Resolución de 24 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) P.O.-3.1; P.O.-3.2; P.O.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

Puntos de clientes tipos 1 y 2 (CUPS).

Agregaciones de puntos de medida de clientes y régimen especial tipos 3, 4 y 5.

Medidas horarias en CUPS de clientes tipos 1 y 2.

Datos horarios de las medidas agregadas de clientes y régimen especial.

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

Pérdidas de la red de transporte.

Acumulados entre actividades.

Perfiles de consumo.

6.2 Acceso a la información del Concentrador Principal de Medidas: El OS gestiona el acceso a la información de medidas residente en el Concentrador Principal de acuerdo a lo indicado a la normativa vigente.

6.3 Información de libre acceso: El OS publica diversos informes de carácter general elaborados a partir de los datos de energía e inventarios disponibles en el Concentrador Principal.

Dicha información está disponible en la dirección de Internet del OS (http://www.ree.es).

6.4 Información para los participantes del sistema de medidas: La información contenida en el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas es de carácter restringido, de forma que únicamente cada participante del sistema de medidas podrá acceder a los datos de los puntos frontera y/o agregaciones de los que es partícipe.

Cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas:

Medidas horarias de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.

Medidas horarias de los puntos frontera de los que el OS es la encargada de la lectura.

Configuración de cálculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.

Inventario de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.

Medidas horarias en CUPS tipos 1 y 2.

Medidas horarias de agregaciones tipos 3, 4 y 5.

En la dirección de Internet del OS se indican los requisitos y procedimiento a seguir para la utilización de dicho acceso seguro al Concentrador Principal de Medidas Eléctricas.

Adicionalmente el OS publicará e intercambiará información de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el Procedimiento de Operación P.O.–10.4 y usuarios del Concentrador Principal. El contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas serán los recogidos en última versión del documento «Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas». La redacción de este documento es responsabilidad del OS y estará disponible en su página web.

6.5 Gestión de la información: El Concentrador Principal recibe y gestiona la información intercambiada entre los puntos frontera del sistema eléctrico español de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.6 Alta de puntos frontera, agregaciones y resto de datos estructurales: El alta, baja y/o modificación de fronteras y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizará de acuerdo a la legislación vigente atendiendo los documentos de desarrollo «Ficheros para el intercambio de Información de Medidas» e «Información para titulares de instalaciones de régimen especial» publicados en la página web del OS.

6.7 Recepción de medidas del Concentrador Principal: El envío de datos de medidas al concentrador principal se realizará de acuerdo a los medios, protocolos y plazos establecidos en la legislación vigente.

6.8 Otras consideraciones sobre la información de medidas: La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el Concentrador Principal durante un periodo mínimo de seis años naturales, contados a partir del 1 de enero del año siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a información de más de dos años de antigüedad podrá requerir un procedimiento especial.

7. SCO (Sistema de control de la operación en tiempo real)

El OS deberá recibir en su Sistema de Control de la Operación en tiempo real, y de forma automática, toda la información de las instalaciones de transporte y producción, incluida la generación en régimen especial y la red observable – según se define ésta última en el procedimiento de operación P.O. 8.1 por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS– que le sea precisa para operar en el sistema eléctrico. Para ello, el OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Control de la Operación (BDCO).

7.1 Centro de control de instalaciones de producción: La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción de régimen ordinario y/o especial de potencia neta superior a 10 MW (o de aquellas instalaciones de potencia igual o inferior a ésta y que formen parte de una agrupación cuya suma total de potencias sea mayor de 10 MW) deberá ser captada por medios propios y facilitada al OS a través de las conexiones con los centros de control de generación. Para la realización de esta función estos centros de control de generación podrán ser propios o de terceros que representen al titular de la instalación, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector eléctrico en relación a la representación en el mercado ibérico de producción en el caso de la participación en los servicios de ajuste potestativos (regulación secundaria, regulación terciaria y gestión de desvíos). La información en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el Anexo II.

Cada instalación debe estar asociada a un único centro de control. En el caso de que la instalación de producción esté integrada en una zona de regulación, su centro de control será el despacho de generación del propietario de dicha zona de regulación.

7.2 Envío de telemedidas de instalaciones de producción menores o iguales a 10 MW que no formen parte de una agrupación mayor de 10 MW: Todas las instalaciones con potencia instalada mayor de 1 MW, o inferior a 1 MW pero que formen parte de una agrupación de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas por los titulares de las instalaciones o por sus representantes, pudiendo ser transmitidas a través de los centros de control de la empresa distribuidora si así lo acordaran con ésta.

7.3 Contenido y estructura de la Base de Datos del SCO (BDCO): En la Base de Datos del SCO se recibirá la información que a continuación se indica y con las especificaciones técnicas que asimismo se reflejan.

7.4 Requerimientos Técnicos: El intercambio de información en tiempo real con el operador del sistema se realizará mediante el protocolo estándar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de información definidos como 1 y 2.

Para llevar a cabo dicho intercambio de información, el Centro de Control que se comunique con el OS, establecerá con cada uno de los Centros de Control del OS (Principal y Respaldo) dos líneas de comunicación del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta información. Las características técnicas de estas 4 líneas, serán idénticas, y deberán de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El operador del sistema facilitará previamente al establecimiento del enlace información técnica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.

