de potencia, que podría recibirse cada 1,5 segundos. El 
tiempo máximo desde que se recibe la nueva consigna hasta que el sistema HVDC 
comienza a modificar su potencia activa transportada no será superior a 200 ms. A petición 
del titular de la instalación, el operador del sistema podrá acordar tiempos superiores tras 
un análisis individual de cada proyecto.
El modo por defecto de control de la potencia activa de un sistema HVDC será el de 
consigna fija, entendiéndose este como el modo de control en el que la potencia activa a 
través del sistema HVDC será igual a la consigna establecida a petición del operador del 
sistema, sin perjuicio de que, adicionalmente, otras funciones de control automático 
implementadas en el sistema HVDC puedan modificar dicho valor. No obstante, el operador 
del sistema, tras un análisis individualizado de cada proyecto, podrá requerir otros modos 
de control adicionales de la potencia activa de un sistema HVDC, para lo cual, el operador 
del sistema deberá especificar el principio de funcionamiento de dicho modo de control y 
los parámetros asociados, así como el criterio de activación.
Salvo indicación en contra por parte del operador del sistema, los sistemas HVDC 
deberán ser capaces de realizar una inversión rápida de la potencia activa, entendiéndose 
esta como la capacidad de modificar la potencia de un sistema HVDC desde la capacidad 
máxima de transporte de potencia activa en una dirección, hasta la capacidad máxima de 
transporte de potencia activa en la otra dirección, tan rápido como sea técnicamente 
posible y siempre en un tiempo inferior a 1 segundo. En el caso de que el número de 
inversiones esté técnicamente limitado, será el máximo posible, si bien en cualquier caso 
dicho número máximo de inversiones deberá ser aceptado por el operador del sistema.
3.2  Rampas de potencia activa. Tras una orden de cambio de potencia activa por 
parte del operador del sistema, el sistema HVDC debe ser capaz de modificar su potencia 
activa lo más rápidamente como sea posible y el propietario deberá comunicar al operador 
del sistema los valores máximo y mínimo de la rampa de potencia activa que el sistema 
HVDC es capaz de soportar. e
No obstante, el operador del sistema deberá poder ajustar el valor de la rampa, al  bo
menos, desde 1 MW/min hasta 5 veces su potencia máxima por minuto, parametrizables  65ww
en eCsucaalnodnoe se ld sei s1t eMmWa /mHVinD.C se encuentre modificando su potencia activa con un valor
dmeatneurmali,n aaudtoo mdeá tlaic ara om ap atr,a dvicéhsa d rea umnpaa s peoñdarlá r ebmlooqtuae, adrese t ael nfo crumaalq quuieer  eml ovmaleonr tdoe,  dpeo tfeonrmciaa 
activa transportada por el sistema HVDC deje de variar y permanezca constante en el
valor de potencia activa que tenía antes de ejecutar dicho bloqueo de la rampa. Igualmente, 
de forma manual, automática, o a través de una señal remota, dicha rampa deberá poder 
continuar tras dicho bloqueo.
3.3  Automatización del sistema. Con objeto de aumentar la controlabilidad automática 
de la potencia activa transportada por el sistema HVDC, serán necesarias las siguientes 
funciones de control.
3.3.1  Rango de operación de potencia activa. El sistema HVDC deberá estar dotado 
de una funcionalidad que permita limitar la potencia activa dentro de un rango de operación 
establecido por el operador del sistema, es decir, entre un límite máximo y un límite mínimo 
de potencia activa, de tal forma que el valor de la potencia activa transportada a través del 
sistema HVDC no pueda salirse de dicho rango. Los valores umbral máximo y mínimo de 
potencia activa que conforman el rango de operación limitado deberán poder ser enviados 
por el operador del sistema de forma remota al sistema de control del sistema HVDC y 
nunca podrán ser superados.
3.3.2  Acciones correctivas de modulación de la potencia activa. De conformidad con 
lo establecido en el artículo 13.3 del Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto 
de 2016, el sistema HVDC estará equipado con una función de control que, en caso de 
llegada de una señal externa, se lleven a cabo acciones correctivas, mediante las cuales 
la potencia activa del sistema HVDC se vea automáticamente modificada. En caso de 
activación de la acción correctiva, el sistema HVDC deberá ser capaz de:
a)  Modificar los límites mínimo y máximo del rango de operación de la potencia activa 
del sistema HVDC, tal como se han definido en el apartado 3.3.1, y/o
b)  Modificar la consigna de potencia activa transportada por el sistema HVDC hasta 
un nuevo valor que será 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 máxima del sistema HVDC. Para la modificación de la potencia 
activa transportada por el sistema HVDC se deberá tener en cuenta un nuevo valor de la 
rampa de variación de potencia activa preestablecida dentro del rango completo de rampas 
declarado por el propietario del sistema HVDC.
Dado que esta funcionalidad es necesaria para que el sistema HVDC pueda adoptar 
acciones correctivas automáticamente en función de las condiciones del sistema eléctrico 
y que, por tanto, está condicionada por la topología de la red, tras un análisis individual de 
cada proyecto, el operador del sistema deberá especificar el número de acciones 
correctivas necesarias, las características de las señales externas de activación, así como 
la lógica de activación de la acción correctiva. Los ajustes de los parámetros 
preestablecidos asociados a cada acción correctiva deberán ser establecidos por el 
operador del sistema y podrán ser modificados de forma remota.
Estas acciones correctivas de modulación de la potencia activa deberán ejecutarse lo 
