ANEXO

Procedimientos de operaci髇 del sistema

P.O.- 1.1

Criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci髇 del sistema el閏trico

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es establecer los criterios de seguridad que deben aplicarse en la operaci髇 del sistema el閏trico, de manera que se garantice la continuidad del suministro con la calidad requerida.

Estos criterios de seguridad tienen en cuenta los criterios utilizados en el dise駉 y planificaci髇 de la red de transporte, de manera que exista una coherencia entre las condiciones de dise駉 y las de utilizaci髇 de la red.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento debe ser aplicado por el operador del sistema (OS), tanto en los estudios de programaci髇 de la operaci髇, como en la operaci髇 en tiempo real. Afecta a todas las instalaciones de la red gestionada por el OS y a todas las instalaciones de producci髇 conectadas directamente a esta red.

3. Definiciones.-

Se pueden distinguir cuatro posibles estados de funcionamiento del sistema el閏trico:

• Estado normal: Situaci髇 en la que todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los m醨genes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 4.3.1 y se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias, indicados en el apartado 4.3.2.
• Estado de alerta: Situaci髇 correspondiente al caso en que, aun siendo adecuados los valores de las variables del sistema, no se cumplen los criterios de seguridad frente a contingencias.
• Estado de emergencia: Situaci髇 en la que una o m醩 variables del sistema presentan valores fuera de los m醨genes de funcionamiento normal.

  Se incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupci髇 del suministro el閏trico de car醕ter local.

• Estado de reposici髇: Situaci髇 caracterizada por la p閞dida de suministro en una zona el閏trica (cero zonal) o en la totalidad del sistema el閏trico (cero nacional), y en la que el principal objetivo es la reposici髇 ordenada, segura y r醦ida del servicio.

4. Criterios de seguridad.

4.1. Par醡etros de control de la seguridad del sistema el閏trico.-

Los par醡etros que permiten supervisar el estado del sistema el閏trico son:

• La frecuencia.
• Las tensiones en los nudos de la red.
• Los niveles de carga en los diferentes elementos de la red de transporte (l韓eas, transformadores y aparamenta asociada).

4.2. Contingencias que deben considerarse en los an醠isis de seguridad.-

Las contingencias que deben considerarse en los an醠isis de seguridad son:

• El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema (grupo generador, l韓ea, transformador o reactancia) (criterio N-1).
• El fallo simult醤eo de los dos circuitos de las l韓eas de doble circuito que compartan apoyos a lo largo de m醩 de 30 kil髆etros de su trazado.
• En situaciones especiales, cuando la puesta en pr醕tica de las medidas de operaci髇 tras una contingencia requiera un tiempo excesivo, como puede suceder con el acoplamiento de un grupo t閞mico, se considerar� tambi閚 el fallo del mayor equipo generador de una zona y de una de sus l韓eas de interconexi髇 con el resto del sistema.

4.3. M醨genes de variaci髇 admisibles de los par醡etros de control en la operaci髇.

4.3.1. Funcionamiento normal del sistema.

4.3.1.1. Frecuencia.-

Por encontrarse el sistema el閏trico peninsular conectado al sistema europeo, los m醨genes de variaci髇 de la frecuencia vendr醤 dados por las consignas emitidas por la UCPTE para el mantenimiento de la frecuencia.

4.3.1.2. Tensi髇.-

Los procedimientos de control de tensi髇 de las diferentes zonas el閏tricas, vigentes en cada momento, establecer醤 los perfiles de tensi髇 que deber醤 mantenerse en funcionamiento normal en los diferentes nudos. Estos procedimientos tienen en cuenta las restricciones de tensi髇 impuestas por los m醨genes de dise駉 de las instalaciones y por las condiciones de entrega de energ韆 establecidas en los nudos frontera de la red de transporte, as� como las tensiones deseables para la minimizaci髇 de las p閞didas de transporte.

Los criterios para el establecimiento de los niveles admisibles de la tensi髇 en los nudos de la red de transporte se recogen en el procedimiento P.O.-1.3.

4.3.1.3. Carga.-

Los niveles de carga de los elementos de transporte no superar醤 la capacidad nominal de los transformadores, ni la capacidad t閞mica permanente de las l韓eas de la red de transporte definidos para las diferentes 閜ocas del a駉, de acuerdo con el procedimiento P.O.-1.2.

4.3.2. Comportamiento del sistema frente a contingencias.-

El sistema deber� mantener sus par醡etros de control dentro de los l韒ites que se indican a continuaci髇 para las siguientes contingencias:

• a) Fallo simple (criterio N-1): No se producen cortes de mercado

  No se producen sobrecargas permanentes en las l韓eas de la red de transporte, respecto a su l韒ite t閞mico estacional, pudi閚dose admitir sobrecargas transitorias de hasta un 15 por 100, con una duraci髇 inferior a veinte minutos.

  No se producen sobrecargas permanentes en los transformadores respecto a su potencia nominal, salvo en invierno, en que se admite, como criterio general, una sobrecarga m醲ima de un 10 por 100, respecto a su potencia nominal. Este l韒ite puede variar en funci髇 de las caracter韘ticas constructivas de cada transformador y de su respuesta frente a sobrecargas.

  Las tensiones en situaci髇 estable deben estar comprendidas entre los siguientes l韒ites:

• b) P閞dida de l韓eas de doble circuito.- No se producen cortes de mercado.

  No existen sobrecargas en las l韓eas de la red de transporte superiores al 15 por 100 de su l韒ite t閞mico estacional.

  No existen sobrecargas en los transformadores superiores al 20 por 100 en invierno (noviembre a marzo, ambos inclusive), al 10 por 100 en verano (junio, julio y agosto) ni al 15 por 100 en los restantes meses.

  Las tensiones en situaci髇 estable deben estar dentro de los siguientes l韒ites:

• c) Fallo simult醤eo del mayor grupo generador de una zona y de una l韓ea de interconexi髇 de la misma con el resto del sistema.- No se producen cortes de mercado.

  Se considerar� este tipo de contingencia cuando la puesta en pr醕tica de las medidas de operaci髇 paliativas tras el fallo de un grupo requiera un tiempo muy largo, como puede suceder cuando sea necesario el acoplamiento de otro grupo t閞mico.

  En estos casos, se analizar� este tipo de contingencia considerando las diferentes situaciones previstas para el sistema y, en particular, la sensibilidad del comportamiento del sistema, en caso de contingencia, frente al valor de la demanda.

• d) Otras consideraciones.- Adicionalmente a los anteriores criterios, deber� garantizarse, en todos los casos, la no existencia de una condici髇 de inestabilidad de las tensiones que pueda derivar en una situaci髇 de colapso de tensi髇. Este requisito puede resultar m醩 restrictivo, en ciertos casos, que la condici髇 de mantener la tensi髇 poscontingencia de los diferentes nudos del sistema dentro de la banda establecida.

  Existen nudos en la red de transporte alimentados por s髄o dos l韓eas, en los que, ante el fallo o indisponibilidad programada de una de ellas, dejar韆 de cumplirse autom醫icamente el criterio N-1.

  En estos casos, ante el fallo de una de las l韓eas se deber醤 tomar medidas urgentes para reducir al m醲imo los efectos que pudieran derivarse del fallo posterior de la otra l韓ea.

  Para la programaci髇 de trabajos con indisponibilidad de una de estas l韓eas se deber� valorar el riesgo de fallo de la otra, eligiendo, en todo caso, el momento y las condiciones m醩 apropiadas para realizar el trabajo.

  Para trabajos con indisponibilidad de una barra de una subestaci髇 de doble embarrado, se analizar� el fallo de la otra barra y se tendr醤 en cuenta todas las circunstancias que puedan concurrir en cada situaci髇 particular, considerando debidamente su incidencia en la seguridad del sistema.

  Para la planificaci髇 y autorizaci髇 de descargos de elementos de los sistemas de protecci髇, se deber� tener en cuenta el nivel de criticidad de los diferentes nudos de la red y los tiempos cr韙icos de despeje de falta identificados, de forma que, seg鷑 cu醠 sea el sistema de protecci髇 en descargo, pueda optarse por abrir el elemento protegido o tomar otras medidas, tales como anular reenganches, acelerar los disparos en segunda zona, separar barras u otras acciones sobre la topolog韆 que impidan que una falta en esas condiciones pueda tener una repercusi髇 grave para el sistema.

  En aquellas situaciones en las que se considere conveniente comprobar la estabilidad din醡ica del sistema, se realizar� un estudio complementario de estabilidad, en el que la contingencia considerada ser� una falta trif醩ica franca con correcta actuaci髇 de los sistemas de protecci髇. La falta se situar� en la posici髇 m醩 desfavorable de la l韓ea o doble circuito en cuesti髇. El tiempo de actuaci髇 de las protecciones en primera zona que se considere no ser� inferior a 100 metros.

4.4. Medidas extraordinarias a criterio del operador del sistema.-

El operador del sistema, ante situaciones especiales, como eventos de inter閟 p鷅lico, condiciones climatol骻icas adversas, etc., tomar� las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro, aplicando, si lo considera necesario, criterios m醩 estrictos de los descritos en puntos anteriores.

4.5. Tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias:

------------------------------------------------------------------------

Condiciones sin fallo     |La frecuencia sigue las consignas de la UCPTE.

                |

                |No existen sobrecargas.

                |

                |Las tensiones siguen los valores establecidos

                |en los Procedimientos de Control de Tensi髇.

                |

Fallo simple (N-1) de    |No hay coretes de mercado.

l韓ea, transformador,    |

grupo o reactancia.            |No existen sobrecargas en las l韓eas (transitorias

                |de hasta un 15 por 100 y duraci髇 inferior a

                |veinte minutos.

                |

                |Se admiten sobrecargas en transformadores de:

                |   10 por 100 invierno (noviembre a marzo, ambos

                |   inclusive).

                |

                |   0 por 100 en el resto del a駉.

                |

                | Tensiones comprendidas entre:

                | Nivel de 400 kV: 380-435 kV.

                |  Nivel de 200 kV: 205-245 kV.

                |

Fallo de doble circuito,    | No hay cortes de mercado.

o grupo m醩 l韓ea.            |Se admite un 15 por100 de sobrecarga en

                | las l韓eas.

                |

                | Se admiten sobrecargas en transformadores de:

                |  20 por 100 invierno (noviembre a marzo, ambos

                |  inclusive).

                |  10 por 100 verano (junio, julio y agosto)

                |  15 por 100 en los restantes meses.

                |

                | Tensiones comprendidas entre.

                |  Nivel de 400 kV: 375-435 kV.

                |  Nivel de 220 kV: 200-245 kV.

                |

                | No situaci髇 de riesgo de colapso de tensi髇

                |

------------------------------------------------------------------------


									

P.O.- 1.2

Establecimiento de los niveles admisibles de carga en la red gestionada por el operador del sistema

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es establecer los criterios para determinar los niveles admisibles de carga en las l韓eas y transformadores de la red gestionada por el operador del sistema en r間imen normal de funcionamiento del sistema.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento es de aplicaci髇 a todas las l韓eas y transformadores de la red gestionada por el operador del sistema. Aplica tambi閚 al operador del sistema y a las empresas propietarias de dichas instalaciones.

3. Definiciones.-

Capacidad o l韒ite t閞mico estacional: Es la m醲ima capacidad de transporte de las l韓eas y transformadores en r間imen permanente, asociada a un per韔do temporal determinado.

