Atenci髇 norma derogada, ver regulaci髇 posterior

Resoluci髇 de 17 de marzo de 2004, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, Desarrollo Industrial y Peque馻 y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de car醕ter t閏nico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gesti髇 t閏nica del Sistema El閏trico

ANEXO
PROCEDIMIENTOS DE OPERACI覰 DEL SISTEMA

El presente anexo contiene los siguientes procedimientos de operaci髇 del sistema:

• P.O.2.1 Previsi髇 de la demanda.
• P.O.2.2 Previsi髇 de la cobertura y an醠isis de la seguridad del sistema el閏trico.
• P.O.2.5 Planes de mantenimiento de las unidades de producci髇.
• P.O.3.1 Programaci髇 de la generaci髇.
• P.O.3.4 Programaci髇 del mantenimiento de la Red de Transporte.
• P.O.3.6 Comunicaci髇 y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de producci髇.
• P.O.4 Gesti髇 de las conexiones internacionales.
• P.O.9 Informaci髇 intercambiada por REE.

Previsi髇 de la demanda P.O.2.1

1
Objeto

El objeto de este procedimiento es especificar las previsiones de la demanda que lleva a cabo Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte, en los diversos horizontes temporales.

2
羗bito de aplicaci髇

Este procedimiento es de aplicaci髇 para Red El閏trica y dem醩 sujetos del sector el閏trico.

3
Previsi髇 mensual con horizonte anual m髒il

Red El閏trica elaborar� y comunicar� en el 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento, antes del d韆 15 de cada mes, una previsi髇 de la demanda de energ韆 en barras de central correspondiente al mes siguiente al de la fecha de publicaci髇.

4
Previsi髇 con horizonte semanal m髒il

Esta previsi髇 contemplar� la demanda diaria de energ韆 en barras de central con un horizonte de siete d韆s y con desglose horario.

Los d韆s laborables antes de las 13:00 horas, Red El閏trica elaborar� y comunicar� en el 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento una previsi髇 de la demanda de energ韆 horaria en barras de central, que abarcar� los 7 d韆s siguientes.

5
Previsi髇 diaria

La previsi髇 diaria contemplar� la demanda diaria de energ韆 en barras de central, con desglose horario.

Red El閏trica elaborar� y comunicar� en el 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento una previsi髇 de la demanda de energ韆 horaria en barras de central, con una antelaci髇 no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci髇 de ofertas al mercado diario. Esta previsi髇 abarcar� al menos todas y cada una de las horas del d韆 siguiente.

Red El閏trica elaborar� y comunicar� en el 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento nuevas previsiones de demanda correspondientes al d韆 en curso y al d韆 siguiente siempre que las modificaciones respecto a las previsiones previas as� lo hagan aconsejable.

Previsi髇 de la cobertura y an醠isis de seguridad del sistema el閏trico P.O.2.2

1
Objeto

El objeto de este procedimiento es definir el proceso de previsi髇 de la cobertura de la demanda el閏trica y del uso de los recursos de producci髇, as� como de las reservas hidroel閏tricas, con diversos horizontes, desgloses y periodicidades, y evaluar el margen de garant韆 de seguridad de abastecimiento del sistema el閏trico a corto y medio plazo.

2
羗bito de aplicaci髇

Este procedimiento es de aplicaci髇 para Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte, para los agentes del mercado y para el operador del mercado (OM).

3
Previsiones con horizonte anual

3.1. Cobertura.

Red El閏trica elaborar� mensualmente una previsi髇 de cobertura de la demanda del sistema con un horizonte anual m髒il, desglosado por meses.

Para ello tendr� en cuenta las informaciones que deben enviar los agentes relativas a la disponibilidad prevista de los equipos, el estado de las reservas hidroel閏tricas y las existencias de combustibles en parques y almacenamientos, as� como la informaci髇 que pueda recibir del OM relativa a la evoluci髇 esperada del funcionamiento del mercado el閏trico.

Como resultado de la previsi髇 se incluir� un balance mensual con la distribuci髇 estad韘tica de los casos de cobertura resultante de la agrupaci髇 por deciles de las realizaciones del proceso estoc醩tico de hidraulicidad y fallo t閞mico.

El balance contendr� la participaci髇 previsible en la cobertura de los diferentes recursos de generaci髇 agrupados por tipos de combustible -nuclear, carb髇, fuel/gas- producci髇 hidr醬lica, ciclos combinados, producci髇 en r間imen especial e intercambios de importaci髇 o exportaci髇 por las interconexiones internacionales.

El informe de previsi髇, junto con las hip髏esis que hayan servido para su elaboraci髇, ser� comunicado al OM y a la Administraci髇.

3.2. An醠isis de seguridad.

Red El閏trica analizar� mensualmente la seguridad en la cobertura con un horizonte anual m髒il.

El an醠isis de seguridad comprender� los dos aspectos siguientes:

• a) An醠isis en nudo 鷑ico.
• b) An醠isis zonal, detectando posibles problemas de cobertura.

El primero evaluar� el riesgo de fallo de suministro que podr韆 derivarse de los propios recursos de producci髇, teniendo en cuenta la disponibilidad de combustibles, las reservas hidroel閏tricas en los embalses y la hidraulicidad, con diversos supuestos de demanda y de disponibilidad de los grupos generadores.

El an醠isis tendr� en cuenta la utilizaci髇 prevista de los recursos de generaci髇 e incluir� la evoluci髇 global de las reservas hidr醬licas anuales e hiperanuales, con diferentes probabilidades de ocurrencia.

Se utilizar醤, como 韓dices de riesgo, el valor esperado de la energ韆 demandada y no suministrada y el margen de reserva.

El an醠isis zonal pondr� de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generaci髇 y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geogr醘icas.

El informe de seguridad de la cobertura se comunicar� mensualmente a la Administraci髇 y al OM.

3.3. M閠odo de estudio.

Para la realizaci髇 de los estudios de previsi髇 de la cobertura y an醠isis de seguridad se emplear醤 los siguientes criterios:

• a) El orden de cobertura se determinar� atendiendo al coste de oportunidad de la generaci髇. Para las centrales t閞micas este coste de oportunidad vendr� determinado fundamentalmente por los precios de reposici髇 de los combustibles y las compras obligadas de los mismos, previstas en el Plan de la Miner韆. Para las centrales hidr醬licas este coste de oportunidad ser� el de la generaci髇 t閞mica reemplazada.
• b) En las centrales de carb髇 nacional se supondr� una compra anual garantizada por central, equivalente al cupo aprobado para ella en el Plan de la Miner韆 del Carb髇. Las entregas correspondientes al per韔do estudiado se supondr醤 lineales y por las cantidades pendientes hasta la fecha horizonte contemplada en el an醠isis.
• c) Las aportaciones futuras en los embalses de regulaci髇 se obtendr醤 de su funci髇 de distribuci髇 probabil韘tica. El estado inicial de los embalses en cada ejecuci髇, ser� el proporcionado por los agentes propietarios al comienzo de cada periodo, seg鷑 lo dispuesto m醩 adelante en este procedimiento.
• d) Las existencias en parques de carb髇 y en tanques de combustible ser醤 las declaradas por sus propietarios al comienzo de cada per韔do de estudio.
• e) Los planes de revisi髇 de las centrales ser醤 los elaborados por Red El閏trica a partir de la informaci髇 recibida de las empresas propietarias.
• f) La estructura de consumo en termias de Poder Calor韋ico Inferior (PCI) ser� la obtenida a partir de los datos disponibles de explotaci髇 de las centrales.
• g) La energ韆 m醲ima a ceder a la red por los productores de R間imen Especial ser� estimada a partir de datos hist髍icos, tendencias e informaciones de organismos oficiales y de elaboraci髇 propia.
• h) Se tendr醤 en cuenta las caracter韘ticas t閏nicas de los contratos bilaterales e intercambios acordados con agentes o clientes externos.
• i) Se considerar醤 tambi閚 las previsiones generales sobre el funcionamiento de los mercados que pueda proporcionar el OM.

3.4. Informaci髇 necesaria.

3.4.1. Centrales t閞micas de carb髇.

Antes del d韆 20 de cada mes, las empresas productoras deber醤 enviar a Red El閏trica la informaci髇 siguiente:

• a) Existencias de carb髇 en toneladas, desglosadas por tipos, o en su defecto en millones de termias PCI.
• b) Estructura de consumo y fracci髇 de cada tipo de combustible que sea preciso mezclar, en su caso, por razones ambientales.
• c) Plan previsto de entregas de carb髇 de consumo garantizado para los meses restantes del a駉 en curso o, en su defecto, cantidades del cupo previsto de cada a駉 realmente entregadas hasta la fecha.
• d) Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci髇.

3.4.2. Centrales de fuel髄eo, gas y mixtas.

Antes del d韆 20 de cada mes, las empresas productoras deber醤 enviar a Red El閏trica la informaci髇 siguiente:

• a) Existencias de fuel髄eo, clasificado por tipos, almacenadas en tanques o en almacenamientos concertados.
• b) Tipos de fuel髄eo o, en su caso, mezclas previstas consumidas por cada grupo de la central.
• c) Variaciones previsibles de disponibilidad (grupos de fuel髄eo, gas o mixtos).

3.4.3. Centrales hidroel閏tricas y de bombeo.

Todos los martes laborables o, en su caso, el d韆 h醔il anterior, las empresas propietarias de centrales hidroel閏tricas deber醤 transmitir a Red El閏trica la siguiente informaci髇:

• a) Aportaciones en los embalses y caudales previstos.
• b) Cotas y vol鷐enes almacenados en los embalses.
• c) Potencia hidroel閏trica m醲ima que puede mantener cada unidad de oferta hidr醬lica durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.
• d) Aquellas restricciones a la explotaci髇 de los embalses de regulaci髇 que eventualmente puedan existir.
• e) Variaciones previsibles de disponibilidad de los grupos hidr醬licos y de bombeo.

3.4.4. Previsiones del OM.

Red El閏trica tendr� en cuenta la informaci髇 recibida del OM relativa a su previsi髇 sobre la evoluci髇 del funcionamiento del mercado para los doce meses siguientes.

3.4.5. Contratos de importaci髇 o exportaci髇.

Las empresas que suscriban contratos de intercambio con empresas de otros pa韘es deber醤 comunicar a Red El閏trica las caracter韘ticas t閏nicas de los citados contratos.

4
Previsiones a largo plazo

Red El閏trica efectuar� un an醠isis de seguridad de la cobertura del sistema que abarcar� las previsiones para los 10 a駉s siguientes al a駉 en curso y que se comunicar� a la Administraci髇 en el mes de diciembre de cada a駉. Esta previsi髇 de la cobertura analizar� diversas hip髏esis de crecimiento de la demanda y de desarrollo del parque generador, tanto en r間imen ordinario como en r間imen especial. Adem醩, se considerar醤 las hip髏esis de pol韙ica energ閠ica (planes de la miner韆, etc.), pol韙ica medioambiental (limitaci髇 de emisiones de CO2, normativas, etc.), hip髏esis de altas y bajas de equipo generador, etc.

Como resultado de la previsi髇 se incluir醤 los balances anuales de potencia, que se utilizar醤 para evaluar las necesidades de equipamiento. Como complemento, se presentar醤 los balances de energ韆 que se obtengan en los diferentes escenarios que se consideren.

Planes de Mantenimiento de las Unidades de Producci髇 P.O. 2.5

1
Objeto

Determinar los procedimientos para que Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte, disponga permanentemente de la informaci髇 actualizada necesaria para elaborar la previsi髇 de indisponibilidades de las unidades de producci髇, bien por mantenimiento anual, bien por otras razones conocidas con antelaci髇 suficiente, as� como su actualizaci髇 peri骴ica con horizonte anual m髒il.

2
羗bito de aplicaci髇

Este procedimiento es de aplicaci髇 para Red El閏trica, los agentes titulares de unidades de producci髇 sometidas al sistema de ofertas incluidas las de r間imen especial y las sujetas a contratos bilaterales f韘icos que les eximan de la obligaci髇 de ofertar.

3
Comunicaci髇 y tratamiento de indisponibilidades

Los trabajos de mantenimiento as� como cualesquiera otras causas previstas que puedan afectar a la disponibilidad total o parcial de las unidades de producci髇, deber醤 ser anunciados con la mayor antelaci髇 posible a Red El閏trica de modo que le permitan, tanto su consideraci髇 en las previsiones de cobertura y en el control del nivel de garant韆 de suministro de electricidad a corto y medio plazo, como facilitar dicha informaci髇 al operador de mercado (OM) en tiempo y forma 鷗iles.

Antes del d韆 15 de cada mes las empresas titulares de unidades de producci髇 incluidas en el 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento comunicar醤 a Red El閏trica sus mejores previsiones sobre cambios de disponibilidad de sus unidades de producci髇, bien sea por alteraci髇 de los planes de mantenimiento vigentes bien por aver韆s o cualquier otra causa previsible que conlleve un programa de actuaciones. El horizonte contemplado ser� de un a駉 m髒il.

La informaci髇 tendr� como m韓imo el siguiente contenido:

• a) Identificaci髇 de la central y/o grupo afectado por la indisponibilidad o en su caso, fracci髇 de potencia total afectada de indisponibilidad.
• b) Alcance de los trabajos de mantenimiento o naturaleza de la indisponibilidad en su caso.
• c) Fechas de comienzo y fin (o duraci髇) de las operaciones de mantenimiento o de resoluci髇 de la indisponibilidad.
• d) Potencia que queda indisponible.

Con la informaci髇 facilitada, dentro de los 10 primeros d韆s de cada mes Red El閏trica elaborar� un documento en el que recopilar� la informaci髇 actualizada de los planes de indisponibilidades previstas del equipo nuclear y t閞mico, hidr醬lico convencional y de bombeo, con horizonte anual.

Las fechas comunicadas por los agentes ser醤 mantenidas por Red El閏trica siempre que con ello y a su juicio no resulte comprometida la seguridad del sistema. Si as� no fuere Red El閏trica propondr� los cambios que corresponda.

El documento elaborado por Red El閏trica contendr�, adem醩 de las fechas y duraci髇 de los trabajos previstos, una estad韘tica de la potencia disponible en las diferentes unidades de producci髇 para el horizonte contemplado y con desglose mensual.

4
Compromiso de los plazos anunciados

Con car醕ter general, todos los trabajos de mantenimiento de centrales que supongan una indisponibilidad de potencia igual o superior a 50 MW y cuyo comienzo est� previsto en los dos meses siguientes a la fecha del documento elaborado por Red El閏trica, seg鷑 se especifica en el apartado anterior, se considerar醤 firmes y cualquier modificaci髇 de fechas deber� ser notificada a Red El閏trica para que 閟ta la tenga en cuenta a efectos de seguridad y garant韆 de suministro y de planificaci髇 de trabajos del resto de elementos del sistema que puedan verse afectados por el cambio y, en su caso, autorice la modificaci髇 propuesta.

En cualquier caso, las empresas titulares de unidades de producci髇 bajo el 醡bito de aplicaci髇 de este procedimiento deber醤 comunicar a Red El閏trica cualquier modificaci髇 que surja respecto al plan vigente en cada momento, cualquiera que fuere su naturaleza, seg鷑 el proceso descrito anteriormente.

Programaci髇 de la Generaci髇 P.O. 3.1

1
Objeto

...

2
羗bito de aplicaci髇

...

3
Definiciones

...

4
Programaci髇 previa

...

5
Mercado intradiario (MI)

...

6
Gesti髇 de desv韔s

...

7
Programaci髇 en tiempo real

...

LE0000215845_20050701LE0000215845_20050701 Procedimiento P.O. 3.1.derogado por el apartado segundo de la Res. 24 junio 2005, de la Secretar韆 General de la Energ韆, por la que se aprueban los Procedimientos de Operaci髇 3.1. 玃rogramaci髇 de la Generaci髇� y 3.2 玆esoluci髇 de Restricciones T閏nicas�, para su adaptaci髇 al R.D. 2351/2004, de 23 de diciembre (獴.O.E.� 30 junio). V閍se en la actualidad el anexo de la citada Resoluci髇. Vigencia: 1 julio 2005

Programaci髇 del mantenimiento de la red de transporte P.O.3.4

1
Objeto

Este procedimiento describe los flujos de informaci髇 y los procesos necesarios para la elaboraci髇 de los planes de mantenimiento de los elementos y las instalaciones de la red de transporte en los horizontes anual, bimestral, semanal y de corto plazo de modo que:

Se asegure su compatibilidad con los planes de mantenimiento de las unidades de producci髇.

Se minimicen las restricciones t閏nicas que afecten a los medios de producci髇.

Se obtenga un estado de disponibilidad de la red de transporte que garantice la seguridad y la calidad del abastecimiento de la demanda.

2
羗bito de aplicaci髇

Este procedimiento es de aplicaci髇 a los siguientes sujetos:

• a) Red El閏trica de Espa馻 en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte, en adelante Red El閏trica.
• b) Las empresas propietarias de instalaciones de la red de transporte.
• c) Empresas propietarias u operadoras de las redes de distribuci髇 conectadas a la red de transporte, en su caso.
• d) Consumidores cualificados con conexi髇 directa a la red de transporte.
• e) Empresas propietarias u operadores de grupos generadores con conexi髇 directa a la red de transporte.

3
Programa de mantenimiento

El programa de mantenimiento comprende un Plan Anual de Descargos, que ser� revisado bimestralmente, un Plan Semanal y una programaci髇 cuyo 醡bito temporal es inferior a la semana, denominada de corto plazo, que termina en el tiempo real.

3.1. Plan Anual de Descargos.

El Plan Anual de Descargos de la red de transporte es responsabilidad de Red El閏trica e incluye todas las indisponibilidades de la red de transporte, tal como 閟ta se define en la normativa vigente.