más rápidamente posible y sin considerar los requisitos a las rampas de potencia 
establecidas en el apartado 3.2.
4.  Requisitos de potencia activa en función de las variaciones de frecuencia
De conformidad con lo establecido en el artículo 15 y en el anexo II del Reglamento 
(UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, los requisitos de potencia activa en función de 
las variaciones de frecuencia comprenden tres modos de control: el Modo de Regulación  s
Potencia-Frecuencia (MRPF), el Modo de Regulación Potencia-Frecuencia Limitado- oe.
Sobrefrecuencia (MRPFL-O) y el Modo de Regulación Potencia-Frecuencia Limitado- w.
Subfrecuencia (MRPFL-U). La acción de estos ha de ser entendida de forma acumulativa  65ww
am olad oc odnes cigonnatr odle d ep olate pnoctiean acciati vaac titvraan psrpeovristatod ap aproar  eel ls sisistetemmaa H HVVDDCC.  o a cualquier otro
neceTsraidsa udn d aen eáslistoiss  imndoivdiodsu adleiz aredgou dlaec cióand ay  plorosy peacrtoá,m eel toropse raasdoocr iaddeol ssi sat elomsa m eisspmeocisfi cdaernát rlao   BOE-A-cable e
de los rangos establecidos en el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016.
Así mismo, tras el análisis individualizado de cada proyecto, el operador del sistema 
especificará los detalles adicionales asociados a dichos modos de control, tales como 
funciones adicionales de control, medida, monitorización o bloqueo, atendiendo para ello 
a factores como topología de la red cercana a la que el sistema HVDC va a conectarse, 
características de los sistemas que el sistema HVDC interconectará o tipo de acoplamiento 
de frecuencia que quiera realizarse entre los extremos del sistema HVDC, entre otros.
Adicionalmente, el operador del sistema podrá requerir que los sistemas HVDC incluyan 
un modo de control de la frecuencia que consista en un control continuo, que deberá 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 parámetros asociados deberán ser establecidos por el operador del sistema.
5.  Máxima potencia activa perdida
El operador del sistema podrá determinar el valor máximo de pérdida de inyección de 
potencia activa de un sistema HVDC, tras un análisis individual de cada proyecto.
6.  Rangos de tensión
Los sistemas HVDC deberán ser capaces de permanecer conectados a la red, 
manteniendo sus capacidades nominales, siempre que la tensión en el punto de conexión 
se encuentre dentro de los rangos de tensión y periodos de tiempo especificados en la 
tabla 2 y en la tabla 3, en función de su tensión nominal.
Tabla 2  Periodos de tiempo mínimos durante los cuales el sistema HVDC debe ser capaz 
de funcionar sin desconectarse de la red para tensiones nominales del punto de conexión 
a la red iguales o mayores que 110 kV y menor que 300 kV
Periodo de tiempo de 
Rango de tensión
funcionamiento
0,85 pu-1,118 pu Ilimitado
≥1,118 pu-1,15 pu 60 minutos
Tabla 3.  Periodos de tiempo mínimos durante los cuales el sistema HVDC debe ser 
capaz de funcionar sin desconectarse de la red para tensiones nominales del punto de 
conexión a la red entre 300 kV y 400 kV (ambos valores incluidos)
Periodo de tiempo de 
Rango de tensión
funcionamiento
0,85 pu-1,0875 pu Ilimitado
≥1,0875 pu-1,10 pu 60 minutos
En el caso de sistemas HVDC conectados a una red de tensión nominal inferior 
a 110 kV se considerarán los periodos de tiempo mínimos y rangos de tensión que 
establezca el gestor de la red pertinente.
7.  Control de inyección rápida de corriente bo
idnuyreaLcnoctseió  esnil s ortée agmbimasseo nrHc piVóeDnr tCurá rdbpeaiddbaoe .rd áDeni  ccehosartr afiuer nndctoeiót agnde dosesti  ocdnoeán utnrndoaol  dlafeu bnmeceiróádn ica udnmete p culoirnn c tcrooonln  lqtorusoe lr  ecaqocuntiitvsienit uolaos    2020-8965n https://ww
que se exponen a continuación, sin perjuicio de que el operador del sistema, en
coordinación con el propietario del sistema HVDC, pueda proponer otro principio de  Bc
funcionamiento de este control.
El control de inyección o absorción rápida de corriente comenzará su actividad en el 
momento en que la tensión eficaz del punto de conexión del sistema HVDC, U, salga del 
rango Umin1 ≤ U ≤ Umax1, ya sea por subtensión o sobretensión. Tras un análisis individual 
de cada proyecto, el operador del sistema, en coordinación con el propietario del sistema 
HVDC, establecerá los valores de Umin1 y Umax1, que deberán ser parametrizables. No 
obstante, a modo indicativo para la correcta comprensión del requisito, Umin1 estaría 
normalmente dentro del rango de tensiones entre 0,90 pu y 0,85 pu, y Umax1 estaría 
normalmente comprendido entre 1,05 pu y 1,1 pu.
Una vez activado, este control permanecerá activo hasta que la tensión eficaz en el 
punto de conexión, U, vuelva a encontrarse dentro del rango Umin1 ≤U ≤Umax1. Tras la 
desactivación de este control, el sistema HVDC retornará al régimen de funcionamiento 
previo a la perturbación, sin perjuicio de que, posteriormente, si se volviera a dar la 
condición de activación, el control deberá volver a activarse.
En caso de perturbaciones equilibradas, la inyección o absorción rápida de corriente 
será tal que el sistema HVDC deberá inyectar o absorber, en función de la tensión eficaz en 
el punto de conexión, U, mediante un control continuo, una corriente reactiva, ΔIr, igual que 
la indicada en la figura 1, de forma incremental a la corriente reactiva previa a la perturbación.
En caso de perturbaciones desequilibradas, se empleará un control similar. No 
obstante, esta corriente se inyectará o absorberá intensidades de secuencia directa e 
inversa   (según le corresponda al tipo de desequilibrio) en el punto de conexión a la red.
 