4. Procedimiento.-

Las empresas propietarias de las instalaciones de transporte determinar醤 la capacidad de las l韓eas y transformadores de su propiedad, utilizando para ello la metodolog韆 que se apruebe y que ser� publicada por el operador del sistema.

La capacidad de transporte de las l韓eas se derivar� de la observancia del Reglamento T閏nico para L韓eas A閞eas de Alta Tensi髇, para garantizar la seguridad de las personas e instalaciones.

Las caracter韘ticas que determinan la capacidad de transporte de una l韓ea son: La capacidad de disipaci髇 t閞mica de los conductores y la capacidad de disipaci髇 t閞mica de la aparamenta asociada en las subestaciones, tom醤dose el valor que resulte m醩 restrictivo. La capacidad de los transformadores ser� la especificada para las diferentes condiciones de carga y caracter韘ticas espec韋icas de cada transformador.

Se establecer醤 cuatro l韒ites t閞micos estacionales para definir la capacidad de transporte, que corresponden a los siguientes per韔dos:

En el caso de aquellas instalaciones que est閚 dotadas de medios de monitorizaci髇 para determinar su capacidad t閞mica en tiempo real, se podr醤 tener en cuenta estos datos en los an醠isis de seguridad del sistema.

4.1. Metodolog韆 de c醠culo.-

Los modelos de c醠culo que se utilicen para la determinaci髇 de las capacidades de transporte y transformaci髇 contemplar醤, como m韓imo, los siguientes aspectos:

• Modelo t閞mico para la aparamenta.-Tendr� en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento t閞mico de la aparamenta, los datos estad韘ticos hist髍icos de temperaturas y la temperatura m醲ima de dise駉 de la aparamenta.
• Modelo t閞mico para los conductores.-Tendr� en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento t閞mico del conductor, los datos estad韘ticos hist髍icos de temperaturas, la temperatura m醲ima de dise駉 del conductor y la radiaci髇 solar media del mes. Se considerar� una velocidad del viento de 0,6 m/s.

  Como resultado del proceso, se obtendr醤 los l韒ites t閞micos estacionales y los l韒ites de transporte en situaciones especiales de explotaci髇 de duraci髇 inferior a veinte minutos.

• Modelo t閞mico para los transformadores.-Los l韒ites t閞micos estacionales ser醤 los que se deducen de la norma UNE-20-110-75 獹u韆 de carga para transformadores en aceite�, que toma en consideraci髇 las condiciones ambientales y las sobrecargas admisibles en r間imen permanente y transitorio.

  Como resultado de la aplicaci髇 de la hip髏esis de p閞dida de vida estable, se obtendr醤 los l韒ites t閞micos estacionales y la capacidad m醲ima de transformaci髇 en situaciones especiales de explotaci髇 de duraci髇 inferior a una hora.

4.2. Periodicidad del c醠culo de los niveles admisibles de carga.-

Las actualizaciones de las capacidades t閞micas de las instalaciones de transporte se realizar醤 siempre que exista alguna variaci髇 de las caracter韘ticas de los equipos y ser醤 comunicadas al operador del sistema con la antelaci髇 suficiente sobre la fecha prevista de implantaci髇.

En todo caso, las empresas propietarias de las instalaciones de la red de transporte realizar醤, al menos, una actualizaci髇 semestral de sus instalaciones, comunicando tal revisi髇 al operador del sistema antes del 1 de enero y del 1 de julio de cada a駉.

P.O.- 1.3

Establecimiento de las tensiones admisibles en los nudos de la red gestionada por el operador del sistema

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es definir los criterios que se emplear醤 para la determinaci髇 de los m醨genes admisibles de las tensiones de operaci髇 de los nudos de la red gestionada por el operador del sistema en r間imen normal de funcionamiento del mismo.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento es de aplicaci髇 a todas las instalaciones de la red gestionada por el operador del sistema (RG) y a las instalaciones conectadas a ella, y afecta al operador del sistema y a los siguientes agentes:

• El operador del sistema.
• Las empresas propietarias de las instalaciones conectadas a la RG.
• Los distribuidores y consumidores cualificados conectados a la RG.
• Los productores conectados a la RG.

3. Procedimiento.

3.1. M醨genes admisibles de tensi髇 de servicio.-

Las empresas propietarias de las instalaciones de la RG facilitar醤 al operador del sistema la informaci髇 relativa a las tensiones m醲imas que pueden admitir los equipos de su propiedad, en r間imen permanente y en per韔do transitorio de duraci髇 inferior a veinte minutos.

El operador del sistema elaborar�, con la participaci髇 de los agentes y antes del 31 de diciembre de 1998, una relaci髇 de los m醨genes de tensi髇 de servicio admisibles en cada uno de los nudos de la red de transporte, teniendo en cuenta los datos anteriores, las tensiones admisibles en los nudos frontera de la RG con las redes de distribuci髇, con consumidores cualificados conectados directamente en dichos nudos frontera (P.O.-1.4) y con las unidades de producci髇.

Con objeto de que el operador del sistema pueda mantener actualizada la relaci髇 de m醨genes de tensi髇 en los nudos de la RG, las empresas propietarias de las instalaciones de esta red se responsabilizar醤 de informar al operador del sistema de todas las modificaciones que afecten, en cada instalaci髇, a las tensiones m醲imas admisibles de los equipos de su propiedad.

3.2. Procedimiento de control de tensi髇.-

El operador del sistema establecer�, antes del 31 de diciembre de 1998, los procedimientos de control de tensi髇 en los nudos de la RG que garanticen los niveles de seguridad establecidos para la operaci髇 y que tengan, a la vez, como objetivo, la minimizaci髇 de las p閞didas de transporte. Estos procedimientos ser醤 revisados anualmente.

Los citados procedimientos se aplicar醤 a las diferentes zonas el閏tricas del sistema en un conjunto de escenarios representativos de las diferentes condiciones de explotaci髇 posibles y permitir醤 fijar los valores consigna de la tensi髇 a mantener en cada uno de los nudos de la red de transporte con capacidad directa de gesti髇 de la energ韆 reactiva, asegurando, simult醤eamente, el respeto de las tensiones m醲imas admisibles por los equipos y las condiciones de entrega de energ韆 y de acceso a la red acordadas en los nudos frontera de la red de transporte.

Los procedimientos de control de las tensiones fijar醤 tambi閚 un intervalo de variaci髇 admisible alrededor de los valores consigna.

Los citados procedimientos establecer醤 la metodolog韆 que deber� seguir el operador del sistema para mantener los perfiles de tensi髇 fijados como objetivo, dando las instrucciones oportunas a las empresas propietarias de las instalaciones de transporte, los productores y los gestores de la red de distribuci髇.

El operador del sistema deber� establecer tambi閚 los procedimientos para el control de la tensi髇 en los nudos frontera con los sistemas el閏tricos externos interconectados, que se preparar醤 e implantar醤 de forma coordinada con los operadores de estos sistemas externos.

P.O.- 1.4

Condiciones de entrega de la energ韆 en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es establecer las condiciones de entrega de la energ韆 en los puntos frontera de conexi髇 de la red gestionada por el operador del sistema con los agentes conectados a ella, de manera que se garantice la calidad del servicio en dichos puntos frontera.

En el presente procedimiento se dan los criterios generales que ser醤 desarrollados en la reglamentaci髇 de calidad de servicio que se establezca. Para todos los aspectos no incluidos aqu�, se deber� acudir a dicha reglamentaci髇.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento es de aplicaci髇 a todas las instalaciones de la red gestionada por el operador del sistema (RG). Aplica tambi閚 al operador del sistema y a las empresas propietarias de estas instalaciones.

3. Condiciones t閏nicas de entrega de la energ韆.-

Las compa耥as propietarias de las instalaciones de la RG son responsables de operar sus instalaciones siguiendo las instrucciones recibidas del operador del sistema, de forma que se garanticen las condiciones de entrega de energ韆 establecidas en el presente procedimiento.

3.1. Variaciones de frecuencia.-

La frecuencia nominal del sistema espa駉l es de 50 Hz. Se consideran variaciones normales de la frecuencia aquellas comprendidas entre 49,85 y 50,15 Hz.

En caso de funcionamiento en isla de una parte del sistema espa駉l y, por tanto, no conectado al sistema europeo, se procurar� mantener la frecuencia dentro de esta banda.

3.2. Tensiones en los nudos.-

En condiciones normales de operaci髇, la tensi髇 en el nivel de 400 kV en los puntos frontera estar� comprendida entre 390 y 420 kV. En el nivel de 220 kV la tensi髇 estar� comprendida entre 205 y 245 kV.

Eventualmente, podr醤 presentarse valores m醲imos de hasta 435 kV y m韓imos de hasta 375 kV en el nivel de 400 kV.

En el nivel de 220 kV, las tensiones podr醤 bajar, eventualmente, hasta 200 kV.

Cualquier instalaci髇 directamente conectada a la red de transporte debe ser capaz de soportar sin da駉 ni desconexi髇 los valores antes se馻lados.

3.3. Interrupciones del suministro.-

Las interrupciones accidentales tienen en general como origen causas externas o sucesos que no pueden ser previstos por el operador del sistema.

El n鷐ero m醲imo anual de interrupciones, as� como su duraci髇, deber醤 ajustarse a los valores que se fijen en la normativa de calidad de servicio del Ministerio de Industria y Energ韆.

3.4. Huecos de tensi髇.-

Seg鷑 se define en la norma EN 50160: 1994, de aplicaci髇 a redes de hasta 35 kV, 玥ueco de la tensi髇 de alimentaci髇� es la 玠isminuci髇 brusca de la tensi髇 de alimentaci髇 a un valor situado entre el 90 y el 1 por 100 de la tensi髇 declarada Uc, seguida del restablecimiento de la tensi髇 despu閟 de un corto lapso de tiempo. Por convenio, un hueco de tensi髇 dura de 10 a un minuto. La profundidad de un hueco de tensi髇 es definida como la diferencia entre la tensi髇 eficaz durante el hueco de tensi髇 y la tensi髇 declarada. Las variaciones de tensi髇 que no reducen la tensi髇 de alimentaci髇 a un valor inferior al 90 por 100 de la tensi髇 declarada no son consideradas como huecos de tensi髇�.

La frecuencia anual de los huecos de tensi髇 deber� encontrarse dentro de los valores que se fijen en la normativa de calidad de servicio del Ministerio de Industria y Energ韆.

3.5. Potencia de cortocircuito.-

El valor de potencia de cortocircuito afecta a la estabilidad de la onda de tensi髇 y por tanto a la fluctuaci髇 de la tensi髇 y a la severidad del parpadeo de la onda (flicker).

El operador del sistema suministrar� a los usuarios de la RG los rangos previsibles de variaci髇 de la potencia de cortocircuito en los puntos de conexi髇 con dicha red.

P.O.- 1.5

Establecimiento de la reserva para la regulaci髇 frecuencia/potencia

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es establecer los niveles de reserva de regulaci髇 necesarios que permitan al operador del sistema (OS) hacer frente a los desequilibrios entre la generaci髇 y el consumo.

2. Ambito de aplicaci髇.-

El presente procedimiento aplica al OS.

3. Definiciones.-

Reserva de regulaci髇 primaria: Se define la banda de regulaci髇 primaria del sistema como el margen de potencia en el que el conjunto de los reguladores de velocidad pueden actuar de forma autom醫ica y en los dos sentidos, como consecuencia de un desv韔 de frecuencia.

