Re170304

RESOLUCI脫N de 17 de marzo de 2004, de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a, Desarrollo Industrial y Peque帽a y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de car谩cter t茅cnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gesti贸n t茅cnica del Sistema El茅ctrico.

P.O.2.1 - P.O.2.2 - P.O.2.5 - P.O.3.1 - P.O.3.4 - P.O.3.6 - P.O.4 - P.O.9

Visto el Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica; Visto el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificaci贸n de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios ; Vista la Resoluci贸n de la Secretaria de Estado de Energ铆a, Desarrollo Industrial y Peque帽a y Mediana Empresa, de 5 de abril de 2001, por la se modifican las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica; Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema, de acuerdo con lo establecido en el art铆culo 31 del Real Decreto 2019/1997, para la modificaci贸n de los procedimientos P.O.- 2.1, P.O.- 2.2, P.O.- 2.5, P.O.3.1, P.O.- 3.4, P.O.- 3.6 y P.O.4, as铆 como la aprobaci贸n de un nuevo procedimiento P.O. 9 que englobe en un solo procedimiento todos los aspectos relativos al intercambio de informaci贸n en los que interviene el operador del sistema y que sustituya a los actualmente vigentes P.O.- 9.1, P.O.- 9.2, P.O.- 9.3, P.O.- 9.4, P.O.- 9.5 y P.O- 9.6 ; Considerando que como consecuencia de los cambios en las normas sobre la publicidad de la informaci贸n, establecidas en el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio y en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica aprobadas el 5 de abril de 2001, se hace necesario revisar los Procedimientos de Operaci贸n vigentes, Esta Secretar铆a de Estado, previo informe de la Comisi贸n Nacional de la Energ铆a, ha adoptado la presente resoluci贸n:

Primero.- Se aprueba el conjunto de procedimientos para la operaci贸n del sistema el茅ctrico que figura como anexo de la presente Resoluci贸n.

Segundo.- Quedan derogados los siguientes procedimientos para la operaci贸n del sistema el茅ctrico:

P.O-2-5, P.O-3.1 y P.O-3.4 aprobados por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a y Recursos Minerales, de 30 de julio de 1998.

P.O-2.1, P.O-3.6, P.O-9.1, P.O-9.3 y P.O-9.5 aprobados por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Industria y Energ铆a, de 18 de diciembre de 1998.

P.O-4 aprobado mediante Circular 5/1998 de la Comisi贸n Nacional de la Energ铆a, de 29 de diciembre de 1998.

P.O-2.2, P.O-9.2, P.O-9.4 y P.O-9.6 aprobados por Resoluci贸n de la Secretar铆a de Estado de Industria y Energ铆a, de 24 de junio de 1999.

Tercero.- La presente Resoluci贸n entrar谩 en vigor al d铆a siguiente a su publicaci贸n en el Bolet铆n Oficial del Estado.

La presente Resoluci贸n pone fin a la v铆a administrativa de acuerdo con lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de R茅gimen Jur铆dico de las Administraciones P煤blicas y del Procedimiento Administrativo Com煤n y en la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organizaci贸n y Funcionamiento de la Administraci贸n General del Estado, y contra la misma podr谩 interponer recurso potestativo de reposici贸n, en el plazo de un mes, ante el Excmo. Sr. Secretario de Estado de Energ铆a, Desarrollo Industrial y de la Peque帽a y Mediana Empresa o, directamente recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses a contar desde el d铆a siguiente al de su publicaci贸n.

Madrid, 17 de marzo de 2004.-El Secretario de Estado, Jos茅 Folgado Blanco.

Ilma. Sra. Directora general de Pol铆tica Energ茅tica y Minas, Excmo. Sr.

Presidente de la Comisi贸n Nacional de la Energ铆a, Sr. Presidente de Red El茅ctrica de Espa帽a, S. A., y Sra. Presidenta de la Compa帽铆a Operadora del Mercado Espa帽ol de Electricidad S. A.

ANEXO

PROCEDIMIENTOS DE OPERACI脫N DEL SISTEMA

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

P.O.2.1 Previsi贸n de la demanda.

P.O.2.2 Previsi贸n de la cobertura y an谩lisis de la seguridad del sistema el茅ctrico.

P.O.2.5 Planes de mantenimiento de las unidades de producci贸n.

P.O.3.1 Programaci贸n de la generaci贸n.

P.O.3.4 Programaci贸n del mantenimiento de la Red de Transporte.

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

P.O.4 Gesti贸n de las conexiones internacionales.

P.O.9 Informaci贸n intercambiada por REE.

Previsi贸n de la demanda P.O.2.1

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Previsi贸n mensual con horizonte anual m贸vil.

4. Previsi贸n con horizonte semanal m贸vil.

5. Previsi贸n diaria.

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es especificar las previsiones de la demanda que lleva a cabo Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte, en los diversos horizontes temporales.

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento es de aplicaci贸n para Red El茅ctrica y dem谩s sujetos del sector el茅ctrico.

3. Previsi贸n mensual con horizonte anual m贸vil

Red El茅ctrica elaborar谩 y comunicar谩 en el 谩mbito de aplicaci贸n de este procedimiento, antes del d铆a 15 de cada mes, una previsi贸n de la demanda de energ铆a en barras de central correspondiente al mes siguiente al de la fecha de publicaci贸n.

4. Previsi贸n con horizonte semanal m贸vil

Esta previsi贸n contemplar谩 la demanda diaria de energ铆a en barras de central con un horizonte de siete d铆as y con desglose horario.

Los d铆as laborables antes de las 13:00 horas, Red El茅ctrica elaborar谩 y comunicar谩 en el 谩mbito de aplicaci贸n de este procedimiento una previsi贸n de la demanda de energ铆a horaria en barras de central, que abarcar谩 los 7 d铆as siguientes.

5. Previsi贸n diaria

La previsi贸n diaria contemplar谩 la demanda diaria de energ铆a en barras de central, con desglose horario.

Red El茅ctrica elaborar谩 y comunicar谩 en el 谩mbito de aplicaci贸n de este procedimiento una previsi贸n de la demanda de energ铆a horaria en barras de central, con una antelaci贸n no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci贸n de ofertas al mercado diario. Esta previsi贸n abarcar谩 al menos todas y cada una de las horas del d铆a siguiente.

Red El茅ctrica elaborar谩 y comunicar谩 en el 谩mbito de aplicaci贸n de este procedimiento nuevas previsiones de demanda correspondientes al d铆a en curso y al d铆a siguiente siempre que las modificaciones respecto a las previsiones previas as铆 lo hagan aconsejable.

Previsi贸n de la cobertura y an谩lisis de seguridad del sistema el茅ctrico P.O.2.2

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Previsiones con horizonte anual.

3.1 Cobertura.

3.2 An谩lisis de seguridad.

3.3 M茅todo de estudio.

3.4 Informaci贸n necesaria.

3.4.1 Centrales t茅rmicas de carb贸n.

3.4.2 Centrales de fuel贸leo, gas y mixtas.

3.4.3 Centrales hidroel茅ctricas y de bombeo.

3.4.4 Previsiones del OM.

3.4.5 Contratos de importaci贸n o exportaci贸n.

4. Previsiones a largo plazo.

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es definir el proceso de previsi贸n de la cobertura de la demanda el茅ctrica y del uso de los recursos de producci贸n, as铆 como de las reservas hidroel茅ctricas, con diversos horizontes, desgloses y periodicidades, y evaluar el margen de garant铆a de seguridad de abastecimiento del sistema el茅ctrico a corto y medio plazo.

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento es de aplicaci贸n para Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n 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茅ctrica elaborar谩 mensualmente una previsi贸n de cobertura de la demanda del sistema con un horizonte anual m贸vil, desglosado por meses.

Para ello tendr谩 en cuenta las informaciones que deben enviar los agentes relativas a la disponibilidad prevista de los equipos, el estado de las reservas hidroel茅ctricas y las existencias de combustibles en parques y almacenamientos, as铆 como la informaci贸n que pueda recibir del OM relativa a la evoluci贸n esperada del funcionamiento del mercado el茅ctrico.

Como resultado de la previsi贸n se incluir谩 un balance mensual con la distribuci贸n estad铆stica de los casos de cobertura resultante de la agrupaci贸n por deciles de las realizaciones del proceso estoc谩stico de hidraulicidad y fallo t茅rmico.

El balance contendr谩 la participaci贸n previsible en la cobertura de los diferentes recursos de generaci贸n agrupados por tipos de combustible -nuclear, carb贸n, fuel/gas- producci贸n hidr谩ulica, ciclos combinados, producci贸n en r茅gimen especial e intercambios de importaci贸n o exportaci贸n por las interconexiones internacionales.

El informe de previsi贸n, junto con las hip贸tesis que hayan servido para su elaboraci贸n, ser谩 comunicado al OM y a la Administraci贸n.

3.2 An谩lisis de seguridad.

Red El茅ctrica analizar谩 mensualmente la seguridad en la cobertura con un horizonte anual m贸vil.

El an谩lisis de seguridad comprender谩 los dos aspectos siguientes:

a) An谩lisis en nudo 煤nico.

b) An谩lisis zonal, detectando posibles problemas de cobertura.

El primero evaluar谩 el riesgo de fallo de suministro que podr铆a derivarse de los propios recursos de producci贸n, teniendo en cuenta la disponibilidad de combustibles, las reservas hidroel茅ctricas en los embalses y la hidraulicidad, con diversos supuestos de demanda y de disponibilidad de los grupos generadores.

El an谩lisis tendr谩 en cuenta la utilizaci贸n prevista de los recursos de generaci贸n e incluir谩 la evoluci贸n global de las reservas hidr谩ulicas anuales e hiperanuales, con diferentes probabilidades de ocurrencia.

Se utilizar谩n, como 铆ndices de riesgo, el valor esperado de la energ铆a demandada y no suministrada y el margen de reserva.

El an谩lisis zonal pondr谩 de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generaci贸n y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geogr谩ficas.

El informe de seguridad de la cobertura se comunicar谩 mensualmente a la Administraci贸n y al OM.

3.3 M茅todo de estudio.

Para la realizaci贸n de los estudios de previsi贸n de la cobertura y an谩lisis de seguridad se emplear谩n los siguientes criterios:

a) El orden de cobertura se determinar谩 atendiendo al coste de oportunidad de la generaci贸n. Para las centrales t茅rmicas este coste de oportunidad vendr谩 determinado fundamentalmente por los precios de reposici贸n de los combustibles y las compras obligadas de los mismos, previstas en el Plan de la Miner铆a. Para las centrales hidr谩ulicas este coste de oportunidad ser谩 el de la generaci贸n t茅rmica reemplazada.

b) En las centrales de carb贸n nacional se supondr谩 una compra anual garantizada por central, equivalente al cupo aprobado para ella en el Plan de la Miner铆a del Carb贸n. Las entregas correspondientes al per铆odo estudiado se supondr谩n lineales y por las cantidades pendientes hasta la fecha horizonte contemplada en el an谩lisis.

c) Las aportaciones futuras en los embalses de regulaci贸n se obtendr谩n de su funci贸n de distribuci贸n probabil铆stica. El estado inicial de los embalses en cada ejecuci贸n, ser谩 el proporcionado por los agentes propietarios al comienzo de cada periodo, seg煤n lo dispuesto m谩s adelante en este procedimiento.

d) Las existencias en parques de carb贸n y en tanques de combustible ser谩n las declaradas por sus propietarios al comienzo de cada per铆odo de estudio.

e) Los planes de revisi贸n de las centrales ser谩n los elaborados por Red El茅ctrica a partir de la informaci贸n recibida de las empresas propietarias.

f) La estructura de consumo en termias de Poder Calor铆fico Inferior (PCI) ser谩 la obtenida a partir de los datos disponibles de explotaci贸n de las centrales.

g) La energ铆a m谩xima a ceder a la red por los productores de R茅gimen Especial ser谩 estimada a partir de datos hist贸ricos, tendencias e informaciones de organismos oficiales y de elaboraci贸n propia.

h) Se tendr谩n en cuenta las caracter铆sticas t茅cnicas de los contratos bilaterales e intercambios acordados con agentes o clientes externos.

i) Se considerar谩n tambi茅n las previsiones generales sobre el funcionamiento de los mercados que pueda proporcionar el OM.

3.4 Informaci贸n necesaria.

3.4.1 Centrales t茅rmicas de carb贸n.

Antes del d铆a 20 de cada mes, las empresas productoras deber谩n enviar a Red El茅ctrica la informaci贸n siguiente:

a) Existencias de carb贸n en toneladas, desglosadas por tipos, o en su defecto en millones de termias PCI.

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

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

d) Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci贸n.

3.4.2 Centrales de fuel贸leo, gas y mixtas.

Antes del d铆a 20 de cada mes, las empresas productoras deber谩n enviar a Red El茅ctrica la informaci贸n siguiente:

a) Existencias de fuel贸leo, clasificado por tipos, almacenadas en tanques o en almacenamientos concertados.

b) Tipos de fuel贸leo o, en su caso, mezclas previstas consumidas por cada grupo de la central.

c) Variaciones previsibles de disponibilidad (grupos de fuel贸leo, gas o mixtos).

3.4.3 Centrales hidroel茅ctricas y de bombeo.

Todos los martes laborables o, en su caso, el d铆a h谩bil anterior, las empresas propietarias de centrales hidroel茅ctricas deber谩n transmitir a Red El茅ctrica la siguiente informaci贸n:

a) Aportaciones en los embalses y caudales previstos.

b) Cotas y vol煤menes almacenados en los embalses.

c) Potencia hidroel茅ctrica m谩xima que puede mantener cada unidad de oferta hidr谩ulica durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.

d) Aquellas restricciones a la explotaci贸n de los embalses de regulaci贸n que eventualmente puedan existir.

e) Variaciones previsibles de disponibilidad de los grupos hidr谩ulicos y de bombeo.

3.4.4 Previsiones del OM.

Red El茅ctrica tendr谩 en cuenta la informaci贸n recibida del OM relativa a su previsi贸n sobre la evoluci贸n del funcionamiento del mercado para los doce meses siguientes.

3.4.5 Contratos de importaci贸n o exportaci贸n.

Las empresas que suscriban contratos de intercambio con empresas de otros pa铆ses deber谩n comunicar a Red El茅ctrica las caracter铆sticas t茅cnicas de los citados contratos.

4. Previsiones a largo plazo

Red El茅ctrica efectuar谩 un an谩lisis de seguridad de la cobertura del sistema que abarcar谩 las previsiones para los 10 a帽os siguientes al a帽o en curso y que se comunicar谩 a la Administraci贸n en el mes de diciembre de cada a帽o. Esta previsi贸n de la cobertura analizar谩 diversas hip贸tesis de crecimiento de la demanda y de desarrollo del parque generador, tanto en r茅gimen ordinario como en r茅gimen especial. Adem谩s, se considerar谩n las hip贸tesis de pol铆tica energ茅tica (planes de la miner铆a, etc.), pol铆tica medioambiental (limitaci贸n de emisiones de CO2, normativas, etc.), hip贸tesis de altas y bajas de equipo generador, etc.

Como resultado de la previsi贸n se incluir谩n los balances anuales de potencia, que se utilizar谩n para evaluar las necesidades de equipamiento.

Como complemento, se presentar谩n los balances de energ铆a que se obtengan en los diferentes escenarios que se consideren.

Planes de Mantenimiento de las Unidades de Producci贸n P.O. 2.5

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Comunicaci贸n y tratamiento de indisponibilidades.

4. Compromiso de los plazos anunciados.

1. Objeto

Determinar los procedimientos para que Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte, disponga permanentemente de la informaci贸n actualizada necesaria para elaborar la previsi贸n de indisponibilidades de las unidades de producci贸n, bien por mantenimiento anual, bien por otras razones conocidas con antelaci贸n suficiente, as铆 como su actualizaci贸n peri贸dica con horizonte anual m贸vil.

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento es de aplicaci贸n para Red El茅ctrica, los agentes titulares de unidades de producci贸n sometidas al sistema de ofertas incluidas las de r茅gimen especial y las sujetas a contratos bilaterales f铆sicos que les eximan de la obligaci贸n de ofertar.

3. Comunicaci贸n y tratamiento de indisponibilidades

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

Antes del d铆a 15 de cada mes las empresas titulares de unidades de producci贸n incluidas en el 谩mbito de aplicaci贸n de este procedimiento comunicar谩n a Red El茅ctrica sus mejores previsiones sobre cambios de disponibilidad de sus unidades de producci贸n, bien sea por alteraci贸n de los planes de mantenimiento vigentes bien por aver铆as o cualquier otra causa previsible que conlleve un programa de actuaciones. El horizonte contemplado ser谩 de un a帽o m贸vil.

La informaci贸n tendr谩 como m铆nimo el siguiente contenido:

a) Identificaci贸n de la central y/o grupo afectado por la indisponibilidad o en su caso, fracci贸n 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贸n) de las operaciones de mantenimiento o de resoluci贸n de la indisponibilidad.

d) Potencia que queda indisponible.

Con la informaci贸n facilitada, dentro de los 10 primeros d铆as de cada mes Red El茅ctrica elaborar谩 un documento en el que recopilar谩 la informaci贸n actualizada de los planes de indisponibilidades previstas del equipo nuclear y t茅rmico, hidr谩ulico convencional y de bombeo, con horizonte anual.

Las fechas comunicadas por los agentes ser谩n mantenidas por Red El茅ctrica siempre que con ello y a su juicio no resulte comprometida la seguridad del sistema. Si as铆 no fuere Red El茅ctrica propondr谩 los cambios que corresponda.

El documento elaborado por Red El茅ctrica contendr谩, adem谩s de las fechas y duraci贸n de los trabajos previstos, una estad铆stica de la potencia disponible en las diferentes unidades de producci贸n para el horizonte contemplado y con desglose mensual.

4. Compromiso de los plazos anunciados

Con car谩cter general, todos los trabajos de mantenimiento de centrales que supongan una indisponibilidad de potencia igual o superior a 50 MW y cuyo comienzo est茅 previsto en los dos meses siguientes a la fecha del documento elaborado por Red El茅ctrica, seg煤n se especifica en el apartado anterior, se considerar谩n firmes y cualquier modificaci贸n de fechas deber谩 ser notificada a Red El茅ctrica para que 茅sta la tenga en cuenta a efectos de seguridad y garant铆a de suministro y de planificaci贸n de trabajos del resto de elementos del sistema que puedan verse afectados por el cambio y, en su caso, autorice la modificaci贸n propuesta.

En cualquier caso, las empresas titulares de unidades de producci贸n bajo el 谩mbito de aplicaci贸n de este procedimiento deber谩n comunicar a Red El茅ctrica cualquier modificaci贸n que surja respecto al plan vigente en cada momento, cualquiera que fuere su naturaleza, seg煤n el proceso descrito anteriormente.

Programaci贸n de la Generaci贸n P.O. 3.1

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Definiciones.