3.1.1. Recepci髇 y tratamiento de las propuestas de indisponibilidades.

Red El閏trica elaborar� el Plan Anual de Descargos de las instalaciones de la red de transporte, a partir de las propuestas presentadas por las empresas propietarias sujetas a este procedimiento. Dichas propuestas deber醤 ser presentadas a Red El閏trica antes del 30 de septiembre de cada a駉, con la informaci髇 relativa a las indisponibilidades del a駉 siguiente y, en el caso de la red de transporte, con una previsi髇 de mantenimiento para los dos a駉s siguientes, incluy閚dose en el segundo a駉 aquellos trabajos firmes ya presupuestados, y debiendo constar:

• a) La empresa que solicita los trabajos;
• b) Los elementos afectados (l韓ea, transformador, barra, protecci髇, etc.) indicando el estado de disponibilidad previsto durante los trabajos;
• c) Una breve descripci髇 de los trabajos a realizar y de sus implicaciones;
• d) La duraci髇 prevista;
• e) Las fechas deseadas de realizaci髇;
• f) El margen de movilidad posible en el calendario;
• g) La posibilidad de reposici髇 diaria y tiempo de la misma;
• h) El tiempo de reposici髇 en situaci髇 de emergencia;
• i) Cualquier otra informaci髇 que se juzgue oportuna.

Con esta informaci髇, y teniendo en cuenta los programas de mantenimiento de las unidades de producci髇, Red El閏trica elaborar� antes del 15 de diciembre el Plan Anual de Descargos de la red de transporte, teniendo presente el criterio de minimizaci髇 de las restricciones t閏nicas que afecten a los medios de producci髇.

Para imponer el menor n鷐ero posible de restricciones tanto para la generaci髇 como para la operaci髇 del sistema, Red El閏trica agrupar� los diferentes trabajos en una 鷑ica indisponibilidad, eligiendo la mejor 閜oca del a駉 y el horario m醩 adecuado que permita la realizaci髇 de todos los trabajos propuestos, y tendr� en cuenta las diferentes alternativas de plazos y modalidades t閏nicas manifestadas por las empresas propietarias de las instalaciones.

Tras su elaboraci髇, Red El閏trica comunicar� el Plan Anual de Descargos a todos los sujetos afectados por este procedimiento.

En caso de no ser posible programar los trabajos en las fechas y formas propuestas por los propietarios de las instalaciones, Red El閏trica se lo comunicar� con el fin de buscar nuevas alternativas viables.

Este plan se revisar� bimestralmente por lo que las empresas propietarias de las instalaciones deber醤 actualizar la informaci髇 descrita anteriormente como m韓imo 20 d韆s laborables antes de la fecha de publicaci髇 de cada revisi髇, que coincidir� con el primer d韆 laborable del mes correspondiente.

Las alteraciones surgidas en el per韔do de vigencia del Plan Anual de Descargos que supongan una modificaci髇 de las hip髏esis que sirvieron de base para su elaboraci髇, tales como cambios sustanciales de hidraulicidad y de las fechas de indisponibilidades de grupos generadores o indisponibilidades permanentes acaecidas en el plazo que media entre dos revisiones, se tendr醤 en cuenta en las sucesivas revisiones del Plan Anual de Descargos.

3.2. Plan Semanal de Descargos.

Red El閏trica tambi閚 elaborar� un Plan Semanal de Descargos con un horizonte de dos semanas, que permitir� a las empresas afectadas por este procedimiento una adecuada programaci髇 de los trabajos y asegurar� un estado de disponibilidad adecuado de la red de transporte en t閞minos de seguridad y calidad de servicio. Los trabajos programados para la segunda semana estar醤 todav韆 sujetos a confirmaci髇 en la semana anterior a su ejecuci髇.

En este plan se gestionar醤 tanto los trabajos programados en el 醡bito anual como los que se soliciten por primera vez en el 醡bito semanal.

Para su elaboraci髇, las empresas propietarias de las instalaciones deber醤 proponer a Red El閏trica, antes de las 20:00 horas del lunes anterior a la primera semana del horizonte de programaci髇, la informaci髇 indicada en el apartado 3.1.1 para los trabajos que deban iniciarse en las dos siguientes semanas. El per韔do semanal comienza a las 00:00 horas del s醔ado y acaba a las 24:00 horas del viernes de la semana siguiente.

El Plan Semanal de Descargos estar� constituido por los trabajos autorizados que comenzar醤 dentro del horizonte considerado y ser� publicado antes de las 14:00 horas del jueves de la semana anterior a la que se programa.

Este plan har� distinci髇 entre los trabajos cuya autorizaci髇 se considera firme y aqu閘los cuya autorizaci髇 permanece sujeta al cumplimiento de condiciones concretas de operaci髇 en el momento en que deban ejecutarse. Una vez conocidas las condiciones, los trabajos ser醤 autorizados o denegados definitivamente.

3.2.1. Criterios de autorizaci髇 de los trabajos.

En la autorizaci髇 de los descargos a incluir en el Plan Semanal de Descargos se tendr醤 en cuenta los siguientes criterios:

• a) Incompatibilidad de indisponibilidades simult醤eas: En caso de incompatibilidad entre varios descargos, tendr醤 prioridad de ejecuci髇 los que hubieran sido programados en el Plan Anual de Descargos, con excepci髇 de las indisponibilidades resultantes de aver韆s que puedan poner en peligro la seguridad del sistema, personas o bienes.
• b) Alteraciones de las condiciones previstas a largo plazo: Una alteraci髇 sustancial de las condiciones de operaci髇, respecto de las que, con las mejores previsiones disponibles, hubieran sido consideradas en el momento de la ejecuci髇 del Plan Anual de Descargos, podr� ser motivo para no autorizar un descargo incluido en dicho plan. La decisi髇 deber� estar justificada por el impacto negativo, bien desde el punto de vista t閏nico bien desde el econ髆ico, que el descargo induzca en la operaci髇.
• c) Trabajos que den lugar a restricciones de generaci髇: Aquellos trabajos que hayan sido solicitados en las fechas inicialmente acordadas en el Plan Anual de Descargos y cuya ejecuci髇 d� lugar a restricciones de producci髇 de grupos generadores, ser醤 autorizados en la semana en que se soliciten en firme siempre que las condiciones de operaci髇 previsibles a lo largo del a駉 en curso no posibiliten otra fecha alternativa m醩 aconsejable por razones t閏nicas o econ髆icas.

Las indisponibilidades no programadas en el Plan Anual de Descargos que supongan restricciones del equipo generador o no dispongan de reposici髇 diaria o de emergencia adecuada, s髄o ser醤 autorizadas en caso de aver韆s urgentes que pongan en peligro la seguridad del sistema, personas o bienes.

No obstante, si las condiciones de ejecuci髇 de los trabajos permitiesen la reposici髇, bien diaria, bien en cualquier momento a petici髇 de Red El閏trica, su autorizaci髇 quedar� condicionada hasta que se conozca el perfil de generaci髇, o el valor de la demanda y el estado de la red en el per韔do en cuesti髇. En el Plan Semanal de Descargos, dichos trabajos se identificar醤 de forma que los despachos est閚 informados de las condiciones exigidas para su ejecuci髇. Si la indisponibilidad no fuese autorizada finalmente por no cumplir las condiciones exigidas, entonces la petici髇 ser� incorporada en la siguiente revisi髇 del Plan Anual de Descargos, sin perjuicio de que pueda ser solicitada en semanas posteriores y autorizadas en el caso de que fuere posible.

3.3. Programaci髇 a corto plazo.

Los trabajos que surjan en un plazo inferior al indicado en el Plan Semanal de Descargos, tal y como se ha descrito en el punto 3.2, se tratar醤 como descargos de corto plazo cuya tramitaci髇 abarcar� desde las 20:00 horas del lunes - fin del plazo para el 醡bito semanal - hasta el d韆 en que se pretenda iniciar los trabajos.

3.3.1. Trabajos gestionados en el corto plazo.

趎icamente se considerar醤 indisponibilidades gestionables en el corto plazo aqu閘las que presenten las siguientes caracter韘ticas:

• a) Indisponibilidades fortuitas que, como consecuencia de una aver韆, no puedan ser resueltas de otra forma por parte del propietario de la instalaci髇.
• b) Indisponibilidades urgentes que surjan tras la programaci髇 semanal y cuyo retraso para un posterior ciclo semanal de descargos conduzca a una merma apreciable de la seguridad del sistema, ponga en riesgo la seguridad de personas o instalaciones, o cree una restricci髇 de generaci髇 o transporte.
• c) Indisponibilidades programadas que puedan ser anticipadas para un horizonte definido como de corto plazo, en el caso de que dicha anticipaci髇 sea favorable para el sistema. De acuerdo con la decisi髇 a tomar por Red El閏trica, dichos trabajos se deber醤 iniciar cuanto antes.
• d) Indisponibilidades que habi閚dose tramitado en el horizonte semanal, su autorizaci髇 hubiera quedado condicionada al conocimiento m醩 concreto de las condiciones de operaci髇. Las condiciones de ejecuci髇 de estos trabajos deber醤 permitir una reposici髇 diaria o en un plazo razonable de interrupci髇 de los trabajos a petici髇 de Red El閏trica.
• e) Trabajos en elementos que vayan a estar fuera de servicio por estar cubiertos por otros trabajos autorizados en el 醡bito semanal y que hayan surgido tras la pertinente decisi髇 semanal.

3.3.2. Flujo de informaci髇.

Para efectuar la tramitaci髇 de los descargos referidos en el punto 3.3.1, las empresas afectadas por este procedimiento deber醤 facilitar a Red El閏trica la siguiente informaci髇:

• a) Causa que justifique el tratamiento de la indisponibilidad en el corto plazo;
• b) Responsable de los trabajos;
• c) Elementos afectados (l韓ea, transformador, barras, protecciones, etc.), indicando el estado de disponibilidad durante los trabajos;
• d) Duraci髇 prevista;
• e) Fecha deseada para su realizaci髇;
• f) Margen de movilidad posible de la fecha propuesta;
• g) Posibilidad de reposici髇 diaria y tiempo de la misma;
• h) Tiempo de reposici髇 en situaci髇 de emergencia;
• i) Cualquier otra informaci髇 que se considere oportuna.

Para los trabajos descritos en la letra d) del apartado 3.3.1 anterior no es necesario reenviar la informaci髇 ya comunicada en el 醡bito semanal. S髄o se debe indicar, en su caso, el cambio ocurrido en las condiciones de ejecuci髇 de los trabajos.

4
Tratamiento de los trabajos en los an醠isis diarios de seguridad

De acuerdo con los resultados de sus an醠isis diarios de seguridad, Red El閏trica manifestar� su conformidad o rechazo a la ejecuci髇 de los trabajos considerados como de corto plazo. Los trabajos ya autorizados continuar醤 su curso salvo que Red El閏trica, justificaci髇 previa mediante, determine su interrupci髇.

Si la naturaleza de los trabajos -como la reparaci髇 de aver韆s de car醕ter urgente- obligare a una actuaci髇 de plazo inferior al diario, Red El閏trica comunicar� su decisi髇 a los sujetos afectados por este procedimiento lo m醩 r醦idamente posible, una vez analizada su repercusi髇 en la seguridad del sistema afectado.

Comunicaci髇 y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de producci髇 P.O.3.6

1
Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer los criterios que deber醤 aplicarse para la comunicaci髇 y el tratamiento de las indisponibilidades de los grupos generadores, con el fin de que Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte, realice una adecuada programaci髇 de las unidades de producci髇, conociendo en todo momento los medios de producci髇 disponibles para la operaci髇 del sistema, y pueda confirmar adem醩 las circunstancias que eximan a las unidades de producci髇 de su obligaci髇 de presentar ofertas en el mercado diario en caso de indisponibilidad, y para que el operador del mercado (OM) pueda efectuar las liquidaciones correspondientes a la retribuci髇 por garant韆 de potencia.

2
羗bito de aplicaci髇

Este procedimiento debe ser aplicado por Red El閏trica, el operador del mercado (OM) y los agentes titulares de las unidades de producci髇.

3
Definiciones

Se considera que una unidad de producci髇 est� completamente disponible si puede participar en el despacho de producci髇 sin ninguna limitaci髇 de capacidad de generaci髇. En caso contrario se considerar� la existencia de una indisponibilidad, que podr� ser parcial o total.

4
Responsabilidades

Los agentes titulares de las unidades de producci髇 de potencia neta registrada (1) igual o superior a 30 MW son responsables de comunicar a Red El閏trica cualquier indisponibilidad total o parcial, que haya afectado o pueda afectar a la capacidad de generaci髇 de sus respectivas unidades de producci髇, tan pronto como este hecho se produzca.

La comunicaci髇 posterior de estas indisponibilidades de las unidades de producci髇 al OM es responsabilidad de Red El閏trica.

5
Criterios para la determinaci髇 de las indisponibilidades

Para determinar las potencias indisponibles y los per韔dos de indisponibilidad de las unidades de producci髇 se atender� a los siguientes criterios generales:

• a) Independientemente de la causa que haya provocado la indisponibilidad, la potencia neta indisponible de un grupo, excepto en los casos para los que se indica un tratamiento espec韋ico, vendr� determinada por la diferencia entre la potencia neta instalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible.
• b) El per韔do de indisponibilidad es el comprendido entre el instante en que 閟ta se inicia y aqu閘 en que finaliza. La finalizaci髇 de una indisponibilidad no se considerar� efectiva hasta que 閟ta sea comunicada a Red El閏trica. En consecuencia, la comunicaci髇 de disponibilidad de una unidad de producci髇 no tendr� efecto retroactivo.
• c) Durante el proceso de arranque y parada de un grupo se considerar� disponible toda su potencia neta instalada, salvo que exista alguna causa que lo limite.
• d) El retraso en el acoplamiento, siempre que 閟te se produzca una vez finalizada la hora en la que se hallaba programado, tendr� consideraci髇 de indisponibilidad total del grupo durante el per韔do de tiempo comprendido entre el inicio de la hora en que estaba previsto acoplar y el instante de acoplamiento efectivo, en horas y minutos.
• e) Por el contrario, el acoplamiento que tenga lugar antes de finalizar la hora entera en que se hallaba programado no supondr� indisponibilidad de la unidad de producci髇.
• f) Durante el per韔do de realizaci髇 de pruebas se considerar� que el grupo est� disponible si la naturaleza de las mismas permite su anulaci髇 o modificaci髇, en caso de requerimiento de Red El閏trica.
• g) La disponibilidad de una unidad de producci髇 no se ver� afectada cuando no existan medios suficientes en la red de transporte o, en su caso, en la red de distribuci髇, que posibiliten la evacuaci髇 de la potencia de dicha unidad de producci髇, estando 閟ta en condiciones de generarla. Se considerar醤, por el contrario, indisponibilidades del grupo generador todas aquellas situaciones de reducci髇 de su producci髇 debidas a problemas en elementos o equipos de conexi髇 del grupo con el correspondiente punto frontera de la red de transporte, o en su caso, de la red de distribuci髇 (transformador de salida de grupo, interruptor de generaci髇, l韓eas directas de conexi髇 con la red de transporte o red de distribuci髇, etc.).

6
Procedimiento de actuaci髇

Tan pronto como una unidad de producci髇 quede o vaya a quedar indisponible, el titular de la unidad de producci髇 correspondiente lo comunicar� a Red El閏trica, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci髇 con Red El閏trica.

La informaci髇 que deber� ser facilitada a Red El閏trica ser� la siguiente:

• a) Unidad indisponible.
• b) Fecha y hora de inicio de la indisponibilidad.
• c) Fecha y hora prevista para la normalizaci髇.
• d) Fecha y hora real de la finalizaci髇.
• e) Potencia neta disponible.
• f) Causa de la indisponibilidad.

Esta informaci髇 deber� ser actualizada por el agente titular de la unidad de producci髇 mediante la incorporaci髇 de la mejor previsi髇 disponible en cada momento.

• a) Tras recibir la declaraci髇 de una indisponibilidad, siempre que su consideraci髇 sea compatible con el horario de comunicaci髇 del PHO contemplado en los procedimientos de operaci髇, Red El閏trica modificar� la programaci髇 de la unidad afectada en el siguiente PHO que deba ser comunicado, incluyendo el nuevo programa realizable por la unidad.

  En este caso, el d閒icit de generaci髇 resultante ser� resuelto mediante asignaci髇 de regulaci髇 terciaria o mediante gesti髇 de desv韔s, seg鷑 el caso.

  Si la comunicaci髇 del PHO no hubiera podido incluir una indisponibilidad habida, el desequilibrio de generaci髇 existente se corregir� mediante la utilizaci髇 de reserva terciaria, sin que ello suponga modificaci髇 del PHO comunicado con anterioridad.

• b) Previamente al inicio de las sesiones del Mercado diario (MD) e Intradiario (MI), Red El閏trica comunicar� los datos relativos a las indisponibilidades al OM. Si se produjese alguna modificaci髇 de indisponibilidad posteriormente, el agente comunicar�, v韆 SIOS, la citada modificaci髇 a Red El閏trica y 閟te, a su vez, al OM, tan pronto la haya verificado.
• c) Si mediante la asignaci髇 de gesti髇 de desv韔s o en las sesiones del MI se modificase el programa de una unidad de producci髇 declarada indisponible, la comunicaci髇 de un adelanto en la finalizaci髇 de la indisponibilidad previamente comunicada, no podr� dar lugar a una nueva modificaci髇 de su programa hasta la siguiente sesi髇 del MI, aunque s� a la finalizaci髇 del per韔do de indisponibilidad.
• d) La declaraci髇 de indisponibilidad y la correspondiente modificaci髇 del PHO no eximir� al agente titular de la unidad de producci髇 afectada de la responsabilidad de participar, en la medida que le corresponda, en los costes originados.
• e) Red El閏trica informar� a la Comisi髇 Nacional de la Energ韆 de los incumplimientos que observe por falta de comunicaci髇 de los datos de indisponibilidad por parte de los agentes titulares de las unidades de producci髇 o errores en la informaci髇 transmitida.