Reserva de regulaci髇 secundaria: Se define la banda de regulaci髇 secundaria del sistema como el margen de variaci髇 de la potencia en que el regulador secundario puede actuar autom醫icamente y en los dos sentidos, partiendo del punto de funcionamiento en que se encuentre en cada instante. Viene dada por la suma, en valor absoluto, de las contribuciones individuales de los grupos sometidos a este tipo de regulaci髇.

El margen de potencia, en cada uno de los dos sentidos, se conoce como reserva o banda a subir o a bajar.

Reserva de regulaci髇 terciaria: Est� constituida por la variaci髇 m醲ima de potencia a subir o a bajar de los grupos del sistema que puede ser movilizada en un tiempo inferior a quince minutos con objeto de reconstituir la reserva de regulaci髇 secundaria.

4. Determinaci髇 de los niveles de reserva.-

Dependiendo de la escala de tiempo en que tiene lugar su acci髇 y de la se馻l que origina la actuaci髇 se establecen tres niveles de reserva:

Reserva de regulaci髇 primaria: El OS determinar� antes del 31 de octubre de cada a駉 los requerimientos de regulaci髇 primaria para el sistema el閏trico.

La regulaci髇 primaria de los grupos generadores deber� permitir un estatismo en sus reguladores de manera que puedan variar su carga en un 1,5 por 100 de la potencia nominal.

De acuerdo con las Recomendaciones de la UCPTE, como integrantes del sistema europeo, para desv韔s de frecuencia inferiores a 100 mHz el desequilibrio de potencia del sistema deber� estar corregido en un tiempo inferior a 15 segundos, mientras que para desv韔s de frecuencia de hasta 200 mHz el tiempo de respuesta variar� linealmente entre quince y treinta segundos.

Reserva de regulaci髇 secundaria: La reserva que debe mantenerse en regulaci髇 secundaria ser� determinada por el OS para cada per韔do de programaci髇, en funci髇 de la indeterminaci髇 estad韘tica en la evoluci髇 temporal previsible de la demanda y del fallo probable esperado, seg鷑 la potencia y los equipos generadores acoplados. Adem醩, se tendr� en cuenta la magnitud de los escalones horarios de potencia inherentes a la programaci髇 de las unidades de producci髇.

En cualquier caso, podr� ser utilizada como referencia la recomendaci髇 UCPTE que aconseja que en los per韔dos horarios de variaci髇 r醦ida de carga el valor de la reserva a subir sea del orden de:

6√ P max

siendo:

P max = Carga m醲ima prevista en el sistema, en MW, para el per韔do considerado.

El resto del d韆, la reserva debe ser del orden de la mitad del valor antes citado.

La reserva secundaria a bajar se establecer�, en funci髇 de las condiciones de operaci髇, entre el 50 y el 100 por 100 de la reserva a subir.

Reserva de regulaci髇 terciaria: La reserva m韓ima necesaria de regulaci髇 terciaria en cada per韔do de programaci髇 ser�, como referencia, igual a la potencia del mayor grupo de generaci髇 acoplado mayorada en un 2 por 100 de la demanda prevista en cada hora.

P.O.- 1.6

Establecimiento de los planes de seguridad, para la operaci髇 del sistema

...

P.O. 1.6 獷stablecimiento de los planes de seguridad para la operaci髇 del sistema�, dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. 18 mayo 2009, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se aprueban los procedimientos de operaci髇 del sistema 1.6, 3.1, 3.2, 3.3, 3.7, 7.2, 7.3 y 9 para su adaptaci髇 a la nueva normativa el閏trica (獴.O.E.� 28 mayo).Vigencia: 29 mayo 2009

P.O.- 2.5

Planes de mantenimiento de las unidades de producci髇

...

P.O.-2.5. Planes de mantenimiento de las unidades de producci髇 derogado por el apartado segundo de la Res. 17 marzo 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 (獴.O.E.� 16 abril).Vigencia: 17 abril 2004

P.O.- 3.1

Programaci髇 de la generaci髇

...

P.O.-3.1. Programaci髇 de la generaci髇 derogado por el apartado segundo de la Res. 17 marzo 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 (獴.O.E.� 16 abril).Vigencia: 17 abril 2004

P.O.- 3.2

Soluci髇 de restricciones t閏nicas

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Procedimiento P.O. 3.2. 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

P.O.- 3.3

Resoluci髇 de los desv韔s generaci髇-consumo

1. Objeto.

El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de resoluci髇 de los desv韔s entre generaci髇 y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesi髇 del mercado intradiario y hasta la hora de inicio de efectividad de la siguiente sesi髇.

2. Ambito de aplicaci髇.

Este procedimiento aplica al operador del sistema (OS), al operador del mercado, y a los AM que hayan presentado ofertas de compra o venta de energ韆 en el mercado diario o en las sesiones del mercado intradiario (MI).

3. Procedimiento de resoluci髇.

3.1. Definici髇 del proceso.-

Los productores deber醤 comunicar al OS, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades o modificaciones obligadas de programa, debidamente justificadas, que se presenten en sus equipos de generaci髇, explicitando su duraci髇 prevista. Los agentes compradores de energ韆 deber� comunicar al OS, tan pronto como sea posible, todas las variaciones que prevean en su demanda respecto de la casada en la anterior sesi髇 del MI.

Por su parte, el OS efectuar� previsiones de la demanda conjunta, de acuerdo con lo establecido en el P.O.-2.1, que tomar� como dato, junto con la informaci髇 comunicada por los AM, para la estimaci髇 de los desv韔s previstos hasta la hora de inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesi髇 del MI.

El OS en funci髇 de los desv韔s previstos solicitar� ofertas, en su caso, para su resoluci髇 hasta la hora de inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesi髇 del MI. No se resolver醤 mediante convocatoria de ofertas para desv韔s, aquellos desv韔s en los que el valor del desv韔 medio horario sea inferior a 330 MW.

Para hacer frente a los desv韔s previstos, el OS utilizar� las ofertas de incremento y reducci髇 de generaci髇 y de bombeo y asignar� las modificaciones de programa que correspondan a cada unidad, incorporando estas modificaciones en el seguimiento PHO.

El 醡bito temporal en el que se desarrolla la resoluci髇 de desv韔s abarcar� a todos los per韔dos horarios de programaci髇 hasta la hora de inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesi髇 del MI.

3.2. Presentaci髇 de ofertas.-

Una vez publicados los desv韔s a cubrir por el operador del sistema, los productos deber醤 presentar, en el plazo de treinta minutos, ofertas para cada una de sus unidades de producci髇 y de bombeo por la energ韆 disponible en ellas para cubrir el desv韔. Dichas ofertas ser醤 v醠idas solamente para la convocatoria efectuada, siendo anuladas cuando se haya cerrado el proceso de asignaci髇 correspondiente.

Para cada unidad de oferta se especificar� la siguiente informaci髇:

• 1) Tipo de oferta (generaci髇 o consumo en bombeo).
• 2) Energ韆 a subir:

  Para todo el horizonte de resoluci髇 de desv韔s se indicar�:

  • a) Energ韆 total m醲ima (MWh).
  • b) Variaci髇 m醲ima de energ韆 asignada (MWh/h).

  Adem醩, para cada per韔do horario de programaci髇 se indicar�:

  • 1. N鷐ero de oferta (orden correlativo empezando por 1, m醲imo = 10).
  • 2. Energ韆 (MWh).
  • 3. Precio de la energ韆 ofertada (PTA/kWh).
  • 4. C骴igo de indivisibilidad.
  • 5. C骴igo de aceptaci髇 completa extensivo a todos los per韔dos de programaci髇 (aplica si n鷐ero de orden de oferta = 1).
• 3) Energ韆 a bajar: La misma informaci髇 que la indicada en el apartado anterior teniendo en cuenta que las energ韆s llevar醤 signo negativo, y que en el campo 3 se especificar� al precio ofertado por la recompra de dicha energ韆.

  El valor de energ韆 horaria a subir o a bajar de una oferta indivisible no podr� ser superior, en ning鷑 caso, a 300 MWh.

3.3. Asignaci髇 de ofertas.-

El OS analizar� las ofertas recibidas y en caso de detectar alguna incompatibilidad con los programas asignados en procesos anteriores (incluyendo la asignaci髇 realizada de banda secundaria) la oferta ser� limitada. Este proceso se realizar� mediante un chequeo respecto de la potencia m醲ima de las unidades t閞micas y de bombeo. En caso de sobrepasarse se restringir� la energ韆 total asignada a las ofertas hasta ese valor.

Asimismo, en caso de que la asignaci髇 de una oferta origine una restricci髇 t閏nica en el sistema, 閟ta ser� rechazada.

El OS asignar� las ofertas mediante el algoritmo de casaci髇 que se especifica en el anexo.

3.4. Comunicaci髇 de las ofertas asignadas a los agentes.-

El Os comunicar� a los productores afectados las asignaciones realizadas para resolver los desv韔s, que se considerar醤 firmes. Quince minutos antes del cambio de hora, transmitir� a los productores del nuevo programa, que incluir� la producci髇 adicional que deber� incorporarse o reducirse en la programaci髇 de cada unidad.

3.5. Valoraci髇.-

La valoraci髇 de las modificaciones programadas para la resoluci髇 de los desv韔s corresponder� al precio marginal de las ofertas asignadas en cada per韔do horario, calculado de acuerdo con el mecanismo especificado en el anexo.

4. Mecanismos excepcionales de resoluci髇.

En el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas inform醫icos de gesti髇 y otra causa justificada, no sea posible resolver un desv韔 mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, ni exista reserva de regulaci髇 terciaria suficiente, el OS podr� adoptar las decisiones de programaci髇 que considere m醩 oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los agentes afectados, el OM y la CNSE, sin perjuicio de la retribuci髇 econ髆ica que corresponda.

ANEXO

Algoritmo para la resoluci髇 de desv韔s

1. Criterio.

El algoritmo de casaci髇 minimizar� el sobrecoste horario de la resoluci髇 de desv韔s considerando una retribuci髇 a precio marginal, de modo que la casaci髇 resultante por consideraci髇 de condiciones complejas no perjudique en ning鷑 caso la asignaci髇 que corresponda a las ofertas simples.

2. Algoritmo de casaci髇.

Por simplicidad, en la explicaci髇 se hace referencia a la resoluci髇 de desv韔s a subir. El caso de resoluci髇 de desv韔s a bajar es sim閠rico con precios descendentes.

El elemento fundamental de la asignaci髇 es la casaci髇 simple de cada hora, que se describe a continuaci髇.

La casaci髇 simple en una hora consiste en la colocaci髇 de las ofertas seg鷑 precios ascendentes hasta cubrir el requerimiento del desv韔. El precio marginal de retribuci髇 en cada per韔do horario lo marca el precio de la oferta colocada en 鷏timo lugar.