3.1 Programa base de casaci贸n (PBC).

3.2 Programa diario base de funcionamiento (PBF).

3.3 Programa diario viable provisional (PVP).

3.4 Asignaci贸n de reserva de regulaci贸n secundaria.

3.5 Programa horario final (PHF).

3.6 Programa horario operativo (PHO).

3.7 Restricci贸n t茅cnica.

3.8 Desv铆os generaci贸n-consumo.

4. Programaci贸n previa.

4.1 Programa diario base de funcionamiento (PBF).

4.2 Programa diario viable provisional (PVP).

4.3 Requerimientos de reserva de regulaci贸n secundaria.

4.4 Asignaci贸n de reserva de regulaci贸n secundaria.

4.5 Requerimientos de reserva de regulaci贸n terciaria.

4.6 Ofertas de regulaci贸n terciaria.

5. Mercado intradiario (MI).

6. Gesti贸n de desv铆os.

7. Programaci贸n en tiempo real.

7.1 Programas horarios operativos (PHO).

7.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real.

7.3 Modificaciones de los PHO.

7.4 Soluci贸n de restricciones detectadas en tiempo real.

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer el proceso de programaci贸n diaria de la generaci贸n a partir de la casaci贸n de ofertas de venta y de adquisici贸n de energ铆a resultante de los mercados diario e intradiario y de las comunicaciones de ejecuci贸n de contratos bilaterales f铆sicos, de forma que se garantice la cobertura de la demanda y la seguridad del sistema.

La programaci贸n incluye los siguientes procesos sucesivos:

a) El programa diario base de casaci贸n (PBC).

b) El programa diario base de funcionamiento (PBF).

c) El programa diario viable provisional (PVP).

d) La asignaci贸n de reserva de regulaci贸n secundaria.

e) Los programas horarios finales resultantes de las sucesivas sesiones del mercado intradiario (PHF).

f) La aplicaci贸n, en su caso, del proceso de gesti贸n de desv铆os.

g) Los programas horarios operativos, establecidos en cada hora hasta el final del horizonte de programaci贸n (PHO).

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento aplica a Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte, a los agentes del mercado (AM) y al Operador del Mercado (OM).

3. Definiciones

3.1 Programa base de casaci贸n (PBC).

Es el programa de generaci贸n y demanda diario, con desglose horario, realizado por el OM a partir de la casaci贸n de las ofertas de venta y de adquisici贸n de energ铆a recibidas de los AM.

3.2 Programa diario base de funcionamiento (PBF).

Es el programa de generaci贸n y demanda diario, con desglose horario, realizado por el OM a partir del PBC, de los programas individualizados de los contratos bilaterales f铆sicos para los que se ha comunicado su ejecuci贸n, y de las previsiones de entrega de energ铆a de la producci贸n en r茅gimen especial que no presenta ofertas al mercado de producci贸n, comunicadas por los agentes distribuidores encargados de la gesti贸n de dichas entregas de energ铆a.

3.3 Programa diario viable provisional (PVP).

Es el programa diario, con desglose horario, que incorpora las modificaciones introducidas en el PBF para la soluci贸n de las restricciones t茅cnicas.

3.4 Asignaci贸n de reserva de regulaci贸n secundaria.

Proceso de asignaci贸n de ofertas de regulaci贸n secundaria realizado por Red El茅ctrica el d铆a D-1 para garantizar la disponibilidad en el d铆a D de la banda de potencia de regulaci贸n secundaria a subir y a bajar, necesaria por razones de seguridad del sistema.

3.5 Programa horario final (PHF).

Es la programaci贸n establecida por el OM, tras cada una de las sucesivas sesiones del mercado intradiario, a partir de la casaci贸n de ofertas de venta y de adquisici贸n de energ铆a formalizadas en dicha sesi贸n para cada periodo de programaci贸n, teniendo adem谩s en cuenta la retirada de este proceso de casaci贸n de aquellas ofertas que, de acuerdo con la informaci贸n facilitada por Red El茅ctrica, den lugar a restricciones t茅cnicas, y los programas de producci贸n y de consumo previamente establecidos.

3.6 Programa horario operativo (PHO).

Es el programa operativo que Red El茅ctrica establece en cada hora hasta el final del horizonte de programaci贸n y que se comunica 15 minutos antes del inicio de cada hora, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica.

3.7 Restricci贸n t茅cnica.

Es cualquier limitaci贸n derivada de la situaci贸n de la red de transporte o del sistema conjunto producci贸n-transporte para que el suministro de energ铆a el茅ctrica pueda realizarse en las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad definidas en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci贸n del sistema el茅ctrico. Adicionalmente pueden producirse restricciones debidas a:

a) Insuficiente reserva de regulaci贸n secundaria y/o terciaria.

b) Insuficiente reserva de potencia adicional para garantizar la cobertura de la demanda prevista.

c) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensi贸n en la Red de Transporte.

d) Insuficiente reserva de capacidad para la reposici贸n del servicio.

Para la resoluci贸n de estos tipos de restricciones se aplicar谩n los mecanismos descritos en los procedimientos de operaci贸n por los que se establecen la soluci贸n de las restricciones t茅cnicas y las condiciones para la prestaci贸n de los servicios complementarios correspondientes.

3.8 Desv铆os generaci贸n-consumo.

Son los desv铆os originados por las diferencias entre la producci贸n real y el programa de generaci贸n previsto por indisponibilidad total o parcial de uno o varios generadores, variaciones de la demanda real del sistema y/o de las entregas de la producci贸n en r茅gimen especial respecto a la previsi贸n, y por la existencia de importantes diferencias entre la demanda total prevista en el sistema y el programa de producci贸n resultante de las diferentes sesiones del mercado intradiario.

4. Programaci贸n previa

4.1 Programa diario base de funcionamiento (PBF).

Con una antelaci贸n no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci贸n de ofertas al mercado diario, Red El茅ctrica pondr谩 a disposici贸n de todos los agentes del mercado, tal y como se indica en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica, la informaci贸n referente a las previsiones de demanda, capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales y situaci贸n de la red de transporte prevista para el d铆a siguiente.

Red El茅ctrica recibir谩, antes de las 11:00 horas de cada d铆a, el programa base de casaci贸n (PBC) correspondiente al d铆a siguiente.

Red El茅ctrica recibir谩, antes de las 12:00 horas de cada d铆a, el PBF correspondiente a la programaci贸n del d铆a siguiente. Antes de las 12:00 horas, o en caso de retraso en la comunicaci贸n del PBF en el plazo m谩ximo de 1 hora desde su comunicaci贸n, los agentes responsables de cada unidad de producci贸n incluida en el PBF deber谩n comunicar al OM, y 茅ste a Red El茅ctrica, el reparto f铆sico asignado a las diferentes unidades de producci贸n que integran cada unidad de oferta de venta de energ铆a, incluidas las unidades de oferta correspondientes a la producci贸n en r茅gimen especial participante en el mercado, y a cada uno de los grupos de bombeo que integran cada unidad de adquisici贸n de energ铆a asociada a consumo de bombeo, con objeto de poder analizar el nivel de seguridad del sistema a lo largo de todo el horizonte de programaci贸n y detectar las posibles restricciones que pudieran surgir de la aplicaci贸n del PBF.

Antes de las 12:00 horas de cada d铆a, los agentes distribuidores receptores de las entregas de energ铆a de producci贸n de r茅gimen especial no participante en el mercado deber谩n hacer llegar a Red El茅ctrica un desglose con detalle horario de dichas entregas de energ铆a, diferenciando las entregas de energ铆a directamente asociadas a la producci贸n e贸lica de aquellas otras entregas asociadas a la producci贸n no e贸lica (autoproducci贸n y otras).

En aquellos periodos de mayor consumo, para los que Red El茅ctrica as铆 lo solicite, los titulares de las unidades de producci贸n hidr谩ulica deber谩n enviar diariamente a Red El茅ctrica, antes de las 12:00 horas, o en caso de retraso en la comunicaci贸n del PBF en el plazo m谩ximo de 1 hora desde su comunicaci贸n, la informaci贸n correspondiente a las potencias hidr谩ulicas m谩ximas que pueden llegar a ser suministradas, en caso de que as铆 se les requiriera por razones de seguridad del sistema, durante un tiempo m谩ximo de 4 y 12 horas, respectivamente, de forma adicional a la potencia correspondiente a la energ铆a incorporada en el PBF.

4.2 Programa diario viable provisional (PVP).

Red El茅ctrica, teniendo en cuenta la demanda prevista en el sistema y la disponibilidad prevista de las instalaciones de red y de las unidades de producci贸n, realizar谩 un an谩lisis de seguridad para detectar las posibles restricciones t茅cnicas y sus posibles soluciones, seleccionando aqu茅llas que, resolviendo la restricci贸n, impliquen un menor sobrecoste para el sistema, aplicando para ello el procedimiento de operaci贸n por el que se establece el proceso de soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Con la soluci贸n seleccionada, confeccionar谩 el PVP correspondiente y lo comunicar谩 no m谩s tarde de las 14:00 horas de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica.

4.3 Requerimientos de reserva de regulaci贸n secundaria.

Cada d铆a, Red El茅ctrica establecer谩 los requerimientos de reserva de regulaci贸n secundaria para cada uno de los periodos horarios de programaci贸n del d铆a siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad de la operaci贸n del sistema.

Estos requerimientos de reserva de regulaci贸n secundaria necesaria para cada periodo de programaci贸n del d铆a siguiente, ser谩n comunicados por Red El茅ctrica a todos los agentes del mercado, antes de las 14:00 horas de cada d铆a.

4.4 Asignaci贸n de reserva de regulaci贸n secundaria.

Una vez comunicados los requerimientos de reserva de regulaci贸n secundaria, Red El茅ctrica abrir谩 el proceso de recepci贸n de ofertas para la prestaci贸n del servicio complementario de regulaci贸n secundaria, proceso que se cerrar谩 a las 15:30 horas, salvo otra indicaci贸n de Red El茅ctrica previo acuerdo de todos los agentes del mercado habilitados para la prestaci贸n de este servicio.

Con las ofertas de reserva de regulaci贸n secundaria recibidas, Red El茅ctrica asignar谩 la prestaci贸n del servicio complementario de regulaci贸n secundaria con criterios de m铆nimo coste, siguiendo el proceso descrito en el procedimiento de operaci贸n por el que se establece la prestaci贸n del servicio complementario de regulaci贸n secundaria.

No m谩s tarde de las 16:00 horas, Red El茅ctrica comunicar谩, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica, la asignaci贸n de reserva de regulaci贸n secundaria para todos y cada uno de los periodos de programaci贸n del d铆a siguiente.

4.5 Requerimientos de reserva de regulaci贸n terciaria.

Cada d铆a, Red El茅ctrica establecer谩 los requerimientos de reserva de regulaci贸n terciaria para cada uno de los periodos horarios de programaci贸n del d铆a siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad de la operaci贸n del sistema.

Estos requerimientos de reserva de regulaci贸n terciaria necesaria para cada periodo de programaci贸n del d铆a siguiente ser谩n comunicados por Red El茅ctrica a todos los agentes del mercado antes de las 21:00 horas de cada d铆a.

4.6 Ofertas de regulaci贸n terciaria.

Antes de las 22:00 horas de cada d铆a, los AM presentar谩n las ofertas de regulaci贸n terciaria para todo el horizonte de programaci贸n del d铆a siguiente, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen las condiciones para la prestaci贸n del servicio complementario de regulaci贸n terciaria. Estas ofertas deber谩n ser actualizadas de forma continua por los AM siempre que se produzcan modificaciones en la programaci贸n o disponibilidad de sus unidades de producci贸n.

5. Mercado intradiario (MI)

A lo largo del horizonte de programaci贸n, Red El茅ctrica recibir谩 los programas resultantes de las diferentes sesiones del MI convocadas por el OM, seg煤n se contempla en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica.

Como resultado de la programaci贸n establecida por el OM a partir de la casaci贸n de ofertas de venta y de adquisici贸n de energ铆a formalizadas en dicha sesi贸n para cada periodo de programaci贸n, y teniendo adem谩s en cuenta la retirada de este proceso de casaci贸n de aquellas ofertas que, de acuerdo con la informaci贸n facilitada por Red El茅ctrica, den lugar a restricciones t茅cnicas, y los programas de producci贸n y de consumo previamente establecidos, se obtendr谩 el programa horario final (PHF).

6. Gesti贸n de desv铆os

Los desv铆os entre producci贸n y consumo sobrevenidos por indisponibilidades del equipo generador y/o por modificaciones en la previsi贸n de la demanda podr谩n ser resueltos mediante la aplicaci贸n del mecanismo de gesti贸n de desv铆os, siempre que cumplan las condiciones de aplicaci贸n de este mecanismo fijadas en el procedimiento de operaci贸n por el que se establece el proceso de soluci贸n de los desv铆os generaci贸n-consumo.

La soluci贸n de estos desv铆os abarcar谩 siempre como m谩ximo hasta la hora de inicio del horizonte de aplicaci贸n de la siguiente sesi贸n del MI.

7. Programaci贸n en tiempo real

7.1 Programas horarios operativos (PHO).

Los PHO son los programas horarios que resultan tras la incorporaci贸n de todas las asignaciones efectuadas en firme hasta el momento de la comunicaci贸n de estos programas.

Cada uno de los PHO se comunicar谩, de acuerdo con lo fijado en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica, con una antelaci贸n no inferior a 15 minutos respecto al cambio de hora.

7.2 Actuaciones inmediatas ante desequilibrios en tiempo real.

En el momento en que aparezca una incidencia con desequilibrio entre la generaci贸n y el consumo, se producir谩, de forma autom谩tica, la actuaci贸n inmediata de la regulaci贸n primaria y secundaria para corregir el desequilibrio, con la consiguiente p茅rdida de reserva de regulaci贸n.

Cuando la reserva secundaria se reduzca por debajo de los niveles deseables por razones de seguridad, Red El茅ctrica requerir谩 la utilizaci贸n de reserva de regulaci贸n terciaria para regenerar la reserva secundaria, aplicando para ello el procedimiento de operaci贸n por el que se establece la prestaci贸n del servicio complementario de regulaci贸n terciaria.

7.3 Modificaciones de los PHO.

La modificaci贸n de un PHO respecto del anterior puede venir motivada por:

a) Modificaciones de los programas de producci贸n y consumo efectuadas en las sesiones del MI, o por aplicaci贸n del procedimiento de gesti贸n de desv铆os, o por asignaci贸n de ofertas de regulaci贸n terciaria.

b) Indisponibilidades sobrevenidas de las unidades de producci贸n en el per铆odo que media entre la comunicaci贸n de dos PHO consecutivos.

c) Previsiones de la evoluci贸n de la demanda hasta la siguiente sesi贸n del MI realizadas por Red El茅ctrica que difieran de la demanda total casada resultante de la anterior sesi贸n del MI.

d) Soluci贸n de situaciones de alerta por restricciones en tiempo real.

e) Comunicaci贸n fehaciente de la empresa propietaria de la existencia de desv铆os sobre programa por imposibilidad t茅cnica de cumplir el programa, vertidos ciertos, etc.

7.4 Soluci贸n de restricciones detectadas en tiempo real.

La modificaci贸n de la programaci贸n para la soluci贸n de las restricciones identificadas en tiempo real se efectuar谩 conforme al procedimiento de operaci贸n por el que se establece el procedimiento de soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Programaci贸n del mantenimiento de la red de transporte P.O.3.4

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Programa de mantenimiento.

3.1 Plan Anual de Descargos.

3.1.1 Recepci贸n y tratamiento de las propuestas de indisponibilidades.

3.2 Plan Semanal de Descargos.

3.2.1 Criterios de autorizaci贸n de los trabajos.

3.3 Programaci贸n a corto plazo.

3.3.1 Trabajos gestionados en el corto plazo.

3.3.2 Flujo de informaci贸n.

4. Tratamiento de los trabajos en los an谩lisis diarios de seguridad.

1. Objeto

Este procedimiento describe los flujos de informaci贸n y los procesos necesarios para la elaboraci贸n 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贸n.

Se minimicen las restricciones t茅cnicas que afecten a los medios de producci贸n.

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

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento es de aplicaci贸n a los siguientes sujetos:

a) Red El茅ctrica de Espa帽a en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte, en adelante Red El茅ctrica.

b) Las empresas propietarias de instalaciones de la red de transporte.

c) Empresas propietarias u operadoras de las redes de distribuci贸n conectadas a la red de transporte, en su caso.

d) Consumidores cualificados con conexi贸n directa a la red de transporte.

e) Empresas propietarias u operadores de grupos generadores con conexi贸n directa a la red de transporte.

3. Programa de mantenimiento

El programa de mantenimiento comprende un Plan Anual de Descargos, que ser谩 revisado bimestralmente, un Plan Semanal y una programaci贸n cuyo 谩mbito 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茅ctrica e incluye todas las indisponibilidades de la red de transporte, tal como 茅sta se define en la normativa vigente.

3.1.1 Recepci贸n y tratamiento de las propuestas de indisponibilidades.

Red El茅ctrica elaborar谩 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谩n ser presentadas a Red El茅ctrica antes del 30 de septiembre de cada a帽o, con la informaci贸n relativa a las indisponibilidades del a帽o siguiente y, en el caso de la red de transporte, con una previsi贸n de mantenimiento para los dos a帽os siguientes, incluy茅ndose en el segundo a帽o aquellos trabajos firmes ya presupuestados, y debiendo constar:

a) La empresa que solicita los trabajos ;

b) Los elementos afectados (l铆nea, transformador, barra, protecci贸n, etc.) indicando el estado de disponibilidad previsto durante los trabajos ;

c) Una breve descripci贸n de los trabajos a realizar y de sus implicaciones ;

d) La duraci贸n prevista ;

e) Las fechas deseadas de realizaci贸n ;

f) El margen de movilidad posible en el calendario ;

g) La posibilidad de reposici贸n diaria y tiempo de la misma ;

h) El tiempo de reposici贸n en situaci贸n de emergencia ;

i) Cualquier otra informaci贸n que se juzgue oportuna.

Con esta informaci贸n, y teniendo en cuenta los programas de mantenimiento de las unidades de producci贸n, Red El茅ctrica elaborar谩 antes del 15 de diciembre el Plan Anual de Descargos de la red de transporte, teniendo presente el criterio de minimizaci贸n de las restricciones t茅cnicas que afecten a los medios de producci贸n.

Para imponer el menor n煤mero posible de restricciones tanto para la generaci贸n como para la operaci贸n del sistema, Red El茅ctrica agrupar谩 los diferentes trabajos en una 煤nica indisponibilidad, eligiendo la mejor 茅poca del a帽o y el horario m谩s adecuado que permita la realizaci贸n de todos los trabajos propuestos, y tendr谩 en cuenta las diferentes alternativas de plazos y modalidades t茅cnicas manifestadas por las empresas propietarias de las instalaciones.

Tras su elaboraci贸n, Red El茅ctrica comunicar谩 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茅ctrica se lo comunicar谩 con el fin de buscar nuevas alternativas viables.

Este plan se revisar谩 bimestralmente por lo que las empresas propietarias de las instalaciones deber谩n actualizar la informaci贸n descrita anteriormente como m铆nimo 20 d铆as laborables antes de la fecha de publicaci贸n de cada revisi贸n, que coincidir谩 con el primer d铆a laborable del mes correspondiente.

Las alteraciones surgidas en el per铆odo de vigencia del Plan Anual de Descargos que supongan una modificaci贸n de las hip贸tesis que sirvieron de base para su elaboraci贸n, 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谩n en cuenta en las sucesivas revisiones del Plan Anual de Descargos.