Fig ura 1.  Inyección/absorción de  corriente reactiva adicional requerida en función del valor de la tensión en 
el punto de conexión del sistema HVDC. ΔIr, representa el incremento de la corriente reactiva inyectada por el 
sistema HVDC con respecto a la corriente reactiva previa a la perturbación. U, representa el valor de la tensión 
eficaz en el punto de conexión.
Tras un análisis individual de cada proyecto, el operador del sistema, en coordinación 
con el propietario del sistema HVDC, establecerá los valores de Umin2 y Umax2, que 
deberán ser parametrizables. No obstante, a modo indicativo para la correcta comprensión 
del requisito, Umin2 estaría normalmente dentro del rango de tensiones entre 0,85 pu y 0,6 
pu, y Umax2 estaría normalmente comprendido entre 1,1 pu y 1,4 pu.
La inyección o absorción rápida de corriente reactiva provista por esta función de 
control, ΔIr, debe ser adicional a la provista por el control de tensión de régimen 
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 será, como mínimo, de 1 pu, si bien, podrá ser mayor en caso de que el sistema  s
HVDC tenga mayor capacidad que la corriente nominal. Adicionalmente a la componente  e.
de corriente reactiva total resultante de la acción acumulada de esta función de control y  w.
del control de la potencia reactiva en régimen permanente según el apartado 10, el sistema  65ww
HdeVl DmCó dduelboe dráe  ipnayreqcutaer  ecloémctrpicoon,e on tseu d cea cpoarcriiednatde  macátxivima ah.asta alcanzar la corriente nominal
paraE pne crtausrob adceio pneerstu erqbuaicliibornaedsa sd,e ssi ebqieunil,ib srea dinayse, cstea reám op alebasorárb uenrá c ionntetrnosl isdiamdi ldaer  asle dceuescnrcitiao   BOE-A-cable e
directa e inversa, según corresponda al tipo de desequilibrio en el punto de conexión a la
 