Cuando en el proceso de casaci髇 se presente el caso de varias ofertas al mismo precio, en el l韒ite de cobertura del requerimiento, se tendr醤 en cuenta los siguientes criterios:

• Se prorraterear�, en funci髇 de la energ韆 ofertada, la asignaci髇 entre ellas si son divisibles.
• Si una o varias de estas ofertas fuese indivisible, se dar� preferencia a la cobertura con las divisibles.
• Si colocadas 閟tas fuera a鷑 necesaria alguna oferta indivisible, tendr醤 preferencia las de menor tama駉.
• Si al colocar una oferta indivisible se sobrepasa el requerimiento en un valor inferior al 10 por 100, se asignar� la oferta y se finalizar� la asignaci髇. Si se sobrepasa este valor, se retirar� la oferta. Si una vez retirada la oferta, el requerimiento se cumple con un error menor del 10 por 100, se finalizar� la asignaci髇. Si esto no se cumple, se contin鷄 con las ofertas del precio siguiente, hasta completar la asignaci髇.
• En caso de no presentarse ofertas con condiciones complejas, bastar韆 esta casaci髇 simple en cada hora para definir la asignaci髇. En todos los casos en la primera y 鷏tima hora se considerar醤 todos los bloques divisibles excepto los que contengan condici髇 de aceptaci髇 completa.

3. Tratamiento de las condiciones de rampa.

En caso de existir ofertas con condiciones de rampa, se proceder� del siguiente modo:

• 1. Se tomar� como referencia para la casaci髇 simple de la primera hora del horizonte de programaci髇 la energ韆 asignada en el PHO a la hora anterior.
• 2. Desde la primera hora hasta la 鷏tima:

  En funci髇 de la energ韆 casada en cada unidad oferente en la hora n-1, si 閟ta tiene condici髇 de rampa, se calcular� la m醲ima energ韆 que puede casarse en la siguiente hora por rampa de subida (ES n).

  La condici髇 de rampa se aplicar� sobre los programas globales, resultado de a馻dir sobre el programa previo la asignaci髇 para la resoluci髇 de desv韔s.

  Se proceder� a la casaci髇 simple de la hora n, teniendo en cuenta el l韒ite ESn .

• 3. Desde la pen鷏tima hora hasta la primera:

  En funci髇 de la energ韆 casada en cada unidad oferente en la hora n + 1, si 閟ta tiene condici髇 de rampa se calcula la m醲ima energ韆 que puede casarse en la hora anterior por rampa de bajada (EBn ).

• 4. La casaci髇 as� obtenida no viola ninguna rampa, pero con objeto de minorar cualquier posible efecto perverso de unas ofertas sobre otras cuando 閟tas tienen rampa, el proceso descrito en los pasos 2 y 3, se repetir� al menos una segunda vez del siguiente modo: En el proceso de ida, se limitar� la energ韆 asignable a cada unidad por el menor valor EBn antes calculado, y el nuevo ESn calculado ahora. En el proceso de vuelta la limitaci髇 vendr� marcada por el menor valor ESn calculado a la ida y el nuevo EBn ahora calculado. El reajuste de las ofertas en estos nuevos pasos podr韆 dar lugar en casos extremos a que en el proceso de ida se violase alguna rampa de bajada, y en el de vuelta se violase alguna rampa de subida. Si esto se produce, se proceder� a un nuevo reajuste de ida y vuelta. Si al final de este tercer proceso existiera alguna violaci髇 de rampa, se tomar韆 como v醠ida la casaci髇 obtenida antes de iniciar este reajuste de mejora (final del paso 3).

4. Tratamiento de la condici髇 de aceptaci髇 completa.

En el caso de existir la condici髇 de aceptaci髇 completa, es decir, el establecimiento de energ韆s m韓imas a subir o bajar sobre varias horas, que deben aceptarse o rechazarse en su conjunto, se procede del siguiente modo:

Sobre el resultado anteriormente casado, se comprueba si toda la energ韆 incluida en cada oferta con condici髇 de aceptaci髇 completa ha sido casada. En caso contrario se retiran todas las ofertas de las distintas horas a que afecta la condici髇, y vuelve a repetirse el proceso anterior (apartado 2 y pasos 1 a 4 del apartado 3).

Como pueden verse excluidas simult醤eamente varias ofertas con condici髇 de aceptaci髇 completa, se proceder� a retirar 閟tas seg鷑 un orden establecido por la suma de los productos de la energ韆 de cada oferta por el precio ofertado, de mayor a menor. Al retirar cada oferta, se repite el proceso de casaci髇 anterior (apartado 2 y pasos 1 a 4 del apartado 3).

5. Tratamiento de la energ韆 m醲ima.

En el caso de existir la condici髇 de energ韆 m醲ima admisible se procede del siguiente modo:

A partir de la primera hora, durante los pasos 1 a 4 del apartado 3, se llevar� contabilidad de la energ韆 total asignada, pasando a limitar o eliminar la casaci髇 de la oferta una vez superado el l韒ite m醲imo de energ韆 especificado en la misma.

Durante la casaci髇 en sentido inverso, se considerar� para el c髆puto, al casar una determinada hora, la energ韆 ya casada en las horas anteriores en el sentido directo.

Este proceso no garantizar� la asignaci髇 exacta de la energ韆 m醲ima, ya que en el proceso de reajuste de rampas pueden incorporarse energ韆s m醩 baratas que desplacen en una hora partes de la oferta limitada en energ韆. S� se garantiza, sin embargo, que el l韒ite ofertado no es excedido.

P.O.- 3.4

Programaci髇 del mantenimiento de la red de transporte

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P.O.-3.4. Programaci髇 del mantenimiento de la red de transporte derogado por el apartado segundo de la Res. 17 marzo 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 (獴.O.E.� 16 abril).Vigencia: 17 abril 2004

P.O.- 3.5

Programaci髇 a corto plazo de descargos en la red de transporte

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Procedimiento de Operaci髇 3.5 derogado por el apartado segundo de la Resoluci髇 20 de julio de 2004, de la Secretar韆 General de Energ韆, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2004, de la Secretar韆 de Estado de la 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 (獴.O.E.� 3 agosto).Vigencia: 4 agosto 2004

P.O.- 7.1

Servicio complementario de regulaci髇 primaria

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es la determinaci髇 de las necesidades de regulaci髇 primaria del sistema el閏trico y su asignaci髇 a los generadores que presten este servicio.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento aplica al operador del sistema (OS) y a las empresas productoras.

3. Definiciones.

Regulaci髇 primaria: La regulaci髇 primaria es un servicio complementario de car醕ter obligatorio y no retribuido aportado por los generadores acoplados, y tiene por objeto corregir autom醫icamente los desequilibrios instant醤eos entre producci髇 y consumo. Se aporta mediante la variaci髇 de potencia de los generadores de forma inmediata y aut髇oma por actuaci髇 de los reguladores de velocidad de las turbinas como respuesta a las variaciones de la frecuencia.

4. Determinaci髇 del requerimiento de regulaci髇 primaria.-

El OS establecer�, antes del 31 de octubre de cada a駉, los requerimientos de regulaci髇 primaria para el conjunto del sistema el閏trico conforme al procedimiento P.O.-1.5.

La regulaci髇 primaria de los grupos generadores deber� permitir establecer un estatismo en su regulador de manera que puedan variar su carga en un 1,5 por 100 de la potencia nominal. La variaci髇 de potencia resultante deber� realizarse en quince segundos ante perturbaciones que provoquen desv韔s de frecuencia inferiores a 100 mHz, y linealmente entre quince y treinta segundos para desv韔s de frecuencia entre 100 y 200 mHz.

La insensibilidad de los reguladores de los grupos debe ser inferior a+10mHz y la banda muerta voluntaria nula.

5. Obligatoriedad de la prestaci髇 del servicio.-

Todas las unidades de producci髇 deber醤 disponer de regulaci髇 primaria.

En el caso en que t閏nicamente no sea posible contar con el equipamiento adecuado, el servicio complementario deber� ser contratado directamente por los titulares de las instalaciones obligadas a su prestaci髇 a otros agentes que puedan prestarlo. El contrato, que tendr� car醕ter reglado, ser� comunicado al OS, que certificar� el servicio efectivamente prestado en ejecuci髇 de dicho contrato y se liquidar� por las partes al precio que hubieran pactado.

6. Comunicaci髇 de datos.-

Las empresas de generaci髇 deber醤 declarar las caracter韘ticas de los reguladores primarios de los generadores de su propiedad, as� como el estatismo de cada grupo antes del 30 de noviembre de cada a駉.

7. Control del cumplimiento de los requisitos.-

Se comprobar醤 las declaraciones realizadas mediante auditor韆s e inspecciones t閏nicas.

Las inspecciones de todos los equipos se realizar醤 a lo largo de un per韔do c韈lico de cinco a駉s, seleccionando mediante un sistema aleatorio los equipos que deben ser revisados cada a駉.

P.O.- 7.2

Servicio complementario de regulaci髇 secundaria

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es establecer el m閠odo de asignaci髇 de la reserva de regulaci髇 secundaria del sistema el閏trico a las diferentes unidades de producci髇 que participen en la prestaci髇 de este servicio complementario y el control de su ejecuci髇.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento aplica al operador del sistema y a las empresas productoras.

3. Definiciones.

Zona de regulaci髇: Agrupaci髇 de unidades de producci髇 que tiene capacidad de regular bajo un sistema de control autom醫ico de generaci髇.

4. Agentes con capacidad de ofertar.-

Podr醤 ofertar este servicio complementario aquellos agentes que obtengan la correspondiente habilitaci髇 del OS, quien la otorgar� a todas las instalaciones que acrediten su capacidad t閏nica y operativa para prestar este servicio en las condiciones requeridas. El OS mantendr� actualizada y publicar� anualmente, antes del 30 de noviembre, la lista de generadores habilitados y la zona de regulaci髇 a la que pertenecen.

El OS podr� retirar la habilitaci髇 cuando detecte una falta de capacidad t閏nica para la prestaci髇 del servicio, de acuerdo con las condiciones exigidas para su habilitaci髇, o bien cuando la calidad del servicio prestado no cumpla los requisitos exigidos.

5. Determinaci髇 de la reserva global necesaria.-

El OS establecer� y comunicar� cada d韆 a las empresas generadoras la reserva necesaria de regulaci髇 secundaria en el sistema para cada per韔do de programaci髇 del d韆 siguiente, estableciendo la relaci髇 de reserva a subir y bajar requerida para las zonas de regulaci髇, y el valor m醲imo y m韓imo de la banda de regulaci髇 admisible en cada oferta. Para ello se seguir醤 los criterios establecidos en el procedimiento P.O.-1.5.

6. Presentaci髇 de las ofertas.-

Los generadores ofertar醤, para cada unidad de producci髇, una banda de regulaci髇, en MW, con su precio correspondiente para cada una de las horas del d韆 siguiente en pesetas/kW.

Las ofertas deber醤 contener la siguiente informaci髇:

• Oferta de reserva a subir RNS subir (MW).
• Oferta de reserva a bajar RNS bajar (MW).
• Precio de la banda de regulaci髇 PS banda (pesetas/kW).
• Variaci髇 de energ韆 necesaria respecto del programa existente, VEP (+/- MWh).
• C骴igo de indivisibilidad de la oferta.

Las empresas productoras podr醤 realizar diferentes ofertas de regulaci髇 para la misma unidad de producci髇, pudiendo ser s髄o una de ellas indivisible. Estas ofertas podr醤 ser aceptadas de forma independiente, siendo el resultado de la asignaci髇 a cada unidad de producci髇 el conjunto de todas las ofertas aceptadas para ella.

La relaci髇 entre la reserva a subir y bajar de una oferta podr� ser distinta de la establecida para el conjunto del sistema.

7. Asignaci髇 de la reserva de regulaci髇.-

El OS asignar� aquellas ofertas que, en conjunto, representen un menor sobrecoste total.