Un centro de control no podrá compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operación con otro centro de control. El turno de operación estará físicamente en la dirección postal comunicada por el centro de control al OS.

La periodicidad de la información a intercambiar para los datos de regulación secundaria será igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la información en tiempo real será intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto del mercado, que en ningún caso superará los 12 segundos.

El OS mantendrá la confidencialidad de la información recibida. No obstante, podrá enviar a los sujetos del mercado aquella información que soliciten, siempre y cuando éstos justifiquen que dicha información es imprescindible para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensión, planes de salvaguarda, emergencia y reposición del servicio) y se cuente con la autorización del titular de la información generada.

7.5 Información necesaria: Se requerirá información de las instalaciones que se enumeran a continuación:

Red de Transporte.

Red Observable.

Instalaciones de Generación.

Nivel de llenado de los embalses en las centrales de bombeo.

7.5.1 Definición y criterios generales de captación normalizada de señales y medidas: En este procedimiento, se entiende por posición el conjunto de los elementos asociados a línea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operación.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dará mediante 2 bits. El resto de las señales se dará con uno solo.

Dada su singularidad, se han considerado de forma separada los Compensadores Síncronos y Condensadores.

En cuanto a la forma de captación de las señales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

Señalizaciones: Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomalías o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aquí los estados topológicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).

2. Medidas: Incluye las medidas analógicas o digitales para magnitudes numéricas discretas de la instalación (p.ej. indicación de tomas de transformadores).

7.5.2 Criterios de validación de calidad de telemedidas de potencia activa de generación recibidas en tiempo real: La información a enviar al OS deberá tener una calidad mínima para establecer el cumplimiento de los requisitos establecidos en los apartados 7.1 y 7.2 del presente procedimiento.

De forma general la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizará mensualmente determinando su error con respecto al acumulado mensual de las energías horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el reglamento unificado del puntos de medida del sistema eléctrico, en adelante equipos de medida horaria.

Se define para una instalación/agrupación:

Telemedida horaria integrada para la hora h (THIh): Es la integral horaria de las telemedidas de potencia activa recibidas en tiempo real por el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energía producida por la instalación/agrupación en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real.

Energía horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energía horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la diferencia entre la «energía exportada» AS y la «energía importada» AE.

Horas totales (H): Conjunto total de las horas del mes m.

Horas registradas (I): Subconjunto de las horas del mes m en las que se dispone para la instalación/agrupación de medida de energía horaria liquidable registrada.

El OS considerará que la calidad de las telemedidas del mes m para un determinada instalación/agrupación es válida sólo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

Para cada periodo de liquidación contemplado en los procedimientos de medidas, el OS pondrá en conocimiento de los centros de control los incumplimientos en la validación de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validación de las mismas. Asimismo informará a la CNE para los efectos oportunos si durante 3 meses continuados se producen estos incumplimientos.

Adicionalmente el OS podrá realizar las verificaciones que estime convenientes y estén a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas se corresponden con el perfil de las producciones realmente realizadas. En el caso de identificar, a criterio del OS, una manipulación fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta situación se pondrá en conocimiento de la CNE para los efectos oportunos.

8. Otras informaciones que los sujetos deben enviar al operador del sistema

El OS será responsable de recopilar toda aquella otra información relativa a la operación del sistema descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los productores, del transportista único y de los distribuidores que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte, y de los gestores de las redes de distribución facilitar al OS la información que éste le requiera y que se derive de la operación de las instalaciones de su propiedad o bajo el ámbito de su gestión. Será obligatorio el envío al OS, por parte de distribuidores (incluidos los que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte) y del transportista único, del listado de agrupaciones de instalaciones de régimen especial conectadas a sus redes.

Asimismo, los gestores de las redes de distribución recabarán de los generadores en régimen especial de su ámbito, la información necesaria para la Operación y la enviarán al OS con la periodicidad que éste precise.

En caso de no poder disponer de algunos de estos datos, harán llegar al OS su mejor estimación de los mismos.

Los datos que se indican a continuación serán enviados al OS bajo la forma de valores agregados diarios, en tres horizontes temporales: A los tres días (día D+4, siendo D el día de programación), antes del día 20 del mes M+1, y antes del día 20 del mes de enero de cada año, al objeto de mantener las series estadísticas relativas a los balances energéticos y el funcionamiento del sistema, así como para realizar la previsión de cobertura y análisis de seguridad.

8.1 Datos a enviar a los tres días: Los sujetos del sistema facilitarán al OS todos los datos necesarios para la elaboración de las estadísticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de información establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuación se darán con la mayor desagregación posible en unidades físicas.

• Previsiones de producción diaria con desglose horario y por tecnologías de todas las instalaciones de régimen especial a tarifa que opten por ceder la electricidad a la empresa distribuidora y estén conectadas a la red de transporte, de acuerdo con lo establecido en la Disposición Transitoria Sexta del RD 661/2007

• Producciones de los grupos térmicos en barras de alternador (b.a.)