 
red. Los detalles de esta funcionalidad serán acordados entre el operador del sistema y el 
propietario del sistema HVDC tras un análisis individual de cada proyecto.
En cuanto a la velocidad de respuesta de la inyección o absorción rápida de corriente, el 
sistema HVDC deberá ser capaz de inyectar o absorber la componente reactiva, en los 
tiempos máximos siguientes en el caso de un escalón en la tensión del punto de conexión U:
– El tiempo máximo de respuesta, incluyendo el retardo de la medida, desde que 
ocurre una variación de tensión hasta que comienza la variación de la corriente reactiva, 
será de 20 ms.
– El tiempo máximo de respuesta, desde que comienza la variación de corriente 
reactiva hasta que alcanza el 90 % de la respuesta correspondiente al escalón en el error 
de la tensión ΔU, será de 30 ms.
– El tiempo máximo de respuesta, desde que comienza la variación de corriente 
reactiva hasta que la respuesta permanece en la banda ±5 % en torno a la respuesta 
esperada, será de 60 ms.
No obstante lo anterior, a petición del operador del sistema, se podrán solicitar tiempos 
de respuesta diferentes.
Para la componente activa de la corriente, la velocidad de respuesta deberá ser la más 
rápida técnicamente factible, siendo deseable la misma velocidad de respuesta que la 
exigida para la componente reactiva, independientemente de que, a este respecto, aplicará 
también lo dispuesto en el apartado 15 de este anexo.
En caso de que aplicara alguna limitación del rango de operación de potencia reactiva, 
tal y como se define en el apartado 10 de este anexo, para la activación de la función de 
control de la inyección o absorción rápida de corriente de falta, el sistema HVDC debería 
ignorar dicha limitación, si bien, deberá volver a aplicarla tras la desactivación del control 
de inyección o absorción rápida.
8.  Capacidad de potencia reactiva
En cuanto a la capacidad de potencia reactiva de un sistema HVDC, la figura 2 
representa el diagrama U-Q/Pmax, que establece los límites mínimos dentro de los cuales 
el sistema HVDC debe ser capaz de suministrar potencia reactiva a su capacidad máxima 
(Pmax). Tal y como muestra dicha figura, dentro del rango de tensión 0,95 ≤ U ≤ 1,05 pu, los   
sistemas HVDC deberán disponer de la capacidad técnica de generar y absorber potencia 
 
reactiva (Q) en un rango mínimo obligatorio y deberán modificar su producción y absorción 
de potencia reactiva dentro de dichos límites, de forma que colaboren en el mantenimiento 
  de la tensión en el punto de conexión, dentro de la banda de tensiones admisibles.
  w.
Figura 2. Diagrama U-Q/Pmax de un sistema HVDC.  65ww
  Figura 2.  Diagrama U-Q/Pmax de un sistema HVDC.
  veloPciadraad l ad ep rroevsipsiuóens dtae s lae  ap eolteevnacdiaa r, eeasc dtievaci rd, ed ea cauceuredrod oc oan l ola r efigquurear id2o,  seen r eelq aupiearreta qduoe 1 l0a 
de este anexo sobre los modos de control de la potencia reactiva del sistema HVDC.
 