Para la asignaci髇 se tendr醤 en cuenta los siguientes criterios:

• Cada zona de regulaci髇 deber� cumplir la relaci髇 establecida entre la reserva a subir y bajar para el conjunto del sistema.
• Para la valoraci髇 de una oferta se tendr� en cuenta el coste de la banda.
• En el caso de igualdad del coste de varias ofertas, se realizar� un reparto proporcional de la reserva asignada, en funci髇 de la banda ofertada. Si la asignaci髇 de una oferta de regulaci髇 secundaria con su redespacho asociado, en su caso, crease una restricci髇 al sistema, no se considerar� en el proceso de asignaci髇.
• La suma de las bandas asignadas deber� estar comprendida en un intervalo de � 10 por 100 en torno a la banda de regulaci髇 requerida.

En el anexo 1 se detalla la formulaci髇 del algoritmo de asignaci髇.

La asignaci髇 a cada zona de regulaci髇 ser� la suma de las asignaciones realizadas a las unidades de producci髇 de la correspondiente zona.

La asignaci髇 realizada por el OS ser� considerada firme, adquiriendo la unidad de producci髇 la obligaci髇 de cumplir con la banda asignada.

Si para obtener la banda asignada se requiere un redespacho de una unidad de producci髇 sobre la producci髇 asignada en el PVP, el AM responsable de la unidad de producci髇 podr� acudir al MI para obtener el redespacho necesario.

En caso de que no haya podido obtenerlo habiendo participado en el MI como tomador de precio, el AM lo comunicar� al OS, indicando asimismo el redespacho necesario. En este caso, el OS modificar� el programa del AM seg鷑 las necesidades del redespacho y resolver� el descuadre provocado mediante gesti髇 de desv韔s y, si ello no fuera posible, lo resolver� en tiempo real mediante asignaci髇 de regulaci髇 terciaria, incurriendo el agente afectado en el coste del desv韔 correspondiente.

8. Valoraci髇 del servicio de regulaci髇 secundaria.-

La valoraci髇 tendr� los siguientes conceptos:

Reserva de regulaci髇 asignada: La banda de regulaci髇 asignada a cada unidad de producci髇 se valorar� al precio marginal de la banda resultante en cada hora, es decir, al precio de la 鷏tima oferta que haya sido asignada de forma total o parcial.

Energ韆 de regulaci髇 secundaria utilizada: La energ韆 neta de regulaci髇 secundaria utilizada como consecuencia del seguimiento en tiempo real de los requerimientos de regulaci髇 se valorar� al precio marginal de la energ韆 de regulaci髇 terciaria que hubiera sido necesario programar en cada hora, tanto a subir como a bajar, para sustituir a la energ韆 de regulaci髇 secundaria utilizada.

9. Control de la respuesta de las zonas de regulaci髇.-

El control de la respuesta de regulaci髇 se realizar� a nivel de zona, conforme al Reglamento de la regulaci髇 secundaria (anexo 2).

Asimismo, los incumplimientos de banda y la falta de calidad de la respuesta se penalizar醤 conforme al citado Reglamento.

10. Mecanismos excepcionales de asignaci髇.-

En situaciones de emergencia para el sistema o en ausencia de ofertas suficientes o indisponibilidad del sistema inform醫ico de gesti髇, el OS podr� adoptar las decisiones que considere m醩 oportunas para la utilizaci髇 de la reserva secundaria disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los agentes afectados y la CNSE, sin perjuicio de la retribuci髇 a que hubiera lugar por la citada prestaci髇 obligada del servicio y por las modificaciones de los programas de producci髇 que sean necesarias.

La banda de potencia y los redespachos que sean necesarios para obtener la reserva requerida se valorar醤, respectivamente, al 115 por 100 del precio marginal de banda de potencia y al 115 por 100 del precio marginal del mercado diario, cuando se trate de redespachos a subir, y al precio de recompra equivalente al 85 por 100 del precio marginal del mercado diario, cuando se trate de redespachos a bajar.

11. Sistema de respaldo de la regulaci髇 secundaria.-

En caso de que existan problemas en el regulador maestro que imposibiliten la correcta ejecuci髇 del programa de la regulaci髇, el OS proceder� a transferir su control al sistema de respaldo. Este hecho ser� comunicado por el OS a las empresas productoras.

El cambio de regulador maestro implica que la empresa conectada al sistema de regulaci髇 deber� conmutar el canal de comunicaciones de recepci髇 de se馻les al sistema de respaldo.

ANEXO 1

Asignaci髇 del servicio complementario de regulaci髇 secundaria

1. Datos de entrada al proceso de asignaci髇.

1.1. Reserva de regulaci髇 secundaria:

La reserva de regulaci髇 secundaria necesaria para el funcionamiento del sistema es calculada por el operador del sistema (OS) y comunicada a los agentes productores. La informaci髇 comunicada se compone de los siguientes datos:

Reserva a subir en el sistema RSSUB h (MW).

Reserva a bajar en el sistema RSBAJ h (MW).

Valor m醲imo y m韓imo de banda de regulaci髇 por oferta (suma de la reserva a subir y a bajar de una oferta individual), denominado respectivamente como RSBAN m醲 (MW) y RSBAN m韓 (MW).

donde:

h = 韓dice de la hora del per韔do de programaci髇 (de 1 a 25).

1.2. Programa viable provisional (PVP):

Estos valores corresponden al valor en energ韆 del programa viable provisional para cada unidad de oferta de generaci髇 (j), y para cada per韔do de programaci髇 (h):

PVP hj

1.3. Zona de regulaci髇:

Este valor es le韉o de la base de datos estructural de las unidades de oferta, siendo obligatorio que el 100 por 100 de la unidad de oferta est� en una 鷑ica zona de regulaci髇:

C骴igo de la zona de regulaci髇 asignada ZR.

1.4. Ofertas presentadas por los agentes productores.

Las ofertas de regulaci髇 secundaria ser醤 presentadas por los agentes y contendr醤 la siguiente informaci髇:

• N鷐ero de la oferta.
• Oferta de reserva a subir RNS subirh (MW).
• Oferta de reserva a bajar RNS bajarh (MW).
• Precio de la banda de regulaci髇 PS bandah (pesetas/kW).
• Variaci髇 de energ韆 necesaria respecto del PDVP, VEP h (+/� MWh).
• C骴igo de indivisibilidad de la oferta.

La suma de la reserva a subir y bajar de una oferta RNS subirh + RNS bajarh deber� cumplir con los l韒ites m醲imo y m韓imo declarados por el OS (RSBAN m醲 y RSBAN min ).

2. Asignaci髇 de la reserva de regulaci髇 secundaria.

2.1. Criterios generales:

Para la asignaci髇 de la reserva secundaria de regulaci髇 se tendr醤 en cuenta los siguientes criterios:

Cada zona de regulaci髇 debe cumplir en cada per韔do de programaci髇 la relaci髇 entre la reserva a subir y bajar establecida RSB h [RSB h = RSSUB h /RSBAJ h (p.u.)].

El programa resultante ser� el de menor coste que satisfaga el requerimiento del servicio complementario de reserva de regulaci髇 secundaria.

El coste de una oferta de reserva de regulaci髇 secundaria ser� el producto de la banda total ofertada por el precio de banda.

2.2. Desarrollo de proceso:

El proceso de asignaci髇 sigue los siguientes pasos de forma secuencial:

Se eliminan del proceso aquellas ofertas que no cumplan los valores m醲imo y m韓imo de la banda ofertada establecidos por el OS.

Si RSBAN m醲 R RNS subirhi + RNS bajarhi se elimina la oferta i.

Si RSBAN m韓 T RNS subirhi + RNS bajarhi se elimina la oferta i.

Se realiza una lista ordenada por costes de las ofertas recibidas para cada per韔do de programaci髇 (h), calculado el coste como:

Coste hr =PS bandahr * 1000

donde r = 韓dice de 1 al n鷐ero de ofertas v醠idas aceptadas.

Se realizar� la asignaci髇 del requerimiento establecido seg鷑 el orden de la lista ordenada. En cada asignaci髇 de una oferta se debe garantizar el cumplimiento de la relaci髇 entre la reserva a subir y la reserva a bajar para la zona de regulaci髇 a la que pertenezca dicha oferta, trunc醤dose los valores en caso contrario y quedando el valor truncado pendiente de asignaci髇 en iteraciones posteriores. Por tanto, para cada oferta se cumplir�:

Rsubir nh =M韓imo (RNS subirmh + Σ RNS subirnh , (RNS bajarmh + Σ RNS bajarmh ) * RSB h ) Σ - Rsubir mh

Rbajar nh =M韓imo (RNS subirnh + Σ RNS subirmh ) /RSB h ,RNS bajarnh + Σ RNS bajarmh )- Σ Rbajar mh

donde:

n = 韓dice de la oferta seg鷑 la lista ordenada por coste.

m = 韓dice de las ofertas de orden inferior a n, de la misma zona de regulaci髇 a la que pertenece la unidad de oferta correspondiente a la oferta de orden n.

Rsubir nh = Banda a subir asignada a la oferta n.

Rbajar nh = Banda a bajar asignada a la oferta n.

En el caso de que la oferta a asignar incluya la condici髇 de indivisibilidad, y la asignaci髇 de la misma suponga el incumplimiento de la relaci髇 subir/bajar establecida para la zona de regulaci髇 a la que pertenece la oferta, se pospondr� su asignaci髇, dada su condici髇 de indivisible, quedando pendiente su posible asignaci髇 en iteraciones posteriores.

El proceso de asignaci髇 de reserva a subir y a bajar termina cuando el valor de Σ Rsubir n y S Rbajar n asignada se encuentra en el intervalo de > 10 por 100 en torno al valor de la reserva de regulaci髇 secundaria establecida como requerimiento (RSSUB h y RSBAJ h ):

1,1 * RSSUB > Σ Rsubir nh > 0,9 * RSSUB h

1,1 * RSBAJ > Σ Rbajar nh > 0,9 * RSBAJ h

En el caso de existir igualdad de coste entre varias ofertas en el cierre de la asignaci髇, se repartir� el valor de cierre de manera proporcional a las bandas ofertadas.

La asignaci髇 total de reserva de regulaci髇 secundaria correspondiente a cada zona de regulaci髇, corresponde a la suma de las asignaciones realizadas a unidades de oferta de generaci髇 pertenecientes a dicha zona. Los coeficientes de asignaci髇 de reserva de regulaci髇 secundaria por zona de regulaci髇 se calcular醤 seg鷑 la siguiente f髍mula:

K zr = Σ Rsubir t /RSSUB * 100

donde:

ZR = c骴igo de la zona de regulaci髇.

t = 韓dice de ofertas asignadas pertenecientes a la zona de regulaci髇 ZR.

ANEXO 2

Reglamento de la regulaci髇 secundaria

INDICE 1. Introducci髇.