3.2 Plan Semanal de Descargos.

Red El茅ctrica tambi茅n elaborar谩 un Plan Semanal de Descargos con un horizonte de dos semanas, que permitir谩 a las empresas afectadas por este procedimiento una adecuada programaci贸n de los trabajos y asegurar谩 un estado de disponibilidad adecuado de la red de transporte en t茅rminos de seguridad y calidad de servicio. Los trabajos programados para la segunda semana estar谩n todav铆a sujetos a confirmaci贸n en la semana anterior a su ejecuci贸n.

En este plan se gestionar谩n tanto los trabajos programados en el 谩mbito anual como los que se soliciten por primera vez en el 谩mbito semanal.

Para su elaboraci贸n, las empresas propietarias de las instalaciones deber谩n proponer a Red El茅ctrica, antes de las 20:00 horas del lunes anterior a la primera semana del horizonte de programaci贸n, la informaci贸n indicada en el apartado 3.1.1 para los trabajos que deban iniciarse en las dos siguientes semanas. El per铆odo semanal comienza a las 00:00 horas del s谩bado y acaba a las 24:00 horas del viernes de la semana siguiente.

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

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

3.2.1 Criterios de autorizaci贸n de los trabajos.

En la autorizaci贸n de los descargos a incluir en el Plan Semanal de Descargos se tendr谩n en cuenta los siguientes criterios:

a) Incompatibilidad de indisponibilidades simult谩neas: En caso de incompatibilidad entre varios descargos, tendr谩n prioridad de ejecuci贸n los que hubieran sido programados en el Plan Anual de Descargos, con excepci贸n de las indisponibilidades resultantes de aver铆as que puedan poner en peligro la seguridad del sistema, personas o bienes.

b) Alteraciones de las condiciones previstas a largo plazo: Una alteraci贸n sustancial de las condiciones de operaci贸n, respecto de las que, con las mejores previsiones disponibles, hubieran sido consideradas en el momento de la ejecuci贸n del Plan Anual de Descargos, podr谩 ser motivo para no autorizar un descargo incluido en dicho plan. La decisi贸n deber谩 estar justificada por el impacto negativo, bien desde el punto de vista t茅cnico bien desde el econ贸mico, que el descargo induzca en la operaci贸n.

c) Trabajos que den lugar a restricciones de generaci贸n: Aquellos trabajos que hayan sido solicitados en las fechas inicialmente acordadas en el Plan Anual de Descargos y cuya ejecuci贸n d茅 lugar a restricciones de producci贸n de grupos generadores, ser谩n autorizados en la semana en que se soliciten en firme siempre que las condiciones de operaci贸n previsibles a lo largo del a帽o en curso no posibiliten otra fecha alternativa m谩s aconsejable por razones t茅cnicas o econ贸micas.

Las indisponibilidades no programadas en el Plan Anual de Descargos que supongan restricciones del equipo generador o no dispongan de reposici贸n diaria o de emergencia adecuada, s贸lo ser谩n autorizadas en caso de aver铆as urgentes que pongan en peligro la seguridad del sistema, personas o bienes.

No obstante, si las condiciones de ejecuci贸n de los trabajos permitiesen la reposici贸n, bien diaria, bien en cualquier momento a petici贸n de Red El茅ctrica, su autorizaci贸n quedar谩 condicionada hasta que se conozca el perfil de generaci贸n, o el valor de la demanda y el estado de la red en el per铆odo en cuesti贸n. En el Plan Semanal de Descargos, dichos trabajos se identificar谩n de forma que los despachos est茅n informados de las condiciones exigidas para su ejecuci贸n. Si la indisponibilidad no fuese autoriza finalmente por no cumplir las condiciones exigidas, entonces la petici贸n ser谩 incorporada en la siguiente revisi贸n 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贸n 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谩n como descargos de corto plazo cuya tramitaci贸n abarcar谩 desde las 20:00 horas del lunes - fin del plazo para el 谩mbito semanal - hasta el d铆a en que se pretenda iniciar los trabajos.

3.3.1 Trabajos gestionados en el corto plazo.

脷nicamente se considerar谩n indisponibilidades gestionables en el corto plazo aqu茅llas que presenten las siguientes caracter铆sticas:

a) Indisponibilidades fortuitas que, como consecuencia de una aver铆a, no puedan ser resueltas de otra forma por parte del propietario de la instalaci贸n.

b) Indisponibilidades urgentes que surjan tras la programaci贸n 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贸n de generaci贸n o transporte.

c) Indisponibilidades programadas que puedan ser anticipadas para un horizonte definido como de corto plazo, en el caso de que dicha anticipaci贸n sea favorable para el sistema. De acuerdo con la decisi贸n a tomar por Red El茅ctrica, dichos trabajos se deber谩n iniciar cuanto antes.

d) Indisponibilidades que habi茅ndose tramitado en el horizonte semanal, su autorizaci贸n hubiera quedado condicionada al conocimiento m谩s concreto de las condiciones de operaci贸n. Las condiciones de ejecuci贸n de estos trabajos deber谩n permitir una reposici贸n diaria o en un plazo razonable de interrupci贸n de los trabajos a petici贸n de Red El茅ctrica.

e) Trabajos en elementos que vayan a estar fuera de servicio por estar cubiertos por otros trabajos autorizados en el 谩mbito semanal y que hayan surgido tras la pertinente decisi贸n semanal.

3.3.2 Flujo de informaci贸n.

Para efectuar la tramitaci贸n de los descargos referidos en el punto 3.3.1, las empresas afectadas por este procedimiento deber谩n facilitar a Red El茅ctrica la siguiente informaci贸n:

a) Causa que justifique el tratamiento de la indisponibilidad en el corto plazo ;

b) Responsable de los trabajos ;

c) Elementos afectados (l铆nea, transformador, barras, protecciones, etc.), indicando el estado de disponibilidad durante los trabajos ;

d) Duraci贸n prevista ;

e) Fecha deseada para su realizaci贸n ;

f) Margen de movilidad posible de la fecha propuesta ;

g) Posibilidad de reposici贸n diaria y tiempo de la misma ;

h) Tiempo de reposici贸n en situaci贸n de emergencia ;

i) Cualquier otra informaci贸n que se considere oportuna.

Para los trabajos descritos en la letra d) del apartado 3.3.1 anterior no es necesario reenviar la informaci贸n ya comunicada en el 谩mbito semanal. S贸lo se debe indicar, en su caso, el cambio ocurrido en las condiciones de ejecuci贸n de los trabajos.

4. Tratamiento de los trabajos en los an谩lisis diarios de seguridad

De acuerdo con los resultados de sus an谩lisis diarios de seguridad, Red El茅ctrica manifestar谩 su conformidad o rechazo a la ejecuci贸n de los trabajos considerados como de corto plazo. Los trabajos ya autorizados continuar谩n su curso salvo que Red El茅ctrica, justificaci贸n previa mediante, determine su interrupci贸n.

Si la naturaleza de los trabajos -como la reparaci贸n de aver铆as de car谩cter urgente- obligare a una actuaci贸n de plazo inferior al diario, Red El茅ctrica comunicar谩 su decisi贸n a los sujetos afectados por este procedimiento lo m谩s r谩pidamente posible, una vez analizada su repercusi贸n en la seguridad del sistema afectado.

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

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Definiciones.

4. Responsabilidades.

5. Criterios para la determinaci贸n de las indisponibilidades.

6. Procedimientos de actuaci贸n.

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer los criterios que deber谩n aplicarse para la comunicaci贸n y el tratamiento de las indisponibilidades de los grupos generadores, con el fin de que Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte, realice una adecuada programaci贸n de las unidades de producci贸n, conociendo en todo momento los medios de producci贸n disponibles para la operaci贸n del sistema, y pueda confirmar adem谩s las circunstancias que eximan a las unidades de producci贸n de su obligaci贸n 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贸n por garant铆a de potencia.

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento debe ser aplicado por Red El茅ctrica, el operador del mercado (OM) y los agentes titulares de las unidades de producci贸n.

3. Definiciones

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

4. Responsabilidades

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

(1) Valor de potencia establecido en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica.

La comunicaci贸n posterior de estas indisponibilidades de las unidades de producci贸n al OM es responsabilidad de Red El茅ctrica.

5. Criterios para la determinaci贸n de las indisponibilidades

Para determinar las potencias indisponibles y los per铆odos de indisponibilidad de las unidades de producci贸n se atender谩 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铆fico, vendr谩 determinada por la diferencia entre la potencia neta instalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible.

b) El per铆odo de indisponibilidad es el comprendido entre el instante en que 茅sta se inicia y aqu茅l en que finaliza. La finalizaci贸n de una indisponibilidad no se considerar谩 efectiva hasta que 茅sta sea comunicada a Red El茅ctrica. En consecuencia, la comunicaci贸n de disponibilidad de una unidad de producci贸n no tendr谩 efecto retroactivo.

c) Durante el proceso de arranque y parada de un grupo se considerar谩 disponible toda su potencia neta instalada, salvo que exista alguna causa que lo limite.

d) El retraso en el acoplamiento, siempre que 茅ste se produzca una vez finalizada la hora en la que se hallaba programado, tendr谩 consideraci贸n de indisponibilidad total del grupo durante el per铆odo 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谩 indisponibilidad de la unidad de producci贸n.

f) Durante el per铆odo de realizaci贸n de pruebas se considerar谩 que el grupo est谩 disponible si la naturaleza de las mismas permite su anulaci贸n o modificaci贸n, en caso de requerimiento de Red El茅ctrica.

g) La disponibilidad de una unidad de producci贸n no se ver谩 afectada cuando no existan medios suficientes en la red de transporte o, en su caso, en la red de distribuci贸n, que posibiliten la evacuaci贸n de la potencia de dicha unidad de producci贸n, estando 茅sta en condiciones de generarla.

Se considerar谩n, por el contrario, indisponibilidades del grupo generador todas aquellas situaciones de reducci贸n de su producci贸n debidas a problemas en elementos o equipos de conexi贸n del grupo con el correspondiente punto frontera de la red de transporte, o en su caso, de la red de distribuci贸n (transformador de salida de grupo, interruptor de generaci贸n, l铆neas directas de conexi贸n con la red de transporte o red de distribuci贸n, etc.).

6. Procedimiento de actuaci贸n

Tan pronto como una unidad de producci贸n quede o vaya a quedar indisponible, el titular de la unidad de producci贸n correspondiente lo comunicar谩 a Red El茅ctrica, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica.

La informaci贸n que deber谩 ser facilitada a Red El茅ctrica ser谩 la siguiente:

a) Unidad indisponible.

b) Fecha y hora de inicio de la indisponibilidad.

c) Fecha y hora prevista para la normalizaci贸n.

d) Fecha y hora real de la finalizaci贸n.

e) Potencia neta disponible.

f) Causa de la indisponibilidad.

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

a) Tras recibir la declaraci贸n de una indisponibilidad, siempre que su consideraci贸n sea compatible con el horario de comunicaci贸n del PHO contemplado en los procedimientos de operaci贸n, Red El茅ctrica modificar谩 la programaci贸n 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茅ficit de generaci贸n resultante ser谩 resuelto mediante asignaci贸n de regulaci贸n terciaria o mediante gesti贸n de desv铆os, seg煤n el caso.

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

b) Previamente al inicio de las sesiones del Mercado diario (MD) e Intradiario (MI), Red El茅ctrica comunicar谩 los datos relativos a las indisponibilidades al OM. Si se produjese alguna modificaci贸n de indisponibilidad posteriormente, el agente comunicar谩, v铆a SIOS, la citada modificaci贸n a Red El茅ctrica y 茅ste, a su vez, al OM, tan pronto la haya verificado.

c) Si mediante la asignaci贸n de gesti贸n de desv铆os o en las sesiones del MI se modificase el programa de una unidad de producci贸n declarada indisponible, la comunicaci贸n de un adelanto en la finalizaci贸n de la indisponibilidad previamente comunicada, no podr谩 dar lugar a una nueva modificaci贸n de su programa hasta la siguiente sesi贸n del MI, aunque s铆 a la finalizaci贸n del per铆odo de indisponibilidad.

d) La declaraci贸n de indisponibilidad y la correspondiente modificaci贸n del PHO no eximir谩 al agente titular de la unidad de producci贸n afectada de la responsabilidad de participar, en la medida que le corresponda, en los costes originados.

e) Red El茅ctrica informar谩 a la Comisi贸n Nacional de la Energ铆a de los incumplimientos que observe por falta de comunicaci贸n de los datos de indisponibilidad por parte de los agentes titulares de las unidades de producci贸n o errores en la informaci贸n transmitida.

Gesti贸n de las interconexiones internacionales P.O. 4

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Definiciones.

3.1 Interconexi贸n internacional.

3.2 Programa de intercambio.

3.3 Capacidad de intercambio.

3.4 Desv铆o.

3.5 Intercambio de apoyo entre sistemas.

4. C谩lculo de la capacidad de intercambio.

4.1 Criterios de seguridad y funcionamiento aplicables en el sistema espa帽ol.

4.2 Horizontes y escenarios.

4.3 Procedimiento de c谩lculo de la capacidad de intercambio.

4.4 Informaci贸n que facilitar谩 red el茅ctrica.

5. Medida de la energ铆a intercambiada.

6. Determinaci贸n y compensaci贸n de los desv铆os.

7. Custodia de la informaci贸n.

8. Programaci贸n de los intercambios de apoyo.

8.1 Intercambio de apoyo demandado por el sistema espa帽ol.

8.2 Apoyo demandado por un sistema exterior.

8.3 Compensaci贸n de las energ铆as de apoyo.

9. Participaci贸n de los agentes externos en los servicios complementarios.

10. Intercambios en tensiones inferiores a 220 kV.

11. Ejecuci贸n de los programas.

12. Tr谩nsitos.

13. Acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el茅ctricos respectivos.

Anexo A: L铆neas de interconexi贸n internacional de tensi贸n inferior a 220 kV.

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer la forma de gestionar las interconexiones internacionales en los aspectos relativos al c谩lculo de la capacidad de intercambio, la medida de la energ铆a intercambiada, la determinaci贸n y compensaci贸n de los desv铆os, la programaci贸n de los intercambios de apoyo, la participaci贸n de los agentes externos en los servicios complementarios, los intercambios en tensiones inferiores a 220 kV y la ejecuci贸n de los programas de intercambio.

La resoluci贸n de las restricciones t茅cnicas en las interconexiones ser谩 realizada por Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n 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贸n por el que se establece el proceso de resoluci贸n de congestiones en las interconexiones internacionales.

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Este procedimiento es de aplicaci贸n a los siguientes sujetos:

a) Red El茅ctrica.

b) El operador del mercado (OM).

c) Los agentes del mercado (AM).

3. Definiciones

3.1 Interconexi贸n internacional.

Conexi贸n por l铆nea o l铆neas el茅ctricas entre subestaciones de dos pa铆ses diferentes.

3.2 Programa de intercambio.

Energ铆a programada en valores enteros de MWh para intercambio en cada per铆odo horario, acordada entre los operadores respectivos de los sistemas interconectados.

3.3 Capacidad de intercambio.

Es la capacidad t茅cnica m谩xima de importaci贸n y de exportaci贸n del sistema el茅ctrico espa帽ol con el correspondiente sistema de un pa铆s vecino compatible con el cumplimiento de los criterios de seguridad establecidos para cada sistema.

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

3.4 Desv铆o.

Diferencia entre la magnitud del programa de intercambio de energ铆a y la energ铆a realmente circulada, medida por contadores, en un per铆odo determinado.

3.5 Intercambio de apoyo entre sistemas.

Es el programa que se establece entre dos sistemas el茅ctricos, 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贸n especial de riesgo en la operaci贸n de uno de los sistemas, previo acuerdo de los operadores respectivos y en ausencia de otros medios de resoluci贸n disponibles en el sistema que precise el apoyo.

4. C谩lculo de la capacidad de intercambio

Cada uno de los operadores de los sistemas el茅ctricos correspondientes realizar谩 el c谩lculo de la capacidad de intercambio en los sentidos importador y exportador. La capacidad de intercambio vendr谩 determinada por el valor m谩s limitativo de los calculados por ambos operadores.

4.1 Criterios de seguridad y funcionamiento aplicables en el sistema espa帽ol.

Los criterios de seguridad aplicables en el sistema espa帽ol ser谩n los recogidos en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci贸n del sistema el茅ctrico, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Con car谩cter general, no se admitir谩n sobrecargas transitorias en las l铆neas de interconexi贸n respecto a su l铆mite t茅rmico estacional.

b) Con car谩cter excepcional, se considerar谩n los siguientes criterios:

Interconexi贸n Espa帽a-Francia: Se podr谩n admitir sobrecargas transitorias de hasta un 30% ante la p茅rdida de un grupo espa帽ol, durante el periodo de tiempo previo al comienzo de la actuaci贸n de la regulaci贸n secundaria.

Interconexi贸n Espa帽a-Portugal: Se podr谩n admitir las sobrecargas transitorias contempladas en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci贸n del sistema el茅ctrico, previa conformidad del operador del sistema portugu茅s.

c) En los casos en los que sea posible tomar medidas r谩pidas de operaci贸n despu茅s de la ocurrencia de una contingencia, se considerar谩n 煤nicamente contingencias de fallo simple y fallo simult谩neo de l铆neas de doble circuito que compartan apoyos a lo largo de m谩s de 30 km de su trazado.

d) Para aquellos otros casos en los que no sea factible aplicar de forma r谩pida medidas correctoras de operaci贸n tras la ocurrencia de una contingencia, se considerar谩n contingencias de fallo sucesivo de grupo y l铆nea o de dos grupos, uno espa帽ol y otro del otro lado de la interconexi贸n.

e) En todas las interconexiones, se comprobar谩, para el nivel m谩ximo de intercambio resultante, la estabilidad din谩mica de frecuencia y tensi贸n del sistema mediante el an谩lisis de su comportamiento frente a contingencias. Caso de detectarse limitaciones por este motivo, 茅stas impondr谩n el nivel m谩ximo de intercambio.

f) Adicionalmente a los criterios recogidos en el procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci贸n del sistema el茅ctrico, se tendr谩n en cuenta los desv铆os previsibles de regulaci贸n en cada interconexi贸n debido a fluctuaciones de la generaci贸n y la demanda, cuyo valor establecer谩 y comunicar谩 Red El茅ctrica de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica.

4.2 Horizontes y escenarios.

Los escenarios a considerar para el c谩lculo de la capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales ser谩n los establecidos en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el茅ctricos respectivos. En su defecto, se considerar谩n los siguientes horizontes y escenarios asociados:

Horizonte anual: Corresponde al a帽o natural siguiente. Se modelar谩 la red con todos sus elementos disponibles y se analizar谩n los escenarios horarios de m谩xima demanda de invierno y verano, bajo los siguientes supuestos de despacho de generaci贸n en Espa帽a:

a.1 Hidr谩ulica: Perfiles de generaci贸n tipo que reflejen condiciones extremas de hidraulicidad h煤meda y seca con unas probabilidades del 10% y del 90%, respectivamente, de ser superadas.

a.2 T茅rmica: Un 煤nico supuesto de despacho proporcional a la potencia t茅rmica instalada, excepto la generaci贸n nuclear que se simular谩 a potencia m谩xima.

En cada escenario se considerar谩n diferentes alternativas de generaci贸n en el sistema exterior vecino.

Horizonte semanal: Corresponde a los siete d铆as naturales siguientes.