Gesti髇 de las interconexiones internacionales P.O.4

1
Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer la forma de gestionar las interconexiones internacionales en los aspectos relativos al c醠culo de la capacidad de intercambio, la medida de la energ韆 intercambiada, la determinaci髇 y compensaci髇 de los desv韔s, la programaci髇 de los intercambios de apoyo, la participaci髇 de los agentes externos en los servicios complementarios, los intercambios en tensiones inferiores a 220 kV y la ejecuci髇 de los programas de intercambio.

La resoluci髇 de las restricciones t閏nicas en las interconexiones ser� realizada por Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte, de acuerdo con lo establecido en la Orden Ministerial de fecha 14 de julio de 1998 y en el procedimiento de operaci髇 por el que se establece el proceso de resoluci髇 de congestiones en las interconexiones internacionales.

2
羗bito de aplicaci髇

Este procedimiento es de aplicaci髇 a los siguientes sujetos:

• a) Red El閏trica.
• b) El operador del mercado (OM).
• c) Los agentes del mercado (AM).

3
Definiciones

3.1. Interconexi髇 internacional.

Conexi髇 por l韓ea o l韓eas el閏tricas entre subestaciones de dos pa韘es diferentes.

3.2. Programa de intercambio.

Energ韆 programada en valores enteros de MWh para intercambio en cada per韔do horario, acordada entre los operadores respectivos de los sistemas interconectados.

3.3. Capacidad de intercambio.

Es la capacidad t閏nica m醲ima de importaci髇 y de exportaci髇 del sistema el閏trico espa駉l con el correspondiente sistema de un pa韘 vecino compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad establecidos para cada sistema.

Esta capacidad deber� ser acordada entre los operadores de los sistemas respectivos.

3.4. Desv韔.

Diferencia entre la magnitud del programa de intercambio de energ韆 y la energ韆 realmente circulada, medida por contadores, en un per韔do determinado.

3.5. Intercambio de apoyo entre sistemas.

Es el programa que se establece entre dos sistemas el閏tricos, en caso necesario, con el objeto de garantizar las condiciones de seguridad del suministro en cualquiera de los dos sistemas interconectados, en caso de urgencia para resolver una situaci髇 especial de riesgo en la operaci髇 de uno de los sistemas, previo acuerdo de los operadores respectivos y en ausencia de otros medios de resoluci髇 disponibles en el sistema que precise el apoyo.

4
C醠culo de la capacidad de intercambio

Cada uno de los operadores de los sistemas el閏tricos correspondientes realizar� el c醠culo de la capacidad de intercambio en los sentidos importador y exportador. La capacidad de intercambio vendr� determinada por el valor m醩 limitativo de los calculados por ambos operadores.

4.1. Criterios de seguridad y funcionamiento aplicables en el sistema espa駉l.

Los criterios de seguridad aplicables en el sistema espa駉l ser醤 los recogidos en el procedimiento de operaci髇 por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci髇 del sistema el閏trico, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

• a) Con car醕ter general, no se admitir醤 sobrecargas transitorias en las l韓eas de interconexi髇 respecto a su l韒ite t閞mico estacional.
• b) Con car醕ter excepcional, se considerar醤 los siguientes criterios:

  Interconexi髇 Espa馻-Francia: Se podr醤 admitir sobrecargas transitorias de hasta un 30% ante la p閞dida de un grupo espa駉l, durante el periodo de tiempo previo al comienzo de la actuaci髇 de la regulaci髇 secundaria.

  Interconexi髇 Espa馻-Portugal: Se podr醤 admitir las sobrecargas transitorias contempladas en el procedimiento de operaci髇 por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci髇 del sistema el閏trico, previa conformidad del operador del sistema portugu閟.

• c) En los casos en los que sea posible tomar medidas r醦idas de operaci髇 despu閟 de la ocurrencia de una contingencia, se considerar醤 鷑icamente contingencias de fallo simple y fallo simult醤eo de l韓eas de doble circuito que compartan apoyos a lo largo de m醩 de 30 km de su trazado.
• d) Para aquellos otros casos en los que no sea factible aplicar de forma r醦ida medidas correctoras de operaci髇 tras la ocurrencia de una contingencia, se considerar醤 contingencias de fallo sucesivo de grupo y l韓ea o de dos grupos, uno espa駉l y otro del otro lado de la interconexi髇.
• e) En todas las interconexiones, se comprobar�, para el nivel m醲imo de intercambio resultante, la estabilidad din醡ica de frecuencia y tensi髇 del sistema mediante el an醠isis de su comportamiento frente a contingencias. Caso de detectarse limitaciones por este motivo, 閟tas impondr醤 el nivel m醲imo de intercambio.
• f) Adicionalmente a los criterios recogidos en el procedimiento de operaci髇 por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci髇 del sistema el閏trico, se tendr醤 en cuenta los desv韔s previsibles de regulaci髇 en cada interconexi髇 debido a fluctuaciones de la generaci髇 y la demanda, cuyo valor establecer� y comunicar� Red El閏trica de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci髇 con Red El閏trica.

4.2. Horizontes y escenarios.

Los escenarios a considerar para el c醠culo de la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales ser醤 los establecidos en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el閏tricos respectivos. En su defecto, se considerar醤 los siguientes horizontes y escenarios asociados:

Horizonte anual: Corresponde al a駉 natural siguiente. Se modelar� la red con todos sus elementos disponibles y se analizar醤 los escenarios horarios de m醲ima demanda de invierno y verano, bajo los siguientes supuestos de despacho de generaci髇 en Espa馻:

• a.1 Hidr醬lica: Perfiles de generaci髇 tipo que reflejen condiciones extremas de hidraulicidad h鷐eda y seca con unas probabilidades del 10% y del 90%, respectivamente, de ser superadas.
• a.2 T閞mica: Un 鷑ico supuesto de despacho proporcional a la potencia t閞mica instalada, excepto la generaci髇 nuclear que se simular� a potencia m醲ima.

En cada escenario se considerar醤 diferentes alternativas de generaci髇 en el sistema exterior vecino.

Horizonte semanal: Corresponde a los siete d韆s naturales siguientes. Se considerar醤 las indisponibilidades programadas de generaci髇 y red, y se analizar醤 los per韔dos horarios correspondientes a los escenarios llano/punta y valle de demanda. El supuesto de despacho de generaci髇 para cada d韆 se basar� en el despacho del d韆 equivalente de la semana anterior.

4.3. Procedimiento de c醠culo de la capacidad de intercambio.

La aplicaci髇 de los criterios de seguridad definidos en el apartado 4.1 sobre los escenarios definidos en el apartado 4.2 determinar� la capacidad de intercambio definida por el sistema espa駉l.

Esta capacidad se contrastar� con la obtenida por el operador del correspondiente sistema vecino interconectado, tom醤dose el valor m醩 restrictivo como capacidad de intercambio de la interconexi髇.

4.4. Informaci髇 que facilitar� Red El閏trica.

Para cada una de las interconexiones Red El閏trica comunicar� de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci髇 con Red El閏trica:

Antes del 30 de noviembre de cada a駉, los niveles de capacidad previstos para el a駉 siguiente. La informaci髇 contendr� los resultados para cada escenario definido en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el閏tricos respectivos o, en su defecto, en el apartado 4.2.a.

Antes de las 18:00h de cada jueves, la capacidad de intercambio con cada uno de los pa韘es vecinos interconectados para cada periodo de programaci髇 para las dos semanas el閏tricas siguientes (de s醔ado a viernes), con comienzo a las 00:00h del s醔ado siguiente.

El nuevo valor de capacidad de intercambio, tan pronto como sea acordado por los operadores respectivos, siempre que exista alguna modificaci髇 con respecto al previamente publicado.

Adicionalmente, Red El閏trica comunicar� los escenarios utilizados para realizar los estudios y c醠culos de la capacidad de intercambio, conforme a los acuerdos de reciprocidad para el tratamiento de la informaci髇 que establezca con los operadores de los sistemas vecinos y al procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci髇 con Red El閏trica.

5
Medida de la energ韆 intercambiada

Los respectivos operadores de ambos sistemas el閏tricos deber醤 establecer acuerdos bilaterales en los que deber� indicarse el n鷐ero, tipo y ubicaci髇 de los contadores registradores, con los que se efectuar� la medida de energ韆 intercambiada en la interconexi髇, la periodicidad de las lecturas, y la forma de compensar los desv韔s y de determinar las p閞didas en las l韓eas de interconexi髇.

Red El閏trica realizar� las lecturas de los contadores registradores seg鷑 el R.D. 2018/1997 y sus Instrucciones T閏nicas Complementarias.

En la medida de la energ韆 intercambiada participar醤 los contadores de todas las l韓eas de interconexi髇, incluidos los de aquellas l韓eas de menor tensi髇 que no ejercen una funci髇 de intercambio entre sistemas, sino de apoyo y posible suministro a mercados locales.

6
Determinaci髇 y compensaci髇 de los desv韔s

Con las lecturas de los contadores, Red El閏trica determinar� el valor de los desv韔s.

Red El閏trica deber� acordar con los operadores de los sistemas vecinos interconectados el m閠odo a seguir para la compensaci髇 de los desv韔s en la interconexi髇, de forma que la energ韆 desviada se compense mediante devoluci髇 en periodos equivalentes de programaci髇 de punta, llano y valle. Se podr醤 establecer umbrales de energ韆 para que, en caso de existir desv韔s significativos, 閟tos puedan ser gestionados como una transacci髇 econ髆ica integrada en los procesos de mercado y valorados al coste que corresponda.

La liquidaci髇 de los desv韔s en la interconexi髇 se realizar� conforme a lo establecido en el apartado d閏imo de la Orden de 29 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica.

Red El閏trica ser� responsable de determinar la modificaci髇 a efectuar en el programa f韘ico para la compensaci髇 de estos desv韔s.

7
Custodia de la informaci髇

Red El閏trica deber� custodiar los registros correspondientes a las medidas, programas y desv韔s descritos durante seis a駉s.

8
Programaci髇 de los intercambios de apoyo

8.1. Intercambio de apoyo demandado por el sistema espa駉l.

Red El閏trica, una vez constate su necesidad, y habiendo verificado que no dispone de otros medios de resoluci髇 disponibles al efecto, establecer� el intercambio de apoyo con el operador del sistema exterior que corresponda, para garantizar las condiciones de calidad y seguridad del suministro exigibles en el sistema espa駉l, limitando la aplicaci髇 de este intercambio al horizonte temporal en el que la seguridad del sistema el閏trico espa駉l as� lo exija.

8.2. Apoyo demandado por un sistema exterior.

Ante una solicitud de apoyo desde un sistema el閏trico vecino interconectado al sistema el閏trico espa駉l, Red El閏trica comprobar� en primer lugar, dentro de sus posibilidades, que el sistema demandante del apoyo no dispone de otros posibles medios alternativos al intercambio de apoyo de energ韆.

A continuaci髇, siempre que la seguridad del sistema el閏trico espa駉l lo permita, Red El閏trica proceder� al establecimiento del programa de intercambio correspondiente a esta acci髇 de apoyo entre sistemas el閏tricos, manteni閚dose su programaci髇 durante el horizonte de tiempo m韓imo imprescindible, como m醲imo hasta el inicio del horizonte de aplicaci髇 de la siguiente sesi髇 del mercado intradiario (MI). De esta forma, se proceder� a la reducci髇 o a la anulaci髇 del programa de intercambio en el momento en el que haya desaparecido la situaci髇 especial de riesgo en la operaci髇 del sistema que ha solicitado el apoyo, o bien tan pronto como 閟te ya disponga de medios alternativos al intercambio de apoyo entre sistemas para afrontar la situaci髇 especial de riesgo.

8.3. Compensaci髇 de las energ韆s de apoyo.

La energ韆 facilitada por un sistema como apoyo a otro ser� devuelta con los coeficientes de devoluci髇 y horarios que se fijen, en su caso, en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el閏tricos respectivos, pudi閚dose acordar tambi閚 con el operador del sistema correspondiente otras f髍mulas de compensaci髇 econ髆ica que tengan en cuenta el coste de la energ韆 facilitada por el sistema que presta el apoyo.

9
Participaci髇 de los agentes externos en los servicios complementarios

La participaci髇 de los agentes externos en el mercado de servicios complementarios del sistema espa駉l se realizar� de acuerdo con la regulaci髇 que se establezca a tal efecto en el futuro.

10
Intercambios en tensiones inferiores a 220 kV

La relaci髇 de l韓eas de interconexi髇 internacional de tensi髇 inferior a 220 kV se recoge en el anexo A de este procedimiento.

Debido a su car醕ter zonal, estas l韓eas no ejercen una funci髇 efectiva de intercambio entre sistemas el閏tricos sino de suministro a mercados locales. Por tanto, el tratamiento de los intercambios a trav閟 de estas l韓eas ha de ser diferente al del resto de l韓eas de interconexi髇.

Los intercambios a trav閟 de estas l韓eas participar醤 鷑icamente en el proceso de c醠culo y compensaci髇 de los desv韔s, y no ser醤 tenidos en consideraci髇 en el c醠culo de la capacidad de intercambio, ni en la resoluci髇 de las posibles restricciones t閏nicas en las interconexiones.

11
Ejecuci髇 de los programas

El cumplimiento de los intercambios internacionales ha de estar garantizado por los operadores de los sistemas interconectados.

S髄o ser醤 firmes, por ello, a efectos de la gesti髇 t閏nica del sistema, una vez que los respectivos operadores de estos sistemas hayan confirmado su ejecuci髇.

12
Tr醤sitos

El tratamiento de los tr醤sitos de energ韆 entre sistemas externos a trav閟 del sistema espa駉l se realizar� de acuerdo con lo que la regulaci髇 espa駉la y comunitaria establezca a tal efecto.

13
Acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el閏tricos respectivos

Los acuerdos bilaterales suscritos para cada interconexi髇 por los operadores de los sistemas el閏tricos respectivos, a los que se hace menci髇 en el presente procedimiento, deber醤 ser presentados por Red El閏trica a la Comisi髇 Nacional de la Energ韆 para su consideraci髇 y aprobaci髇.

ANEXO A
L韓eas de interconexi髇 internacional de tensi髇 inferior a 220 kV

Ir鷑-Errondenia, 132 kV.

Ben髎-Lac D'Oo, 110 kV.

Adrall-Escaldes (1), 110 kV.

Adrall-Escaldes (2), 110 kV.

Conchas-Lindoso, 132 kV.

Santa Marina-Elvas, 66 kV.

Rosal-V. de Ficalho, 15 kV.

Enzinasola-Barrancos, 15 kV.

Informaci髇 intercambiada por Red El閏trica P.O. 9

1
Objeto

El objeto de este Procedimiento es definir la informaci髇 que debe intercambiar Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte con el objeto de realizar las funciones que tiene encomendadas, as� como la informaci髇, la forma y los plazos en los que debe comunicar o publicar esta informaci髇.

Dicha informaci髇 incluye, entre otras, la correspondiente a los datos estructurales de las instalaciones del sistema el閏trico, la relativa a la situaci髇 en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la informaci髇 necesaria para la elaboraci髇 de las estad韘ticas relativas a la operaci髇 del sistema, la requerida para el an醠isis de las incidencias del sistema el閏trico, as� como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones efectuadas en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica.

Se establece en este Procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizar� el intercambio de la informaci髇 entre Red El閏trica y los distintos sujetos del sistema el閏trico espa駉l, el modo de acceso a la informaci髇, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su car醕ter (p鷅lico o confidencial) y su tratamiento posterior (an醠isis, estad韘ticas e informes).

2
羗bito de aplicaci髇

Red El閏trica de Espa馻, en lo sucesivo Red El閏trica, en su condici髇 de operador del sistema y gestor de la red de transporte.

Operador del Mercado (OM).

Gestores de las redes de distribuci髇.

Transportistas.

Distribuidores.

Productores.

Comercializadores.

Consumidores conectados a la red de transporte o a la red complementaria.

Agentes externos.

Agentes vendedores en representaci髇 de productores.

3
Procesos de gesti髇 de informaci髇 en los que interviene Red El閏trica

Los procesos de intercambio de informaci髇 en los que interviene Red El閏trica se pueden considerar agrupados de la siguiente forma:

• a) Datos Estructurales del Sistema El閏trico.
• b) SIOS: El Sistema de Informaci髇 de la Operaci髇 del Sistema.
• c) Concentrador Principal de Medidas El閏tricas.
• d) SCO: Sistema de Control de la Operaci髇 en Tiempo Real.
• e) Otras informaciones que deban enviar los sujetos del sistema.
• f) Estad韘ticas e Informaci髇 P鷅lica relativa a la Operaci髇 del Sistema.
• g) An醠isis e informaci髇 de incidencias en el sistema el閏trico.

4
Datos estructurales del sistema el閏trico

Son los datos de las instalaciones de la red de transporte, la red complementaria y la red observable, as� como de los grupos generadores, consumidores y elementos de control, que Red El閏trica precisa para ejercer sus funciones y para efectuar los an醠isis de seguridad y los estudios de funcionamiento del sistema el閏trico.

4.1. Responsabilidades.

Red El閏trica es responsable de recopilar, mantener y actualizar los datos estructurales del sistema el閏trico. La informaci髇 se estructura y organiza en la Base de Datos Estructurales del Sistema El閏trico (BDE).

Los productores, los consumidores que ejerzan su condici髇 de elegibilidad, los transportistas, los distribuidores, los gestores de las redes de distribuci髇 y los agentes vendedores que, actuando en representaci髇 de productores, presenten ofertas al mercado, vendr醤 obligados a suministrar a Red El閏trica la informaci髇 necesaria de los elementos de su propiedad o a los que representen para mantener en todo momento el contenido de la BDE actualizado y fiable.