2. Reserva giratoria de regulaci髇.

2.1. Concepto y necesidades.

2.2. Reparto de reservas entre zonas.

2.2.1. Reparto nominal.

2.2.2. Valor nominal de las reservas de regulaci髇.

2.2.3. Asignaci髇 de reservas en la programaci髇 de la explotaci髇.

3. Seguimiento de la regulaci髇.

3.1. Respuesta de regulaci髇.

3.2. Tiempo de respuesta y umbrales de regulaci髇.

3.2.1. Tiempo de respuesta.

3.2.2. Umbrales de regulaci髇.

4. Tratamiento econ髆ico de los resultados de la regulaci髇 secundaria.

4.1. Transferencias de reserva de regulaci髇 entre zonas.

4.2. Valoraci髇 de las transferencias de reserva.

5. Determinaci髇 del intercambio programado y compensaci髇 de los desv韔s.

5.1. Determinaci髇 del intercambio programado.

5.2. Definici髇 del desv韔.

5.2.1. Desv韔s en potencia.

5.2.2. Desv韔s en energ韆.

5.3. Reprogramaci髇 de los intercambios de energ韆.

5.4. Control de los desv韔s en energ韆.

1. Introducci髇

La correcta explotaci髇 del Sistema Peninsular Interconectado, tanto desde el punto de vista econ髆ico como de seguridad de operaci髇, exige la coordinaci髇 entre los reguladores que efect鷄n la funci髇 de Control de Potencia-Frecuencia dentro de cada zona con objeto de mantener dentro de l韒ites razonables, bien el desv韔 del intercambio con Francia con relaci髇 al programado, m醩 la colaboraci髇 en el mantenimiento de la frecuencia conjunta, o bien en caso de funcionamiento en sistema aislado, el desv韔 de la frecuencia del sistema con relaci髇 a la frecuencia nominal, de forma que se optimice la utilizaci髇 de los recursos disponibles de regulaci髇.

El cumplimiento de estos objetivos debe estar garantizado, dentro de las limitaciones t閏nicas inherentes a los equipos de regulaci髇 disponibles y a las circunstancias concretas de la explotaci髇 en cada momento, en los dos niveles que se indican a continuaci髇:

• A) Frente a las desviaciones debidas a las variaciones continuas y aleatorias de la demanda, a las rampas de subida y bajada programadas de los gruposyalos cambios de programas de intercambio horarios, as� como frente a los desequilibrios permanentes que puedan existir en una o varias zonas hasta que pueda efectuarse la reasignaci髇 de generaci髇 y en su caso la modificaci髇 correspondiente en los programas de generaci髇.
• B) Frente a los desequilibrios bruscos entre producci髇 y consumo originados por la p閞dida de grupos generadores o por desviaciones espor醖icas importantes de la demanda.

  En este Sistema de Regulaci髇 Compartida, coordinado y controlado por Red El閏trica, el conjunto de la reserva rodante asignada ser� compartido por todas las empresas en orden a:

  Distribuir equitativamente entre las zonas de Regulaci髇, en funci髇 de su reserva rodante asignada las obligaciones de regulaci髇 con respecto a desv韔s con Francia y/o variaciones de frecuencia.

  Utilizar las reservas de generaci髇 del conjunto de las empresas de forma que se puedan solventar eficazmente los desequilibrios bruscos producci髇-consumo.

  Se establece, como principio, que la participaci髇 efectiva de cada zona de regulaci髇 en la reserva total establecida para el conjunto del Sistema Peninsular ser� determinada en base a un mercado de ofertas de reserva rodante.

  En situaciones en las que por motivos de seguridad, la asignaci髇 de reserva rodante no pueda realizarse con criterios econ髆icos, se aplicar醤 los mecanismos de emergencia que reglamentariamente se establezcan.

  Para realizar la funci髇 de la Regulaci髇 Compartida, Red El閏trica dispondr� de los medios adecuados para coordinar directamente los reguladores de zona, actuando de 玆egulador Maestro�, es decir, de repartidor de se馻l de regulaci髇, y transmitiendo a los diversos reguladores de zona, los valores de potencia que deben aportar a la Regulaci髇 Compartida, de acuerdo con los factores de participaci髇 vigentes en cada momento.

  La instalaci髇 y mantenimiento de los equipos reguladores de zona y de los canales de comunicaci髇 con el 玆egulador Maestro� ser醤 responsabilidad de cada empresa cabeza de zona de regulaci髇, hasta su frontera con Red El閏trica. Cuando el equipo regulador del Cecoel de Red El閏trica no est� disponible, el centro de control de la Direcci髇 Regional Centro de Red El閏trica en Tres Cantos (Madrid) asumir� la funci髇 de 玆egulador Maestro�, actuando como respaldo del sistema.

2. Reserva giratoria de regulaci髇

2.1. Concepto y necesidades.-

Se refiere a la reserva de potencia positiva y/o negativa disponible en las zonas de Regulaci髇, en la forma que se establece en este Reglamento, que el Sistema El閏trico Peninsular debe tener controlada por el Regulador Maestro, para atender las necesidades de Regulaci髇.

A la vista de cada situaci髇 general de Explotaci髇, Red El閏trica se馻lar�, independientemente, la reserva de potencia positiva RNTS (subir) y negativa RNTB (bajar) necesarias en el conjunto peninsular espa駉l, en cada momento, determinadas en base a criterios de seguridad de la operaci髇. Estos criterios ser醤 coherentes con los que en cada momento rijan en la operaci髇 general del sistema el閏trico y que estar醤 reflejados en las correspondientes gu韆s de car醕ter general.

2.2. Reparto de reservas entre zonas.-

El criterio de reparto que m醩 adelante se define, se refiere a cada empresa individualmente tratada. En el caso de existir zonas formadas por m醩 de una empresa, la obligaci髇 de regulaci髇 resultante ser� la suma aritm閠ica de los valores calculados individualmente para cada una de las empresas de dicha zona. Para que dos o m醩 empresas puedan ser consideradas como una sola empresa a estos efectos de reparto, ser� preciso en todo caso que est閚 controladas por un 鷑ico regulador respecto al Regulador Maestro, y que esta agrupaci髇 cumpla los requisitos t閏nicos del propio Sistema de Regulaci髇 Compartida.

2.2.1. Asignaci髇 de reservas en la programaci髇 de la explotaci髇.-

Como parte de la Programaci髇 Diaria se establecer醤 por per韔dos de programaci髇 las asignaciones de las reservas tanto para el conjunto peninsular espa駉l como para cada unidad de oferta, en funci髇 de las ofertas que el OS reciba de las empresas generadoras. Una vez asignados estos valores, se determinar醤 las reservas de cada zona de regulaci髇. En cualquier caso estos criterios ser醤 coherentes con los que en cada momento rijan en la operaci髇 general del sistema el閏trico y que estar醤 reflejados en las correspondientes gu韆s de car醕ter general.

Finalmente, como consecuencia de las circunstancias que se presenten en la explotaci髇 en tiempo real, puede ser necesario efectuar nuevas asignaciones de las reservas entre las unidades de ofertas. Estas asignaciones se regir醤 seg鷑 los procedimientos reglamentarios establecidos dando lugar a su vez a las asignaciones de las reservas de zonas, RAS i y RAB i (de subir y bajar) establecidas por per韔dos de programaci髇 que ser醤 las utilizadas por el Regulador Maestro, a efectos del establecimiento de los coeficientes asignados de participaci髇 KA i . Estos valores se denominar醤 Reservas Asignadas (independientes para subir y para bajar).

3. Seguimiento de la regulaci髇

3.1. Respuesta de regulaci髇.-

Las situaciones en que puede encontrarse una zona de Regulaci髇 con respecto a la Regulaci髇 Compartida, son las siguientes:

• 1. Estado OFF: Ausencia total de regulaci髇 por estar fuera de servicio el sistema de regulaci髇 de la zona con respecto al Regulador Maestro, por causas internas a la zona.
• 2. Estado OFF por orden de Red El閏trica: Ausencia total de regulaci髇 a petici髇 de Red El閏trica o como consecuencia de condicionantes de la explotaci髇 o de la indisponibilidad de los equipos responsabilidad de Red El閏trica. Este estado ser� equivalente al modo OFF a todos los efectos, excepto que no ser� computado como tiempo en OFF.
• 3. Estado Inactivo: Ausencia transitoria de participaci髇 en la Regulaci髇 Compartida debida a fallos t閏nicos, principalmente en los canales de comunicaci髇.

  En caso de prolongarse la aver韆, y una vez determinado el responsable de solucionarla, se pasar� la zona a uno de los estados OFF.

  En estos casos en los que se produce una falta total de contribuci髇 a la Regulaci髇 Compartida como consecuencia de fallos t閏nicos y puesto que dichas situaciones deben tener car醕ter excepcional y normalmente de corta duraci髇, la zona afectada deber� poner a disposici髇 del conjunto, cuando as� se le solicite, los m醨genes de reserva que tenga en ese momento asignados en su participaci髇 en la Regulaci髇 Compartida.

• 4. Estado Emer: Falta de seguimiento adecuado a las solicitaciones de la

  Regulaci髇 Compartida, debido o bien al agotamiento de la reserva de la zona o a una insuficiente velocidad de la misma.

• 5. Estado Activ: Seguimiento correcto de las solicitaciones de la Regulaci髇 Secundaria.

3.2. Tiempo de respuesta y umbrales de regulaci髇.

3.2.1. Tiempo de respuesta.-

Teniendo en cuenta criterios de seguridad y calidad global exigida, la velocidad de respuesta requerida para el conjunto regulador-grupos que participan en la regulaci髇 se fijar� de manera uniforme para todas las zonas que participan en la regulaci髇.

Se establece que los reguladores de zona deben ser del tipo integral o proporcional-integral, fij醤dose la constante de tiempo de seguimiento de respuesta en cien segundos. Es decir, se establece como modelo de comportamiento en la regulaci髇 el seguimiento de las solicitaciones emitidas por cada regulador de zona con una respuesta equivalente a la de un sistema lineal con constante de tiempo de cien segundos.

3.2.2. Umbrales de regulaci髇.-

El valor del umbral de regulaci髇 de cada una de las zonas se calcular� teniendo en cuenta el mantenimiento de una calidad de regulaci髇 global con Francia sin que puedan ocasionarse falsas detecciones de mal comportamiento en la regulaci髇 de las zonas.

4. Tratamiento econ髆ico de los resultados de la RCP.-

El tratamiento econ髆ico de los resultados de la RCP est� basado en la determinaci髇 de las transferencias de reserva entre zonas, mediante la evaluaci髇 de los valores reales de las reservas puestas por las zonas a disposici髇 de la regulaci髇.

Esta determinaci髇, as� como una mayor precisi髇 sobre los diferentes conceptos de reserva, est� recogida en documento aparte que se adjunta como anexo a este Reglamento, y titulado 玊ratamiento de las transferencias de reserva en la RCP�.

4.1. Transferencias de reserva de regulaci髇 entre zonas.-

El anexo mencionado anteriormente expone la metodolog韆 de evaluaci髇 de las transferencias efectivas medias por bloque horario (TEMi) ya corregidas para tener en cuenta el tiempo real de funcionamiento de la RCP durante cada bloque.

4.2. Valoraci髇 de las transferencias de reserva.-

Las transferencias de reserva de regulaci髇 dar醤 origen a un intercambio de compensaci髇 de 0,20 kWh por cada hora y kW transferido, concentrado uniformemente en el per韔do de ocho a veinticuatro horas de cada d韆 de la semana.