Se considerar谩n las indisponibilidades programadas de generaci贸n y red, y se analizar谩n los per铆odos horarios correspondientes a los escenarios llano/punta y valle de demanda. El supuesto de despacho de generaci贸n para cada d铆a se basar谩 en el despacho del d铆a equivalente de la semana anterior.

4.3 Procedimiento de c谩lculo de la capacidad de intercambio.

La aplicaci贸n de los criterios de seguridad definidos en el apartado 4.1 sobre los escenarios definidos en el apartado 4.2 determinar谩 la capacidad de intercambio definida por el sistema espa帽ol.

Esta capacidad se contrastar谩 con la obtenida por el operador del correspondiente sistema vecino interconectado, tom谩ndose el valor m谩s restrictivo como capacidad de intercambio de la interconexi贸n.

4.4 Informaci贸n que facilitar谩 Red El茅ctrica.

Para cada una de las interconexiones Red El茅ctrica comunicar谩 de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica:

Antes del 30 de noviembre de cada a帽o, los niveles de capacidad previstos para el a帽o siguiente. La informaci贸n contendr谩 los resultados para cada escenario definido en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el茅ctricos 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铆ses vecinos interconectados para cada periodo de programaci贸n para las dos semanas el茅ctricas siguientes (de s谩bado a viernes), con comienzo a las 00:00h del s谩bado siguiente.

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

Adicionalmente, Red El茅ctrica comunicar谩 los escenarios utilizados para realizar los estudios y c谩lculos de la capacidad de intercambio, conforme a los acuerdos de reciprocidad para el tratamiento de la informaci贸n que establezca con los operadores de los sistemas vecinos y al procedimiento por el que se establecen los intercambios de informaci贸n con Red El茅ctrica.

5. Medida de la energ铆a intercambiada

Los respectivos operadores de ambos sistemas el茅ctricos deber谩n establecer acuerdos bilaterales en los que deber谩 indicarse el n煤mero, tipo y ubicaci贸n de los contadores registradores, con los que se efectuar谩 la medida de energ铆a intercambiada en la interconexi贸n, la periodicidad de las lecturas, y la forma de compensar los desv铆os y de determinar las p茅rdidas en las l铆neas de interconexi贸n.

Red El茅ctrica realizar谩 las lecturas de los contadores registradores seg煤n el R.D. 2018/1997 y sus Instrucciones T茅cnicas Complementarias.

En la medida de la energ铆a intercambiada participar谩n los contadores de todas las l铆neas de interconexi贸n, incluidos los de aquellas l铆neas de menor tensi贸n que no ejercen una funci贸n de intercambio entre sistemas, sino de apoyo y posible suministro a mercados locales.

6. Determinaci贸n y compensaci贸n de los desv铆os

Con las lecturas de los contadores, Red El茅ctrica determinar谩 el valor de los desv铆os.

Red El茅ctrica deber谩 acordar con los operadores de los sistemas vecinos interconectados el m茅todo a seguir para la compensaci贸n de los desv铆os en la interconexi贸n, de forma que la energ铆a desviada se compense mediante devoluci贸n en periodos equivalentes de programaci贸n de punta, llano y valle. Se podr谩n establecer umbrales de energ铆a para que, en caso de existir desv铆os significativos, 茅stos puedan ser gestionados como una transacci贸n econ贸mica integrada en los procesos de mercado y valorados al coste que corresponda.

La liquidaci贸n de los desv铆os en la interconexi贸n se realizar谩 conforme a lo establecido en el apartado d茅cimo 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贸n de energ铆a el茅ctrica.

Red El茅ctrica ser谩 responsable de determinar la modificaci贸n a efectuar en el programa f铆sico para la compensaci贸n de estos desv铆os.

7. Custodia de la informaci贸n

Red El茅ctrica deber谩 custodiar los registros correspondientes a las medidas, programas y desv铆os descritos durante seis a帽os.

8. Programaci贸n de los intercambios de apoyo

8.1 Intercambio de apoyo demandado por el sistema espa帽ol.

Red El茅ctrica, una vez constate su necesidad, y habiendo verificado que no dispone de otros medios de resoluci贸n disponibles al efecto, establecer谩 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帽ol, limitando la aplicaci贸n de este intercambio al horizonte temporal en el que la seguridad del sistema el茅ctrico espa帽ol as铆 lo exija.

8.2 Apoyo demandado por un sistema exterior.

Ante una solicitud de apoyo desde un sistema el茅ctrico vecino interconectado al sistema el茅ctrico espa帽ol, Red El茅ctrica comprobar谩 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铆a.

A continuaci贸n, siempre que la seguridad del sistema el茅ctrico espa帽ol lo permita, Red El茅ctrica proceder谩 al establecimiento del programa de intercambio correspondiente a esta acci贸n de apoyo entre sistemas el茅ctricos, manteni茅ndose su programaci贸n durante el horizonte de tiempo m铆nimo imprescindible, como m谩ximo hasta el inicio del horizonte de aplicaci贸n de la siguiente sesi贸n del mercado intradiario (MI). De esta forma, se proceder谩 a la reducci贸n o a la anulaci贸n del programa de intercambio en el momento en el que haya desaparecido la situaci贸n especial de riesgo en la operaci贸n del sistema que ha solicitado el apoyo, o bien tan pronto como 茅ste ya disponga de medios alternativos al intercambio de apoyo entre sistemas para afrontar la situaci贸n especial de riesgo.

8.3 Compensaci贸n de las energ铆as de apoyo.

La energ铆a facilitada por un sistema como apoyo a otro ser谩 devuelta con los coeficientes de devoluci贸n y horarios que se fijen, en su caso, en los acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el茅ctricos respectivos, pudi茅ndose acordar tambi茅n con el operador del sistema correspondiente otras f贸rmulas de compensaci贸n econ贸mica que tengan en cuenta el coste de la energ铆a facilitada por el sistema que presta el apoyo.

9. Participaci贸n de los agentes externos en los servicios complementarios

La participaci贸n de los agentes externos en el mercado de servicios complementarios del sistema espa帽ol se realizar谩 de acuerdo con la regulaci贸n que se establezca a tal efecto en el futuro.

10. Intercambios en tensiones inferiores a 220 kV

La relaci贸n de l铆neas de interconexi贸n internacional de tensi贸n inferior a 220 kV se recoge en el anexo A de este procedimiento.

Debido a su car谩cter zonal, estas l铆neas no ejercen una funci贸n efectiva de intercambio entre sistemas el茅ctricos sino de suministro a mercados locales. Por tanto, el tratamiento de los intercambios a trav茅s de estas l铆neas ha de ser diferente al del resto de l铆neas de interconexi贸n.

Los intercambios a trav茅s de estas l铆neas participar谩n 煤nicamente en el proceso de c谩lculo y compensaci贸n de los desv铆os, y no ser谩n tenidos en consideraci贸n en el c谩lculo de la capacidad de intercambio, ni en la resoluci贸n de las posibles restricciones t茅cnicas en las interconexiones.

11. Ejecuci贸n de los programas

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

S贸lo ser谩n firmes, por ello, a efectos de la gesti贸n t茅cnica del sistema, una vez que los respectivos operadores de estos sistemas hayan confirmado su ejecuci贸n.

12. Tr谩nsitos

El tratamiento de los tr谩nsitos de energ铆a entre sistemas externos a trav茅s del sistema espa帽ol se realizar谩 de acuerdo con lo que la regulaci贸n espa帽ola y comunitaria establezca a tal efecto.

13. Acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas el茅ctricos respectivos

Los acuerdos bilaterales suscritos para cada interconexi贸n por los operadores de los sistemas el茅ctricos respectivos, a los que se hace menci贸n en el presente procedimiento, deber谩n ser presentados por Red El茅ctrica a la Comisi贸n Nacional de la Energ铆a para su consideraci贸n y aprobaci贸n.

ANEXO A

L铆neas de interconexi贸n internacional de tensi贸n inferior a 220 kV

Ir煤n-Errondenia, 132 kV.

Ben贸s-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贸n intercambiada por Red El茅ctrica P.O. 9

脥NDICE

1. Objeto.

2. 脕mbito de aplicaci贸n.

3. Procesos de gesti贸n de informaci贸n en los que interviene Red El茅ctrica.

4. Datos estructurales del sistema el茅ctrico.

4.1 Responsabilidades.

4.2 Contenido y estructura de la base de datos.

4.3 Proceso de carga.

4.4 Actualizaci贸n de la informaci贸n.

4.5 Confidencialidad de la informaci贸n.

5. SIOS (Sistema de Informaci贸n del Operador del Sistema).

5.1 Bases de datos del SIOS.

5.2 Acceso al SIOS.

5.2.1 Medios de intercambio de informaci贸n.

5.2.2 Comunicaciones.

5.2.3 Acceso.

5.2.3.1 Seguridad del servicio de acceso privado.

5.3 Gesti贸n de la informaci贸n.

5.3.1 Intercambios de informaci贸n.

5.3.2 Criterios de publicidad de la informaci贸n.

5.3.3 Informaci贸n p煤blica.

5.3.3.1 En tiempo real.

5.3.3.2 Diariamente.

5.3.3.3 A los tres d铆as.

5.3.3.4 Mensualmente.

5.3.3.5 A los tres meses.

5.3.4 Informaci贸n confidencial.

5.3.4.1 Al Operador del Mercado (OM).

5.3.4.2 A los agentes del mercado.

5.3.4.3 A los gestores de las redes de distribuci贸n.

5.3.5 Intercambio de datos de medidas.

6. Concentrador principal de medidas el茅ctricas.

6.1 Contenido de la base de datos del concentrador principal de medidas el茅ctricas.

6.2 Acceso a la informaci贸n del concentrador principal de medidas.

6.2.1 Informaci贸n de libre acceso.

6.2.2 Informaci贸n para los participantes de alg煤n punto frontera del sistema de medidas.

6.2.3 Informaci贸n para el Operador del Mercado.

6.2.3.1 Carga Inicial de Datos Estructurales de Medidas.

6.2.3.2 Modificaci贸n de Datos Estructurales de Medidas.

6.2.3.3 Valores de Medidas Diarias.

6.2.3.4 Modificaciones a Medidas Enviadas en D谩is Anteriores.

6.2.3.5 Valores de Medidas Mensuales.

6.2.3.6 P茅rdidas en la Red de Transporte.

6.3 Gesti贸n de la informaci贸n.

6.3.1 Alta de puntos frontera y datos estruicturales.

6.3.2 Recepci贸n de medidas del Concentrador Principal.

6.3.3 Difusi贸n de informaci贸n de medidas de RED EL脡TRICA a los participantes del Sistema de informaci贸n de medidas.

6.3.4 Env铆o de informaci贸n de medidas de RED EL脡CTRICA al OM.

6.3.5 Otras consideraciones sobre la informaci贸n de medidas.

7. SCO (Sistema de Control de la Operaci贸n en tiempo real).

7.1 Despacho delegado de instalaciones de producci贸n.

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

7.2.1 Requerimientos t茅cnicos.

7.2.2 Informaci贸n necesaria.

7.2.2.1 Definici贸n y criterios generales de captaci贸n normalizada de se帽ales y medidas.

8. Otras informaciones que los sujetos deben enviar a Red El茅ctrica.

8.1 Datos diarios.

8.2 Datos semanales.

8.3 Datos mensuales.

8.4 Informaci贸n necesaria para la previsi贸n de cobertura.

8.4.1 Centrales t茅rmicas de carb贸n.

8.4.2 Centrales de fuel贸leo, gas y mixtas.

8.4.3 Centrales hidroel茅ctricas y de bombeo.

8.4.4 Previsiones del OM.

8.4.5 Contratos de importaci贸n o exportaci贸n.

9. Estad铆sticas e informaci贸n p煤blica relativa a la operaci贸n del sistema.

9.1 Informaci贸n diaria.

9.2 Informaci贸n a los tres d铆as.

9.3 Informaci贸n mensual.

9.4 Informaci贸n anual.

10. An谩lisis e informaci贸n de incidencias.

10.1 Incidencias.

10.2 Comunicaci贸n a Red El茅ctrica.

10.3 Comunicaci贸n de Red El茅ctrica.

10.4 Investigaciones conjuntas.

Anexo 1: Contenido de la base de datos estructural.

Anexo 2: Informaci贸n que se enviar谩 a Red El茅ctrica en tiempo real.

Anexo 3: Informes de incidencias.

1. Objeto

El objeto de este Procedimiento es definir la informaci贸n que debe intercambiar Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte con el objeto de realizar las funciones que tiene encomendadas, as铆 como la informaci贸n, la forma y los plazos en los que debe comunicar o publicar esta informaci贸n.

Dicha informaci贸n incluye, entre otras, la correspondiente a los datos estructurales de las instalaciones del sistema el茅ctrico, la relativa a la situaci贸n en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la informaci贸n necesaria para la elaboraci贸n de las estad铆sticas relativas a la operaci贸n del sistema, la requerida para el an谩lisis de las incidencias del sistema el茅ctrico, as铆 como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones efectuadas en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica.

Se establece en este Procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizar谩 el intercambio de la informaci贸n entre Red El茅ctrica y los distintos sujetos del sistema el茅ctrico espa帽ol, el modo de acceso a la informaci贸n, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su car谩cter (p煤blico o confidencial) y su tratamiento posterior (an谩lisis, estad铆sticas e informes).

2. 脕mbito de aplicaci贸n

Red El茅ctrica de Espa帽a, en lo sucesivo Red El茅ctrica, en su condici贸n de operador del sistema y gestor de la red de transporte.

Operador del Mercado (OM).

Gestores de las redes de distribuci贸n.

Transportistas.

Distribuidores.

Productores.

Comercializadores.

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

Agentes externos.

Agentes vendedores en representaci贸n de productores.

3. Procesos de gesti贸n de informaci贸n en los que interviene Red El茅ctrica

Los procesos de intercambio de informaci贸n en los que interviene Red El茅ctrica se pueden considerar agrupados de la siguiente forma:

a) Datos Estructurales del Sistema El茅ctrico.

b) SIOS: El Sistema de Informaci贸n de la Operaci贸n del Sistema.

c) Concentrador Principal de Medidas El茅ctricas.

d) SCO: Sistema de Control de la Operaci贸n en Tiempo Real.

e) Otras informaciones que deban enviar los sujetos del sistema.

f) Estad铆sticas e Informaci贸n P煤blica relativa a la Operaci贸n del Sistema.

g) An谩lisis e informaci贸n de incidencias en el sistema el茅ctrico.

4. Datos estructurales del sistema el茅ctrico

Son los datos de las instalaciones de la red de transporte, la red complementaria y la red observable, as铆 como de los grupos generadores, consumidores y elementos de control, que Red El茅ctrica precisa para ejercer sus funciones y para efectuar los an谩lisis de seguridad y los estudios de funcionamiento del sistema el茅ctrico.

4.1 Responsabilidades.

Red El茅ctrica es responsable de recopilar, mantener y actualizar los datos estructurales del sistema el茅ctrico. La informaci贸n se estructura y organiza en la Base de Datos Estructurales del Sistema El茅ctrico (BDE).

Los productores, los consumidores que ejerzan su condici贸n de elegibilidad, los transportistas, los distribuidores, los gestores de las redes de distribuci贸n y los agentes vendedores que, actuando en representaci贸n de productores, presenten ofertas al mercado, vendr谩n obligados a suministrar a Red El茅ctrica la informaci贸n 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谩 los registros de todos los elementos dados de alta en el sistema el茅ctrico gestionado por Red El茅ctrica. Igualmente incluir谩 los registros de elementos en proyecto y construcci贸n y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien 茅stos se considerar谩n provisionales hasta su puesta en servicio. Estos 煤ltimos registros se dar谩n de alta para facilitar la realizaci贸n de los estudios de planificaci贸n de la red de transporte y los diferentes an谩lisis de previsiones del sistema el茅ctrico. Con car谩cter general, no se incluir谩n en la BDE los grupos generadores que no est茅n conectados a la red de transporte o a la red complementaria y que no est茅n sujetos a instrucciones de Red El茅ctrica, salvo que la potencia vertida por ellos en un nudo de la red sea superior a 50 MW.

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

Sistema de Producci贸n:

Grupos hidr谩ulicos.

Embalses.

Unidades t茅rmicas.

Unidades de producci贸n en r茅gimen especial.

Grupos no e贸licos.

Parques e贸licos.

Sistema de Transporte y Red Complementaria:

Subestaciones.

Parques.

L铆neas.

Transformadores.

Elementos de control de potencia activa o reactiva.

Instalaciones de consumo.

Protecciones.

Red Observable:

Subestaciones.

Parques.

L铆neas.

Transformadores.

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

4.3 Proceso de carga.

Red El茅ctrica definir谩 el soporte inform谩tico empleado y habilitar谩 las plantillas de las fichas de entrada de datos con los formatos necesarios.

Red El茅ctrica cumplimentar谩 los campos contenidos en las citadas fichas con toda la informaci贸n de que disponga acerca del elemento y las pondr谩 a disposici贸n del sujeto propietario del elemento al que se refiere la informaci贸n.

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

Una vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada sujeto, 茅ste comunicar谩 a Red El茅ctrica el resultado de su revisi贸n.

4.4 Actualizaci贸n de la informaci贸n.

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

Por haberse producido modificaciones de dise帽o en alg煤n elemento.

Por alta o baja de alg煤n elemento.

Por haberse detectado un valor err贸neo en alg煤n campo.

Cuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el sujeto propietario del elemento correspondiente o el sujeto que act煤e en su representaci贸n deber谩 comunicar a Red El茅ctrica las modificaciones necesarias a incorporar.

Red El茅ctrica pondr谩 peri贸dicamente a disposici贸n 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茅ctrica las modificaciones necesarias a introducir.

4.5 Confidencialidad de la informaci贸n.

Los datos relativos a las instalaciones de la red de transporte, de la red complementaria y de la red observable tendr谩n car谩cter p煤blico. Los datos relativos a instalaciones de producci贸n tendr谩n car谩cter confidencial para todos los sujetos excepto para:

La CNE que podr谩 disponer de toda la informaci贸n.

La Administraci贸n competente, que podr谩 disponer de toda la informaci贸n.

Los gestores de las redes de distribuci贸n que podr谩n disponer de los datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribuci贸n bajo su 谩mbito de gesti贸n.

5. SIOS (Sistema de Informaci贸n del Operador del Sistema)

Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, Red El茅ctrica debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, a partir de la casaci贸n 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贸n de los servicios complementarios, ser谩n gestionados por el Sistema de Informaci贸n del Operador del Sistema (SIOS). Este sistema ha de ser robusto, fiable y garantizar un funcionamiento sin interrupciones. El SIOS realizar谩 los procesos de subasta, y el registro y archivo de datos y resultados necesarios para la liquidaci贸n posterior, as铆 como los intercambios de la informaci贸n asociada a dichos procesos, con los agentes del mercado, el OM y otros sujetos del Sistema El茅ctrico.

En la ejecuci贸n de los procesos e intercambios de informaci贸n indicados en el p谩rrafo anterior, el SIOS deber谩 garantizar:

a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci贸n propiedad de cada agente.

b) Acuse de recibo a cada agente de sus ofertas, con indicaci贸n de fecha y hora.

c) Sistema de acceso remoto, r谩pido, fiable y f谩cilmente utilizable.