4.2. Contenido y estructura de la Base de Datos.

La BDE incluir� los registros de todos los elementos dados de alta en el sistema el閏trico gestionado por Red El閏trica. Igualmente incluir� los registros de elementos en proyecto y construcci髇 y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien 閟tos se considerar醤 provisionales hasta su puesta en servicio. Estos 鷏timos registros se dar醤 de alta para facilitar la realizaci髇 de los estudios de planificaci髇 de la red de transporte y los diferentes an醠isis de previsiones del sistema el閏trico. Con car醕ter general, no se incluir醤 en la BDE los grupos generadores que no est閚 conectados a la red de transporte o a la red complementaria y que no est閚 sujetos a instrucciones de Red El閏trica, salvo que la potencia vertida por ellos en un nudo de la red sea superior a 50 MW.

El contenido de la BDE responder� a la siguiente estructura:

Sistema de Producci髇:

Grupos hidr醬licos.

Embalses.

Unidades t閞micas.

Unidades de producci髇 en r間imen especial.

Grupos no e髄icos.

Parques e髄icos.

Sistema de Transporte y Red Complementaria:

Subestaciones.

Parques.

L韓eas.

Transformadores.

Elementos de control de potencia activa o reactiva.

Instalaciones de consumo.

Protecciones.

Red Observable:

Subestaciones.

Parques.

L韓eas.

Transformadores.

En el Anexo 1 se incluye una relaci髇 detallada de los diferentes campos en los que se estructura la BDE.

4.3. Proceso de carga.

Red El閏trica definir� el soporte inform醫ico empleado y habilitar� las plantillas de las fichas de entrada de datos con los formatos necesarios.

Red El閏trica cumplimentar� los campos contenidos en las citadas fichas con toda la informaci髇 de que disponga acerca del elemento y las pondr� a disposici髇 del sujeto propietario del elemento al que se refiere la informaci髇.

Los sujetos efectuar醤 una comprobaci髇 de la informaci髇 de las fichas relativas a sus instalaciones y las modificar醤, en su caso, con la mejor informaci髇 disponible, cumplimentando los campos que no dispongan de informaci髇.

Una vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada sujeto, 閟te comunicar� a Red El閏trica el resultado de su revisi髇.

4.4. Actualizaci髇 de la informaci髇.

La actualizaci髇 de la informaci髇 contenida en la BDE puede ser propiciada por cualquiera de las tres circunstancias siguientes:

Por haberse producido modificaciones de dise駉 en alg鷑 elemento.

Por alta o baja de alg鷑 elemento.

Por haberse detectado un valor err髇eo en alg鷑 campo.

Cuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el sujeto propietario del elemento correspondiente o el sujeto que act鷈 en su representaci髇 deber� comunicar a Red El閏trica las modificaciones necesarias a incorporar.

Red El閏trica pondr� peri骴icamente a disposici髇 de cada sujeto los datos de los elementos de su propiedad o a los que represente recogidos en la base de datos con objeto de que los sujetos puedan comprobar su adecuada correspondencia con los datos reales de las instalaciones y, en su caso, comunicar a Red El閏trica las modificaciones necesarias a introducir.

4.5. Confidencialidad de la informaci髇.

Los datos relativos a las instalaciones de la red de transporte, de la red complementaria y de la red observable tendr醤 car醕ter p鷅lico. Los datos relativos a instalaciones de producci髇 tendr醤 car醕ter confidencial para todos los sujetos excepto para:

La CNE que podr� disponer de toda la informaci髇.

La Administraci髇 competente, que podr� disponer de toda la informaci髇.

Los gestores de las redes de distribuci髇 que podr醤 disponer de los datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribuci髇 bajo su 醡bito de gesti髇.

5
SIOS (Sistema de Informaci髇 del Operador del Sistema)

Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, Red El閏trica debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, a partir de la casaci髇 de las ofertas presentadas al mercado en el horizonte diario, realizada por el OM, hasta el establecimiento de cada una de las programaciones horarias y la asignaci髇 de los servicios complementarios, ser醤 gestionados por el Sistema de Informaci髇 del Operador del Sistema (SIOS). Este sistema ha de ser robusto, fiable y garantizar un funcionamiento sin interrupciones. El SIOS realizar� los procesos de subasta, y el registro y archivo de datos y resultados necesarios para la liquidaci髇 posterior, as� como los intercambios de la informaci髇 asociada a dichos procesos, con los agentes del mercado, el OM y otros sujetos del Sistema El閏trico.

En la ejecuci髇 de los procesos e intercambios de informaci髇 indicados en el p醨rafo anterior, el SIOS deber� garantizar:

• a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci髇 propiedad de cada agente.
• b) Acuse de recibo a cada agente de sus ofertas, con indicaci髇 de fecha y hora.
• c) Sistema de acceso remoto, r醦ido, fiable y f醕ilmente utilizable.

5.1. Bases de datos del SIOS.

Red El閏trica mantendr� en las bases de datos del SIOS toda la informaci髇 necesaria para la correcta gesti髇 de los mercados que est醤 bajo su responsabilidad.

Las bases de datos del SIOS cumplir醤 los siguientes requisitos:

• a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informaci髇.
• b) Todas las magnitudes econ髆icas est醤 referidas en unidades de c閚timos de EURO (cA).
• c) Toda la informaci髇 de las bases de datos estar� validada.
• d) Integridad referencial de los datos grabados.
• e) Gesti髇 hist髍ica asociada a toda la informaci髇.

5.2. Acceso al SIOS.

El acceso al SIOS por parte de los agentes del mercado, del OM, de otros sujetos del sistema el閏trico o del p鷅lico en general, se har� en funci髇 del car醕ter de la informaci髇 a la que se tiene acceso, ya sea p鷅lica o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.3.

El SIOS estar� compuesto por dos sistemas: uno principal y otro de respaldo. Red El閏trica proporcionar� a los usuarios del SIOS los modos de acceso a ambos sistemas.

5.2.1. Medios de intercambio de informaci髇.

La comunicaci髇 entre Red El閏trica, el OM y los agentes del mercado, as� como la divulgaci髇 de la informaci髇 p鷅lica de libre acceso se har� por medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, utilizando en cada momento las tecnolog韆s que, en conformidad con los requisitos indicados en el apartado 5, sean m醩 adecuadas.

La adopci髇 de nuevos medios electr髇icos de intercambio de informaci髇, as� como la suspensi髇 de la utilizaci髇 de alguno de los existentes, se comunicar� a los usuarios con la suficiente antelaci髇 de forma que 閟tos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci髇.

Red El閏trica publicar� los medios electr髇icos de intercambio de informaci髇 disponibles y sus caracter韘ticas, aqu閘los nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as� como los plazos previstos para ello.

En cualquier caso, los intercambios electr髇icos de informaci髇 a trav閟 de los medios de comunicaci髇 disponibles en cada momento utilizar醤 en el SIOS servidores de comunicaciones de alta disponibilidad que garanticen un funcionamiento continuo y, en el eventual caso de fallo, el m醩 corto periodo de indisponibilidad. Los servidores de comunicaciones estar醤 protegidos adecuadamente.

5.2.2. Comunicaciones.

Para la realizaci髇 de los intercambios de informaci髇, Red El閏trica dispondr� de diversos medios alternativos de uso com鷑 para acceder tanto al sistema principal como al de respaldo y comunicar� a los usuarios los detalles t閏nicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci髇 en caso de conmutaci髇 entre los dos sistemas.

La instalaci髇, mantenimiento y configuraci髇 de los canales de comunicaci髇 para acceder al SIOS ser� responsabilidad y correr� a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. Red El閏trica indicar� en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.

5.2.3. Acceso.

Seg鷑 el tipo de informaci髇, existir醤 dos servicios de acceso: privado y p鷅lico.

El servicio privado estar� reservado 鷑icamente a los agentes del mercado, el OM y otros sujetos del sistema el閏trico.

Las direcciones electr髇icas de los servicios de acceso privado y p鷅lico ser醤 facilitadas por Red El閏trica.

Los servicios de acceso, tanto privados como p鷅licos utilizar醤 las tecnolog韆s m醩 adecuadas en cada caso.

Para la utilizaci髇 del servicio de acceso privado ser� necesaria una autorizaci髇 personal otorgada por Red El閏trica de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilizaci髇 del servicio de acceso p鷅lico no ser� necesaria ning鷑 tipo de autorizaci髇.

5.2.3.1. Seguridad del servicio de acceso privado.

En la actualidad, el sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilizaci髇 de los siguientes elementos:

• a) Comunicaci髇 encriptada.
• b) Uso de certificados digitales.
• c) Utilizaci髇 de tarjetas inteligentes o medios equivalentes para acceso al sistema. Cada usuario AM poseer� una tarjeta de identificaci髇 o equivalente donde se almacenara su certificado y firma digital y sus datos identificadores y poseer� adem醩 un c骴igo para evitar su utilizaci髇 indebida en caso de robo o extrav韔.

5.3. Gesti髇 de la informaci髇.

Los intercambios de informaci髇 de Red El閏trica con el exterior pueden ser en ambos sentidos:

Informaci髇 comunicada por Red El閏trica.

Informaci髇 comunicada a Red El閏trica.

La informaci髇 comunicada por Red El閏trica puede tener distinto car醕ter:

P鷅lico.

Confidencial.

5.3.1. Intercambios de informaci髇.

El detalle de la informaci髇 intercambiada por Red El閏trica mediante el sistema SIOS se recoge en los documentos siguientes: 玀odelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci髇 entre el OS y Agentes�, 玀odelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci髇 entre el OS y el OM� y 玀odelo de Ficheros de Intercambio de Informaci髇 para la Gesti髇 del Servicio Complementario de Control de Tensi髇 en la Red de Transporte� o documentos que los sustituyan.

5.3.2. Criterios de publicidad de la informaci髇.

Los criterios de publicidad de la informaci髇 gestionada por Red El閏trica sobre los procesos relacionados con el Mercado de Producci髇 El閏trica son los establecidos en el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio, en el informe 1/2001 de la CNE sobre las propuestas de modificaci髇 de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real Decreto-Ley 6/2000 y en las Reglas de Funcionamiento del Mercado aprobadas por Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Econom韆, de Energ韆 y de la Peque馻 y Mediana Empresa, de fecha 5 de abril de 2001, publicada en el B.O.E. con fecha 20 de abril de 2001.

Estos criterios son los siguientes:

Red El閏trica har� p鷅lico el resultado de los procesos de operaci髇 del sistema el閏trica, al ser 閟tos objeto de su responsabilidad.

El OM y Red El閏trica, en el 醡bito de sus respectivas competencias, har醤 p鷅licos los datos agregados comprensivos de vol鷐enes y precios, as� como los datos relativos a las capacidades comerciales, intercambios intracomunitarios e internacionales por interconexi髇 y, en su caso, por sistema el閏trico, as� como las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes.

Toda la informaci髇 que Red El閏trica proporcione a un agente sobre otro, y que no venga motivada por la existencia de una reclamaci髇, deber� ser proporcionada al p鷅lico en general.

En todo caso, el OM y Red El閏trica garantizar醤 el secreto de la informaci髇 de car醕ter confidencial puesta a su disposici髇 por los agentes del mercado, tal y como se establece en los apartados 2f) y 2k) de los art韈ulo 27 y 30, respectivamente, del RD 2019/1997.

5.3.3. Informaci髇 p鷅lica.

Informaci髇 que Red El閏trica hace p鷅lica sobre los procesos de operaci髇 del sistema el閏trico.

Esta informaci髇 depende del periodo al que afecta la informaci髇 y del momento en que se hace p鷅lica.

5.3.3.1. En tiempo real.

La informaci髇 que Red El閏trica publicar� tan pronto est� disponible es la siguiente:

La previsi髇 de la demanda del sistema peninsular espa駉l con un horizonte de 30 horas.

La capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales actualizada en tiempo real.

Los programas brutos agregados de intercambio actualizados en tiempo real.

El resultado agregado de la soluci髇 de restricciones t閏nicas en tiempo real.

El resultado agregado del mercado de regulaci髇 terciaria.

El resultado agregado del mercado de gesti髇 de desv韔s.

5.3.3.2. Diariamente.

Con periodicidad diaria se publicar� la siguiente informaci髇:

Con una antelaci髇 no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci髇 de ofertas al mercado diario, la informaci髇 sobre el d韆 siguiente correspondiente a:

Capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales.

Previsi髇 de la demanda del sistema peninsular espa駉l.

Situaci髇 prevista de la red de transporte.

Despu閟 de cada mercado o proceso de operaci髇 t閏nica:

Resultado agregado de la subasta de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales f韘icos.

Resultado agregado de la soluci髇 de restricciones t閏nicas en mercado diario e intradiario.

Resultado agregado del mercado de reserva de potencia de regulaci髇 secundaria.

Resultado agregado de la asignaci髇 diaria de ofertas de recursos adicionales para el control de tensi髇 de la red de transporte.

El d韆 D+1 la informaci髇 correspondiente al d韆 D:

Resultado agregado del mercado de energ韆 de regulaci髇 secundaria.

5.3.3.3. A los tres d韆s.

Una vez transcurridos tres d韆s se publicar� la informaci髇 desglosada por tipo de tecnolog韆 (mercados de operaci髇), o en su caso, por tipo de agente (interconexiones internacionales).

La informaci髇 que se publicar� el d韆 D+4 correspondiente al resultado de la programaci髇 horaria de los mercados de operaci髇 del d韆 D, se desagregar� por los siguientes tipos:

Nuclear.

Carb髇.

Fuel-Gas.

Hidr醬lica convencional.

Turbinaci髇 bombeo.

Consumo bombeo.

Agentes externos.

Contratos de intercambio de energ韆 previos a la Ley 54/1997, del Sector El閏trico.

5.3.3.4. Mensualmente.

Con periodicidad mensual se publicar醤 las previsiones de demanda referidas a meses completos, en los primeros quince d韆s del mes anterior a aqu閘 al que se refiere la previsi髇.

Asimismo, mensualmente se publicar醤 las cuotas mensuales por agente obtenidas como resultado de los mercados o procesos de operaci髇 del sistema.

El primer d韆 del mes M+2 se publicar醤 las cuotas por agente en el mesMsobre los siguientes mercados o procesos de operaci髇 del sistema:

Soluci髇 de restricciones t閏nicas en el Programa Base de Funcionamiento (PBF).

Soluci髇 de restricciones t閏nicas en el mercado intradiario.

Soluci髇 de restricciones t閏nicas en tiempo real.

Gesti髇 de los desv韔s entre generaci髇 y consumo.

Reserva de potencia de regulaci髇 secundaria.

Energ韆 utilizada para regulaci髇 secundaria.

Energ韆 de regulaci髇 terciaria.

Recursos adicionales asignados de potencia reactiva.

Energ韆 reactiva.

5.3.3.5. A los tres meses.

La informaci髇 confidencial recogida en el apartado 5.3.4 que se comunica a cada agente sobre las unidades de su propiedad o a las que represente, se publicar� una vez transcurridos tres meses desde el d韆 a que se refiera, sin perjuicio de lo establecido al respecto en las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

Se incluir� dentro de esta publicaci髇 la informaci髇 correspondiente a los mercados y procesos de operaci髇 t閏nica y los casos PSS/E utilizados para los an醠isis de restricciones t閏nicas del Programa Base de Funcionamiento (PBF).

5.3.4. Informaci髇 confidencial.

La informaci髇 confidencial es aqu閘la que se comunica a los sujetos o agentes del sistema de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de agentes, salvo lo establecido en el apartado anterior para que esta informaci髇 se publique una vez transcurridos tres meses desde el momento de su comunicaci髇 de forma confidencial.

Esta informaci髇 se refiere a los mercados y procesos de operaci髇 del sistema:

Programas de intercambios internacionales.

Soluci髇 de restricciones t閏nicas.

Gesti髇 de los desv韔s entre generaci髇 y consumo.

Servicio complementario de regulaci髇 secundaria.

Servicio complementario de regulaci髇 terciaria.

Servicio complementario de control de tensi髇 de la red de transporte.

Otros programas de operaci髇 en tiempo real (indisponibilidades, desv韔s comunicados, etc.).

Todos estos procesos est醤 regulados y desarrollados en los Procedimientos de Operaci髇 del Sistema.

Los criterios de comunicaci髇 que deben ser adoptados en funci髇 de los sujetos o agentes que participen en los mercados de operaci髇 son los que se muestran a continuaci髇.

5.3.4.1. Al Operador del Mercado (OM).

Se le comunicar� toda la informaci髇 necesaria para la liquidaci髇 del mercado de producci髇 y aquella otra adicional en cumplimiento de lo establecido en la normativa legal vigente.

5.3.4.2. A los agentes del mercado.

Se les comunicar� la informaci髇 detallada correspondiente a las unidades de su propiedad, o a las que representen.

A los propietarios de unidades de producci髇 compartidas que no sean sin embargo los responsables del env韔 de ofertas sobre los mercados de operaci髇 se les comunicar� la informaci髇 del resultado de los mercados de operaci髇 pero no se les comunicar� la informaci髇 de las ofertas.

A los propietarios de unidades afectas a contratos bilaterales f韘icos internacionales que no sean sin embargo los responsables de la comunicaci髇 de ofertas para las subastas de capacidad de intercambio se les comunicar� la informaci髇 del resultado del proceso de soluci髇 de restricciones t閏nicas en las interconexiones pero no se les informar� sobre las ofertas por subasta de capacidad de intercambio.

5.3.4.3. A los gestores de las redes de distribuci髇.

Se les comunicar� la informaci髇 de las instalaciones de generaci髇 y red correspondientes a la red bajo su gesti髇 y a la red observable por ellos mismos. La informaci髇 de generaci髇 se desagregar� por unidad de oferta e incluir� las indisponibilidades de grupos. La informaci髇 sobre la situaci髇 de la red incluir� las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.

Red El閏trica, en caso de considerar necesaria la inclusi髇 de informaci髇 que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribuci髇, presentar� a la Comisi髇 Nacional de la Energ韆 para su aprobaci髇 su propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposici髇 de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusi髇 de esta informaci髇 adicional.

5.3.5. Intercambio de datos de medidas.

Informaci髇 que se intercambia entre el Concentrador Principal de Medidas El閏tricas y el SIOS de Red El閏trica.