A las energ韆s intercambiadas por este concepto entre los distintos subsistemas incluidos en el Sistema de Compensaciones, se les asignar� un coste est醤dar de explotaci髇 equivalente al de la generaci髇 hidr醬lica en horas punta, independientemente de que el programa de intercambio correspondiente se efect鷈 en el per韔do de ocho a veinticuatro horas, de acuerdo a la metodolog韆 que se expone a continuaci髇:

Las energ韆s intercambiadas como compensaci髇 de las transferencias de reserva de regulaci髇, se incluir醤 en las liquidaciones mensuales de energ韆s asignadas al 玴ool�, sum醤dose con su signo al resto de las energ韆s que se liquidan, de forma que la empresa que pone la reserva de regulaci髇 recibir� un programa de energ韆 a cargo de la empresa que deja de ponerla, en la cuant韆 y tiempo anteriormente expresados, por el cual se le reconocer� a la primera un coste de explotaci髇 equivalente al coste est醤dar en horas punta de la energ韆 hidr醬lica, en tanto que a la segunda se le descontar� de sus costes reconocidos este mismo valor, con el fin de que el procedimiento guarde simetr韆 y resulte neutro para el resto de los subsistemas.

Se establece como per韔do de liquidaci髇 el mes natural.

5. Determinaci髇 del intercambio programado y compensaci髇 de los desv韔s.

5.1. Determinaci髇 del intercambio programado.-

El intercambio programado para cada Zona de Regulaci髇, que constituye un par醡etro a introducir en los reguladores de zona, se establecer� en base a los diferentes tipos de programas existentes. Los programas de intercambio deben estar situados en frontera de regulaci髇.

La programaci髇 de los intercambios de regulaci髇 (NSIi) se har� por per韔dos de programaci髇, incluyendo las necesarias especificaciones para los per韔dos de rampa, que podr醤 ser flexibles, si ello se considera conveniente para optimizar la funci髇 de regulaci髇. Esto supone que podr醤 producirse inconsistencias entre la suma de programas de regulaci髇 de zona y los programas internacionales.

La integraci髇 de los intercambios programados determina la energ韆 programada a intercambiar entre zonas Las horas de los reguladores de las diferentes zonas deber醤 estar sincronizadas.

5.2. Definici髇 de desv韔.-

Para tener en cuenta una programaci髇 de la generaci髇 variable durante los per韔dos de programaci髇 es conveniente diferenciar entre los desv韔s en potencia y los desv韔s en energ韆.

5.2.1. Desv韔s en potencia.-

A efectos de regulaci髇 instant醤ea el desv韔 en potencia, en un momento dado, es la diferencia entre el intercambio programado definido en 5.1, e introducido en el regulador de cada zona, y la potencia realmente intercambiada en las interconexiones fronteras de regulaci髇 que cierran cada zona y que son consideradas por el mencionado regulador.

5.2.2. Desv韔s en energ韆.-

Es el saldo entre la energ韆 programada a intercambiar entre zonas y la diferencia de las lecturas de contadores oficiales del per韔do de que se trate.

Como es natural, en cada interconexi髇 existir� un 鷑ico contador oficial, si bien en caso de aver韆 se podr� utilizar el contador comprobante con las correcciones que se estimen oportunas para tener en cuenta las p閞didas de transporte.

La suma algebraica de intercambios debe ser igual al saldo de intercambios internacionales y, por lo tanto, se cumple que la suma de desv韔s en energ韆 es igual al desv韔 internacional en energ韆 (son los 鷑icos contadores que no entran con los dos signos en el c醠culo de los desv韔s).

5.3. Reprogramaci髇 de los intercambios de energ韆.-

Salvo los desv韔s internacionales, los desv韔s de energ韆 entre zonas de regulaci髇 pueden ser liquidados por simple reprogramaci髇 de los intercambios de energ韆, inmediata a la realizaci髇 de su c醠culo.

5.4. Control de los desv韔s en energ韆.-

La lectura de contadores continuar� siendo horaria, puesto que permite obtener un balance general de la empresa de tipo horario, necesario para multitud de aplicaciones de explotaci髇.

Los desv韔s se integrar醤 en bloques de punta m醩 llano (de ocho a veinticuatro horas de los d韆s laborables y el resto para el valle) a efectos de reprogramaci髇. Los desv韔s calculados por bloques se consideran como el primer sumando de la reprogramaci髇 a efectuar.

Con las lecturas de los contadores mensuales (cero horas del d韆 1 de cada mes) se determinar� el desv韔 en energ韆 mensual y la diferencia respecto al desv韔 obtenido por bloques. Este ajuste mensual se repartir� en valle y punta m醩 llano proporcionalmente a la suma de las energ韆s horarias medidas en dichos bloques para ese mes. Los valores obtenidos de este ajuste se sumar醤 sus respectivos obtenidos con las energ韆s horarias.

Una vez calculados los desv韔s por bloques se repartir醤 en los intercambios horarios respectivos. Estos intercambios modificar醤 los intercambios horarios del 玴ool�, de tal manera que se anulen los desv韔s calculados.

Los intercambios del 玴ool� modificados ser醤 objeto de la liquidaci髇 correspondiente a dicho mes.

Nota: Se considerar醤 d韆s de valle de la RCP los siguientes:

• Los domingos.
• Las fiestas nacionales.
• Los d韆s que sean fiestas laborables en todas las Comunidades Aut髇omas peninsulares.
• Las fiestas nacionales y laborables se definen por Resoluci髇 en el 獴olet韓 Oficial del Estado�.

ANEXOTratamiento de las transferencias de reserva en la RCP

P.O.- 7.3

Servicio complementario de regulaci髇 terciaria

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es describir el m閠odo para la determinaci髇 de la reserva necesaria de regulaci髇 terciaria del sistema el閏trico y su asignaci髇 a las distintas unidades de producci髇.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento aplica al OS y a las empresas productoras.

3. Definiciones.-

Regulaci髇 terciaria: La regulaci髇 terciaria es un servicio complementario de car醕ter potestativo y retribuido por mecanismos de mercado.

Tiene por objeto la restituci髇 de la reserva de regulaci髇 secundaria que haya sido utilizada mediante la adaptaci髇 de los programas de funcionamiento de los generadores que est閚 o no acoplados.

Reserva terciaria: A los efectos de la prestaci髇 del servicio, se define la reserva terciaria como la variaci髇 m醲ima de potencia del programa de generaci髇 que puede efectuar una unidad de producci髇 en un tiempo m醲imo de quince minutos, y que puede ser mantenido, al menos, durante dos horas consecutivas.

4. Agentes con capacidad de ofertar.-

Podr醤 participar en este servicio complementario aquellos agentes que obtengan la correspondiente habilitaci髇 del OS, quien la otorgar� a aquellas instalaciones que acrediten su correspondiente capacidad t閏nica y operativa para la prestaci髇 del servicio.

El OS podr� retirar la habilitaci髇 cuando detecte una falta de capacidad t閏nica para la prestaci髇 del servicio, o un incumplimiento reiterado de las instrucciones impartidas para la utilizaci髇 de la reserva terciaria ofertada.

5. Determinaci髇 de la reserva global necesaria.-

El OS establecer� el valor de la reserva de regulaci髇 terciaria m韓ima necesaria en el sistema para cada per韔do de programaci髇 del d韆 siguiente, conforme al procedimiento P.O.-1.5.

6. Presentaci髇 de las ofertas.-

Antes de las veintid髎 horas todas las unidades de producci髇 disponibles para atender el requerimiento de regulaci髇 terciaria estar醤 obligadas a presentar una oferta de toda su reserva terciaria disponible, tanto a subir como a bajar, para cada uno de los per韔dos horarios del d韆 siguiente.

Las unidades de producci髇 ofertar醤, para cada hora, su reserva disponible de potencia a subir y a bajar, en MW, y el precio de la energ韆 correspondiente, en ptas/kWh. El precio de oferta por la energ韆 a bajar tiene el car醕ter de precio de recompra de la energ韆 no producida equivalente.

Estas ofertas podr醤 estar limitadas en energ韆, con lo que su uso en un determinado per韔do puede implicar la anulaci髇 o modificaci髇 de la oferta para el resto del d韆. La limitaci髇 ser�, como m韓imo, a una hora de duraci髇, siendo anulada la oferta de la hora siguiente en el caso de ser 閟ta asignada.

En caso de que el OS detectase que la reserva terciaria existente no cubriera los requerimientos necesarios ordenar� el acoplamiento de grupos que permitan regenerar la reserva terciaria del sistema, aplicando el mecanismo excepcional de asignaci髇 indicado en el apartado 9.

Los agentes deber醤 actualizar sus ofertas de regulaci髇 terciaria siempre que su capacidad haya quedado limitada por una de las siguientes causas:

• Utilizaci髇 de dicha capacidad por asignaciones en el mercado intradiario o en gesti髇 de desv韔s.
• Aportaci髇 de banda de regulaci髇 secundaria.
• Indisponibilidad.
• Otras causas.

En tiempo real, el OS asignar� la prestaci髇 del servicio con criterios de m韓imo coste, teniendo en cuenta las ofertas existentes en el momento de proceder a su asignaci髇.

En caso de que la asignaci髇 de una oferta de regulaci髇 terciaria origine una restricci髇 en el sistema, 閟ta no ser� asignada.

En el caso de aparecer una restricci髇 en tiempo real y que para su resoluci髇 se programen ofertas de regulaci髇 terciaria, 閟tas no fijar醤 el precio marginal de utilizaci髇 de regulaci髇 terciaria en la hora correspondiente.

Cuando se asigne a una unidad de producci髇 energ韆 de regulaci髇 terciaria en un sentido, si posteriormente dentro de la misma hora se presenta la necesidad de asignar energ韆 de regulaci髇 terciaria en sentido contrario, se asignar� esta 鷏tima en primer lugar, reduciendo las asignaciones que se hab韆n efectuado con anterioridad sin afectar al marginal de la reserva terciaria en este nuevo sentido. Los derechos de cobro u obligaciones de pago ser醤 鷑icamente por la energ韆 efectivamente solicitada en el intervalo de tiempo que dura la asignaci髇.

7. Valoraci髇 del servicio.-

La energ韆 de regulaci髇 utilizada se valorar� al mayor de los precios de las unidades de producci髇 que hayan sido utilizadas para aportar el servicio en el per韔do horario considerado, es decir, al coste marginal horario de regulaci髇 terciaria, distinguiendo la reserva a subir de la reserva a bajar.

8. Control de cumplimiento del servicio asignado.-

El OS comprobar� el cumplimiento del requisito solicitado de regulaci髇 terciaria en energ韆 y en potencia:

En energ韆, como diferencia entre el programa de la unidad de producci髇 (resultado de la superposici髇 del programa horario operativo, los requerimientos de regulaci髇 secundaria y la asignaci髇 de regulaci髇 terciaria), y el valor real horario de generaci髇 de la unidad. Se considerar� como energ韆 de regulaci髇 terciaria programada la que resulte de aplicar una rampa de quince minutos desde el momento asignado de inicio y final de la rampa de modificaci髇 de potencia.Imagen publicada en el 獴.O.E.� n鷐. 197, 18 agosto 1998.

T i = Tiempo de inicio de aplicaci髇 de la regulaci髇 asignada.

T f = Tiempo final de aplicaci髇 de la regulaci髇 terciaria.

En potencia, por el registro de los valores de potencia activa de la unidad de producci髇 registrados en el sistema de control del OS, consider醤dose cumplido si alcanza el valor requerido en un tiempo inferior a quince minutos.

9. Mecanismos excepcionales de asignaci髇 .-

En situaciones de emergencia para el sistema o en ausencia de ofertas suficientes o indisponibilidad del sistema inform醫ico de gesti髇, el OS podr� adoptar las decisiones que considere m醩 oportunas para la utilizaci髇 de la reserva terciaria disponible en el sistema, justificando posteriormente sus actuaciones ante los agentes afectados y la CNSE, sin perjuicio de la retribuci髇 a que hubiera lugar por la citada prestaci髇 obligada del servicio y por las modificaciones de los programas de producci髇 que sean necesarias.