5.1 Bases de datos del SIOS.

Red El茅ctrica mantendr谩 en las bases de datos del SIOS toda la informaci贸n necesaria para la correcta gesti贸n de los mercados que est谩n bajo su responsabilidad.

Las bases de datos del SIOS cumplir谩n los siguientes requisitos:

a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informaci贸n.

b) Todas las magnitudes econ贸micas est谩n referidas en unidades de c茅ntimos de EURO (c euros).

c) Toda la informaci贸n de las bases de datos estar谩 validada.

d) Integridad referencial de los datos grabados.

e) Gesti贸n hist贸rica asociada a toda la informaci贸n.

5.2 Acceso al SIOS.

El acceso al SIOS por parte de los agentes del mercado, del OM, de otros sujetos del sistema el茅ctrico o del p煤blico en general, se har谩 en funci贸n del car谩cter de la informaci贸n a la que se tiene acceso, ya sea p煤blica o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.3.

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

5.2.1 Medios de intercambio de informaci贸n.

La comunicaci贸n entre Red El茅ctrica, el OM y los agentes del mercado, as铆 como la divulgaci贸n de la informaci贸n p煤blica de libre acceso se har谩 por medios electr贸nicos de intercambio de informaci贸n, utilizando en cada momento las tecnolog铆as que, en conformidad con los requisitos indicados en el apartado 5, sean m谩s adecuadas.

La adopci贸n de nuevos medios electr贸nicos de intercambio de informaci贸n, as铆 como la suspensi贸n de la utilizaci贸n de alguno de los existentes, se comunicar谩 a los usuarios con la suficiente antelaci贸n de forma que 茅stos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci贸n.

Red El茅ctrica publicar谩 los medios electr贸nicos de intercambio de informaci贸n disponibles y sus caracter铆sticas, aqu茅llos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as铆 como los plazos previstos para ello.

En cualquier caso, los intercambios electr贸nicos de informaci贸n a trav茅s de los medios de comunicaci贸n disponibles en cada momento utilizar谩n en el SIOS servidores de comunicaciones de alta disponibilidad que garanticen un funcionamiento continuo y, en el eventual caso de fallo, el m谩s corto periodo de indisponibilidad. Los servidores de comunicaciones estar谩n protegidos adecuadamente.

5.2.2 Comunicaciones.

Para la realizaci贸n de los intercambios de informaci贸n, Red El茅ctrica dispondr谩 de diversos medios alternativos de uso com煤n para acceder tanto al sistema principal como al de respaldo y comunicar谩 a los usuarios los detalles t茅cnicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci贸n en caso de conmutaci贸n entre los dos sistemas.

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

5.2.3 Acceso.

Seg煤n el tipo de informaci贸n, existir谩n dos servicios de acceso: privado y p煤blico.

El servicio privado estar谩 reservado 煤nicamente a los agentes del mercado, el OM y otros sujetos del sistema el茅ctrico.

Las direcciones electr贸nicas de los servicios de acceso privado y p煤blico ser谩n facilitadas por Red El茅ctrica.

Los servicios de acceso, tanto privados como p煤blicos utilizar谩n las tecnolog铆as m谩s adecuadas en cada caso.

Para la utilizaci贸n del servicio de acceso privado ser谩 necesaria una autorizaci贸n personal otorgada por Red El茅ctrica de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilizaci贸n del servicio de acceso p煤blico no ser谩 necesaria ning煤n tipo de autorizaci贸n.

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贸n de los siguientes elementos:

a) Comunicaci贸n encriptada.

b) Uso de certificados digitales.

c) Utilizaci贸n de tarjetas inteligentes o medios equivalentes para acceso al sistema. Cada usuario AM poseer谩 una tarjeta de identificaci贸n o equivalente donde se almacenara su certificado y firma digital y sus datos identificadores y poseer谩 adem谩s un c贸digo para evitar su utilizaci贸n indebida en caso de robo o extrav铆o.

5.3 Gesti贸n de la informaci贸n.

Los intercambios de informaci贸n de Red El茅ctrica con el exterior pueden ser en ambos sentidos:

Informaci贸n comunicada por Red El茅ctrica.

Informaci贸n comunicada a Red El茅ctrica.

La informaci贸n comunicada por Red El茅ctrica puede tener distinto car谩cter:

P煤blico.

Confidencial.

5.3.1 Intercambios de informaci贸n.

El detalle de la informaci贸n intercambiada por Red El茅ctrica mediante el sistema SIOS se recoge en los documentos siguientes: "Modelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci贸n entre el OS y Agentes", "Modelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci贸n entre el OS y el OM" y "Modelo de Ficheros de Intercambio de Informaci贸n para la Gesti贸n del Servicio Complementario de Control de Tensi贸n en la Red de Transporte" o documentos que los sustituyan.

5.3.2 Criterios de publicidad de la informaci贸n.

Los criterios de publicidad de la informaci贸n gestionada por Red El茅ctrica sobre los procesos relacionados con el Mercado de Producci贸n El茅ctrica 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贸n 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贸n de la Secretar铆a de Estado de Econom铆a, de Energ铆a y de la Peque帽a 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茅ctrica har谩 p煤blico el resultado de los procesos de operaci贸n del sistema el茅ctrica, al ser 茅stos objeto de su responsabilidad.

El OM y Red El茅ctrica, en el 谩mbito de sus respectivas competencias, har谩n p煤blicos los datos agregados comprensivos de vol煤menes y precios, as铆 como los datos relativos a las capacidades comerciales, intercambios intracomunitarios e internacionales por interconexi贸n y, en su caso, por sistema el茅ctrico, as铆 como las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes.

Toda la informaci贸n que Red El茅ctrica proporcione a un agente sobre otro, y que no venga motivada por la existencia de una reclamaci贸n, deber谩 ser proporcionada al p煤blico en general.

En todo caso, el OM y Red El茅ctrica garantizar谩n el secreto de la informaci贸n de car谩cter confidencial puesta a su disposici贸n por los agentes del mercado, tal y como se establece en los apartados 2f) y 2k) de los art铆culo 27 y 30, respectivamente, del RD 2019/1997.

5.3.3 Informaci贸n p煤blica.

Informaci贸n que Red El茅ctrica hace p煤blica sobre los procesos de operaci贸n del sistema el茅ctrico.

Esta informaci贸n depende del periodo al que afecta la informaci贸n y del momento en que se hace p煤blica.

5.3.3.1 En tiempo real.

La informaci贸n que Red El茅ctrica publicar谩 tan pronto est茅 disponible es la siguiente:

La previsi贸n de la demanda del sistema peninsular espa帽ol 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贸n de restricciones t茅cnicas en tiempo real.

El resultado agregado del mercado de regulaci贸n terciaria.

El resultado agregado del mercado de gesti贸n de desv铆os.

5.3.3.2 Diariamente.

Con periodicidad diaria se publicar谩 la siguiente informaci贸n:

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

Capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales.

Previsi贸n de la demanda del sistema peninsular espa帽ol.

Situaci贸n prevista de la red de transporte.

Despu茅s de cada mercado o proceso de operaci贸n t茅cnica:

Resultado agregado de la subasta de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales f铆sicos.

Resultado agregado de la soluci贸n de restricciones t茅cnicas en mercado diario e intradiario.

Resultado agregado del mercado de reserva de potencia de regulaci贸n secundaria.

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

El d铆a D+1 la informaci贸n correspondiente al d铆a D:

Resultado agregado del mercado de energ铆a de regulaci贸n secundaria.

5.3.3.3 A los tres d铆as.

Una vez transcurridos tres d铆as se publicar谩 la informaci贸n desglosada por tipo de tecnolog铆a (mercados de operaci贸n), o en su caso, por tipo de agente (interconexiones internacionales).

La informaci贸n que se publicar谩 el d铆a D+4 correspondiente al resultado de la programaci贸n horaria de los mercados de operaci贸n del d铆a D, se desagregar谩 por los siguientes tipos:

Nuclear.

Carb贸n.

Fuel-Gas.

Hidr谩ulica convencional.

Turbinaci贸n bombeo.

Consumo bombeo.

Agentes externos.

Contratos de intercambio de energ铆a previos a la Ley 54/1997, del Sector El茅ctrico.

5.3.3.4 Mensualmente.

Con periodicidad mensual se publicar谩n las previsiones de demanda referidas a meses completos, en los primeros quince d铆as del mes anterior a aqu茅l al que se refiere la previsi贸n.

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

El primer d铆a del mes M+2 se publicar谩n las cuotas por agente en el mes M sobre los siguientes mercados o procesos de operaci贸n del sistema:

Soluci贸n de restricciones t茅cnicas en el Programa Base de Funcionamiento (PBF).

Soluci贸n de restricciones t茅cnicas en el mercado intradiario.

Soluci贸n de restricciones t茅cnicas en tiempo real.

Gesti贸n de los desv铆os entre generaci贸n y consumo.

Reserva de potencia de regulaci贸n secundaria.

Energ铆a utilizada para regulaci贸n secundaria.

Energ铆a de regulaci贸n terciaria.

Recursos adicionales asignados de potencia reactiva.

Energ铆a reactiva.

5.3.3.5 A los tres meses.

La informaci贸n 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谩 una vez transcurridos tres meses desde el d铆a a que se refiera, sin perjuicio de lo establecido al respecto en las Reglas de Funcionamiento del Mercado.

Se incluir谩 dentro de esta publicaci贸n la informaci贸n correspondiente a los mercados y procesos de operaci贸n t茅cnica y los casos PSS/E utilizados para los an谩lisis de restricciones t茅cnicas del Programa Base de Funcionamiento (PBF).

5.3.4 Informaci贸n confidencial.

La informaci贸n confidencial es aqu茅lla 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贸n se publique una vez transcurridos tres meses desde el momento de su comunicaci贸n de forma confidencial.

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

Programas de intercambios internacionales.

Soluci贸n de restricciones t茅cnicas.

Gesti贸n de los desv铆os entre generaci贸n y consumo.

Servicio complementario de regulaci贸n secundaria.

Servicio complementario de regulaci贸n terciaria.

Servicio complementario de control de tensi贸n de la red de transporte.

Otros programas de operaci贸n en tiempo real (indisponibilidades, desv铆os comunicados, etc.).

Todos estos procesos est谩n regulados y desarrollados en los Procedimientos de Operaci贸n del Sistema.

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

5.3.4.1 Al Operador del Mercado (OM).

Se le comunicar谩 toda la informaci贸n necesaria para la liquidaci贸n del mercado de producci贸n 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谩 la informaci贸n detallada correspondiente a las unidades de su propiedad, o a las que representen.

A los propietarios de unidades de producci贸n compartidas que no sean sin embargo los responsables del env铆o de ofertas sobre los mercados de operaci贸n se les comunicar谩 la informaci贸n del resultado de los mercados de operaci贸n pero no se les comunicar谩 la informaci贸n de las ofertas.

A los propietarios de unidades afectas a contratos bilaterales f铆sicos internacionales que no sean sin embargo los responsables de la comunicaci贸n de ofertas para las subastas de capacidad de intercambio se les comunicar谩 la informaci贸n del resultado del proceso de soluci贸n de restricciones t茅cnicas en las interconexiones pero no se les informar谩 sobre las ofertas por subasta de capacidad de intercambio.

5.3.4.3 A los gestores de las redes de distribuci贸n.

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

Red El茅ctrica, en caso de considerar necesaria la inclusi贸n de informaci贸n que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribuci贸n, presentar谩 a la Comisi贸n Nacional de la Energ铆a para su aprobaci贸n su propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposici贸n de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusi贸n de esta informaci贸n adicional.

5.3.5 Intercambio de datos de medidas.

Informaci贸n que se intercambia entre el Concentrador Principal de Medidas El茅ctricas y el SIOS de Red El茅ctrica.

5.4 Gesti贸n de Datos Estructurales.

Para el correcto funcionamiento de los mercados y procesos gestionados por Red El茅ctrica es necesario conocer y mantener informaci贸n relativa a los agentes del mercado, Unidades Oferentes y F铆sicas, Contratos Bilaterales, productores en r茅gimen especial, agentes vendedores, Consultas e informaci贸n general, as铆 como una serie de datos adicionales y par谩metros para el Sistema. Toda esta informaci贸n se recoge bajo el nombre de Datos Estructurales.

Los datos tratados se agrupar谩n de la siguiente manera:

Informaci贸n sobre agentes: datos de los agentes existentes en el mercado, Productores en R茅gimen Especial y, en su caso, Agentes Vendedores en representaci贸n de Productores en R茅gimen Especial.

Informaci贸n sobre unidades oferentes. Informaci贸n sobre unidades f铆sicas y relaci贸n entre unidades de oferta y unidades f铆sicas.

Informaci贸n de car谩cter diverso: tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.

Diversos tipos de par谩metros, que afectan al sistema.

Informaci贸n sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes Mercados gestionados por Red El茅ctrica.

6. Concentrador principal de medidas el茅ctricas

El Concentrador Principal de Medidas El茅ctricas es el sistema con el que Red El茅ctrica gestiona la informaci贸n de la energ铆a intercambiada entre los puntos frontera del mercado el茅ctrico espa帽ol 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茅ctricas.

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

La informaci贸n 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贸n de inventarios residente en el Concentrador Principal contiene:

Contadores.

Registradores.

Transformadores de medida y equipos conectados a los mismos.

La informaci贸n 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茅rdidas, balances, actividades, etc.

6.2 Acceso a la informaci贸n del Concentrador Principal de Medidas.

Red El茅ctrica gestiona el acceso a la informaci贸n a la informaci贸n de medidas residente en el Concentrador Principal de acuerdo a lo indicado a continuaci贸n:

6.2.1 Informaci贸n de libre acceso.

Red El茅ctrica publica diversos informes de car谩cter general elaborados a partir de los datos de energ铆a e inventarios disponibles en el concentrador principal.

Dicha informaci贸n esta disponible en la direcci贸n de Internet de Red El茅ctrica (http://www.ree.es).

6.2.2 Informaci贸n para los participantes de alg煤n punto frontera del sistema de medidas.

La informaci贸n contenida en el Concentrador Principal de Medidas El茅ctricas es de car谩cter restringido, de forma que 煤nicamente cada participante del sistema de medidas podr谩 acceder a los datos de los puntos frontera de los que es part铆cipe.

Red El茅ctrica ha desarrollado un sistema de acceso seguro, mediante el cual cada participante del sistema de medidas puede consultar la siguiente informaci贸n residente en el Concentrador Principal de Medidas El茅ctricas:

Medidas horarias de los puntos de medida.

Medidas horarias de los puntos frontera.

Configuraci贸n de c谩lculo 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贸n sobre unidades de oferta, etc.

En la direcci贸n de Internet de Red El茅ctrica se indican los requisitos y procedimiento a seguir para la utilizaci贸n de dicho acceso seguro al Concentrador Principal de Medidas El茅ctricas.

6.2.3 Informaci贸n para el Operador del Mercado.

Red El茅ctrica pondr谩 a disposici贸n del OM la informaci贸n de medidas residente en el concentrador principal de medidas el茅ctricas que se indica a continuaci贸n.

6.2.3.1 Carga Inicial de Datos Estructurales de Medidas.

Los ficheros para la carga masiva inicial se enviar谩n 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贸n de Datos Estructurales de Medidas.

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

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铆a se enviar谩n las medidas de las que disponga Red El茅ctrica relativas a:

Valores horarios de p茅rdidas en la red de transporte del d铆a anterior.

Valores horarios de los puntos frontera del d铆a anterior.

Valores de acumulados horarios entre actividades del d铆a anterior.

Valores horarios de las unidades de oferta del d铆a anterior.

Desv铆os entre puntos frontera internacionales y programas internacionales del d铆a anterior.

6.2.3.4 Modificaciones a Medidas Enviadas en D铆as Anteriores.

Diariamente se enviar谩n 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铆a h谩bil de cada mes, se enviar谩n las medidas correspondientes a todos los d铆as del mes al cierre provisional que se indican a continuaci贸n:

Valores horarios de p茅rdidas 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铆os 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谩n los mismos ficheros anteriormente indicados identificando su estado de cierre definitivo.

6.2.3.6 P茅rdidas en la Red de Transporte.

Red El茅ctrica calcular谩 diariamente con valores provisionales, y mensualmente con valores definitivos, las p茅rdidas en la red de transporte, como diferencia entre la energ铆a inyectada en la red de transporte por los generadores, productores en r茅gimen especial, interconexiones internacionales y redes de distribuci贸n, y la energ铆a consumida por los clientes conectados a la red de transporte, los distribuidores y las interconexiones internacionales.

6.3 Gesti贸n de la informaci贸n.

El Concentrador Principal recibe y gestiona la informaci贸n intercambiada entre los puntos frontera del mercado el茅ctrico espa帽ol de acuerdo con los requisitos establecidos en el RD 2018/1997 y las Instrucciones T茅cnicas 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贸n), transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados dentro del 谩mbito de sus competencias est谩n obligados a facilitar la informaci贸n actualizada estructural y de inventarios a Red El茅ctrica de acuerdo a la versi贸n vigente del documento "Informaci贸n de Medidas entre Agentes y Red El茅ctrica".

6.3.2 Recepci贸n de medidas del Concentrador Principal.

Los productores en r茅gimen ordinario o r茅gimen especial (o, en su caso, agentes vendedores en su representaci贸n), transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados dentro del 谩mbito de sus competencias est谩n obligados a facilitar la informaci贸n de medidas a Red El茅ctrica de acuerdo al procedimiento de operaci贸n por el que se establecen los concentradores de medidas el茅ctricas y los sistemas de comunicaciones.

6.3.3 Difusi贸n de informaci贸n de medidas de red el茅ctrica a los participantes del Sistema de informaci贸n de medidas.

Se realizar谩 a trav茅s de Internet de acuerdo a los procedimientos descritos en el apartado 6.2 de este documento.

6.3.4 Env铆o de informaci贸n de medidas de red el茅ctrica al OM.

La informaci贸n descrita en el apartado 6.2.3 de este documento se pondr谩 a disposici贸n del OM de acuerdo con la versi贸n vigente del documento "Modelo de ficheros para el intercambio de informaci贸n entre ree y OM/Agentes".

6.3.5 Otras consideraciones sobre la informaci贸n de medidas.

La informaci贸n sobre medidas el茅ctricas estar谩 disponible en el Concentrador Principal durante un periodo m铆nimo de seis a帽os naturales, contados a partir del a帽o siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informaci贸n de m谩s de dos a帽os de antig眉edad podr谩 requerir un procedimiento especial.

7. SCO (Sistema de Control de la Operaci贸n en tiempo real)

Red El茅ctrica deber谩 recibir en su Sistema de Control de la Operaci贸n en tiempo real, y de forma autom谩tica, toda la informaci贸n de las instalaciones de transporte y producci贸n, incluida la generaci贸n en r茅gimen especial y la red observable -seg煤n se define 茅sta 煤ltima en el procedimiento de operaci贸n por el que se define la red gestionada por Red El茅ctrica- que le sea precisa para operar en el sistema el茅ctrico. Para ello, Red El茅ctrica dispondr谩 de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Control de la Operaci贸n (BDCO).

7.1 Despacho delegado de instalaciones de producci贸n.

La informaci贸n en tiempo real relativa a las instalaciones de producci贸n llegar谩 a Red El茅ctrica a trav茅s del despacho de maniobras de dicha instalaci贸n o, en su caso, de su despacho delegado.