5.4. Gesti髇 de Datos Estructurales.

Para el correcto funcionamiento de los mercados y procesos gestionados por Red El閏trica es necesario conocer y mantener informaci髇 relativa a los agentes del mercado, Unidades Oferentes y F韘icas, Contratos Bilaterales, productores en r間imen especial, agentes vendedores, Consultas e informaci髇 general, as� como una serie de datos adicionales y par醡etros para el Sistema. Toda esta informaci髇 se recoge bajo el nombre de Datos Estructurales.

Los datos tratados se agrupar醤 de la siguiente manera:

Informaci髇 sobre agentes: datos de los agentes existentes en el mercado, Productores en R間imen Especial y, en su caso, Agentes Vendedores en representaci髇 de Productores en R間imen Especial.

Informaci髇 sobre unidades oferentes. Informaci髇 sobre unidades f韘icas y relaci髇 entre unidades de oferta y unidades f韘icas.

Informaci髇 de car醕ter diverso: tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.

Diversos tipos de par醡etros, que afectan al sistema.

Informaci髇 sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes Mercados gestionados por Red El閏trica.

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Concentrador principal de medidas el閏tricas

El Concentrador Principal de Medidas El閏tricas es el sistema con el que Red El閏trica gestiona la informaci髇 de la energ韆 intercambiada entre los puntos frontera del mercado el閏trico espa駉l de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.1. Contenido de la base de datos del Concentrador Principal de Medidas El閏tricas.

La base de datos del Concentrador Principal recoge los datos estructurales de los puntos frontera, inventarios y certificados de verificaci髇, as� como las medidas asociadas a los mismos.

La informaci髇 estructural residente en el Concentrador Principal contiene:

Puntos de Medida.

Puntos frontera.

Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.

Relaciones de las Unidades de Oferta con los Puntos Frontera.

La informaci髇 de inventarios residente en el Concentrador Principal contiene:

Contadores.

Registradores.

Transformadores de medida y equipos conectados a los mismos.

La informaci髇 de medidas residente en el Concentrador Principal contiene:

Medidas horarias en los puntos de medida.

Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.

Datos horarios de las medidas calculadas en las Unidades de Oferta.

Datos horarios y agregados de p閞didas, balances, actividades, etc.

6.2. Acceso a la informaci髇 del Concentrador Principal de Medidas.

Red El閏trica gestiona el acceso a la informaci髇 a la informaci髇 de medidas residente en el Concentrador Principal de acuerdo a lo indicado a continuaci髇:

6.2.1. Informaci髇 de libre acceso.

Red El閏trica publica diversos informes de car醕ter general elaborados a partir de los datos de energ韆 e inventarios disponibles en el concentrador principal.

Dicha informaci髇 esta disponible en la direcci髇 de Internet de Red El閏trica (http://www.ree.es).

6.2.2. Informaci髇 para los participantes de alg鷑 punto frontera del sistema de medidas.

La informaci髇 contenida en el Concentrador Principal de Medidas El閏tricas es de car醕ter restringido, de forma que 鷑icamente cada participante del sistema de medidas podr� acceder a los datos de los puntos frontera de los que es part韈ipe.

Red El閏trica ha desarrollado un sistema de acceso seguro, mediante el cual cada participante del sistema de medidas puede consultar la siguiente informaci髇 residente en el Concentrador Principal de Medidas El閏tricas:

Medidas horarias de los puntos de medida.

Medidas horarias de los puntos frontera.

Configuraci髇 de c醠culo de los puntos frontera y unifilares de las instalaciones.

Inventario de los puntos de medida.

Tablas de inventario correspondientes a los puntos de medida.

Eventos de los registradores asociados a los puntos de medida de los que son participantes.

Informes de medidas agregados.

Futura informaci髇 sobre unidades de oferta, etc.

En la direcci髇 de Internet de Red El閏trica se indican los requisitos y procedimiento a seguir para la utilizaci髇 de dicho acceso seguro al Concentrador Principal de Medidas El閏tricas.

6.2.3. Informaci髇 para el Operador del Mercado.

Red El閏trica pondr� a disposici髇 del OM la informaci髇 de medidas residente en el concentrador principal de medidas el閏tricas que se indica a continuaci髇.

6.2.3.1. Carga Inicial de Datos Estructurales de Medidas.

Los ficheros para la carga masiva inicial se enviar醤 una sola vez, utilizando a partir de dicho momento el procedimiento de modificaciones indicado en el apartado siguiente.

Los ficheros que definen dicha carga inicial son:

Fronteras entre actividades.

Unidades de oferta.

6.2.3.2. Modificaci髇 de Datos Estructurales de Medidas.

Antes del env韔 diario, caso de haber existido modificaciones en los puntos frontera o unidades de oferta, se enviar醤:

Modificaciones en fronteras.

Modificaciones de unidades de oferta de puntos frontera.

6.2.3.3. Valores de Medidas Diarias.

Diariamente y antes de las 11:00 horas de cada d韆 se enviar醤 las medidas de las que disponga Red El閏trica relativas a:

Valores horarios de p閞didas en la red de transporte del d韆 anterior.

Valores horarios de los puntos frontera del d韆 anterior.

Valores de acumulados horarios entre actividades del d韆 anterior.

Valores horarios de las unidades de oferta del d韆 anterior.

Desv韔s entre puntos frontera internacionales y programas internacionales del d韆 anterior.

6.2.3.4. Modificaciones a Medidas Enviadas en D韆s Anteriores.

Diariamente se enviar醤 las medidas en las que se hayan producido cambios de:

Valores de cambios horarios en puntos frontera.

Valores de cambios horarios en unidades de oferta.

6.2.3.5. Valores de Medidas Mensuales.

Mensualmente, antes de las 11:00 horas del tercer d韆 h醔il de cada mes, se enviar醤 las medidas correspondientes a todos los d韆s del mes al cierre provisional que se indican a continuaci髇:

Valores horarios de p閞didas en la red de transporte del mes anterior.

Valores horarios de los puntos frontera del mes anterior.

Valores de acumulados horarios entre actividades del mes anterior.

Valores horarios de las unidades de oferta del mes anterior.

Desv韔s horarios entre puntos frontera internacionales y programas internacionales del mes anterior.

Adicionalmente, cada vez que se realice el cierre definitivo de cada uno de los meses, se enviar醤 los mismos ficheros anteriormente indicados identificando su estado de cierre definitivo.

6.2.3.6. P閞didas en la Red de Transporte.

Red El閏trica calcular� diariamente con valores provisionales, y mensualmente con valores definitivos, las p閞didas en la red de transporte, como diferencia entre la energ韆 inyectada en la red de transporte por los generadores, productores en r間imen especial, interconexiones internacionales y redes de distribuci髇, y la energ韆 consumida por los clientes conectados a la red de transporte, los distribuidores y las interconexiones internacionales.

6.3. Gesti髇 de la informaci髇.

El Concentrador Principal recibe y gestiona la informaci髇 intercambiada entre los puntos frontera del mercado el閏trico espa駉l de acuerdo con los requisitos establecidos en el RD 2018/1997 y las Instrucciones T閏nicas Complementarias que lo desarrollan.

6.3.1. Alta de puntos frontera y datos estructurales.

Los productores (o, en su caso, agentes vendedores en su representaci髇), transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados dentro del 醡bito de sus competencias est醤 obligados a facilitar la informaci髇 actualizada estructural y de inventarios a Red El閏trica de acuerdo a la versi髇 vigente del documento 獻nformaci髇 de Medidas entre Agentes y Red El閏trica�.

6.3.2. Recepci髇 de medidas del Concentrador Principal.

Los productores en r間imen ordinario o r間imen especial (o, en su caso, agentes vendedores en su representaci髇), transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados dentro del 醡bito de sus competencias est醤 obligados a facilitar la informaci髇 de medidas a Red El閏trica de acuerdo al procedimiento de operaci髇 por el que se establecen los concentradores de medidas el閏tricas y los sistemas de comunicaciones.

6.3.3. Difusi髇 de informaci髇 de medidas de Red El閏trica a los participantes del Sistema de informaci髇 de medidas.

Se realizar� a trav閟 de Internet de acuerdo a los procedimientos descritos en el apartado 6.2 de este documento.

6.3.4. Env韔 de informaci髇 de medidas de Red El閏trica al OM.

La informaci髇 descrita en el apartado 6.2.3 de este documento se pondr� a disposici髇 del OM de acuerdo con la versi髇 vigente del documento 玀odelo de ficheros para el intercambio de informaci髇 entre REE y OM/Agentes�.

6.3.5. Otras consideraciones sobre la informaci髇 de medidas.

La informaci髇 sobre medidas el閏tricas estar� disponible en el Concentrador Principal durante un periodo m韓imo de seis a駉s naturales, contados a partir del a駉 siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informaci髇 de m醩 de dos a駉s de antig黣dad podr� requerir un procedimiento especial.

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SCO (Sistema de Control de la Operaci髇 en tiempo real)

Red El閏trica deber� recibir en su Sistema de Control de la Operaci髇 en tiempo real, y de forma autom醫ica, toda la informaci髇 de las instalaciones de transporte y producci髇, incluida la generaci髇 en r間imen especial y la red observable -seg鷑 se define 閟ta 鷏tima en el procedimiento de operaci髇 por el que se define la red gestionada por Red El閏trica- que le sea precisa para operar en el sistema el閏trico. Para ello, Red El閏trica dispondr� de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Control de la Operaci髇 (BDCO).

7.1. Despacho delegado de instalaciones de producci髇.

La informaci髇 en tiempo real relativa a las instalaciones de producci髇 llegar� a Red El閏trica a trav閟 del despacho de maniobras de dicha instalaci髇 o, en su caso, de su despacho delegado.

Este despacho ser� el responsable del env韔 a Red El閏trica de toda la informaci髇 en tiempo real correspondiente a la instalaci髇, as� como el interlocutor por parte de la instalaci髇 en todas las comunicaciones con Red El閏trica en relaci髇 con la operaci髇 de la instalaci髇, incluidos todos los intercambios de informaci髇 relativos a la participaci髇 de la misma en los servicios del sistema y en los mercados de operaci髇.

En el caso de que la instalaci髇 de producci髇 est� integrada en una zona de regulaci髇, el despacho delegado ser� el despacho de generaci髇 del propietario de dicha zona de regulaci髇.

7.2. Contenido y estructura de la Base de Datos del SCO (BDCO).

En la Base de Datos del SCO se recibir� la informaci髇 que a continuaci髇 se indica y con las especificaciones t閏nicas que asimismo se reflejan:

7.2.1. Requerimientos T閏nicos.

La informaci髇 a intercambiar con Red El閏trica se realizar� de acuerdo a un protocolo de comunicaci髇 est醤dar a determinar por Red El閏trica. La periodicidad de la informaci髇 a intercambiar para los datos de regulaci髇 secundaria ser� igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la informaci髇 ser� intercambiado con una periodicidad a determinar por Red El閏trica con cada agente, que en ning鷑 caso superar� a 12 segundos.

Red El閏trica mantendr� la confidencialidad de la informaci髇 recibida, y enviar� a cada agente aquella informaci髇 que el agente solicite que sea manifiestamente necesaria para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensi髇, planes de salvaguarda, emergencia y reposici髇 del servicio), previa autorizaci髇 del titular de la informaci髇 generada.

7.2.2. Informaci髇 necesaria.

En lo concerniente a las instalaciones, este documento aplica a las que se enumeran a continuaci髇:

Red de Transporte.

Red Observable.

7.2.2.1. Definici髇 y criterios generales de captaci髇 normalizada de se馻les y medidas.

En este procedimiento, se entender� por posici髇 los elementos asociados a l韓ea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operaci髇.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dar� mediante 2 bits. El resto de las se馻les se dar� con uno solo.

Dada su singularidad, se han considerado de forma separada los Compensadores S韓cronos y Condensadores.

En cuanto a la forma de captaci髇 de las se馻les se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

• a) Bajo el ep韌rafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
• b) Se ha realizado la siguiente clasificaci髇 de la informaci髇 a captar:
  • 1. Se馻lizaciones.- Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomal韆s o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu� los estados topol骻icos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).
  • 2. Medidas.- Incluye las medidas anal骻icas o digitales para magnitudes num閞icas discretas de la instalaci髇 (p.e. indicaci髇 de tomas de transformadores).

La informaci髇 detallada de se馻les a captar se recoge en el Anexo 2.

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Otras informaciones que los sujetos deben enviar a red el閏trica

Red El閏trica ser� responsable de recopilar toda aquella otra informaci髇 relativa a la operaci髇 del sistema descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los productores, transportistas y gestores de las redes de distribuci髇 facilitar a Red El閏trica la informaci髇 que 閟te le requiera y que se derive de la operaci髇 de las instalaciones de su propiedad o bajo el 醡bito de su gesti髇.

As� mismo, los gestores de las redes de distribuci髇 recabar醤 de los generadores en r間imen especial de su 醡bito, la informaci髇 necesaria para la Operaci髇 y la enviar醤 a Red El閏trica con la periodicidad que 閟te precise. Dentro de este tipo de informaci髇 resulta especialmente importante la relativa a las previsiones de producci髇 diaria con desglose horario y por tecnolog韆s que deber醤 ser comunicadas a Red El閏trica el d韆 D-1, y actualizadas el propio d韆 D con la mejor informaci髇 disponible En caso de no poder disponer de algunos de estos datos, har醤 llegar a Red El閏trica su mejor estimaci髇 de los mismos.

Los datos que se indican a continuaci髇 ser醤 enviados a Red El閏trica con dos niveles distintos de agregaci髇 temporal (diaria y mensual), necesarios para mantener las series estad韘ticas relativas a los balances energ閠icos y el funcionamiento del sistema, as� como para realizar la previsi髇 de cobertura y an醠isis de seguridad.

8.1. Datos diarios.

Los sujetos del sistema facilitar醤 a Red El閏trica todos los datos necesarios para la elaboraci髇 de las estad韘ticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de informaci髇 establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuaci髇 se dar醤 con la mayor desagregaci髇 posible en unidades f韘icas. El plazo m醲imo para el env韔 de estos datos ser� el de los cuatro d韆s laborables siguientes:

Producciones de los grupos t閞micos en barras de central.

Producciones de las centrales hidr醬licas con potencia instalada igual o superior a 5 MW, en barras de central.

Producci髇 hidroel閏trica por subsistemas hidr醬licos.

Potencia hidroel閏trica m醲ima que puede mantener cada unidad de oferta hidr醬lica durante cuatro horas consecutivas.

Producciones de parques e髄icos.

Consumos propios en generaci髇 con la central parada.

Consumos de centrales de bombeo.

Energ韆 acumulada disponible para generaci髇 en centrales de bombeo.

Consumo de combustible en centrales t閞micas.

Existencias de combustible en centrales t閞micas.

Informaci髇 hidrol骻ica:

Precipitaciones.

Caudales medios de los r韔s en estaciones de aforo.

Reservas hidroel閏tricas por embalses (en Hm� y MWh).

Vertidos.

Incidencias en la Red de Transporte.

8.2. Datos semanales.

Para la siguiente semana: Potencia hidroel閏trica m醲ima que puede mantener cada unidad de oferta hidr醬lica durante doce horas consecutivas, una vez a la semana.

Eventualmente, aquellas restricciones a la explotaci髇 de los embalses de regulaci髇 que se prevean para la pr髕ima semana.

8.3. Datos mensuales.

Los datos mensuales que se indican a continuaci髇 ser醤 enviados a Red El閏trica antes del d韆 20 del mes siguiente con el m醲imo nivel de desagregaci髇 posible en unidades f韘icas:

Producciones de grupos t閞micos, brutas y netas.

Producci髇 hidroel閏trica (bruta y neta) por subsistemas hidr醬licos.

Producciones de centrales hidr醬licas con potencia instalada igual o superior a 5 MW, en bornas de alternador y reservas en los embalses asociados.

P閞didas turbinables en centrales hidr醬licas con potencia instalada igual o superior a 5 MW.

Consumos propios de generaci髇.

Consumos y producci髇 de centrales de bombeo.

Energ韆 acumulada disponible para generaci髇 en centrales de bombeo.

Reservas hidroel閏tricas por embalses.

Energ韆 adquirida a cada productor acogido al R間imen Especial.

Energ韆 producida por cada productor acogido al R間imen Especial.

Entrada de combustible en centrales/grupos t閞micos [en toneladas y termias (PCI)] desglosado por clases de carb髇 o fuel髄eo en las centrales de este tipo.

Consumo de combustible en centrales/grupos t閞micos [en toneladas y termias (PCI)] desglosado por clases de carb髇 o fuel髄eo en las centrales de este tipo.

Existencias de combustible en centrales/grupos t閞micos [en toneladas y termias (PCI)] desglosado por clases de carb髇 o fuel髄eo en las centrales de este tipo.

Poder calor韋ico inferior de cada uno de los carbones utilizados en la generaci髇.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carb髇 de consumo garantizado para los pr髕imos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI) y cantidades del cupo del a駉 en curso realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci髇 (t閞micos, hidr醬licos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de producci髇.

8.4. Informaci髇 necesaria para la Previsi髇 de Cobertura.

Los sujetos del sistema facilitar醤 a Red El閏trica la informaci髇 necesaria para realizar la previsi髇 de cobertura y an醠isis de seguridad, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento por el que se establece la previsi髇 de la cobertura y los an醠isis de seguridad del sistema el閏trico. Esta informaci髇 ser� la siguiente:

8.4.1. Centrales t閞micas de carb髇.

Antes del d韆 20 de cada mes, las empresas productoras deber醤 enviar a Red El閏trica la informaci髇 siguiente:

Existencias de carb髇 en toneladas, desglosadas por tipos, o en su defecto en millones de termias PCI.

Estructura de consumo y fracci髇 de cada tipo de combustible que sea preciso mezclar, en su caso, por razones ambientales.