P.O.- 7.4

Servicio complementario de control de tensi髇 por los generadores

1. Objeto.-

El objeto de este procedimiento es describir el modo en que los generadores prestar醤 este servicio complementario para el control de tensi髇 de los nudos de la red gestionada por el operador del sistema.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento aplica al operador del sistema (OS) y a los agentes productores.

3. Definiciones .

Control de tensi髇 por los generadores: El control de tensi髇 realizado por los generadores es un servicio complementario de car醕ter obligatorio y retribuido en funci髇 de su disponibilidad y correcto funcionamiento, con un montante total establecido de forma reglamentaria. Tiene por objeto mantener la tensi髇 de los nudos del sistema dentro de m醨genes establecidos atendiendo a criterios de seguridad, econom韆 y calidad de servicio mediante la actuaci髇 sobre los recursos de absorci髇 y generaci髇 de potencia reactiva de los generadores.

Banda de absorci髇/generaci髇 de potencia reactiva: Banda aplicable a cada grupo generador, definida por sus l韒ites m醲imos de absorci髇 y de generaci髇 de potencia reactiva, en bornes del alternador, para cada valor de potencia activa generada por el grupo a tensi髇 nominal.

4. Prestaci髇 del servicio complementario de control de tensi髇 por los generadores.-

Este servicio complementario lo prestar醤 de forma obligatoria todos los grupos generadores conectados a la red de transporte. Dichos grupos deber醤 declarar al OS la m醲ima banda de generaci髇/absorci髇 de potencia reactiva que t閏nicamente puedan proporcionar.

Las declaraciones deber醤 ser presentadas al OS antes del 1 de octubre de cada a駉 y ser醤 firmes para todo el a駉 siguiente. Dichas declaraciones se expresar醤 en forma tabular, asociando a diferentes valores de potencia activa en bornas del alternador, representativos de todo su margen de producci髇 (desde el m韓imo t閏nico hasta la potencia activa nominal), los valores l韒ites de generaci髇 y absorci髇 de reactiva, en bornas del alternador, correspondientes a su funcionamiento a tensi髇 nominal:

P(MW)             P1     P2 -  - -  - - -  -  Pn

Qgen(MVAr)  Qg1  Qg2  -  -  -  -  -  Qgn

Qabs(MVAr)  Qa1  Qa2  -  -  -  -  -  Qan


									

Todas las declaraciones de banda m醲ima de generaci髇/absorci髇 de reactiva deber醤 llevar adjunta la informaci髇 complementaria que aparece detallada en el anexo 1 de este procedimiento.

Los agentes propietarios de los grupos deber醤 comunicar al OS, en el menor plazo de tiempo posible, cualquier modificaci髇 que afecte a la banda m醲ima de generaci髇/absorci髇 de reactiva declarada para el mismooalainformaci髇 complementaria detallada en el anexo 1.

En este sentido, se deber� comunicar al OS toda reducci髇 de la capacidad efectiva de un grupo respecto a la declarada, por limitaciones t閏nicas transitorias o aver韆s, indicando la nueva banda m醲ima de generaci髇/absorci髇 de reactiva que puede facilitar el grupo, las razones de la limitaci髇 y la mejor previsi髇 respecto al retorno a la situaci髇 normal.

Se comunicar醤 tambi閚 al OS todos los incrementos de la banda m醲ima de generaci髇/absorci髇 de reactiva que pueda proporcionar el grupo, por modificaci髇 o renovaci髇 de elementos que intervienen en el sistema de control de tensi髇 y potencia reactiva.

Todos los grupos generadores que en el futuro vayan a conectarse a la red gestionada por el OS, deber醤 presentar a 閟te, al menos un mes antes de su acoplamiento al sistema, una declaraci髇 de la banda m醲ima de generaci髇/absorci髇 de reactiva que puede proporcionar el grupo y la informaci髇 complementaria detallada en el anexo 1.

5. Valoraci髇 del servicio.-

Para la valoraci髇 de la prestaci髇 de este servicio complementario se considerar� la capacidad declarada de generaci髇 y absorci髇 de potencia reactiva que puede proporcionar el grupo en su nudo de conexi髇 con la red de transporte y la correcta utilizaci髇 de esta banda de reactiva para el mantenimiento de la tensi髇 de consigna establecida por el OS para el control de tensi髇 de esta red.

La cantidad total a distribuir entre los generadores que suministren este servicio se repartir� proporcionalmente al producto de dos factores:

• La banda de absorci髇/generaci髇 de reactiva declarada.
• Tiempo de actuaci髇 correcta de la regulaci髇 de tensi髇.

La banda de generaci髇 se valorar� al doble de la banda de absorci髇 declarada.

El tiempo de actuaci髇 correcto se determinar� a partir de las telemedidas en tiempo real de la potencia reactiva del grupo y la tensi髇 de referencia.

6. Control del cumplimiento.-

El control del cumplimiento de la prestaci髇 del servicio complementario de control de tensi髇 por los generadores se llevar� a cabo en los nudos de conexi髇 del grupo con la red gestionada por el OS, para el seguimiento de las tensiones consigna establecidas por el OS, y en los propios bornes de los alternadores, para el control de la potencia reactiva generada o absorbida por el grupo en cada situaci髇.

El OS definir�, en cada momento, los valores de las tensiones consigna a mantener en los nudos controlados de la red gestionada por el OS, que, salvo modificaciones necesarias, ser� conforme a lo establecido en los procedimientos de control de tensi髇 vigentes.

Los generadores deber醤 seguir las consignas del operador del sistema, basadas en los citados procedimientos de control de tensi髇, para mantener las tensiones de los nudos controlados de la zona el閏trica a la que est醤 adscritos, lo m醩 pr髕imas posibles a los valores de consigna establecidos, absorbiendo o generando para ello la potencia reactiva necesaria, siempre dentro de la banda m醲ima de reactiva declarada para el grupo.

El operador del sistema podr� reclamar a los generadores de una zona que presente problemas de tensi髇 en tiempo real, la utilizaci髇 de su capacidad m醲ima de absorci髇/generaci髇 de reactiva.

En caso de comprobar que un grupo no es capaz de proporcionar el valor m醲imo ofertado, cuando se le ha requerido para ello, el OS informar� a la CNSE de esta situaci髇 y de las circunstancias concretas que puedan ayudar a definir el incumplimiento y las penalizaciones a que hubiera lugar.

ANEXO 1

Informaci髇 complementaria que deben facilitar los propietarios de los grupos acoplados a la red de transporte

Alternador:

• Potencia activa m醲ima (MW).
• Potencia correspondiente al m韓imo t閏nico (MW).
• Tensi髇 m醲ima de generaci髇 (kV).
• Tensi髇 m韓ima de generaci髇 (kV).

Servicios auxiliares:

• Consumo de potencia activa y reactiva a plena carga (MW y MVAr).
• Consumo de potencia activa y reactiva al m韓imo t閏nico (MW y MVAr).
• Para potencias intermedias, se interpola de forma lineal entre ambos valores.

Transformador de salida de grupo:

• Tensi髇 nominal del lado de alta tensi髇 (kV).
• Tensi髇 nominal del lado de baja tensi髇 (kV).
• Potencia nominal (MVA).
• Valores de resistencia y reactancia correspondientes a la toma neutra (valor en porcentaje referido a la potencia nominal del transformadoryalatensi髇 nominal de cada arrollamiento).
• N鷐ero de tomas y escal髇 de tensi髇 por toma (kV).
• Posici髇 de la toma neutra.
• Tipo de cambiador (En vac韔, en carga o autom醫ico).
• Posici髇 de la toma actual (s髄o para cambiador de tomas en vac韔).
• Posiciones de tomas m醩 frecuentes (cambiador de tomas en carga).

P.O.- 8.1

Red gestionada por el operador del sistema

1. Objeto.-

Este procedimiento tiene por objeto definir la red cuya gesti髇 es responsabilidad del operador del sistema, estableciendo, asimismo, las instalaciones adicionales de otras redes cuyos datos de funcionamiento en tiempo real deban ser conocidos por el operador del sistema para efectuar adecuadamente dicha funci髇.

Se definen asimismo las diferentes actuaciones que el OS y las empresas propietarias deber醤 aplicar a estas instalaciones.

2. Ambito de aplicaci髇.-

Este procedimiento afecta a las actuaciones de los siguientes agentes:

• El operador del sistema.
• Las empresas transportistas.
• Los distribuidores y consumidores cualificados conectados en los puntos frontera de la Red de transporte.
• Los productores conectados a la Red de transporte o que tienen una influencia significativa sobre ella.

3. Definiciones.

3.1. Red gestionada por el operador del sistema (RG).-

Es el conjunto de instalaciones de cuya gesti髇 es responsable el operador del sistema. Esta red est� constituida por la red de transporte (RT) y la red complementaria de operaci髇 (RC).

Red de transporte (RT).-La Red de transporte est� integrada por los siguientes elementos:

• L韓eas de 400 y 220 kV.
• Parques de 400 y 220 kV.
• Transformadores 400/220 y 400/132 kV.
• Reactancias de 400 kV y de 220 kV y aquellas que est閚 conectadas en terciarios de transformadores de la red de transporte.
• Las interconexiones internacionales, independientemente de su nivel de tensi髇.
• Asimismo se consideran elementos asociados a la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y dem醩 elementos auxilares, el閏tricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones espec韋icas de la red de transporte antes definida.

Red complementaria (RC).-Esta Red estar� constituida por aquellas instalaciones cuyo estado de disponibilidad y topolog韆 debe ser conocida con anterioridad y en tiempo real por el operador del sistema, con objeto de que pueda coordinar su operaci髇 en caso de presentarse problemas para la seguridad del sistema o para garantizar la disponibilidad de la red, para la evacuaci髇 de la generaci髇 o la reposici髇 del servicio.

3.2. Red observable.-

La Red observable estar� constituida por aquellas otras instalaciones cuya topolog韆 y medidas de variables de control en tiempo real deben ser conocidas por el OS para poder efectuar los estudios de seguridad del sistema y establecer la necesaria coordinaci髇, en su caso, con los gestores de distribuci髇 para el establecimiento de su topolog韆.

4. Actuaciones de OS sobre las instalaciones de la red gestionada.-

En la red de operador del sistema ser� responsable de emitir las instrucciones necesarias a las empresas transportistas para la realizaci髇 de las maniobras de los elementos de la red, incluyendo entre otras:

• La gesti髇 de la topolog韆, adecu醤dola a las diferentes circunstancias de la explotaci髇, tanto en r間imen normal como en r間imen perturbado.
• La gesti髇 de los elementos de control de tensi髇 disponibles, en particular el uso de las reactancias y de los reguladores de los transformadores.
• La aprobaci髇 y supervisi髇 en su caso, de los planes de descargo en las instalaciones, en los distintos 醡bitos temporales, tanto por motivos de mantenimiento preventivo como correctivo.
• La aprobaci髇 y supervisi髇, de los planes necesarios para la puesta en servicio de nuevas instalaciones.
• La autorizaci髇 de los descargos programados o sobrevenidos por causas fortuitas, en funci髇 de las condiciones de operaci髇 del sistema.

Sobre alguna de estas instalaciones el OS podr� acordar la delegaci髇 de estas actuaciones con los propietarios de las mismas.