 
Fuera del rango de tensiones 0,95 ≤ U ≤ 1,05 pu durante el funcionamiento en régimen 
permanente, el sistema HVDC inyectará/absorberá potencia reactiva según la respuesta 
del control de tensión con las limitaciones que, por encontrarse fuera de dicho rango de 
tensiones, imponga la producción de potencia activa. Es decir, primará la producción de 
potencia activa sobre la de reactiva. A su vez, la potencia activa de referencia (P ) se 
0
mantendrá mientras la instalación tenga capacidad para ello.
Adicionalmente, los sistemas HVDC deberán aportar potencia reactiva en los rangos 
de tensión extendidos que se muestran en el diagrama U-Q/Pmax de la figura 3, la  cual 
estable ce la capacidad de reactiva que, dentro de dichos rangos, el sistema HVDC debe 
ser capaz de suministrar a su capacidad máxima (Pmax). La aportación de potencia 
reactiva se podrá dar en tiempos de respuesta de hasta 1 minuto.
 
 
Figu ra 3.  Capacidad de potencia r eactiva U-Q/Pmax de un sistema HVDC en los rangos extremos de tensión
En caso de que el sistema HVDC disponga de un cambiador de tomas en carga para 
proporcionar la aportación de esta potencia reactiva, la figura 2 podrá 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 conexión a la red. En consecuencia, se aceptarán los 
movimientos de dicho diagrama U-Q/Pmax derivados de la variación de las tomas en carga, 
sin perjuicio de que el sistema HVDC deberá adecuar la toma del transformador mientras la 
tensión del punto de conexión se encuentre fuera del rango 0,95 ≤ U ≤ 1,05 pu para 
proporcionar la potencia reactiva adecuada en el punto de conexión al cabo de 1 minuto.
Sin perjuicio de la capacidad de reactiva del sistema HVDC definida por la figura 2 y 
por la figura 3, el operador del sistema podrá requerir, por razones de estabilidad, que se 
implemente una función de limitación de la potencia reactiva dependiendo de la tensión.
En cuanto a la capacidad de potencia reactiva cuando el sistema HVDC opere a potencias 
activas inferiores a la capacidad máxima de transporte de potencia activa, el sistema HVDC 
será igualmente capaz de proveer, al menos, la potencia reactiva indicada en la figura 2 y en 
la figura 3. El propietario del sistema HVDC deberá 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 podrá requerir potencia reactiva  s
adicional siempre que esto no implique un mayor dimensionamiento del equipo principal. e.
Las variaciones b9ru. scPaso tdeen cliaa  treenascitóivna e inn teerl cpaumnbtoia ddea  cpoonr elax iróend de un sistema HVDC  2020-8965n https://ww
oHcVaDsCio,n naod apso dproárn  lsae cr osnuepexiróionr eys  dael s4c %on deex ilóa nte dnes ióenq ueinp orésg qimuee nf opremrmana npeanrttee  ddeel l psuinstteom dea   BOE-A-cable e
conexió n previa a la variación de potencia rea ctiva.
10.  Modos de control de la potencia reactiva
Los sistemas HVDC deberán ser capaces de operar en los siguientes modos de control 
de potencia reactiva:
a)  Modo de control a consigna de potencia reactiva.
b)  Modo de control a consigna de tensión.
Lo anterior se entenderá sin perjuicio de que, tras un análisis individualizado de cada 
proyecto, el operador del sistema pueda requerir modos de control adicionales.
A través de los modos de control de la potencia reactiva anteriores, los sistemas HVDC 
podrán trabajar en cualquiera de los puntos dentro del área definida por la figura 2 y la 
figura 3. El operador del sistema especificará en qué modo de control deberá operar el 
sistema HVDC y podrá remitir órdenes de cambio de modo de control telemáticamente. El 
cambio del modo de control se hará de tal forma que el sistema HVDC permanezca estable 
y sin modificación en la potencia reactiva intercambiada por la red.
El modo de control de la potencia reactiva, en cualquiera de las modalidades antes 
señaladas, deberá ser independiente en cada estación convertidora del sistema HVDC.
De manera adicional, e independientemente de en cuál de los dos modos de control 
de potencia reactiva se encuentre funcionando, el sistema HVDC deberá estar dotado de 
una funcionalidad que permita limitar la potencia reactiva dentro de un rango de operación 
establecido por el operador del sistema, es decir, entre un límite máximo y un límite mínimo 
de potencia reactiva, de tal forma que, en condiciones de funcionamiento en régimen 
permanente, el valor de la potencia reactiva intercambiada entre el sistema HVDC y el 
sistema eléctrico en el punto de conexión no pueda salirse de dicho rango. Dichos valores 
umbral máximo y mínimo de potencia reactiva que conforman el rango de operación 
limitado serán establecidos por el operador del sistema y deberán poder enviarse de forma 
remota al sistema de control del HVDC.
10.1  Modo de control a consigna de potencia reactiva. El modo de control de potencia 
reactiva es aquel en el que la consigna de potencia reactiva en cada estación convertidora 
del sistema HVDC permanece constante. En relación con este modo de control se tendrán 
en cuenta las siguientes consideraciones:
– La consigna de potencia reactiva podrá ser seleccionable dentro del rango completo 
de potencia reactiva del sistema HVDC, es decir desde la capacidad máxima en absorción 
(inductivo) hasta la capacidad máxima de inyección (capacitivo).
– La consigna de potencia reactiva podrá ser seleccionable en escalones de 1 MVar.
– La rampa de variación de la potencia reactiva tras un cambio de consigna de la 
potencia reactiva podrá ser seleccionable en escalones de 1 Mvar/min, y en el rango de 1 
Mvar/min hasta la capacidad reactiva máxima/min, sin perjuicio de que el operador del 
sistema, tras un análisis individual del proyecto, pueda definir otros valores y rangos.
– Cuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia reactiva con un 
valor determinado de la rampa, dicha rampa podrá bloquearse en cualquier momento, de 
forma manual, automática o a través de una señal remota, de tal forma que el valor de 
potencia reactiva deje de variar y permanezca constante en el valor de potencia reactiva 
que tenía antes de ejecutar el bloqueo de la rampa. Dicha rampa deberá poder continuar 
tras dicho bloqueo de forma manual, automática o a través de una señal remota.
10.2  Modo de control a consigna de tensión. El modo de control de tensión es aquel  o
eveansrt eíea lm  pqoaudreao  e cdlo evn actrlooonrla tdrro,e ld  pseeo f toteernmncdaiar á crnoe naetcnint icuvuaae , enlanta  tc elaandss aisó iengs udtiaeecnl iptóeunsn  cctooo nndvseei dcretoidrnaoecrxiaoi óndnee.s l E:snis rteemlacai óHnV cDoCn   2020-8965n https://www.
míni–m oLsa  dceofinnsidigonsa e nd ela  tteanbslaió 2n  op eond rláa  tsaebrla s 3e,l escecgiúonn acbolrere espnotrned alo, ss inva ploerrjeusic imo ádxei mquoes  eyl   BOE-A-cable e
operador del sistema podrá modificar dicho rango.
– La consigna de tensión podrá ser seleccionable en escalones de 0,1 kV.
– La banda muerta será parametrizable en el rango definido por el Reglamento 
(UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, en escalones de 0,1 kV.
– La rampa de variación de la tensión de consigna será definida por el operador del 
sistema y podrá 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 instalación otros valores y rangos.
– Cuando el sistema HVDC se encuentre modificando su potencia reactiva con un 
valor determinado de la rampa, motivado por un cambio de la consigna de tensión, dicha 
rampa podrá bloquearse en cualquier momento de forma manual, automática o a través de 
una señal remota, de tal forma que el valor de potencia reactiva deje de variar y 
permanezca constante en el valor de potencia reactiva que tenía antes de ejecutar el 
bloqueo de la rampa. Dicha rampa deberá poder continuar tras dicho bloqueo de forma 
manual, automática o a través de una señal remota.
– El control debe llevar asociado un valor de pendiente definida como el cambio de 
potencia reactiva que resulta de un cambio de tensión igual a 1 kV. Este valor de la 
pendiente será parametrizable entre 0 y la capacidad reactiva máxima/kV en escalones de 
un 0,3 % de la capacidad reactiva máxima/kV.
– En cuanto a la velocidad de respuesta del control de tensión, se considerará t1 igual 
a 1 s (tiempo para conseguir, al menos, el 90 % de la variación 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 petición del titular de la instalación, el operador del sistema 
podrá acordar tiempos superiores tras un análisis individual de cada proyecto.
11.  Prioridad a la aportación de potencia activa o reactiva
Los sistemas HVDC deberán tener en cuenta, para todos los controles que gestionen 
la potencia activa (o componente activa de la corriente) y la potencia reactiva (o 
componente reactiva de la corriente), la siguiente regla de prioridad, sin perjuicio de que el 
operador del sistema pueda definir reglas adicionales o diferentes:
–  Dentro  del  rango  de  tensiones  en  el  punto  de  conexión  definido  como 
Umin1 ≤ U ≤ Umax1 tendrán 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 deberán respetar mientras que el 
sistema HVDC no alcance sus límites de operación.
–  Fuera  del  rango  de  tensiones  en  el  punto  de  conexión  definido  como 
Umin1 ≤ U ≤ Umax1 tendrán 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 deberán respetar mientras que el sistema 
HVDC no alcance sus límites de operación.
Umin1 y Umax1 son los valores a los que se activaría el control de inyección rápida de 
corriente de falta, de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 7.
De forma adicional, el operador del sistema podrá requerir una limitación de la potencia 
reactiva del sistema HVDC en función de la tensión, de tal forma que se limite la inyección de 
potencia reactiva en caso de sobretensiones en el punto de conexión, y la absorción de potencia 
reactiva en caso de subtensiones en el punto de conexión. A tal efecto, el operador del sistema  s
proveerá una curva indicando los límites máximos y mínimos de potencia reactiva en función de  oe.
la tensión del punto de conexión. Dicha limitación poseerá una jerarquía tal que ninguna función  w.
de control implementada en el sistema HVDC deberá sobrepasar dichos límites. 65ww
12.  Calidad de onda
Los sistemas HVDC deberán cumplir con las disposiciones sobre las condiciones de  BOE-A-cable e
intercambio de la energía establecidas en el Procedimiento de Operación 12.2.
13.  Capacidad de soportar huecos de tensión
Los sistemas HVDC deberán ser capaces de soportar sin desconectarse de la red ni 
bloquearse, faltas equilibradas cuyo perfil de tensión en el punto de conexión en función 
del tiempo esté comprendido dentro de los límites indicados por la figura 4, la cual 
 
representa el límite inferior de un perfil de tensión frente a tiempo en el punto de conexión, 
 
expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y después 
de una falta.
 
 
Figura 4.  Perfil de la capacidad para soportar falt as equilibradas de un sistema HVDC.
   