Plan previsto de entregas de carb髇 de consumo garantizado para los meses restantes del a駉 en curso o, en su defecto, cantidades del cupo previsto de cada a駉 realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci髇.

8.4.2. Centrales de fuel髄eo, gas y mixtas.

Antes del d韆 20 de cada mes, las empresas productoras deber醤 enviar a Red El閏trica la informaci髇 siguiente:

Existencias de fuel髄eo, clasificado por tipos, almacenadas en tanques o en almacenamientos concertados.

Tipos de fuel髄eo o, en su caso, mezclas previstas consumidas por cada grupo de la central.

Variaciones previsibles de disponibilidad (grupos de fuel髄eo, gas o mixtos).

8.4.3. Centrales hidroel閏tricas y de bombeo.

Todos los martes laborables o, en su caso, el d韆 h醔il anterior, las empresas propietarias de centrales hidroel閏tricas deber醤 transmitir a Red El閏trica la siguiente informaci髇:

Aportaciones en los embalses y caudales previstos.

Cotas y vol鷐enes almacenados en los embalses.

Potencia hidroel閏trica m醲ima que puede mantener cada unidad de oferta hidr醬lica durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.

Aquellas restricciones a la explotaci髇 de los embalses de regulaci髇 que eventualmente puedan existir.

Variaciones previsibles de disponibilidad de los grupos hidr醬licos y de bombeo.

8.4.4. Previsiones del OM.

Red El閏trica tendr� en cuenta la informaci髇 recibida del OM relativa a su previsi髇 sobre la evoluci髇 del funcionamiento del mercado para los doce meses siguientes.

8.4.5. Contratos de importaci髇 o exportaci髇.

Las empresas que suscriban contratos de intercambio con empresas de otros pa韘es deber醤 comunicar a Red El閏trica las caracter韘ticas t閏nicas de los citados contratos.

9
Estad韘ticas e informaci髇 p鷅lica relativa a la operaci髇 del sistema

Red El閏trica publicar� los datos que m醩 adelante se indican sobre la operaci髇 realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generaci髇.

9.1. Informaci髇 diaria.

La informaci髇 que Red El閏trica publicar� diariamente es la siguiente:

Curva de carga del sistema.

Estado de las reservas hidroel閏tricas y aportaciones en los r韔s m醩 importantes.

9.2. Informaci髇 a los tres d韆s.

La informaci髇 correspondiente al d韆 D que Red El閏trica publicar� el d韆 D + 4 es la siguiente:

Balance el閏trico de producci髇.

9.3. Informaci髇 mensual.

Mensualmente Red El閏trica publicar� la siguiente informaci髇:

Estad韘ticas de Operaci髇 del Sistema El閏trico.

Disponibilidad del equipo t閞mico de generaci髇.

Tasa de indisponibilidad de las l韓eas, transformadores y reactancias de la red de transporte.

Estad韘ticas de incidentes.

Evoluci髇 de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.

Calidad de servicio ENS y TIM.

9.4. Informaci髇 anual.

Red El閏trica publicar� anualmente la siguiente informaci髇:

Disponibilidad del equipo generador.

Disponibilidad de la red de transporte.

Calidad de servicio ENS y TIM:

L韒ites t閞micos estacionales de la red de transporte.

Adem醩, Red El閏trica mantendr� actualizadas y disponibles series hist髍icas de:

Potencia instalada en el sistema.

Energ韆 generada tanto por el r間imen ordinario como por el r間imen especial.

Demanda del sistema el閏trico.

Producible hidroel閏trico.

Reservas hidroel閏tricas.

Tasas de disponibilidad del equipo generador.

Tasas de disponibilidad de la red de transporte.

10
An醠isis e informaci髇 de incidencias

10.1. Incidencias.

Los eventos del sistema el閏trico que est醤 sujetos a los requerimientos de este procedimiento son los siguientes:

• a) La p閞dida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema el閏trico (generaci髇 y/o transformaci髇 transporte- distribuci髇) cuando 閟ta resulte en una violaci髇 de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema el閏trico establecidos en el correspondiente procedimiento de operaci髇 o en una p閞dida directa de mercado.
• b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
  • a. Da駉 mayor a cualquiera de los elementos del sistema el閏trico.
  • b. Fallo, degradaci髇, o actuaci髇 incorrecta del sistema de protecci髇, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervenci髇 manual por parte del operador.
  • c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electr髇ico o f韘ico, terrorismo dirigido contra el sistema el閏trico o sus componentes con intenci髇 de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema el閏trico en su conjunto.

Los eventos anteriores definen aquellas incidencias del sistema el閏trico que son objeto de informaci髇, en el 醡bito de este procedimiento, por parte del agente titular de las instalaciones afectadas o del suministro a los mercados afectados.

10.2. Comunicaci髇 a Red El閏trica.

En el caso de que se produzca alguna incidencia de las definidas en el apartado anterior, el agente titular de las instalaciones o del suministro afectado deber� facilitar a Red El閏trica y en un plazo de 2 horas la mejor informaci髇 de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informaci髇 que constituye el informe preliminar de la incidencia contendr�, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el Anexo 3 que resulten de aplicaci髇.

Red El閏trica podr�, cuando as� lo estime necesario, realizar consultas adicionales con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la informaci髇 adicional necesaria.

Cuando Red El閏trica determine que el evento constituye un incidencia significativa para el sistema el閏trico, proceder� a notificarlo al titular de la instalaci髇 o al responsable del mercado afectado. Dicho titular deber� remitir un informe escrito a Red El閏trica en un plazo no superior a 15 d韆s h醔iles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar� y completar� la informaci髇 remitida en el informe preliminar (Anexo 3) y se incluir醤 las posibles acciones identificadas por el agente para evitar o minimizar el efecto de incidencias similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3. Comunicaci髇 de Red El閏trica.

Cuando se produzca una incidencia de las que son objeto de un informe preliminar, Red El閏trica incluir� la informaci髇 correspondiente en un 玃arte Diario de Incidencias� que se pondr� a disposici髇 de los agentes antes de las doce horas del d韆 siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando Red El閏trica considere una incidencia de especial relevancia elaborar� un informe escrito, una vez disponga de la informaci髇 definitiva de la misma. Este informe incluir� las medidas a tomar para evitar la repetici髇 de la incidencia o la minimizaci髇 de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situaci髇 similar en el futuro. Este informe se remitir� a los agentes afectados, a la CNE y al MINECO, en un plazo no superior a 60 d韆s h醔iles tras la ocurrencia de la incidencia.

Los informes correspondientes a las incidencias m醩 significativas ser醤 presentados y analizados en las reuniones del Grupo de An醠isis de Incidencias que convocar� Red El閏trica.

10.4. Investigaciones Conjuntas.

Para aquellas incidencias que por su importancia o naturaleza Red El閏trica lo juzgue necesario, propondr� a la mayor brevedad posible la realizaci髇 de un an醠isis conjunto con los restantes agentes involucrados o afectados. Los resultados de dicho an醠isis se incorporar醤 en el informe que elabore Red El閏trica sobre la incidencia.

ANEXO 1

Contenido de la base de datos estructural

Notas generales y abreviaturas:

Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique otra cosa.

De los datos de impedancia se debe indicar la tensi髇 a la que est醤 referidos o los valores de base, en su caso.

La expresi髇 PSS/E se refiere a la aplicaci髇 inform醫ica para el an醠isis de la estabilidad de sistemas el閏tricos de potencia de Power Technologies Inc.

SISTEMA DE PRODUCCI覰

Grupos hidr醬licos

1. Datos generales e hidr醬licos de la instalaci髇:

Nombre de la Central:

Domicilio de la Central: municipio, c骴igo postal y provincia.

Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de conexi髇 a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF.

Direcci髇.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF.

Direcci髇.

Cuenca (r韔) en que est� ubicada la central.

Esquema del subsistema hidr醬lico.

Embalse asociado.

Subestaci髇/parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).

N鷐ero del Grupo.

N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci髇 de Energ韆 El閏trica).

Unidad de Gesti髇 Hidr醬lica a la que pertenece.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇 en su caso).

Canal de conducci髇/galer韆 de presi髇 (S�/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di醡etro(s).

Dep髎ito o c醡ara de carga (S�/NO). En caso afirmativo, volumen.

Tuber韆 forzada (S�/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di醡etro(s).

Tipo de turbina.

Caudal nominal (m�/s).

Velocidad nominal (m/s).

Caudal m醲imo de turbinaci髇 (m�/s).

Caudal m韓imo de turbinaci髇 (m�/s).

Salto bruto m醲imo (m).

Salto bruto m韓imo (m).

Salto neto nominal (m).

Salto neto de equipo (m).

Salto neto m醲imo (m).

Salto neto m韓imo (m).

Coeficiente energ閠ico m醲imo (kWh/m�).

Coeficiente energ閠ico m韓imo (kWh/m�).

Curvas cuadr醫icas de rendimiento para cotas m醲ima, media y m韓ima (alternativa: tablas de eficiencia cota-potencia).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Altura de impulsi髇 nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m�/s).

Caudal m醲imo de bombeo (m�/s).

Caudal m韓imo de bombeo (m�/s).

蚽dice de acumulaci髇 por bombeo (%), definido como la relaci髇 entre la energ韆 el閏trica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energ韆 consumida para su elevaci髇.

2. Datos de cada generador:

Potencia aparente en bornes del alternador (MVA).

Potencia nominal en turbinaci髇 (MW).

Potencia nominal en bombeo (MW), en su caso.

M韓imo t閏nico neto, es decir, en barras de central (MW).

M醲ima generaci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.

M醲ima absorci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.

Factor de potencia nominal.

Posibilidad de funcionamiento como compensador s韓crono (SI/NO).

Potencia absorbida en funcionamiento como compensador s韓crono (MW).

3. Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci髇 primaria:

Caracter韘ticas de la turbina: se ha de proporcionar un modelo simplificado de la turbina incluyendo la constante de tiempo del agua Tw.

Disponibilidad de regulaci髇 primaria o regulaci髇 de velocidad (SI/NO). En caso negativo aportar documentaci髇 que acredite la prestaci髇 del servicio por otra unidad generadora.

Caracter韘ticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci髆etro motorizado, consigna digital,...

Estatismo permanente:

rango de ajuste.

valor ajustado y posibilidad de su telemedida.

Velocidad de variaci髇 de la potencia en MW/s, por variaci髇 de frecuencia.

Banda de insensibilidad del regulador.

Banda muerta ajustable del regulador (mHz):

rango de ajuste.

valor ajustado.

posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Caracter韘ticas del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci髇 por realimentaci髇 mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog韆 (hidr醬lico, electrohidr醬lico...).

Compensaciones din醡icas: funci髇 de transferencia de la compensaci髇 din醡ica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada par醡etro y su valor de ajuste o consigna.

Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar�, en el caso de centrales de m醩 de 50 MW o que se conecten a la red de transporte, mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

4. Datos de regulaci髇 secundaria:

Zona de regulaci髇 a la que pertenece.

Capacidad de recibir se馻les externas de regulaci髇 (bucle secundario) (SI/NO).

Generadores con posibilidad de participaci髇 activa en la regulaci髇 secundaria:

Informaci髇 detallada de la conexi髇 del sistema de regulaci髇 con el AGC: caracter韘ticas de la se馻l de consigna, procesamiento de la se馻l, l韒ites,...

Potencia activa m醲ima y m韓ima de regulaci髇 en b.a. (MW) para distintos puntos de funcionamiento estable, si procede.

Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escal髇.

5. Datos necesarios para los planes de reposici髇 del servicio:

Capacidad de arranque aut髇omo (SI/NO).

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m韓ima que es capaz de alimentar el grupo en situaci髇 de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi髇 de la red exterior con p閞dida brusca de la plena carga, alimentando 鷑icamente sus consumos propios.

6. Datos de las protecciones:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇) ante perturbaciones internas a la central (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.

Rel閟 de m韓ima tensi髇: ajustes.

Estabilidad de la central ante cortocircuitos en la red: tiempo cr韙ico de desconexi髇.

Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

Datos adicionales en el caso de grupos conectados a la red de transporte o a la red complementaria:

• 1. Datos de la central:

  Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de conexi髇.

  Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.

  Configuraci髇 general de la central.

  Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

  Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

  Esquema unifilar de protecci髇 y medida de la instalaci髇.

• 2. Datos de cada grupo:

  Tensi髇 nominal de generaci髇 (kV).

  M醲ima tensi髇 de generaci髇 (kV).

  M韓ima tensi髇 de generaci髇 (kV).

  Reactancias no saturadas s韓crona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m醧uina.

  Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s).

  Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s).

  Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: m醧uina el閏trica, excitatriz y turbina.

  Reactancia de fuga no saturada (p.u.).

  Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.0 p.u. (p.u.).

  Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.2 p.u. (p.u.).

  (Los tres datos anteriores podr醤 recogerse en forma de curva de entrehierro y a plena carga, ver figura 1.)

• 3. Datos principales de los equipos de control de tensi髇:

  Breve descripci髇 del regulador de tensi髇-excitatriz, que incluir� el nombre y tipo del regulador.

  Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados, de los reguladores de tensi髇-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci髇 se aportar� mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

• 4. Servicio complementario de control de tensi髇: Declaraci髇 expl韈ita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensi髇 establecidos en el procedimiento de operaci髇 en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi髇 o incumplimientos, en su caso, y su justificaci髇.
• 5. Datos de los transformadores de grupo: Ver transformadores de transporte.
• 6. Datos de la l韓ea de evacuaci髇 (en su caso): Ver l韓eas de transporte.
• 7. Datos de las protecciones:
  • 7.1 Protecciones de la Central:

    Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de la red.

    Protecci髇 ante p閞dida de sincronismo: indicar tipo de protecci髇, n鷐ero de deslizamientos para el disparo y si ante 閟te el grupo queda sobre auxiliares.

    Rel� de sobretensi髇: ajustes.

    Protecci髇 de secuencia inversa: indicar estado de coordinaci髇 de esta protecci髇 con el reenganche monof醩ico y los rel閟 de discordancia de polos de la red.

    Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

  • 7.2 Protecciones asociadas a la interconexi髇:

    Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de la red.

    Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generaci髇. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci髇. Tiempo cr韙ico contemplado.

    Rel� de m韓ima tensi髇: ajustes.

  • 7.3 Teledisparo ante contingencias en la red:

    Capacidad de teledisparo (SI/NO).

    Tiempo de actuaci髇 del teledisparo desde que se recibe la se馻l.

    L骻ica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

    Embalses:

    Nombre del embalse.

    Empresa propietaria o concesionaria:

    Nombre.

    NIF.

    Direcci髇.

    Cuenca (r韔).

    Situaci髇: provincia, t閞mino municipal, paraje o predio.

    Fecha de terminaci髇.

    Capacidad en energ韆 el閏trica bruta (MWh).

    Serie hist髍ica de aportaciones naturales mensuales (m�).

    Volumen m醲imo (hm�).

    Volumen 鷗il (hm�).

    Volumen m韓imo (hm�).

    Curva cota/volumen (m韓imo 3.o grado).

    Cota m醲ima de explotaci髇 (m).

    Cota m韓ima de explotaci髇 (m).

    Caudal m韓imo ecol骻ico a mantener aguas abajo.

    R間imen de regulaci髇 (fluyente, semanal, anual, hiperanual).

    Coeficiente de regulaci髇 (d韆s), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportaci髇 media anual al embalse.

    Tiempo de vaciado del embalse (horas) con turbinaci髇 a plena carga de la propia central.

    Uso (Hidroel閏trico, Mixto).

    Restricciones de explotaci髇 (detracciones, riegos, etc.).

Unidades t閞micas

1. Datos generales de la instalaci髇:

Denominaci髇 de la central.

Denominaci髇 de la instalaci髇.

Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de conexi髇 a la red (solicitudes de acceso).

Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de conexi髇.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF.

Direcci髇.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF.

Direcci髇.

N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.

Domicilio de la central: municipio, c骴igo postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Combustibles.

Subestaci髇/parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).

Configuraci髇 general de la instalaci髇, indicando en su caso caracter韘ticas de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as� como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (韓dices anuales y estacionales si procede).

Consumo t閞mico en el arranque en fr韔 de cada unidad t閞mica y del conjunto (termias).

Eficiencia de cada unidad t閞mica y del conjunto (kWh/kcal).

Reserva de energ韆 el閏trica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh).

R間imen de funcionamiento previsto.

Esquemas unifilares de protecci髇 y medida de la instalaci髇, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.

2. Datos de cada generador:

En el caso de generadores dependientes entre s�, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi閚 los datos de potencia activa y reactiva, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci髇, por ejemplo, con turbina de vapor fuera de servicio.

Potencia aparente instalada (MVA).

Tensi髇 nominal de generaci髇 (kV).

M醲ima tensi髇 de generaci髇 (kV).

M韓ima tensi髇 de generaci髇 (kV).

Potencia activa instalada en b.a. (MW).

Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).

M韓imo t閏nico en b.a. (MW).

M韓imo t閏nico en b.c. (MW).

M韓imo t閏nico especial en b.a. (MW).

M韓imo t閏nico especial en b.c. (MW).

Tiempo que puede mantenerse el m韓imo t閏nico especial (h).

M醲ima generaci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.

M醲ima absorci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en b.a.

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia reactiva (MVAr).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a m韓imo t閏nico, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a m韓imo t閏nico, potencia reactiva (MVAr).

Factor de potencia nominal.

Reactancias no saturada s韓crona, transitoria (vac韔 y cortocircuito) y subtransitoria (vac韔 y cortocircuito) para eje directo y eje transverso (p.u.).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s).

Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s).

Constante de inercia del conjunto giratorio turbina-generador (s).

Reactancia de fuga no saturada (p.u.).

Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.0 p.u. (p.u.), seg鷑 figura 1.

Saturaci髇 de la m醧uina a tensi髇 1.2 p.u. (p.u.), seg鷑 figura 1.

(Los tres datos anteriores podr醤 recogerse en forma de curva de entrehierro y a plena carga.)

3. Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci髇 primaria:

En el caso de ciclos combinados de m鷏tiple eje, la informaci髇 aqu� solicitada se enviar� por separado para cada turbina de gas y de vapor:

Caracter韘ticas de la turbina de gas (en su caso): se ha de incluir un modelo simplificado que considere el limitador de la temperatura de combusti髇.

Caracter韘ticas de la turbina de vapor (en su caso): se ha de incluir un modelo simplificado que especifique la constante de tiempo de la etapa de alta presi髇 y del recalentador junto con las fracciones de potencia correspondientes a cada etapa. Debe incluirse tambi閚 un modelo simplificado de la caldera con la constante de tiempo de acumulaci髇 del vapor, el modelo del regulador de presi髇 y los correspondientes ajustes y l韒ites.

Disponibilidad de regulaci髇 primaria o regulaci髇 de velocidad (SI/NO). En caso negativo aportar documentaci髇 que acredite la prestaci髇 del servicio por otra unidad generadora.

Caracter韘ticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci髆etro motorizado, consigna digital,...

Estatismo permanente:

• - rango de ajuste.
• - valor ajustado y posibilidad de su telemedida.

Velocidad de variaci髇 de la potencia en MW/s, por variaci髇 de frecuencia.

Banda de insensibilidad del regulador.

Banda muerta ajustable del regulador (mHz):

rango de ajuste.

valor ajustado.

posibilidad de telemedida del valor ajustado.

Caracter韘ticas del regulador (o de los reguladores, en su caso): fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci髇 por realimentaci髇 mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog韆 (hidr醬lico, electrohidr醬lico...).

Compensaciones din醡icas: funci髇 de transferencia de la compensaci髇 din醡ica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se han de especificar el rango de cada par醡etro y su valor de consigna.

Esquema de bloques del regulador (o de los reguladores, en su caso) de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar� mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

4. Datos de regulaci髇 secundaria:

Zona de regulaci髇 a la que pertenece.

Capacidad de recibir se馻les externas de regulaci髇 (bucle secundario) (SI/NO).

Generadores con posibilidad de participaci髇 activa en la regulaci髇 secundaria:

Informaci髇 detallada de la conexi髇 del sistema de regulaci髇 con el AGC: caracter韘ticas de la se馻l de consigna, procesamiento de la se馻l, l韒ites,...

Potencia activa m醲ima y m韓ima de regulaci髇 en b.a. (MW) para distintos puntos de funcionamiento estable, si procede.

Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escal髇.

5. Datos para programaci髇 y regulaci髇 terciaria:

En el caso de generadores dependientes entre s�, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi閚 los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci髇, por ejemplo, arranque de la segunda turbina de gas en caso de estar funcionando con una turbina de gas y la turbina de vapor.

Tiempo m韓imo de arranque de programaci髇.

desde sincronizaci髇 hasta m韓imo t閏nico (min.).

desde sincronizaci髇 hasta plena carga (min.).

Tiempo m韓imo de parada de programaci髇 (desde plena carga hasta desconexi髇) (min.).

M醲ima rampa ascendente de regulaci髇 terciaria (MW en 15 min.).

M醲ima rampa descendente de regulaci髇 terciaria (MW en 15 min.).

6. Datos principales de los equipos de control de tensi髇:

En el caso de ciclos combinados de m鷏tiple eje, la informaci髇 aqu� solicitada se enviar� por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.

Breve descripci髇 del regulador de tensi髇-excitatriz, que incluir� el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados, de los reguladores de tensi髇-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci髇 se aportar� mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

7. Servicio complementario de control de tensi髇:

Declaraci髇 expl韈ita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensi髇 establecidos en el procedimiento por el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi髇 de la red de transporte o incumplimientos, en su caso, y su justificaci髇.

8. Datos necesarios para los planes de reposici髇 del servicio:

Capacidad de arranque aut髇omo.

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m韓ima que es capaz de alimentar la planta en situaci髇 de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi髇 de la red exterior con p閞dida brusca de la plena carga, alimentando 鷑icamente sus consumos propios.

Tiempo m韓imo de arranque en fr韔 (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci髇).

Tiempo m韓imo de arranque en caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci髇).

Tiempo m醲imo de parada para que el arranque sea en caliente.

9. Datos de los transformadores de grupo: Ver transformadores de transporte.

10. Datos de la l韓ea de evacuaci髇 (en su caso): Ver l韓eas de transporte.

11. Datos de las protecciones:

11.1 Protecciones de la Central:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los criterios generales de protecci髇) ante perturbaciones internas a la central (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.

Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de la red.

Servicios auxiliares, rel閟 de m韓ima tensi髇 y/o de m韓ima frecuencia: indicar ajustes y para el rel� de m韓ima tensi髇 fases en que mide.

Estabilidad de la central (grupo y servicios auxiliares) ante cortocircuitos en la red: tiempo cr韙ico de desconexi髇.

Protecci髇 ante p閞dida de sincronismo: indicar tipo de protecci髇, n鷐ero de deslizamientos para el disparo y si ante 閟te el grupo queda sobre auxiliares.

Rel� de sobretensi髇: ajustes.

Protecci髇 de secuencia inversa: indicar estado de coordinaci髇 con el reenganche monof醩ico y los rel閟 de discordancia de polos de la red.

Protecci髇 de m韓ima frecuencia de grupo: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci髇 de sobrefrecuencia (s�/no). Ajustes, en su caso.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

11.2 Protecciones asociadas a la interconexi髇:

Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de la red.

Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de grupo. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci髇. Tiempo cr韙ico contemplado.

Rel� de m韓ima tensi髇: ajustes.

11.3 Teledisparo ante contingencias en la red:

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tipo de teledisparo (apertura de interruptor de generaci髇 o fastvalving).

Potencia final y tiempo de bajada en los casos de reducci髇 r醦ida de carga (fast-valving) y en general en procesos no instant醤eos, como por ejemplo, en ciclos combinados, el de respuesta de la turbina de vapor al teledisparo parcial de turbinas de gas.

Tiempo de actuaci髇 del teledisparo desde que se recibe la se馻l.

L骻ica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Unidades de Producci髇 en R間imen Especial

Grupos no e髄icos

1. Datos de la instalaci髇 y de los generadores:

Nombre de la central.

Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de conexi髇 a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Empresa propietaria:

Nombre.

NIF.

Direcci髇.

N鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.

Unidad de oferta a la que pertenece, en su caso.

Domicilio de la central: municipio, c骴igo postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Tipo de central.

Fecha de concesi髇 en R間imen Especial.

A駉 final de la concesi髇.

Normativa aplicable.

Compa耥a Distribuidora.

Subestaci髇/parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).

Tipo de instalaci髇 seg鷑 tipificaci髇 Real Decreto 2818/1998.

N鷐ero de grupos.

Combustible.

Salto (m).

Caudal m醲imo (m�/s).

Cuenca (r韔).

Tipo de potencia (eventual/garantizada).

Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.

Potencia acogida al R.D. 2818/1998 (MW).

Potencia no acogida (MW).

Potencia activa neta y m韓imo t閏nico (MW) disponibles para la red: distribuci髇 estad韘tica por deciles de potencias o energ韆s horarias vertidas a la red desde que la planta entr� en funcionamiento o estimada.

M醲ima generaci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.

M醲ima generaci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.

M醲ima absorci髇 de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.

M醲ima absorci髇 de reactiva al m韓imo t閏nico (MVAr) en el punto de conexi髇 a la red.

2. Datos de regulaci髇 primaria:

Disponibilidad de regulaci髇 primaria o regulaci髇 de velocidad (SI/NO). En caso negativo aportar documentaci髇 que acredite la prestaci髇 del servicio por otra unidad generadora.

Estatismo permanente:

• - rango de ajuste
• - valor ajustado y posibilidad de su telemedida.

Velocidad de variaci髇 de la potencia en MW/s, por variaci髇 de frecuencia.

Banda de insensibilidad del regulador.

Banda muerta ajustable del regulador (mHz):

rango de ajuste.

valor ajustado.

posibilidad de telemedida del valor ajustado.

3. Datos para los planes de reposici髇 del servicio:

Capacidad de arranque aut髇omo.

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m韓ima que es capaz de alimentar la planta en situaci髇 de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi髇 de la red exterior con p閞dida brusca de la plena carga, alimentando 鷑icamente sus consumos propios.

Tiempo m韓imo de arranque en fr韔 (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci髇).

Tiempo m韓imo de arranque en caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci髇).

Tiempo m醲imo de parada para que el arranque sea en caliente.

4. Datos de las protecciones: Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇) ante perturbaciones internas a la central (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.

Rel閟 de m韓ima tensi髇: ajustes.

Estabilidad de la central ante cortocircuitos en la red: tiempo cr韙ico de desconexi髇.

Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

Datos adicionales en el caso de unidades de generaci髇 que participen en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica:

• 1. Datos para programaci髇 y regulaci髇 terciaria:

  Tiempo m韓imo de arranque de programaci髇.

  desde sincronizaci髇 hasta m韓imo t閏nico (min.).

  desde sincronizaci髇 hasta plena carga (min.).

  Tiempo m韓imo de parada de programaci髇 (desde plena carga hasta desconexi髇) (min.).

  M醲ima rampa ascendente de regulaci髇 terciaria (MW en 15 min.).

  M醲ima rampa descendente de regulaci髇 terciaria (MW en 15 min.).

Datos adicionales en el caso de unidades de generaci髇 que participen en el mercado de producci髇 de energ韆 el閏trica y tambi閚 lo hagan en el servicio complementario de regulaci髇 secundaria:

• 1. Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci髇 primaria:

  Caracter韘ticas de la turbina: se ha de proporcionar un modelo simplificado de la turbina. Para una turbina hidr醬lica debe incluir la constante de tiempo del agua Tw. Para una turbina de gas el modelo debe considerar el limitador de la temperatura de combusti髇. Para una turbina de vapor se ha de especificar la constante de tiempo de la etapa de alta presi髇 y del recalentador junto con las fracciones de potencia correspondientes a cada etapa. En este 鷏timo caso, debe proporcionarse tambi閚 un modelo simplificado de la caldera con la constante de tiempo de acumulaci髇 del vapor, el modelo del regulador de presi髇 y los correspondientes ajustes y l韒ites.

  Caracter韘ticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci髆etro motorizado, consigna digital,...

  Caracter韘ticas del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci髇 por realimentaci髇 mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog韆 (hidr醬lico, electrohidr醬lico...).

  Compensaciones din醡icas: funci髇 de transferencia de la compensaci髇 din醡ica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada par醡etro y su valor actual.

  Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar�, en el caso de grupos de m醩 de 50 MW o que se conecten a la red de transporte, mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

• 2. Datos de regulaci髇 secundaria:

  Zona de regulaci髇 a la que pertenece.

  Capacidad de recibir se馻les externas de regulaci髇 (bucle secundario) (SI/NO).

  Generadores con posibilidad de participaci髇 activa en la regulaci髇 secundaria:

  Informaci髇 detallada de la conexi髇 del sistema de regulaci髇 con el AGC: caracter韘ticas de la se馻l de consigna, procesamiento de la se馻l, l韒ites,...

  Potencia activa m醲ima y m韓ima de regulaci髇 en b.a. (MW) para distintos puntos de funcionamiento estable, si procede.

  Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escal髇.

Datos adicionales en el caso de generadores conectados a la red de transporte o a la red complementaria:

• 1. Datos de la instalaci髇 en el punto de conexi髇 a la red.

  Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de conexi髇.

  Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.

  Configuraci髇 general de la instalaci髇, indicando en su caso caracter韘ticas de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as� como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

  R間imen de funcionamiento previsto (ciclos diarios, semanales, estacionales, si procede).

  Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

  Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

  Contenido m醲imo de distorsi髇 arm髇ica garantizado (magnitud y orden), en caso de que existan procesos con control de onda en la instalaci髇:

  Arm髇icos de tensi髇.

  Arm髇icos de intensidad.

  Esquema unifilar de protecci髇 y medida de la instalaci髇.

• 2. Datos de cada generador:

  Tensi髇 nominal (kV).

  Constante de inercia del grupo turbogenerador(s).

  Velocidad nominal.

  Reactancias no saturada s韓crona, transitoria y subtransitoria para ejes directo y transverso (Z).

  Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como para eje transverso (s).

  Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como para eje transverso (s).

  Breve descripci髇 del regulador de tensi髇-excitatriz, que incluir� el nombre y tipo del regulador.

  Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados, de los reguladores de tensi髇-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci髇 se aportar� mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

• 3. Servicio complementario de control de tensi髇: Declaraci髇 expl韈ita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensi髇 establecidos en el procedimiento de operaci髇 en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi髇 o incumplimientos, en su caso, y su justificaci髇.
• 4. Datos del transformador principal: Ver transformadores de transporte.
• 5. Datos de la l韓ea de evacuaci髇 (en su caso): Ver l韓eas de transporte.
• 6. Datos de las protecciones:
  • 6.1 Protecciones de la Central.

    Rel� de sobretensi髇: ajustes.

    Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

  • 6.2 Protecciones asociadas a la interconexi髇.

    Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci髇.

    Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de la red.

  • 6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

    Capacidad de teledisparo (SI/NO).

    Tiempo de actuaci髇 del teledisparo desde que se recibe la se馻l (indicar tambi閚 tiempos de apertura de interruptor).

    L骻ica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Parques e髄icos

1. Caracter韘ticas de cada parque:

Nombre del parque.

Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de conexi髇 a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Empresa propietaria:

Nombre.

NIF.

Direcci髇.

Fecha de concesi髇 del R間imen Especial.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Domicilio del parque: municipio, c骴igo postal y provincia.

Coordenadas UTM de la poligonal del parque.

Compa耥a Distribuidora.

Potencia instalada: aparente bruta (MVA) y activa neta (MW).

Subestaci髇/parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).

Compensaci髇 de reactiva total del parque. Posibilidad de regulaci髇.

R間imen de operaci髇 previsto del parque:

M醲ima potencia de evacuaci髇 simult醤ea.

Potencia reactiva absorbida como funci髇 de la potencia generada.

Horas de utilizaci髇 (a plena potencia) referidas a per韔dos anual y estacionales.

Gr醘ico de operaci髇 prevista en funci髇 del tiempo, as� como gr醘icos de respuesta en transitorios de potencia nula a m醲ima y viceversa:

Activa generada P(MW) = f(t).

Reactiva absorbida Q(MVAr) = f(t).

Procedimiento de arranque/frenado.

2. Datos del transformador de conexi髇 a la red:

Propietario.

En su caso, n鷐ero de identificaci髇 en el RAIPEE.

Potencia nominal (MVA) de cada arrollamiento.

Tensi髇 nominal (kV) de cada arrollamiento.

Grupo de conexi髇.

3. Datos de las protecciones:

3.1 Protecciones del parque:

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci髇) ante perturbaciones internas al parque (s�/no). Indicar particularidades, en su caso.

Rel� de m韓ima tensi髇: indicar fases en que mide y ajustes.

Rel� de sobretensi髇: ajustes.

Estabilidad del parque ante cortocircuitos en la red: tiempo cr韙ico de desconexi髇.

Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.

3.2 Protecciones asociadas a los aerogeneradores:

Rel� de m韓ima tensi髇: indicar fases en que mide y ajustes.

Rel� de sobretensi髇: ajustes.

Protecci髇 de m韓ima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci髇 de sobrefrecuencia. Ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

3.3 Protecciones asociadas a la interconexi髇:

Rel� de m韓ima tensi髇: ajustes.

Datos adicionales en el caso de parques conectados a la red de transporte o a la red complementaria:

• 1. Caracter韘ticas de cada parque:

  Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de conexi髇.

  Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci髇 hasta el punto de conexi髇 a la red.

  Datos de Aerogeneradores:

  N鷐ero.

  Tipo (modelo y caracter韘ticas de control; informaci髇 complementaria).

  Potencia nominal de cada aerogenerador.

  Factor de potencia nominal de cada aerogenerador.

  Caracter韘ticas de cada generador (por cada uno de los tipos concretos que integren el parque):

  Constante de inercia del aerogenerador referida al lado el閏trico (s). Relaci髇 de multiplicaci髇, en su caso.

  Constante de elasticidad del acoplamiento mec醤ico-el閏trico, en su caso, referida al lado el閏trico (en unidades absolutas o en p.u. indicando las bases).

  Coeficiente de amortiguamiento, en su caso, referido al lado el閏trico (en unidades absolutas o en p.u. indicando las bases).

  Velocidad nominal.

  Rendimiento.

  M醧uinas as韓cronas (en su caso):

  Resistencias y reactancias estat髍ica y rot髍ica; esta 鷏tima para diferentes valores de deslizamiento (Z).

  Reactancia de magnetizaci髇 (Z).

  Alternativamente, los par醡etros resultantes de la consideraci髇 del modelo como el representado en la siguiente figura:

  

  Para aerogeneradores de otras tecnolog韆s se aportar� un modelo del tipo de generador correspondiente que describa el comportamiento din醡ico desde el punto de vista de la red el閏trica ante perturbaciones en la misma (velocidad de viento constante). Asimismo, deber� contemplar el comportamiento din醡ico de la parte mec醤ica si, durante perturbaciones en la red, dicho comportamiento modifica la respuesta el閏trica o justificase su desconexi髇. Se aportar� el esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par醡etros que en los esquemas est閚 representados. Esta informaci髇 se aportar� mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

  Compensaci髇 de reactiva total del parque:

  Bater韆s de condensadores: disposici髇 f韘ica, potencia reactiva (MVAr), control (n鷐ero de escalones y control de los mismos).

  Sistemas de compensaci髇 o regulaci髇 continua (tipo SVC), en su caso.

  Intensidad de cortocircuito aportada por el parque a un cortocircuito en el punto de conexi髇 a la red.

  Contenido m醲imo de distorsi髇 arm髇ica garantizado (magnitud y orden):

  Arm髇icos de tensi髇.

  Arm髇icos de intensidad.

  Niveles de tensi髇 (kV) de la red interna de conexi髇 de los generadores y consecutivos niveles seg鷑 agrupaci髇.