Este despacho ser谩 el responsable del env铆o a Red El茅ctrica de toda la informaci贸n en tiempo real correspondiente a la instalaci贸n, as铆 como el interlocutor por parte de la instalaci贸n en todas las comunicaciones con Red El茅ctrica en relaci贸n con la operaci贸n de la instalaci贸n, incluidos todos los intercambios de informaci贸n relativos a la participaci贸n de la misma en los servicios del sistema y en los mercados de operaci贸n.

En el caso de que la instalaci贸n de producci贸n est茅 integrada en una zona de regulaci贸n, el despacho delegado ser谩 el despacho de generaci贸n del propietario de dicha zona de regulaci贸n.

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

En la Base de Datos del SCO se recibir谩 la informaci贸n que a continuaci贸n se indica y con las especificaciones t茅cnicas que asimismo se reflejan:

7.2.1 Requerimientos T茅cnicos.

La informaci贸n a intercambiar con Red El茅ctrica se realizar谩 de acuerdo a un protocolo de comunicaci贸n est谩ndar a determinar por Red El茅ctrica.

La periodicidad de la informaci贸n a intercambiar para los datos de regulaci贸n secundaria ser谩 igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la informaci贸n ser谩 intercambiado con una periodicidad a determinar por Red El茅ctrica con cada agente, que en ning煤n caso superar谩 a 12 segundos.

Red El茅ctrica mantendr谩 la confidencialidad de la informaci贸n recibida, y enviar谩 a cada agente aquella informaci贸n 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贸n, planes de salvaguarda, emergencia y reposici贸n del servicio), previa autorizaci贸n del titular de la informaci贸n generada.

7.2.2 Informaci贸n necesaria.

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

Red de Transporte.

Red Observable.

7.2.2.1 Definici贸n y criterios generales de captaci贸n normalizada de se帽ales y medidas.

En este procedimiento, se entender谩 por posici贸n los elementos asociados a l铆nea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operaci贸n.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dar谩 mediante 2 bits. El resto de las se帽ales se dar谩 con uno solo.

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

En cuanto a la forma de captaci贸n de las se帽ales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Bajo el ep铆grafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.

b) Se ha realizado la siguiente clasificaci贸n de la informaci贸n a captar:

1. Se帽alizaciones.- Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomal铆as o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu铆 los estados topol贸gicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).

2. Medidas.- Incluye las medidas anal贸gicas o digitales para magnitudes num茅ricas discretas de la instalaci贸n (p.e. indicaci贸n de tomas de transformadores).

La informaci贸n detallada de se帽ales a captar se recoge en el Anexo 2.

8. Otras informaciones que los sujetos deben enviar a red el茅ctrica

Red El茅ctrica ser谩 responsable de recopilar toda aquella otra informaci贸n relativa a la operaci贸n del sistema descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los productores, transportistas y gestores de las redes de distribuci贸n facilitar a Red El茅ctrica la informaci贸n que 茅ste le requiera y que se derive de la operaci贸n de las instalaciones de su propiedad o bajo el 谩mbito de su gesti贸n.

As铆 mismo, los gestores de las redes de distribuci贸n recabar谩n de los generadores en r茅gimen especial de su 谩mbito, la informaci贸n necesaria para la Operaci贸n y la enviar谩n a Red El茅ctrica con la periodicidad que 茅ste precise. Dentro de este tipo de informaci贸n resulta especialmente importante la relativa a las previsiones de producci贸n diaria con desglose horario y por tecnolog铆as que deber谩n ser comunicadas a Red El茅ctrica el d铆a D-1, y actualizadas el propio d铆a D con la mejor informaci贸n disponible En caso de no poder disponer de algunos de estos datos, har谩n llegar a Red El茅ctrica su mejor estimaci贸n de los mismos.

Los datos que se indican a continuaci贸n ser谩n enviados a Red El茅ctrica con dos niveles distintos de agregaci贸n temporal (diaria y mensual), necesarios para mantener las series estad铆sticas relativas a los balances energ茅ticos y el funcionamiento del sistema, as铆 como para realizar la previsi贸n de cobertura y an谩lisis de seguridad.

8.1 Datos diarios.

Los sujetos del sistema facilitar谩n a Red El茅ctrica todos los datos necesarios para la elaboraci贸n de las estad铆sticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de informaci贸n establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuaci贸n se dar谩n con la mayor desagregaci贸n posible en unidades f铆sicas. El plazo m谩ximo para el env铆o de estos datos ser谩 el de los cuatro d铆as laborables siguientes:

Producciones de los grupos t茅rmicos en barras de central.

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

Producci贸n hidroel茅ctrica por subsistemas hidr谩ulicos.

Potencia hidroel茅ctrica m谩xima que puede mantener cada unidad de oferta hidr谩ulica durante cuatro horas consecutivas.

Producciones de parques e贸licos.

Consumos propios en generaci贸n con la central parada.

Consumos de centrales de bombeo.

Energ铆a acumulada disponible para generaci贸n en centrales de bombeo.

Consumo de combustible en centrales t茅rmicas.

Existencias de combustible en centrales t茅rmicas.

Informaci贸n hidrol贸gica:

Precipitaciones.

Caudales medios de los r铆os en estaciones de aforo.

Reservas hidroel茅ctricas por embalses (en Hm3 y MWh).

Vertidos.

Incidencias en la Red de Transporte.

8.2 Datos semanales.

Para la siguiente semana: Potencia hidroel茅ctrica m谩xima que puede mantener cada unidad de oferta hidr谩ulica durante doce horas consecutivas, una vez a la semana.

Eventualmente, aquellas restricciones a la explotaci贸n de los embalses de regulaci贸n que se prevean para la pr贸xima semana.

8.3 Datos mensuales.

Los datos mensuales que se indican a continuaci贸n ser谩n enviados a Red El茅ctrica antes del d铆a 20 del mes siguiente con el m谩ximo nivel de desagregaci贸n posible en unidades f铆sicas:

Producciones de grupos t茅rmicos, brutas y netas.

Producci贸n hidroel茅ctrica (bruta y neta) por subsistemas hidr谩ulicos.

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

P茅rdidas turbinables en centrales hidr谩ulicas con potencia instalada igual o superior a 5 MW.

Consumos propios de generaci贸n.

Consumos y producci贸n de centrales de bombeo.

Energ铆a acumulada disponible para generaci贸n en centrales de bombeo.

Reservas hidroel茅ctricas por embalses.

Energ铆a adquirida a cada productor acogido al R茅gimen Especial.

Energ铆a producida por cada productor acogido al R茅gimen Especial.

Entrada de combustible en centrales/grupos t茅rmicos [en toneladas y termias (PCI)] desglosado por clases de carb贸n o fuel贸leo en las centrales de este tipo.

Consumo de combustible en centrales/grupos t茅rmicos [en toneladas y termias (PCI)] desglosado por clases de carb贸n o fuel贸leo en las centrales de este tipo.

Existencias de combustible en centrales/grupos t茅rmicos [en toneladas y termias (PCI)] desglosado por clases de carb贸n o fuel贸leo en las centrales de este tipo.

Poder calor铆fico inferior de cada uno de los carbones utilizados en la generaci贸n.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carb贸n de consumo garantizado para los pr贸ximos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI) y cantidades del cupo del a帽o en curso realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci贸n (t茅rmicos, hidr谩ulicos 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贸n.

8.4 Informaci贸n necesaria para la Previsi贸n de Cobertura.

Los sujetos del sistema facilitar谩n a Red El茅ctrica la informaci贸n necesaria para realizar la previsi贸n de cobertura y an谩lisis de seguridad, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento por el que se establece la previsi贸n de la cobertura y los an谩lisis de seguridad del sistema el茅ctrico.

Esta informaci贸n ser谩 la siguiente:

8.4.1 Centrales t茅rmicas de carb贸n.

Antes del d铆a 20 de cada mes, las empresas productoras deber谩n enviar a Red El茅ctrica la informaci贸n siguiente:

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

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

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

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci贸n.

8.4.2 Centrales de fuel贸leo, gas y mixtas.

Antes del d铆a 20 de cada mes, las empresas productoras deber谩n enviar a Red El茅ctrica la informaci贸n siguiente:

Existencias de fuel贸leo, clasificado por tipos, almacenadas en tanques o en almacenamientos concertados.

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

Variaciones previsibles de disponibilidad (grupos de fuel贸leo, gas o mixtos).

8.4.3 Centrales hidroel茅ctricas y de bombeo.

Todos los martes laborables o, en su caso, el d铆a h谩bil anterior, las empresas propietarias de centrales hidroel茅ctricas deber谩n transmitir a Red El茅ctrica la siguiente informaci贸n:

Aportaciones en los embalses y caudales previstos.

Cotas y vol煤menes almacenados en los embalses.

Potencia hidroel茅ctrica m谩xima que puede mantener cada unidad de oferta hidr谩ulica durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.

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

Variaciones previsibles de disponibilidad de los grupos hidr谩ulicos y de bombeo.

8.4.4 Previsiones del OM.

Red El茅ctrica tendr谩 en cuenta la informaci贸n recibida del OM relativa a su previsi贸n sobre la evoluci贸n del funcionamiento del mercado para los doce meses siguientes.

8.4.5 Contratos de importaci贸n o exportaci贸n.

Las empresas que suscriban contratos de intercambio con empresas de otros pa铆ses deber谩n comunicar a Red El茅ctrica las caracter铆sticas t茅cnicas de los citados contratos.

9. Estad铆sticas e informaci贸n p煤blica relativa a la operaci贸n del sistema

Red El茅ctrica publicar谩 los datos que m谩s adelante se indican sobre la operaci贸n realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generaci贸n.

9.1 Informaci贸n diaria.

La informaci贸n que Red El茅ctrica publicar谩 diariamente es la siguiente:

Curva de carga del sistema.

Estado de las reservas hidroel茅ctricas y aportaciones en los r铆os m谩s importantes.

9.2 Informaci贸n a los tres d铆as.

La informaci贸n correspondiente al d铆a D que Red El茅ctrica publicar谩 el d铆a D + 4 es la siguiente:

Balance el茅ctrico de producci贸n.

9.3 Informaci贸n mensual.

Mensualmente Red El茅ctrica publicar谩 la siguiente informaci贸n:

Estad铆sticas de Operaci贸n del Sistema El茅ctrico.

Disponibilidad del equipo t茅rmico de generaci贸n.

Tasa de indisponibilidad de las l铆neas, transformadores y reactancias de la red de transporte.

Estad铆sticas de incidentes.

Evoluci贸n de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.

Calidad de servicio ENS y TIM.

9.4 Informaci贸n anual.

Red El茅ctrica publicar谩 anualmente la siguiente informaci贸n:

Disponibilidad del equipo generador.

Disponibilidad de la red de transporte.

Calidad de servicio ENS y TIM:

L铆mites t茅rmicos estacionales de la red de transporte.

Adem谩s, Red El茅ctrica mantendr谩 actualizadas y disponibles series hist贸ricas de:

Potencia instalada en el sistema.

Energ铆a generada tanto por el r茅gimen ordinario como por el r茅gimen especial.

Demanda del sistema el茅ctrico.

Producible hidroel茅ctrico.

Reservas hidroel茅ctricas.

Tasas de disponibilidad del equipo generador.

Tasas de disponibilidad de la red de transporte.

10. An谩lisis e informaci贸n de incidencias

10.1 Incidencias.

Los eventos del sistema el茅ctrico que est谩n sujetos a los requerimientos de este procedimiento son los siguientes:

a) La p茅rdida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema el茅ctrico (generaci贸n y/o transformaci贸n transporte-distribuci贸n) cuando 茅sta resulte en una violaci贸n de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema el茅ctrico establecidos en el correspondiente procedimiento de operaci贸n o en una p茅rdida directa de mercado.

b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:

a. Da帽o mayor a cualquiera de los elementos del sistema el茅ctrico.

b. Fallo, degradaci贸n, o actuaci贸n incorrecta del sistema de protecci贸n, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervenci贸n manual por parte del operador.

c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electr贸nico o f铆sico, terrorismo dirigido contra el sistema el茅ctrico o sus componentes con intenci贸n de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema el茅ctrico en su conjunto.

Los eventos anteriores definen aquellas incidencias del sistema el茅ctrico que son objeto de informaci贸n, en el 谩mbito de este procedimiento, por parte del agente titular de las instalaciones afectadas o del suministro a los mercados afectados.

10.2 Comunicaci贸n a Red El茅ctrica.

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谩 facilitar a Red El茅ctrica y en un plazo de 2 horas la mejor informaci贸n de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informaci贸n que constituye el informe preliminar de la incidencia contendr谩, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el Anexo 3 que resulten de aplicaci贸n.

Red El茅ctrica podr谩, cuando as铆 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贸n adicional necesaria.

Cuando Red El茅ctrica determine que el evento constituye un incidencia significativa para el sistema el茅ctrico, proceder谩 a notificarlo al titular de la instalaci贸n o al responsable del mercado afectado. Dicho titular deber谩 remitir un informe escrito a Red El茅ctrica en un plazo no superior a 15 d铆as h谩biles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar谩 y completar谩 la informaci贸n remitida en el informe preliminar (Anexo 3) y se incluir谩n 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贸n de Red El茅ctrica.

Cuando se produzca una incidencia de las que son objeto de un informe preliminar, Red El茅ctrica incluir谩 la informaci贸n correspondiente en un "Parte Diario de Incidencias" que se pondr谩 a disposici贸n de los agentes antes de las doce horas del d铆a siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando Red El茅ctrica considere una incidencia de especial relevancia elaborar谩 un informe escrito, una vez disponga de la informaci贸n definitiva de la misma. Este informe incluir谩 las medidas a tomar para evitar la repetici贸n de la incidencia o la minimizaci贸n de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situaci贸n similar en el futuro. Este informe se remitir谩 a los agentes afectados, a la CNE y al MINECO, en un plazo no superior a 60 d铆as h谩biles tras la ocurrencia de la incidencia.

Los informes correspondientes a las incidencias m谩s significativas ser谩n presentados y analizados en las reuniones del Grupo de An谩lisis de Incidencias que convocar谩 Red El茅ctrica.

10.4 Investigaciones Conjuntas.

Para aquellas incidencias que por su importancia o naturaleza Red El茅ctrica lo juzgue necesario, propondr谩 a la mayor brevedad posible la realizaci贸n de un an谩lisis conjunto con los restantes agentes involucrados o afectados. Los resultados de dicho an谩lisis se incorporar谩n en el informe que elabore Red El茅ctrica 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贸n a la que est谩n referidos o los valores de base, en su caso.

La expresi贸n PSS/E se refiere a la aplicaci贸n inform谩tica para el an谩lisis de la estabilidad de sistemas el茅ctricos de potencia de Power Technologies Inc.

SISTEMA DE PRODUCCI脫N

Grupos hidr谩ulicos

1. Datos generales e hidr谩ulicos de la instalaci贸n:

Nombre de la Central:

Domicilio de la Central: municipio, c贸digo postal y provincia.

Localizaci贸n geogr谩fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci贸n con influencia en la red de transporte): planos

(detalle m铆nimo de situaci贸n particular E 1:50.000 y de situaci贸n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l铆neas y nudos de conexi贸n a la red).

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

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

Cuenca (r铆o) en que est谩 ubicada la central.

Esquema del subsistema hidr谩ulico.

Embalse asociado.

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

N煤mero del Grupo.

N煤mero de identificaci贸n en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci贸n de Energ铆a El茅ctrica).

Unidad de Gesti贸n Hidr谩ulica a la que pertenece.

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

Canal de conducci贸n/galer铆a de presi贸n (S脥/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di谩metro(s).

Dep贸sito o c谩mara de carga (S脥/NO). En caso afirmativo, volumen.

Tuber铆a forzada (S脥/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di谩metro(s).

Tipo de turbina.

Caudal nominal (m3/s).

Velocidad nominal (m/s).

Caudal m谩ximo de turbinaci贸n (m3/s).

Caudal m铆nimo de turbinaci贸n (m3/s).

Salto bruto m谩ximo (m).

Salto bruto m铆nimo (m).

Salto neto nominal (m).

Salto neto de equipo (m).

Salto neto m谩ximo (m).

Salto neto m铆nimo (m).

Coeficiente energ茅tico m谩ximo (kWh/m3).

Coeficiente energ茅tico m铆nimo (kWh/m3).

Curvas cuadr谩ticas de rendimiento para cotas m谩xima, media y m铆nima (alternativa: tablas de eficiencia cota-potencia).

En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

Altura de impulsi贸n nominal (m).

Caudal nominal de bombeo (m3/s).

Caudal m谩ximo de bombeo (m3/s).

Caudal m铆nimo de bombeo (m3/s).

脥ndice de acumulaci贸n por bombeo (%), definido como la relaci贸n entre la energ铆a el茅ctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energ铆a consumida para su elevaci贸n.

2. Datos de cada generador:

Potencia aparente en bornes del alternador (MVA).

Potencia nominal en turbinaci贸n (MW).

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

M铆nimo t茅cnico neto, es decir, en barras de central (MW).

M谩xima generaci贸n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M谩xima generaci贸n de reactiva al m铆nimo t茅cnico (MVAr) en b.a.

M谩xima absorci贸n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M谩xima absorci贸n de reactiva al m铆nimo t茅cnico (MVAr) en b.a.

Factor de potencia nominal.

Posibilidad de funcionamiento como compensador s铆ncrono (SI/NO).

Potencia absorbida en funcionamiento como compensador s铆ncrono (MW).

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

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

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

Caracter铆sticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci贸metro motorizado, consigna digital,...

Estatismo permanente:

rango de ajuste.

valor ajustado y posibilidad de su telemedida.

Velocidad de variaci贸n de la potencia en MW/s, por variaci贸n 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铆sticas del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci贸n por realimentaci贸n mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog铆a (hidr谩ulico, electrohidr谩ulico...).

Compensaciones din谩micas: funci贸n de transferencia de la compensaci贸n din谩mica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada par谩metro y su valor de ajuste o consigna.

Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par谩metros que en los esquemas est茅n representados. Esta informaci贸n se aportar谩, en el caso de centrales de m谩s de 50 MW o que se conecten a la red de transporte, mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

4. Datos de regulaci贸n secundaria:

Zona de regulaci贸n a la que pertenece.

Capacidad de recibir se帽ales externas de regulaci贸n (bucle secundario) (SI/NO).

Generadores con posibilidad de participaci贸n activa en la regulaci贸n secundaria:

Informaci贸n detallada de la conexi贸n del sistema de regulaci贸n con el AGC: caracter铆sticas de la se帽al de consigna, procesamiento de la se帽al, l铆mites,...

Potencia activa m谩xima y m铆nima de regulaci贸n 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贸n.

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

Capacidad de arranque aut贸nomo (SI/NO).

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m铆nima que es capaz de alimentar el grupo en situaci贸n de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi贸n de la red exterior con p茅rdida brusca de la plena carga, alimentando 煤nicamente sus consumos propios.

6. Datos de las protecciones:

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

Rel茅s de m铆nima tensi贸n: ajustes.

Estabilidad de la central ante cortocircuitos en la red: tiempo cr铆tico de desconexi贸n.

Protecci贸n de m铆nima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci贸n 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铆sico (esquema general en planta) de la instalaci贸n de conexi贸n.