Adicionalmente,  los  sistemas  HVDC  deberán  ser  capaces  de  soportar  sin 
desconectarse de la red, ni bloquearse, faltas desequilibradas cuyo perfil de tensión en 
función del tiempo esté comprendido dentro de los límites indicados por el perfil de tensión 
en función del tiempo indicado en la figura 5, la cual representa el límite inferior de un perfil 
de tensión frente a tiempo en el punto de conexión, expresando su valor real respecto a su 
valor de referencia 1 pu antes, durante y después de una falta. En el caso de cortocircuitos 
bifásicos, bifásicos a tierra o monofásicos, la tensión indicada en el perfil de la figura 5   
correspondería a la menor de las tensiones fase-fase o fase-tierra. A estos efectos se 
 
entenderá que la situación desequilibrada puede mantenerse durante el tiempo delimitado 
por el perfil tensión-tiempo indicado en la figura 5, mientras la tensión se encuentre por 
debajo de 0,85 pu.
 
 
Figura 5.  Perfil de la capacidad para soportar falta s desequilibradas de un sistema HVDC. s
    o
14.  Capacidad para soportar sobretensiones transitorias 65www.
ser Ecna ploasz s idsete mpearsm HaVnDeCce lra  ceostnaecciótand cao nyv es resogruair c ofunneccitoandaan ad loa  rdeed  dfoer mtraan sepsotartbel ede abnerteá 
saocuberer dteon csoionn eels p terarfnils diteo rtieanss ieónn  eeln p fuunntcoió dne d ecol tnieemxipóon ,r eepnr eusnean toa deon  ptoord alas  lílnaesa f acsoensti,n duea   BOE-A-cable e
de la figura 6. Asimismo, deberá soportar, sin daño ni desconexión, sobretensiones que se
 
 
puedan presentar en caso de faltas monofásicas. En el caso de faltas monofásicas, el 
valor de la sobretensión a soportar dependerá del punto de conexión y de la red. En 
consecuencia, el operador del sistema deberá informar de dicho valor de capacidad 
durante el proceso de acceso. Adicionalmente, en la zona de la figura 6 marcada en tre la 
 
línea continua y la línea discontinua, el sistema HVDC deberá ser capaz de permanecer 
conectado a la red, pero se permitirá el bloqueo del sistema HVDC.
 
 
  
Figura 6.  Tiempos mínimos de sobretensiones en el punto de conexión (tensión eficaz a tierra en una o en 
todas la s fases en valor unitario de la base de tensión del punto de conexión) que el sistema HVDC debe ser 
capaz de soportar sin desconectar. Vmax se corresponde con la mayor tensión admisible considerada en los 
 
rangos de tensión y tiempos mínimos que debe soportar sin desconectar establecida en el apartado 6.
 