  Esquema unifilar de protecci髇 y medida del parque.

• 2. Datos del transformador de parque (en caso de ser 閟te el transformador de conexi髇 a la red, usar el formulario del punto 4):

  MVA nominales.

  Tensi髇 nominal (kV) de primario y secundario.

  Grupo de conexi髇.

  Tensi髇 de cortocircuito (en las tomas principal, m醲ima y m韓ima) (%).

  Impedancia homopolar (% en base m醧uina).

  Caracter韘ticas de regulaci髇 (arrollamiento con tomas, n.o de tomas, relaci髇 m醲ima y m韓ima).

• 3. Datos de la l韓ea de evacuaci髇 de cada parque (en su caso) (en caso de ser 閟ta la l韓ea de conexi髇 a la red de transporte, usar el formulario del punto 5):

  Denominaci髇 de la l韓ea.

  Parques extremos de la l韓ea.

  N鷐ero de circuitos y longitud en km.

  Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.

  Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

  Resistencia en secuencia directa (Z).

  Reactancia en secuencia directa (Z).

  Susceptancia en secuencia directa (xS).

  Resistencia en secuencia homopolar (Z).

  Reactancia en secuencia homopolar (Z).

  Susceptancia en secuencia homopolar (xS).

• 4. Datos del transformador de conexi髇 a la red: Ver transformadores de transporte.
• 5. Datos de la l韓ea de evacuaci髇 (en su caso): Ver l韓eas de transporte.
• 6. Datos de las protecciones:
  • 6.1 Protecciones del parque: Condiciones de sincronismo para el acoplamiento.

    Automatismos y ajustes.

  • 6.2 Protecciones asociadas a la interconexi髇:

    Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci髇.

    Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de la red.

  • 6.3 Teledisparo ante contingencias en la red:

    Capacidad de teledisparo (SI/NO).

    Tiempo de actuaci髇 del teledisparo desde que se recibe la se馻l (indicar tambi閚 tiempos de apertura de interruptor).

    L骻ica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Informaci髇 complementaria que deber醤 facilitar los productores conectados a la red de transporte para el servicio complementario de control de tensi髇 de la red de transporte

Transformador de salida de grupo:

Posiciones de tomas m醩 frecuentes (cambiador de tomas en carga).

En el caso de grupos reversibles generador/motor, los datos susceptibles de ello se especificar醤 para ambos modos de funcionamiento.

En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores s韓cronos mediante desanegado del rodete de la turbina/bomba se indicar醤 los requisitos t閏nicos de funcionamiento, y los tiempos requeridos para llevar a cabo estas acciones.

Deber� indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitaci髇 y las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generaci髇 del agente productor propietario del grupo.

SISTEMA DE TRANSPORTE Y RED COMPLEMENTARIA

Subestaciones

Nombre de la subestaci髇.

Domicilio. Municipio, c骴igo postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Parques

Nombre de la subestaci髇.

Tensi髇 (kV).

Configuraci髇.

Propietario de cada posici髇.

Propietario de cada barra.

Intensidad m醲ima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.

Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.

Esquemas unifilares de protecci髇 y medida.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Protecciones: ver ep韌rafe 玃rotecciones�.

L韓eas

Denominaci髇 de l韓ea.

Parques extremos de la l韓ea.

N鷐ero de circuito y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Tensi髇 nominal de funcionamiento y m醲ima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci髇) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caracter韘ticas homog閚eas.

Resistencia de secuencia directa (Z).

Reactancia de secuencia directa (Z).

Susceptancia de secuencia directa (xS).

Resistencia de secuencia homopolar (Z).

Reactancia de secuencia homopolar (Z).

Susceptancia de secuencia homopolar (xS).

L韒ites t閞micos permanentes de conductor/aparamenta, en MVA:

Verano.

Oto駉.

Invierno.

Primavera.

Temperatura m醲ima de dise駉 del conductor (0C).

Longitud en apoyos compartidos, en su caso.

Configuraci髇 de la l韓ea.

Conductor: Denominaci髇/material/secci髇 total (mm2).

Hilo de tierra: Denominaci髇/material/secci髇 total (mm2).

N鷐ero de conductores por fase.

Protecciones: ver ep韌rafe 玃rotecciones�.

Transformadores

El presente ep韌rafe es de aplicaci髇 a los transformadores conectados entre red de transporte, red complementaria y red observable. Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el ep韌rafe 獻nstalaciones de consumo�.

Nombre de la subestaci髇 y parque del nivel de tensi髇 m醩 alto.

N鷐ero de orden.

Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de conexi髇 a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de conexi髇.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalaci髇 de conexi髇 a la red.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Tipo de transformador: configuraci髇 (trif醩ico o banco), autotransformador/ transformador, circuito magn閠ico (n.o de columnas).

Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

Tipo de refrigeraci髇.

Tensi髇 nominal de cada arrollamiento (kV).

Tensi髇 m醲ima de servicio de cada arrollamiento (kV).

Grupo de conexi髇.

Tipo de regulaci髇 en cada arrollamiento (carga o vac韔). Posibilidad de regulaci髇 autom醫ica.

N鷐ero de tomas en cada arrollamiento y extensi髇 de tomas (%). N鷐ero de la toma principal (correspondiente a la tensi髇 nominal del transformador), de la toma habitual (regulaci髇 en vac韔) y de la toma m醲ima.

Relaci髇 de transformaci髇 entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.

P閞didas en el transformador:

P閞didas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

P閞didas en vac韔 (kW).

P閞didas en los equipos auxiliares (kW).

Tensi髇 de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, m醲ima y m韓ima, en su caso (%).

Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, m醲ima y m韓ima, en su caso (% en base m醧uina).

Protecciones: ver ep韌rafe 玃rotecciones�.

Elementos de control de potencia activa o reactiva

Los 韙ems que forman la base de datos para los elementos m醩 comunes de compensaci髇 de energ韆 reactiva son los siguientes:

Nombre de la subestaci髇 y parque en que se sit鷄.

Tipo (Reactancia o Condensador o Est醫ica; se replicar� la informaci髇 en caso de elementos con posibilidades de compensaci髇 inductiva y capacitiva).

N鷐ero de orden.

Tensi髇 nominal (kV).

Potencia nominal (MVAr).

Tensi髇 de conexi髇 (kV).

Situaci髇 (barras o terciario de transformador).

Propietario.

P閞didas en el hierro (kW).

P閞didas en el cobre (kW).

P閞didas totales incluidas adicionales (kW).

Tipo de conexi髇.

N鷐ero de escalones.

Para cada escal髇:

N.� de bloques.

Potencia nominal de cada bloque (MVAr).

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

En el caso de compensaci髇 est醫ica: las caracter韘ticas del transformador de conexi髇 a la red, tensi髇 nominal del equipo compensador, caracter韘tica V/I del sistema de compensaci髇, y esquema de bloques del regulador de tensi髇 con los valores correspondientes de los par醡etros que en el esquema est醤 representados. Esta informaci髇 se aportar� mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer韆 propia de la aplicaci髇, bien como modelo de usuario suministrando el c骴igo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

En el caso de elementos de control de potencia activa, se facilitar醤 los datos asociados en funci髇 de la configuraci髇 correspondiente.

Protecciones: ver ep韌rafe 玃rotecciones�.

Instalaciones de consumo

El presente ep韌rafe es de aplicaci髇 a los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables. Los transformadores conectados entre red de transporte, red complementaria y red observable se tratan bajo el ep韌rafe 玊ransformadores�.

Denominaci髇 de la instalaci髇.

N鷐ero de orden.

Localizaci髇 geogr醘ica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci髇 con influencia en la red de transporte): planos (detalle m韓imo de situaci髇 particular E 1:50.000 y de situaci髇 general E 1:200.000) y distancias significativas (a l韓eas y nudos de conexi髇 a la red).

Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci髇 de conexi髇 a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci髇 de tensi髇 superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

Diagrama f韘ico (esquema general en planta) de la instalaci髇 de conexi髇.

Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalaci髇 de conexi髇 a la red.

Propietario.

Domicilio de la instalaci髇. Municipio, c骴igo postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Tipo de carga (red de distribuci髇, servicios auxiliares, consumidor).

Subestaci髇 y parque de conexi髇 a la red (Nombre, kV).

Configuraci髇 general de la instalaci髇, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (韓dices anuales y estacionales si procede).

R間imen de funcionamiento previsto. Previsi髇 de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexi髇 a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, as� como energ韆 estimada anual.

Transformador de conexi髇 a la red:

Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

Tensi髇 nominal y m醲ima de servicio de cada arrollamiento (kV).

Grupo de conexi髇.

Tipo de regulaci髇 en cada arrollamiento (carga o vac韔). Posibilidad de regulaci髇 autom醫ica.

P閞didas debidas a la carga (kW).

Tensi髇 de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base m醧uina).

Caracter韘ticas principales de composici髇 de la carga (si procede):

Proporci髇 asimilable a carga de potencia constante.

Proporci髇 asimilable a carga de impedancia constante.

Proporci髇 asimilable a carga de intensidad constante.

Caracter韘ticas y ajuste del rel� de frecuencia. Este punto es adicional a los recogidos bajo en ep韌rafe 玃rotecciones�:

Frecuencia: rango de ajuste, escalonamiento y valor de ajuste (Hz).

Temporizaci髇: rango de ajuste y valor de ajuste (s).

Cargas m韓ima y m醲ima desconectadas por el rel� (MW).

Identificaci髇 del interruptor sobre el que act鷄 el rel�.

Control de tensi髇:

Declaraci髇 expl韈ita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensi髇 establecidos en el procedimiento por el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi髇 o incumplimientos, en su caso, y justificaci髇.

Informaci髇 adicional para hornos de arco en corriente alterna:

Tensi髇 nominal (kV).

Potencia del horno (MVA).

Compensaci髇 de reactiva: tipo y potencia nominal (MVAr).

Informaci髇 adicional para hornos de arco en corriente continua:

Tensi髇 nominal (kV).

Potencia de rectificaci髇 (MW).

N鷐ero de pulsos.

Compensaci髇 de reactiva: tipo y potencia nominal (MVAr).

Filtros de arm髇icos: orden de arm髇ico al que est� sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).

Informaci髇 adicional para cargas desequilibradas:

Tensi髇 nominal (kV).

Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.

L韓ea de evacuaci髇 (en su caso):

N鷐ero de circuitos y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇 en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Tensi髇 nominal de funcionamiento y m醲ima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci髇) para cada uno de los circuitos o tramo del mismo con caracter韘ticas homog閚eas.

Resistencia de secuencia directa (Ω).

Reactancia de secuencia directa (Ω).

Susceptancia de secuencia directa (μS).

Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

Protecciones

Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci髇 (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los criterios generales de protecci髇). Indicar particularidades, en su caso.

Esquema de protecci髇 ante cortocircuitos. Tiempo cr韙ico contemplado.

Protecci髇 de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel�(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci髇 (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

Esquema unifilar de protecci髇 y medida.

Rel閟 86: desglose, indicando para cada uno si es o no telemandado.

Acopladores de red o teleacopladores:

Tiempo que se mantiene la b鷖queda de condiciones de cierre a partir de la orden dada (min) Modo redes acopladas:

Diferencia de frecuencias m醲ima (Hz).

Diferencia angular m醲ima (o) que permite el cierre para las siguientes diferencias en el m骴ulo de las tensiones de l韓ea: nula, del 10% y del 20% de la tensi髇 nominal.

Modo redes desacopladas:

Diferencia m醲ima de frecuencia para la que se permite el cierre (Hz).

Diferencia m醲ima de tensiones de l韓ea para la que se permite el cierre (kV).

Rel閟 de sincronismo:

Diferencia m醲ima de frecuencias (Hz).

Diferencia angular m醲ima (o) que permite el cierre para las siguientes diferencias en el m骴ulo de las tensiones de l韓ea: nula, del 10% y del 20% de la tensi髇 nominal.

Desglosar, en caso necesario, entre supervisi髇 del reenganche y del cierre voluntario.

L韒ite de sobrecarga:

Independientemente de que el elemento est� dotado de un rel� espec韋ico de disparo por sobreintensidad de fase, se deber� conocer la m醲ima capacidad de transporte de potencia activa en condiciones equilibradas antes del disparo, para la tensi髇 nominal y 0,95 p.u., y factores de potencia 0,8, 0,9 y 1.

Notas:

• 1.- Los valores que se dejen en blanco se supondr� que son mayores del doble del l韒ite t閞mico estacional de invierno del elemento que protegen.
• 2.- Si fuese necesario se distinguir� entre factor de potencia inductivo y capacitivo.

  Rel閟 de m韓ima tensi髇.

  Existencia (SI/NO).

  Activo (SI/NO).

  Ajustes (kV, s).

  L骻ica de disparo.

  Protecciones de sobretensi髇:

  Existencia (SI/NO).

  Ajustes (kV, s).

  Dispositivos autom醫icos de reposici髇: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

  Reenganche de l韓eas:

  Posici髇 del reenganchador en condiciones normales de operaci髇 (no activo/mono/mono+tri/tri).

  Extremo que lanza tensi髇 en el reenganche trif醩ico.

  Supervisi髇 de sincronismo en el reenganche trif醩ico (SI/NO).

  Teledisparo de l韓eas:

  Teledisparo ante apertura voluntaria, y su selecci髇 en condiciones normales de operaci髇, en su caso (NO/activo/inactivo).

  Teledisparo ante apertura de interruptor (SI/NO).

  Teledisparo de protecciones (SI/NO). Indicar qu� protecciones lo activan, en su caso.

RED OBSERVABLE

Subestaciones

Nombre de la subestaci髇.

Domicilio. Municipio, c骴igo postal y provincia.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Parques

Nombre de la subestaci髇.

Tensi髇 (kV).

Configuraci髇.

Propietario de cada posici髇.

Propietario de cada barra.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

L韓eas

Denominaci髇 de l韓ea.

Parques extremos de la l韓ea.

N鷐ero de circuito y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci髇, en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi髇, en su caso).

Resistencia de secuencia directa (Z).

Reactancia de secuencia directa (Z).

Susceptancia de secuencia directa (xS).

Resistencia de secuencia homopolar (Z).

Reactancia de secuencia homopolar (Z).

Susceptancia de secuencia homopolar (xS).

Transformadores

Los transformadores conectados a la red de transporte y a la red complementaria se tratan en el cap韙ulo de 玈istema de Transporte y Red Complementaria�.

ANEXO 2

Informaci髇 que se enviar� a Red El閏trica en tiempo real

Red de transporte y red observable interruptores

Se馻lizaciones:

Posici髇 de los interruptores.

Seccionadores

Se馻lizaciones:

Posici髇 de los seccionadores.

L韓eas

Medidas:

Potencia activa.

Potencia reactiva.

Tensi髇 de l韓ea.

Transformadores (incluye transporte, generaci髇 y consumo) y reactancias

Se馻lizaciones:

Posici髇 de los interruptores.

Posici髇 de los seccionadores.

Control autom醫ico de tensi髇 (s髄o transformadores).

Medidas:

Potencia activa primario de transformador.

Potencia reactiva primario de transformador.

Potencia activa secundario de transformador.

Potencia reactiva secundario de transformador.

Potencia activa terciario de transformador.

Potencia reactiva terciario de transformador.

Toma del regulador en carga (s髄o transformadores).

Posici髇 del regulador en vac韔 (si existe y s髄o transformadores).

Potencia reactiva en reactancias.

Acoplamiento de barras

Se馻lizaciones:

Posici髇 de los interruptores.

Posici髇 de los seccionadores.

Medidas:

Potencia activa.

Potencia reactiva.

Barras

Medidas:

Tensi髇 por secci髇 de barra.

Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas.

Grupos t閞micos y grupos hidr醬licos con capacidad de regulaci髇

Se馻lizaciones:

Estado local/remoto de regulaci髇 del grupo.

Tipo de regulaci髇, control/no control.

Grupos t閞micos:

Medidas:

Potencia activa en alta del transformador de m醧uina.

Potencia reactiva en alta del transformador de m醧uina.

Potencia activa en baja del transformador de m醧uina.

Potencia reactiva en baja del transformador de m醧uina.

Tensi髇 de generaci髇.

Grupos hidr醬licos

Medidas:

Potencia activa en alta del transformador de m醧uina.

Potencia reactiva en alta del transformador de m醧uina.

Grupos de bombeo puro

Medidas:

Potencia activa en alta del transformador de m醧uina.

Potencia reactiva en alta del transformador de m醧uina.

Cota de embalse.

Grupos e髄icos

Medidas:

Potencia activa en alta agrupada por parque e髄ico.

Potencia reactiva en alta agrupada por parque e髄ico.

R間imen especial superior a 5 MW

Medidas:

Potencia activa.

Potencia reactiva.

Compensadores sincronos y condensadores

Se馻lizaciones:

Estado de conexi髇.

Medidas anal骻icas:

Potencia reactiva.

Tensi髇.

ANEXO 3
Informes de incidencias

Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre una incidencia son los que resulten de aplicaci髇 de entre los que se enumeran a continuaci髇:

• a) Fecha y hora de la incidencia.
• b) Instalaciones de transporte y/o elementos del sistema el閏trico directamente involucradas en la incidencia (y no 鷑icamente afectadas por la incidencia), duraci髇 de la p閞dida de servicio (con indicaci髇 de si se trata de dato o previsi髇).
• c) Afectaci髇 directa al mercado: ubicaci髇 y n鷐ero de clientes afectados, demanda (en MW) interrumpida y la duraci髇 de la interrupci髇 (con indicaci髇 de si se trata de dato o previsi髇).
• d) Afectaci髇 a la generaci髇: grupo o grupos afectados, generaci髇 interrumpida (MW) y duraci髇 de la interrupci髇 (con indicaci髇 de si se trata de dato o previsi髇). Da駉s constatados.
• e) Descripci髇 de la incidencia (cronolog韆 de eventos, actuaci髇 de sistemas de protecci髇 y automatismos,...).