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

Configuraci贸n general de la central.

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

Esquema unifilar de protecci贸n y medida de la instalaci贸n.

2. Datos de cada grupo:

Tensi贸n nominal de generaci贸n (kV).

M谩xima tensi贸n de generaci贸n (kV).

M铆nima tensi贸n de generaci贸n (kV).

Reactancias no saturadas s铆ncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m谩quina.

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谩quina el茅ctrica, excitatriz y turbina.

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

Saturaci贸n de la m谩quina a tensi贸n 1.0 p.u. (p.u.).

Saturaci贸n de la m谩quina a tensi贸n 1.2 p.u. (p.u.).

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

3. Datos principales de los equipos de control de tensi贸n:

Breve descripci贸n del regulador de tensi贸n-excitatriz, que incluir谩 el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par谩metros que en los esquemas est茅n representados, de los reguladores de tensi贸n-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci贸n se aportar谩 mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

4. Servicio complementario de control de tensi贸n: Declaraci贸n expl铆cita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensi贸n establecidos en el procedimiento de operaci贸n en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi贸n o incumplimientos, en su caso, y su justificaci贸n.

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

6. Datos de la l铆nea de evacuaci贸n (en su caso): Ver l铆neas de transporte.

7. Datos de las protecciones:

7.1 Protecciones de la Central:

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

Protecci贸n ante p茅rdida de sincronismo: indicar tipo de protecci贸n, n煤mero de deslizamientos para el disparo y si ante 茅ste el grupo queda sobre auxiliares.

Rel茅 de sobretensi贸n: ajustes.

Protecci贸n de secuencia inversa: indicar estado de coordinaci贸n de esta protecci贸n con el reenganche monof谩sico y los rel茅s de discordancia de polos de la red.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

7.2 Protecciones asociadas a la interconexi贸n:

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

Esquema de protecci贸n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generaci贸n. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci贸n.

Tiempo cr铆tico contemplado.

Rel茅 de m铆nima tensi贸n: ajustes.

7.3 Teledisparo ante contingencias en la red:

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tiempo de actuaci贸n del teledisparo desde que se recibe la se帽al.

L贸gica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Embalses:

Nombre del embalse.

Empresa propietaria o concesionaria:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

Cuenca (r铆o).

Situaci贸n: provincia, t茅rmino municipal, paraje o predio.

Fecha de terminaci贸n.

Capacidad en energ铆a el茅ctrica bruta (MWh).

Serie hist贸rica de aportaciones naturales mensuales (m3).

Volumen m谩ximo (hm3).

Volumen 煤til (hm3).

Volumen m铆nimo (hm3).

Curva cota/volumen (m铆nimo 3.潞 grado).

Cota m谩xima de explotaci贸n (m).

Cota m铆nima de explotaci贸n (m).

Caudal m铆nimo ecol贸gico a mantener aguas abajo.

R茅gimen de regulaci贸n (fluyente, semanal, anual, hiperanual).

Coeficiente de regulaci贸n (d铆as), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportaci贸n media anual al embalse.

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

Uso (Hidroel茅ctrico, Mixto).

Restricciones de explotaci贸n (detracciones, riegos, etc.).

Unidades t茅rmicas

1. Datos generales de la instalaci贸n:

Denominaci贸n de la central.

Denominaci贸n de la instalaci贸n.

Localizaci贸n geogr谩fica (solicitudes de acceso): planos (detalle m铆nimo de situaci贸n particular E 1:50.000 y de situaci贸n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l铆neas y nudos de conexi贸n a la red).

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

Diagrama f铆sico (esquema general en planta) de la instalaci贸n de conexi贸n.

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

Empresa o empresas propietarias:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

Empresa o empresas explotadoras:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

N煤mero de identificaci贸n en el RAIPEE.

Domicilio de la central: municipio, c贸digo postal y provincia.

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

Combustibles.

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

Configuraci贸n general de la instalaci贸n, indicando en su caso caracter铆sticas de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as铆 como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

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

Consumo t茅rmico en el arranque en fr铆o de cada unidad t茅rmica y del conjunto (termias).

Eficiencia de cada unidad t茅rmica y del conjunto (kWh/kcal).

Reserva de energ铆a el茅ctrica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh).

R茅gimen de funcionamiento previsto.

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

2. Datos de cada generador:

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

Potencia aparente instalada (MVA).

Tensi贸n nominal de generaci贸n (kV).

M谩xima tensi贸n de generaci贸n (kV).

M铆nima tensi贸n de generaci贸n (kV).

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

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

M铆nimo t茅cnico en b.a. (MW).

M铆nimo t茅cnico en b.c. (MW).

M铆nimo t茅cnico especial en b.a. (MW).

M铆nimo t茅cnico especial en b.c. (MW).

Tiempo que puede mantenerse el m铆nimo t茅cnico especial (h).

M谩xima generaci贸n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M谩xima generaci贸n de reactiva al m铆nimo t茅cnico (MVAr) en b.a.

M谩xima absorci贸n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

M谩xima absorci贸n de reactiva al m铆nimo t茅cnico (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铆nimo t茅cnico, potencia activa (MW).

Consumo de servicios auxiliares en b.a. a m铆nimo t茅cnico, potencia reactiva (MVAr).

Factor de potencia nominal.

Reactancias no saturada s铆ncrona, transitoria (vac铆o y cortocircuito) y subtransitoria (vac铆o 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贸n de la m谩quina a tensi贸n 1.0 p.u. (p.u.), seg煤n figura 1.

Saturaci贸n de la m谩quina a tensi贸n 1.2 p.u. (p.u.), seg煤n figura 1.

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

3. Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci贸n primaria: En el caso de ciclos combinados de m煤ltiple eje, la informaci贸n aqu铆 solicitada se enviar谩 por separado para cada turbina de gas y de vapor:

Caracter铆sticas de la turbina de gas (en su caso): se ha de incluir un modelo simplificado que considere el limitador de la temperatura de combusti贸n.

Caracter铆sticas 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贸n y del recalentador junto con las fracciones de potencia correspondientes a cada etapa. Debe incluirse tambi茅n un modelo simplificado de la caldera con la constante de tiempo de acumulaci贸n del vapor, el modelo del regulador de presi贸n y los correspondientes ajustes y l铆mites.

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

Caracter铆sticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci贸metro motorizado, consigna digital,...

Estatismo permanente:

- rango de ajuste.

- valor ajustado y posibilidad de su telemedida.

Velocidad de variaci贸n de la potencia en MW/s, por variaci贸n 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铆sticas del regulador (o de los reguladores, en su caso):

fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci贸n por realimentaci贸n mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog铆a (hidr谩ulico, electrohidr谩ulico...).

Compensaciones din谩micas: funci贸n de transferencia de la compensaci贸n din谩mica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se han de especificar el rango de cada par谩metro 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谩metros que en los esquemas est茅n representados. Esta informaci贸n se aportar谩 mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

4. Datos de regulaci贸n secundaria:

Zona de regulaci贸n a la que pertenece.

Capacidad de recibir se帽ales externas de regulaci贸n (bucle secundario) (SI/NO).

Generadores con posibilidad de participaci贸n activa en la regulaci贸n secundaria:

Informaci贸n detallada de la conexi贸n del sistema de regulaci贸n con el AGC: caracter铆sticas de la se帽al de consigna, procesamiento de la se帽al, l铆mites,...

Potencia activa m谩xima y m铆nima de regulaci贸n 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贸n.

5. Datos para programaci贸n y regulaci贸n terciaria: En el caso de generadores dependientes entre s铆, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi茅n los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci贸n, 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铆nimo de arranque de programaci贸n.

desde sincronizaci贸n hasta m铆nimo t茅cnico (min.).

desde sincronizaci贸n hasta plena carga (min.).

Tiempo m铆nimo de parada de programaci贸n (desde plena carga hasta desconexi贸n) (min.).

M谩xima rampa ascendente de regulaci贸n terciaria (MW en 15 min.).

M谩xima rampa descendente de regulaci贸n terciaria (MW en 15 min.).

6. Datos principales de los equipos de control de tensi贸n: En el caso de ciclos combinados de m煤ltiple eje, la informaci贸n aqu铆 solicitada se enviar谩 por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.

Breve descripci贸n del regulador de tensi贸n-excitatriz, que incluir谩 el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par谩metros que en los esquemas est茅n representados, de los reguladores de tensi贸n-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS) si cuentan con este dispositivo.

Esta informaci贸n se aportar谩 mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

7. Servicio complementario de control de tensi贸n: Declaraci贸n expl铆cita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensi贸n establecidos en el procedimiento por el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi贸n de la red de transporte o incumplimientos, en su caso, y su justificaci贸n.

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

Capacidad de arranque aut贸nomo.

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m铆nima que es capaz de alimentar la planta en situaci贸n de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi贸n de la red exterior con p茅rdida brusca de la plena carga, alimentando 煤nicamente sus consumos propios.

Tiempo m铆nimo de arranque en fr铆o (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci贸n).

Tiempo m铆nimo de arranque en caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci贸n).

Tiempo m谩ximo 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铆nea de evacuaci贸n (en su caso): Ver l铆neas de transporte.

11. Datos de las protecciones:

11.1 Protecciones de la Central:

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

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

Servicios auxiliares, rel茅s de m铆nima tensi贸n y/o de m铆nima frecuencia:

indicar ajustes y para el rel茅 de m铆nima tensi贸n fases en que mide.

Estabilidad de la central (grupo y servicios auxiliares) ante cortocircuitos en la red: tiempo cr铆tico de desconexi贸n.

Protecci贸n ante p茅rdida de sincronismo: indicar tipo de protecci贸n, n煤mero de deslizamientos para el disparo y si ante 茅ste el grupo queda sobre auxiliares.

Rel茅 de sobretensi贸n: ajustes.

Protecci贸n de secuencia inversa: indicar estado de coordinaci贸n con el reenganche monof谩sico y los rel茅s de discordancia de polos de la red.

Protecci贸n de m铆nima frecuencia de grupo: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci贸n de sobrefrecuencia (s铆/no). Ajustes, en su caso.

Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

11.2 Protecciones asociadas a la interconexi贸n:

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

Esquema de protecci贸n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de grupo. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci贸n.

Tiempo cr铆tico contemplado.

Rel茅 de m铆nima tensi贸n: ajustes.

11.3 Teledisparo ante contingencias en la red:

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tipo de teledisparo (apertura de interruptor de generaci贸n o fastvalving).

Potencia final y tiempo de bajada en los casos de reducci贸n r谩pida de carga (fast-valving) y en general en procesos no instant谩neos, como por ejemplo, en ciclos combinados, el de respuesta de la turbina de vapor al teledisparo parcial de turbinas de gas.

Tiempo de actuaci贸n del teledisparo desde que se recibe la se帽al.

L贸gica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Unidades de Producci贸n en R茅gimen Especial

Grupos no e贸licos

1. Datos de la instalaci贸n y de los generadores:

Nombre de la central.

Localizaci贸n geogr谩fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci贸n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m铆nimo de situaci贸n particular E 1:50.000 y de situaci贸n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l铆neas y nudos de conexi贸n a la red).

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

Empresa propietaria:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

N煤mero de identificaci贸n en el RAIPEE.

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

Domicilio de la central: municipio, c贸digo postal y provincia.

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

Tipo de central.

Fecha de concesi贸n en R茅gimen Especial.

A帽o final de la concesi贸n.

Normativa aplicable.

Compa帽铆a Distribuidora.

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

Tipo de instalaci贸n seg煤n tipificaci贸n Real Decreto 2818/1998.

N煤mero de grupos.

Combustible.

Salto (m).

Caudal m谩ximo (m3/s).

Cuenca (r铆o).

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铆nimo t茅cnico (MW) disponibles para la red:

distribuci贸n estad铆stica por deciles de potencias o energ铆as horarias vertidas a la red desde que la planta entr贸 en funcionamiento o estimada.

M谩xima generaci贸n de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi贸n a la red.

M谩xima generaci贸n de reactiva al m铆nimo t茅cnico (MVAr) en el punto de conexi贸n a la red.

M谩xima absorci贸n de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi贸n a la red.

M谩xima absorci贸n de reactiva al m铆nimo t茅cnico (MVAr) en el punto de conexi贸n a la red.

2. Datos de regulaci贸n primaria:

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

Estatismo permanente:

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

Velocidad de variaci贸n de la potencia en MW/s, por variaci贸n 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贸n del servicio:

Capacidad de arranque aut贸nomo.

Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m铆nima que es capaz de alimentar la planta en situaci贸n de isla.

Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi贸n de la red exterior con p茅rdida brusca de la plena carga, alimentando 煤nicamente sus consumos propios.

Tiempo m铆nimo de arranque en fr铆o (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci贸n).

Tiempo m铆nimo de arranque en caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci贸n).

Tiempo m谩ximo de parada para que el arranque sea en caliente.

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

Rel茅s de m铆nima tensi贸n: ajustes.

Estabilidad de la central ante cortocircuitos en la red: tiempo cr铆tico de desconexi贸n.

Protecci贸n de m铆nima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci贸n de sobrefrecuencia. Ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

Datos adicionales en el caso de unidades de generaci贸n que participen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica:

1. Datos para programaci贸n y regulaci贸n terciaria:

Tiempo m铆nimo de arranque de programaci贸n.

desde sincronizaci贸n hasta m铆nimo t茅cnico (min.).

desde sincronizaci贸n hasta plena carga (min.).

Tiempo m铆nimo de parada de programaci贸n (desde plena carga hasta desconexi贸n) (min.).

M谩xima rampa ascendente de regulaci贸n terciaria (MW en 15 min.).

M谩xima rampa descendente de regulaci贸n terciaria (MW en 15 min.).

Datos adicionales en el caso de unidades de generaci贸n que participen en el mercado de producci贸n de energ铆a el茅ctrica y tambi茅n lo hagan en el servicio complementario de regulaci贸n secundaria:

1. Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci贸n primaria:

Caracter铆sticas de la turbina: se ha de proporcionar un modelo simplificado de la turbina. Para una turbina hidr谩ulica 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贸n. Para una turbina de vapor se ha de especificar la constante de tiempo de la etapa de alta presi贸n y del recalentador junto con las fracciones de potencia correspondientes a cada etapa. En este 煤ltimo caso, debe proporcionarse tambi茅n un modelo simplificado de la caldera con la constante de tiempo de acumulaci贸n del vapor, el modelo del regulador de presi贸n y los correspondientes ajustes y l铆mites.

Caracter铆sticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci贸metro motorizado, consigna digital,...

Caracter铆sticas del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci贸n por realimentaci贸n mediante estatismo transitorio,...) y tecnolog铆a (hidr谩ulico, electrohidr谩ulico...).

Compensaciones din谩micas: funci贸n de transferencia de la compensaci贸n din谩mica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada par谩metro y su valor actual.

Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par谩metros que en los esquemas est茅n representados. Esta informaci贸n se aportar谩, en el caso de grupos de m谩s de 50 MW o que se conecten a la red de transporte, mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

2. Datos de regulaci贸n secundaria:

Zona de regulaci贸n a la que pertenece.

Capacidad de recibir se帽ales externas de regulaci贸n (bucle secundario) (SI/NO).

Generadores con posibilidad de participaci贸n activa en la regulaci贸n secundaria:

Informaci贸n detallada de la conexi贸n del sistema de regulaci贸n con el AGC: caracter铆sticas de la se帽al de consigna, procesamiento de la se帽al, l铆mites,...

Potencia activa m谩xima y m铆nima de regulaci贸n 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贸n.

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

1. Datos de la instalaci贸n en el punto de conexi贸n a la red.

Diagrama f铆sico (esquema general en planta) de la instalaci贸n de conexi贸n.

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

Configuraci贸n general de la instalaci贸n, indicando en su caso caracter铆sticas de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as铆 como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

R茅gimen de funcionamiento previsto (ciclos diarios, semanales, estacionales, si procede).

Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

Contenido m谩ximo de distorsi贸n arm贸nica garantizado (magnitud y orden), en caso de que existan procesos con control de onda en la instalaci贸n:

Arm贸nicos de tensi贸n.

Arm贸nicos de intensidad.

Esquema unifilar de protecci贸n y medida de la instalaci贸n.

2. Datos de cada generador:

Tensi贸n nominal (kV).

Constante de inercia del grupo turbogenerador(s).

Velocidad nominal.

Reactancias no saturada s铆ncrona, 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贸n del regulador de tensi贸n-excitatriz, que incluir谩 el nombre y tipo del regulador.

Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par谩metros que en los esquemas est茅n representados, de los reguladores de tensi贸n-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci贸n se aportar谩 mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

3. Servicio complementario de control de tensi贸n: Declaraci贸n expl铆cita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensi贸n establecidos en el procedimiento de operaci贸n en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi贸n o incumplimientos, en su caso, y su justificaci贸n.

4. Datos del transformador principal: Ver transformadores de transporte.

5. Datos de la l铆nea de evacuaci贸n (en su caso): Ver l铆neas de transporte.

6. Datos de las protecciones:

6.1 Protecciones de la Central.

Rel茅 de sobretensi贸n: ajustes.

Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

6.2 Protecciones asociadas a la interconexi贸n.

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

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

6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tiempo de actuaci贸n del teledisparo desde que se recibe la se帽al (indicar tambi茅n tiempos de apertura de interruptor).

L贸gica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Parques e贸licos

1. Caracter铆sticas de cada parque:

Nombre del parque.

Localizaci贸n geogr谩fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci贸n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m铆nimo de situaci贸n particular E 1:50.000 y de situaci贸n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l铆neas y nudos de conexi贸n a la red).

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

Empresa propietaria:

Nombre.

NIF.

Direcci贸n.

Fecha de concesi贸n del R茅gimen Especial.

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

Domicilio del parque: municipio, c贸digo postal y provincia.

Coordenadas UTM de la poligonal del parque.

Compa帽铆a Distribuidora.

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

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

Compensaci贸n de reactiva total del parque. Posibilidad de regulaci贸n.

R茅gimen de operaci贸n previsto del parque:

M谩xima potencia de evacuaci贸n simult谩nea.

Potencia reactiva absorbida como funci贸n de la potencia generada.

Horas de utilizaci贸n (a plena potencia) referidas a per铆odos anual y estacionales.

Gr谩fico de operaci贸n prevista en funci贸n del tiempo, as铆 como gr谩ficos de respuesta en transitorios de potencia nula a m谩xima y viceversa:

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

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

Procedimiento de arranque/frenado.

2. Datos del transformador de conexi贸n a la red:

Propietario.

En su caso, n煤mero de identificaci贸n en el RAIPEE.

Potencia nominal (MVA) de cada arrollamiento.

Tensi贸n nominal (kV) de cada arrollamiento.

Grupo de conexi贸n.

3. Datos de las protecciones:

3.1 Protecciones del parque:

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

Rel茅 de m铆nima tensi贸n: indicar fases en que mide y ajustes.

Rel茅 de sobretensi贸n: ajustes.

Estabilidad del parque ante cortocircuitos en la red: tiempo cr铆tico de desconexi贸n.

Protecci贸n de m铆nima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci贸n de sobrefrecuencia. Ajustes.

3.2 Protecciones asociadas a los aerogeneradores:

Rel茅 de m铆nima tensi贸n: indicar fases en que mide y ajustes.