El operador del sistema podrá requerir la característica de sobretensiones fase-fase en 
el punto de conexión referida al valor de la tensión previo al evento tras un análisis 
individual de cada proyecto.
En caso de bloqueo del sistema HVDC, este deberá desbloquearse una vez que la 
tensión en el punto de conexión en todas las fases (tensión eficaz a tierra en el punto de 
conexión) haya regresado a valores inferiores a 1,35 pu Tras la secuencia de desbloqueo, 
el sistema HVDC deberá contribuir, si procede, a la inyección o absorción de corriente 
rápida de falta según 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.
Corresponderá al gestor de la red pertinente establecer los requisitos en relación con 
la capacidad de los sistemas HVDC para soportar sobretensiones transitorias, cuando la 
estación conversora de los mismos esté conectada a la red de distribución.
15.  Recuperación de la potencia activa posterior a una falta
Tras una falta para la que el sistema HVDC debe permanecer conectado a la red, de 
conformidad con lo señalado en los apartados 13 y 14 de este anexo, la potencia activa 
deberá alcanzar como mínimo 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 tensión del punto 
de conexión alcance o supere el valor de 0,85 pu. En caso de que el sistema HVDC esté 
en el máximo de su capacidad y no sea capaz de recuperar el 90 % del valor de potencia 
activa previo a la falta, deberá alcanzar al menos el 90 % de su corriente nominal.
A efectos de cumplimiento de este requisito, en el caso de que la respuesta en potencia 
activa sea oscilante, se considerará la línea de tendencia de la componente no oscilatoria 
de la potencia activa con posterioridad al despeje de la falta. En estos casos, la respuesta 
deberá presentar un amortiguamiento mayor del 10 %.
16.  Recuperación rápida después de faltas en CC w.
uno Cou  vaanrdioos e tlr aompeorsa daoérr edoesl  seinst esmu alín aesaí  ldoe r etrq aunisemrai,s lioósn  seinst ecmorarise nHteV DcoCn qtiuneu ad idsepboenrgáann s deer 
caaépreaocse,s t adne  rráepciudapmereanr tesu c opmotoe nlac iate cancotilvoag íean l oc apseorm dieta  fay lteans  ctruaanlqsuitioerri acsa seon  elons t iterammpooss 
inferiores a 5 segundos.
17.  Energización y sincronización de estaciones convertidoras HVDC
Durante la energización o sincronización de una estación convertidora de un sistema 
HVDC a la red de corriente alterna, o durante la conexión de una estación convertidora a 
un sistema HVDC, la estación convertidora del sistema HVDC deberá disponer de la 
capacidad de limitar la variación de tensión en régimen permanente en el punto de 
conexión a un nivel inferior o igual al 4 % de la tensión antes de su sincronización.
18.  Interacciones entre sistemas de HVDC y otras plantas y equipos
A través del diseño de sus funciones de control o de equipamiento adicional, los 
sistemas HVDC deberán ser capaces de evitar o reducir los riesgos de interacción 
detectados.
En este sentido, salvo indicación en contra del operador del sistema, el propietario del 
sistema HVDC deberá realizar un estudio de interacciones entre el sistema de HVDC y 
otras plantas y equipos, que será validado por el operador del sistema. Dicho estudio 
deberá abarcar, como mínimo, las siguientes cuestiones:
– Análisis de la posible interacción del sistema HVDC con la red de alterna. El 
operador del sistema definirá, tras un análisis individual del proyecto, las posibles 
topologías y escenarios de la red.
– Análisis de la posible interacción del sistema HVDC con otros sistemas HVDC. El 
operador del sistema definirá, tras un análisis individual del proyecto, los «otros sistemas 
HVDC» que debe tener en consideración el estudio.
– Análisis de la posible interacción del sistema HVDC con otros equipos conectados o 
que esté previsto que vayan a conectarse a la red, tales como módulos de generación 
síncronos, módulos de parque eléctrico, equipos de demanda, generación o sistemas de 
almacenamiento conectados a través de un convertidor, compensadores síncronos, 
dispositivos FACTS, entre otros. El operador del sistema definirá, tras un análisis individual 
del proyecto, los equipos concretos que deben tenerse en consideración para la realización 
del estudio.
–Identificación de acciones mitigadoras necesarias.
En cuanto a la metodología, esta dependerá de las exigencias del estudio, si bien, 
deberá incluir como mínimo:
–La medida o simulación de la impedancia de red dependiente de la frecuencia.
–La determinación de las no linealidades en las diferentes posibles impedancias del 
sistema HVDC, teniendo en cuenta las funciones de control.
– Conclusiones de los análisis en el dominio de la frecuencia y/o simulaciones EMT.
El operador del sistema podrá requerir la reducción o ampliación del alcance, o 
metodologías alternativas para realizar dicho estudio, tras un análisis individual de cada 
proyecto.
El titular de la instalación remitirá el estudio al operador del sistema previamente a la 
tramitación de la notificación operacional de energización. Este estudio deberá repetirse si, 
durante la vida útil de la instalación, se detectase este tipo de interacciones. es
Será obligación del titular de la instalación realizar las acciones necesarias para mitigar  bo
las interacciones que puedan resultar del mencionado estudio. 65ww
eneSrgeizráa ccióonn dy,ic eiónn  snue ccaessoa,r ipaa rpaa rmaa lnat eonbetre lnac ivóigne dneci ala d en olati fincoatcifiiócna coiópne roapceiorancaiol ndael 
dreeafilinziaticviaó,n l ad ea lcaesp ataccciioónne, sp omri tpigaardteo rdaesl  noepceersaadroiars d.el sistema, del estudio remitido y la
19.  Capacidad de amortiguación de oscilaciones de potencia
Los sistemas HVDC deberán incorporar una función de control que amortigüe las 
oscilaciones de potencia medidas en el punto de conexión o en cualquier otro punto de la 
red especificado por el operador del sistema. Dicha función de control:
– Deberá diseñarse para trabajar de forma eficiente en varios modos: gestionando 
únicamente la potencia activa, gestionando únicamente la potencia reactiva, o gestionando 
la potencia activa y reactiva simultáneamente.
– Deberá presentar un comportamiento robusto en caso de tener lugar variaciones de 
frecuencia o de potencia. Adicionalmente, deberá amortiguar posibles oscilaciones 
electromecánicas y, en particular, las correspondientes al rango de frecuencia 0,1-2 Hz.
– Deberá estar preparado para recibir señales de entrada (por ejemplo, frecuencia) de 
nudos remotos del sistema.
20.  Capacidad de amortiguamiento de interacciones subsíncronas
Los sistemas HVDC deberán incorporar una función de control que amortigüe las 
interacciones subsíncronas que pudieran aparecer entre el sistema HVDC y otros módulos 
de generación de electricidad síncronos, módulos de parque eléctrico, convertidores, 
compensadores síncronos, o cualquier otro dispositivo conectado a la red.