Rel茅 de sobretensi贸n: ajustes.

Protecci贸n de m铆nima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

Protecci贸n de sobrefrecuencia. Ajustes.

Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

3.3 Protecciones asociadas a la interconexi贸n:

Rel茅 de m铆nima tensi贸n: ajustes.

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

1. Caracter铆sticas de cada parque:

Diagrama f铆sico (esquema general en planta) de la instalaci贸n de conexi贸n.

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

Datos de Aerogeneradores:

N煤mero.

Tipo (modelo y caracter铆sticas de control ; informaci贸n complementaria).

Potencia nominal de cada aerogenerador.

Factor de potencia nominal de cada aerogenerador.

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

Constante de inercia del aerogenerador referida al lado el茅ctrico (s).

Relaci贸n de multiplicaci贸n, en su caso.

Constante de elasticidad del acoplamiento mec谩nico-el茅ctrico, en su caso, referida al lado el茅ctrico (en unidades absolutas o en p.u. indicando las bases).

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

Velocidad nominal.

Rendimiento.

M谩quinas as铆ncronas (en su caso):

Resistencias y reactancias estat贸rica y rot贸rica ; esta 煤ltima para diferentes valores de deslizamiento (Z).

Reactancia de magnetizaci贸n (Z).

Alternativamente, los par谩metros resultantes de la consideraci贸n del modelo como el representado en la siguiente figura:

Para aerogeneradores de otras tecnolog铆as se aportar谩 un modelo del tipo de generador correspondiente que describa el comportamiento din谩mico desde el punto de vista de la red el茅ctrica ante perturbaciones en la misma (velocidad de viento constante). Asimismo, deber谩 contemplar el comportamiento din谩mico de la parte mec谩nica si, durante perturbaciones en la red, dicho comportamiento modifica la respuesta el茅ctrica o justificase su desconexi贸n. Se aportar谩 el esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par谩metros que en los esquemas est茅n representados. Esta informaci贸n se aportar谩 mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

Compensaci贸n de reactiva total del parque:

Bater铆as de condensadores: disposici贸n f铆sica, potencia reactiva (MVAr), control (n煤mero de escalones y control de los mismos).

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

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

Contenido m谩ximo de distorsi贸n arm贸nica garantizado (magnitud y orden):

Arm贸nicos de tensi贸n.

Arm贸nicos de intensidad.

Niveles de tensi贸n (kV) de la red interna de conexi贸n de los generadores y consecutivos niveles seg煤n agrupaci贸n.

Esquema unifilar de protecci贸n y medida del parque.

2. Datos del transformador de parque (en caso de ser 茅ste el transformador de conexi贸n a la red, usar el formulario del punto 4):

MVA nominales.

Tensi贸n nominal (kV) de primario y secundario.

Grupo de conexi贸n.

Tensi贸n de cortocircuito (en las tomas principal, m谩xima y m铆nima) (%).

Impedancia homopolar (% en base m谩quina).

Caracter铆sticas de regulaci贸n (arrollamiento con tomas, n.潞 de tomas, relaci贸n m谩xima y m铆nima).

3. Datos de la l铆nea de evacuaci贸n de cada parque (en su caso) (en caso de ser 茅sta la l铆nea de conexi贸n a la red de transporte, usar el formulario del punto 5):

Denominaci贸n de la l铆nea.

Parques extremos de la l铆nea.

N煤mero de circuitos y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci贸n en su caso.

Fecha de puesta en servicio o baja (previsi贸n, 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贸n a la red: Ver transformadores de transporte.

5. Datos de la l铆nea de evacuaci贸n (en su caso): Ver l铆neas 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贸n:

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

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

6.3 Teledisparo ante contingencias en la red:

Capacidad de teledisparo (SI/NO).

Tiempo de actuaci贸n del teledisparo desde que se recibe la se帽al (indicar tambi茅n tiempos de apertura de interruptor).

L贸gica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

Informaci贸n complementaria que deber谩n facilitar los productores conectados a la red de transporte para el servicio complementario de control de tensi贸n de la red de transporte

Transformador de salida de grupo:

Posiciones de tomas m谩s frecuentes (cambiador de tomas en carga).

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

En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores s铆ncronos mediante desanegado del rodete de la turbina/bomba se indicar谩n los requisitos t茅cnicos de funcionamiento, y los tiempos requeridos para llevar a cabo estas acciones.

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

SISTEMA DE TRANSPORTE Y RED COMPLEMENTARIA

Subestaciones

Nombre de la subestaci贸n.

Domicilio. Municipio, c贸digo postal y provincia.

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

Parques

Nombre de la subestaci贸n.

Tensi贸n (kV).

Configuraci贸n.

Propietario de cada posici贸n.

Propietario de cada barra.

Intensidad m谩xima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.

Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.

Esquemas unifilares de protecci贸n y medida.

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

Protecciones: ver ep铆grafe "Protecciones".

L铆neas

Denominaci贸n de l铆nea.

Parques extremos de la l铆nea.

N煤mero de circuito y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci贸n en su caso.

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

Tensi贸n nominal de funcionamiento y m谩xima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci贸n) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caracter铆sticas homog茅neas.

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铆mites t茅rmicos permanentes de conductor/aparamenta, en MVA:

Verano.

Oto帽o.

Invierno.

Primavera.

Temperatura m谩xima de dise帽o del conductor (0C).

Longitud en apoyos compartidos, en su caso.

Configuraci贸n de la l铆nea.

Conductor: Denominaci贸n/material/secci贸n total (mm2).

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

N煤mero de conductores por fase.

Protecciones: ver ep铆grafe "Protecciones".

Transformadores

El presente ep铆grafe es de aplicaci贸n 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铆grafe "Instalaciones de consumo".

Nombre de la subestaci贸n y parque del nivel de tensi贸n m谩s alto.

N煤mero de orden.

Localizaci贸n geogr谩fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci贸n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m铆nimo de situaci贸n particular E 1:50.000 y de situaci贸n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l铆neas y nudos de conexi贸n a la red).

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

Diagrama f铆sico (esquema general en planta) de la instalaci贸n de conexi贸n.

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

Propietario o conjunto de propietarios y participaci贸n en su caso.

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

Tipo de transformador: configuraci贸n (trif谩sico o banco), autotransformador/transformador, circuito magn茅tico (n.潞 de columnas).

Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

Tipo de refrigeraci贸n.

Tensi贸n nominal de cada arrollamiento (kV).

Tensi贸n m谩xima de servicio de cada arrollamiento (kV).

Grupo de conexi贸n.

Tipo de regulaci贸n en cada arrollamiento (carga o vac铆o). Posibilidad de regulaci贸n autom谩tica.

N煤mero de tomas en cada arrollamiento y extensi贸n de tomas (%).

N煤mero de la toma principal (correspondiente a la tensi贸n nominal del transformador), de la toma habitual (regulaci贸n en vac铆o) y de la toma m谩xima.

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

P茅rdidas en el transformador:

P茅rdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

P茅rdidas en vac铆o (kW).

P茅rdidas en los equipos auxiliares (kW).

Tensi贸n de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, m谩xima y m铆nima, en su caso (%).

Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, m谩xima y m铆nima, en su caso (% en base m谩quina).

Protecciones: ver ep铆grafe "Protecciones".

Elementos de control de potencia activa o reactiva

Los 铆tems que forman la base de datos para los elementos m谩s comunes de compensaci贸n de energ铆a reactiva son los siguientes:

Nombre de la subestaci贸n y parque en que se sit煤a.

Tipo (Reactancia o Condensador o Est谩tica ; se replicar谩 la informaci贸n en caso de elementos con posibilidades de compensaci贸n inductiva y capacitiva).

N煤mero de orden.

Tensi贸n nominal (kV).

Potencia nominal (MVAr).

Tensi贸n de conexi贸n (kV).

Situaci贸n (barras o terciario de transformador).

Propietario.

P茅rdidas en el hierro (kW).

P茅rdidas en el cobre (kW).

P茅rdidas totales incluidas adicionales (kW).

Tipo de conexi贸n.

N煤mero de escalones.

Para cada escal贸n:

N.潞 de bloques.

Potencia nominal de cada bloque (MVAr).

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

En el caso de compensaci贸n est谩tica: las caracter铆sticas del transformador de conexi贸n a la red, tensi贸n nominal del equipo compensador, caracter铆stica V/I del sistema de compensaci贸n, y esquema de bloques del regulador de tensi贸n con los valores correspondientes de los par谩metros que en el esquema est谩n representados. Esta informaci贸n se aportar谩 mediante modelo compatible con PSS/E, bien de la librer铆a propia de la aplicaci贸n, bien como modelo de usuario suministrando el c贸digo de su programa fuente en lenguaje FLECS.

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

Protecciones: ver ep铆grafe "Protecciones".

Instalaciones de consumo

El presente ep铆grafe es de aplicaci贸n 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铆grafe "Transformadores".

Denominaci贸n de la instalaci贸n.

N煤mero de orden.

Localizaci贸n geogr谩fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci贸n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m铆nimo de situaci贸n particular E 1:50.000 y de situaci贸n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l铆neas y nudos de conexi贸n a la red).

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

Diagrama f铆sico (esquema general en planta) de la instalaci贸n de conexi贸n.

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

Propietario.

Domicilio de la instalaci贸n. Municipio, c贸digo postal y provincia.

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

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

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

Configuraci贸n general de la instalaci贸n, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

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

R茅gimen de funcionamiento previsto. Previsi贸n de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexi贸n a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, as铆 como energ铆a estimada anual.

Transformador de conexi贸n a la red:

Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

Tensi贸n nominal y m谩xima de servicio de cada arrollamiento (kV).

Grupo de conexi贸n.

Tipo de regulaci贸n en cada arrollamiento (carga o vac铆o). Posibilidad de regulaci贸n autom谩tica.

P茅rdidas debidas a la carga (kW).

Tensi贸n de cortocircuito (%).

Impedancia homopolar (% en base m谩quina).

Caracter铆sticas principales de composici贸n de la carga (si procede):

Proporci贸n asimilable a carga de potencia constante.

Proporci贸n asimilable a carga de impedancia constante.

Proporci贸n asimilable a carga de intensidad constante.

Caracter铆sticas y ajuste del rel茅 de frecuencia. Este punto es adicional a los recogidos bajo en ep铆grafe "Protecciones":

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

Temporizaci贸n: rango de ajuste y valor de ajuste (s).

Cargas m铆nima y m谩xima desconectadas por el rel茅 (MW).

Identificaci贸n del interruptor sobre el que act煤a el rel茅.

Control de tensi贸n:

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

Informaci贸n adicional para hornos de arco en corriente alterna:

Tensi贸n nominal (kV).

Potencia del horno (MVA).

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

Informaci贸n adicional para hornos de arco en corriente continua:

Tensi贸n nominal (kV).

Potencia de rectificaci贸n (MW).

N煤mero de pulsos.

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

Filtros de arm贸nicos: orden de arm贸nico al que est谩 sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).

Informaci贸n adicional para cargas desequilibradas:

Tensi贸n nominal (kV).

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

L铆nea de evacuaci贸n (en su caso):

N煤mero de circuitos y longitud en km.

Propietario o conjunto de propietarios y participaci贸n en su caso.

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

Tensi贸n nominal de funcionamiento y m谩xima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci贸n) para cada uno de los circuitos o tramo del mismo con caracter铆sticas homog茅neas.

Resistencia de secuencia directa (W).

Reactancia de secuencia directa (W).

Susceptancia de secuencia directa (m S).

Resistencia de secuencia homopolar (W).

Reactancia de secuencia homopolar (W).

Susceptancia de secuencia homopolar (m S).

Protecciones

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

Esquema de protecci贸n ante cortocircuitos. Tiempo cr铆tico contemplado.

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

Esquema unifilar de protecci贸n y medida.

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

Acopladores de red o teleacopladores:

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

Diferencia de frecuencias m谩xima (Hz).

Diferencia angular m谩xima (o) que permite el cierre para las siguientes diferencias en el m贸dulo de las tensiones de l铆nea: nula, del 10% y del 20% de la tensi贸n nominal.

Modo redes desacopladas:

Diferencia m谩xima de frecuencia para la que se permite el cierre (Hz).

Diferencia m谩xima de tensiones de l铆nea para la que se permite el cierre (kV).

Rel茅s de sincronismo:

Diferencia m谩xima de frecuencias (Hz).

Diferencia angular m谩xima (o) que permite el cierre para las siguientes diferencias en el m贸dulo de las tensiones de l铆nea: nula, del 10% y del 20% de la tensi贸n nominal.

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

L铆mite de sobrecarga:

Independientemente de que el elemento est茅 dotado de un rel茅 espec铆fico de disparo por sobreintensidad de fase, se deber谩 conocer la m谩xima capacidad de transporte de potencia activa en condiciones equilibradas antes del disparo, para la tensi贸n 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谩 que son mayores del doble del l铆mite t茅rmico estacional de invierno del elemento que protegen.

2.-Si fuese necesario se distinguir谩 entre factor de potencia inductivo y capacitivo.

Rel茅s de m铆nima tensi贸n.

Existencia (SI/NO).

Activo (SI/NO).

Ajustes (kV, s).

L贸gica de disparo.

Protecciones de sobretensi贸n:

Existencia (SI/NO).

Ajustes (kV, s).

Dispositivos autom谩ticos de reposici贸n: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

Reenganche de l铆neas:

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

Extremo que lanza tensi贸n en el reenganche trif谩sico.

Supervisi贸n de sincronismo en el reenganche trif谩sico (SI/NO).

Teledisparo de l铆neas:

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

Teledisparo ante apertura de interruptor (SI/NO).

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

RED OBSERVABLE

Subestaciones

Nombre de la subestaci贸n.

Domicilio. Municipio, c贸digo postal y provincia.

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

Parques

Nombre de la subestaci贸n.

Tensi贸n (kV).

Configuraci贸n.

Propietario de cada posici贸n.

Propietario de cada barra.

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

L铆neas

Denominaci贸n de l铆nea.

Parques extremos de la l铆nea.

N煤mero de circuito y longitud en km.

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

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

Resistencia de secuencia directa (W).

Reactancia de secuencia directa (W).

Susceptancia de secuencia directa (m S).

Resistencia de secuencia homopolar (W).

Reactancia de secuencia homopolar (W).

Susceptancia de secuencia homopolar (m S).

Transformadores

Los transformadores conectados a la red de transporte y a la red complementaria se tratan en el cap铆tulo de "Sistema de Transporte y Red Complementaria".

ANEXO 2

Informaci贸n que se enviar谩 a red el茅ctrica en tiempo real

Red de transporte y red observable interruptores

Se帽alizaciones:

Posici贸n de los interruptores.

Seccionadores

Se帽alizaciones:

Posici贸n de los seccionadores.

L铆neas

Medidas:

Potencia activa.

Potencia reactiva.

Tensi贸n de l铆nea.

Transformadores (incluye transporte, generaci贸n y consumo) y reactancias

Se帽alizaciones:

Posici贸n de los interruptores.

Posici贸n de los seccionadores.

Control autom谩tico de tensi贸n (s贸lo 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贸lo transformadores).

Posici贸n del regulador en vac铆o (si existe y s贸lo transformadores).

Potencia reactiva en reactancias.

Acoplamiento de barras

Se帽alizaciones:

Posici贸n de los interruptores.

Posici贸n de los seccionadores.

Medidas:

Potencia activa.

Potencia reactiva.

Barras

Medidas:

Tensi贸n por secci贸n de barra.

Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas.

Grupos t茅rmicos y grupos hidr谩ulicos con capacidad de regulaci贸n

Se帽alizaciones:

Estado local/remoto de regulaci贸n del grupo.

Tipo de regulaci贸n, control/no control.

Grupos t茅rmicos:

Medidas:

Potencia activa en alta del transformador de m谩quina.

Potencia reactiva en alta del transformador de m谩quina.

Potencia activa en baja del transformador de m谩quina.

Potencia reactiva en baja del transformador de m谩quina.

Tensi贸n de generaci贸n.

Grupos hidr谩ulicos

Medidas:

Potencia activa en alta del transformador de m谩quina.

Potencia reactiva en alta del transformador de m谩quina.

Grupos de bombeo puro

Medidas:

Potencia activa en alta del transformador de m谩quina.

Potencia reactiva en alta del transformador de m谩quina.

Cota de embalse.

Grupos e贸licos

Medidas:

Potencia activa en alta agrupada por parque e贸lico.

Potencia reactiva en alta agrupada por parque e贸lico.

R茅gimen especial superior a 5 MW

Medidas:

Potencia activa.

Potencia reactiva.

Compensadores sincronos y condensadores

Se帽alizaciones:

Estado de conexi贸n.

Medidas anal贸gicas:

Potencia reactiva.

Tensi贸n.

ANEXO 3

Informes de incidencias

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

a) Fecha y hora de la incidencia.

b) Instalaciones de transporte y/o elementos del sistema el茅ctrico directamente involucradas en la incidencia (y no 煤nicamente afectadas por la incidencia), duraci贸n de la p茅rdida de servicio (con indicaci贸n de si se trata de dato o previsi贸n).

c) Afectaci贸n directa al mercado: ubicaci贸n y n煤mero de clientes afectados, demanda (en MW) interrumpida y la duraci贸n de la interrupci贸n (con indicaci贸n de si se trata de dato o previsi贸n).

d) Afectaci贸n a la generaci贸n: grupo o grupos afectados, generaci贸n interrumpida (MW) y duraci贸n de la interrupci贸n (con indicaci贸n de si se trata de dato o previsi贸n). Da帽os constatados.

e) Descripci贸n de la incidencia (cronolog铆a de eventos, actuaci贸n de sistemas de protecci贸n y automatismos,...).

CORRECCI脫N de erratas de la Resoluci贸n de 17 de marzo de 2004, de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a, Desarrollo Industrial y Peque帽a y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de car谩cter t茅cnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gesti贸n t茅cnica del Sistema El茅ctrico.

Advertidas erratas en la inserci贸n de la Resoluci贸n de 17 de marzo de 2004, de la Secretar铆a de Estado de Energ铆a, Desarrollo Industrial y Peque帽a y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de car谩cter t茅cnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gesti贸n t茅cnica del Sistema El茅ctrico, publicada en el "Bolet铆n Oficial del Estado" n煤mero 92, de fecha 16 de abril de 2004, p谩ginas 15890 a 15916, se transcriben a continuaci贸n las oportunas rectificaciones:

En la p谩gina 15895, segunda columna, pen煤ltima l铆nea, donde dice:

"...no fuese autoriza...", debe decir: "...no fuese autorizada...".

En la p谩gina 15904, primera columna, t铆tulo del apartado 6.3.3, donde dice: "...red el茅ctrica...", debe decir: "...Red El茅ctrica...".

En la misma p谩gina y columna, t铆tulo del apartado 6.3.4, donde dice:

"...red el茅ctrica...", debe decir: "...Red El茅ctrica...", y en la pen煤ltima l铆nea, donde dice: "...de informaci贸n entre ree...", debe decir: "...de informaci贸n entre REE...".

En la p谩gina 15909, despu茅s de los titulares correspondientes a los apartados 3, 5, 6 y 7 debe comenzar en l铆nea aparte.

En la p谩gina 15915, t铆tulo del anexo 2, donde dice: "...red el茅ctrica...", debe decir: "...Red El茅ctrica...".

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