El propietario del sistema HVDC deberá realizar un estudio, que deberá ser validado 
por el operador del sistema, cuyo alcance mínimo será el que se indica a continuación:
– Determinar el riesgo de interacciones subsíncronas con otros dispositivos 
conectados a la red cercana.
– En caso de aparición de riesgos:
• Determinar el principio de funcionamiento y los ajustes de los parámetros del control 
de amortiguamiento de las interacciones subsíncronas.
• Demostrar la eficacia de dicho control en el amortiguamiento de interacciones 
subsíncronas.
• Identificar las acciones mitigadoras necesarias, si procede.
El operador del sistema podrá requerir la reducción o ampliación del alcance de dicho 
estudio, tras un análisis individual de cada proyecto.
El titular de la instalación remitirá el estudio al operador del sistema, previamente a la 
tramitación de la notificación operacional de energización. Este estudio deberá repetirse si, 
durante la vida útil de la instalación, se detectase este tipo de interacciones.
Será obligación del titular de la instalación realizar las acciones necesarias para mitigar 
las interacciones que puedan resultar del mencionado estudio.
Será condición necesaria para la obtención de la notificación operacional de 
energización y, en su caso, para mantener la vigencia de la notificación operacional 
definitiva, la aceptación, por parte del operador del sistema, del estudio remitido y la 
realización de las acciones mitigadoras necesarias.
21.  Robustez del sistema HVDC
Los sistemas HVDC deberán estar diseñados para presentar un comportamiento 
robusto ante cambios esperados o inesperados. En este sentido, un sistema HVDC deberá: e.e
– Ser capaz de alcanzar puntos de funcionamiento estables durante y después de  65www.
tapooltdedarr• ná maP e aésanrp dileoaidcbsair fai qcd uapeerlla   ossnteiirsfa itceesan,m dcdaauic  edhonea tn rseto ev  lcpaeolrcainaonecmifciiouctanandedicosaa . p ceSoinoidn nre eípals ens rie sjsunteeitcrrm:eio a ed lH esV iqsDuteCem  eoal   eoHnpV elDara Crde oydr   eddle ec lc esonirstrrtioee nmdteea    BOE-A-2020-89cable en https://
control remoto, o entre las dos estaciones convertidoras del sistema HVDC.
• Modificación de las condiciones en los flujos de carga o de la topología de las líneas 
de la red de alterna o del propio sistema HVDC.
• Cambios de modo de control del sistema HVDC.
• Actuación simultánea de dos o más funciones de control implementadas en el 
sistema HVDC.
• Pérdida de funciones externas de optimización y control del sistema HVDC.
– Soportar el cierre de las líneas de la red con una diferencia angular entre polos del 
interruptor de la línea de 30o, y ocasionalmente hasta 35o.
– Soportar sin daño, ni desconexión, ni alteración en el modo de funcionamiento 
variaciones de la tensión de régimen permanente del 4 % en el punto de conexión.
– Soportar en régimen permanente una componente de tensión inversa del 5 % de la 
tensión nominal.
– Soportar, sin daño, los valores indicados en la normativa vigente sobre calidad de 
servicio en la red de transporte. Los índices de calidad de las instalaciones de transporte 
serán los establecidos en 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, o norma que lo 
sustituya.
– Conservar los ajustes de los parámetros de las funciones de control que había 
previamente a dicha desconexión tras la desconexión prolongada de una conversora o del 
sistema HVDC completo.
Adicionalmente, ante indisponibilidad o falta en el cable o línea de transporte en 
corriente continua entre estaciones convertidoras del sistema HVDC, éstas deberán poder 
funcionar gestionando únicamente su potencia reactiva.
22.  Esquemas y ajustes de protección eléctrica
El sistema de protección de los sistemas HVDC deberán cumplir, al menos, con lo 
indicado en el mencionado documento «Criterios Generales de Protección del sistema 
Eléctrico Peninsular Español», o su edición posterior en vigor, cuando el sistema HVDC 
pertenezca a la denominada «Red Considerada», según el citado documento. 
Adicionalmente el sistema de protección de la instalación se coordinará con los sistemas 
de protección de la red a la que se conecte.
El sistema HVDC deberá soportar, sin daño, las faltas y correspondientes tiempos de 
despeje contemplados en el documento «Criterios Generales de Protección del Sistema 
Eléctrico Peninsular Español».
No obstante lo anterior, el operador del sistema podrá establecer requisitos adicionales 
relacionados con los esquemas y ajustes de protecciones, tras un análisis individual de 
cada proyecto.
23.  Requisitos de intercambio de información y coordinación
23.1  Funcionamiento de los sistemas HVDC.Las señales adicionales a las 
establecidas en el Reglamento (UE) 2016/1447, de 26 de agosto de 2016, que el 
controlador automático, establecido por dicho Reglamento, deberá ser capaz de enviar y 
de recibir y, en general, otros requisitos de información a intercambiar, serán acordados  s
entre el operador del sistema y el titular de la instalación tras un análisis individual de cada  oe.
proyecto. w.
23.2  Registro y supervisión de faltas. Los sistemas HVDC deberán estar dotados,  65ww
ccoonmvoe rmtidíonrima od,e ld sei sutenm eaq HuiVpDo Cd.e L are agcistitvroa cyió ns udpee rcvuisailóqnu iedre r efalél tadse  eprno tceacdcaió ne sdteabceiórán 
quedar registrada junto a la oscilografía y el propietario del sistema HVDC tendrá la
obligación de facilitar el registro de faltas y la oscilografía, a petición del operador del  Bc
sistema.
Asimismo, los sistemas HVDC deberán estar dotados de un equipo de supervisión 
dinámica del comportamiento de la red que deberá incluir un activador de oscilación, con 
el fin de detectar oscilaciones de potencia gestionadas de forma deficiente. El criterio de 
activación de la oscilación será especificado por el operador del sistema, tras un análisis 
individual de cada proyecto, y el propietario del sistema HVDC tendrá la obligación de 
facilitar el registro de oscilaciones de potencia al operador del sistema tantas veces como 
sean detectadas.
Adicionalmente, el operador del sistema podrá requerir que una o varias estaciones 
convertidoras del sistema HVDC estén equipadas con una unidad de medida fasorial 
(PMU), en tiempo real, de los principales parámetros eléctricos del sistema. Las 
características de dicha unidad, así como los requisitos de intercambio de información, 
serán definidas por el operador del sistema, tras un análisis individual de cada proyecto.
23.3  Modelos de simulación. Tras un análisis individual de cada proyecto, el operador 
del sistema podrá acordar con el titular de un sistema HVDC que se modelen 
funcionalidades adicionales a las mínimas requeridas por el Reglamento (UE) 2016/1447, 
de 26 de agosto de 2016.
24.  Potencia de cortocircuito
El sistema HVDC deberá cumplir con las disposiciones sobre potencia de cortocircuito 
establecidas en el Procedimiento de Operación 12.2.