• Producciones de las centrales hidráulicas (CCHH) (b.a.) si se dispone de esta medida.

• Potencia hidroeléctrica máxima que puede mantener cada unidad de gestión hidráulica durante cuatro horas consecutivas.

• Consumos propios de generación.

• Consumos de centrales de bombeo.

• Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

• Consumo de combustible en centrales térmicas.

• Existencias de combustible en centrales térmicas.

• Información hidrológica:

Reservas hidroeléctricas por embalses (en hm³ y MWh), teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

Vertidos.

• Incidencias en la Red de Transporte.

8.2 Datos a enviar antes del día 20 del mes M+1: Los datos mensuales que se indican a continuación serán enviados al OS antes del día 20 del mes siguiente con el máximo nivel de desagregación posible en unidades físicas:

Producción diaria bruta de grupos térmicos.

Producción diaria hidroeléctrica (CCHH) (b.a.) si se dispone de esta medida.

Pérdidas de turbinación en centrales.

Consumos propios de generación.

Consumos y producción de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

Reservas hidroeléctricas por embalses (en hm³ y MWh), teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

Entrada de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas y termias (PCI y PCS)) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.

Consumo de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas y termias (PCI y PCS)) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.

Existencias de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas y termias (PCI y PCS)) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.

Poder calorífico inferior (PCI) y superior (PCS) de cada uno de los combustibles utilizados en la generación.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carbón de consumo garantizado para los próximos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI y PCS) y cantidades del cupo del año en curso realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producción (térmicos, hidráulicos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de producción.

8.3 Datos anuales: Serán enviados al OS antes del día 20 del mes de enero de cada año los datos de Capacidad máxima de cada embalse, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

9. Estadísticas e información pública relativa a la operación del sistema

El OS publicará los datos que más adelante se indican sobre la operación realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generación.

9.1 Información diaria: La información que el OS publicará diariamente es la siguiente:

Curva de carga del sistema.

Estado de las reservas hidroeléctricas.

9.2 Información a los tres días: El OS publicará el día D + 4 la información del balance eléctrico de producción desglosado por tecnologías, correspondiente al día D.

9.3 Información mensual: Mensualmente el OS publicará la siguiente información:

Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico.

Disponibilidad del equipo térmico de generación.

Tasa de indisponibilidad de las líneas, transformadores y elementos de compensación de energía reactiva (reactancias y condensadores) de la red de transporte.

Estadísticas de incidentes.

Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio(TIM).

9.4 Información anual: El OS publicará anualmente la siguiente información:

Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico

Disponibilidad del equipo generador.

Disponibilidad de la red de transporte.

Evolución anual de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.

Calidad de servicio (ENS y TIM).

Límites térmicos estacionales de la red de transporte.

Además, el OS mantendrá actualizadas y disponibles series históricas de:

Potencia instalada en el sistema.

Energía generada por tecnologías.

Energía generada por el régimen ordinario y por el régimen especial.

Consumo de bombeo.

Intercambios internacionales.

Demanda del sistema eléctrico.

Producible hidroeléctrico.

Reservas hidroeléctricas.

Tasas de disponibilidad del equipo generador.

Tasas de disponibilidad de la red de transporte.

10. Análisis e información de incidencias

10.1 Incidencias: Los eventos que definen aquellas incidencias del sistema eléctrico que son objeto de información, en el ámbito de este procedimiento, por parte del sujeto titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:

a. Daño mayor a cualquiera de los elementos del sistema eléctrico.

b. Fallo, degradación, o actuación incorrecta del sistema de protección, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervención manual por parte del operador.

c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electrónico ó físico, terrorismo dirigido contra el sistema eléctrico o sus componentes con intención de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema eléctrico en su conjunto.

10.2 Comunicación al Operador del Sistema: En el caso de que se produzca alguna incidencia de las definidas en el apartado anterior, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deberá facilitar al OS y en un plazo de 2 horas la mejor información de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta información que constituye el informe preliminar de la incidencia contendrá, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el Anexo 3 que resulten de aplicación.

El OS podrá, cuando así 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 información adicional necesaria.

Cuando el OS determine que el evento constituye un incidencia significativa para el sistema eléctrico, procederá a notificarlo al sujeto titular o representante de la instalación o al responsable del suministro a los consumidores finales afectados. Dicho sujeto deberá remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 días hábiles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisará y completará la información remitida en el informe preliminar (Anexo 3) y se incluirán las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar el efecto de incidencias similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3 Comunicación del Operador del Sistema: Cuando se produzca una incidencia de las definidas en el apartado 10.1, el OS incluirá la información correspondiente en un «Parte Diario de Incidencias» que se pondrá a disposición de los sujetos del mercado antes de las doce horas del día siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando el OS considere una incidencia de especial relevancia elaborará un informe escrito, una vez disponga de la información definitiva de la misma. Este informe incluirá las medidas a tomar para evitar la repetición de la incidencia o la minimización de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situación similar en el futuro. Este informe se remitirá a los sujetos afectados, a la CNE y al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en un plazo no superior a 60 días hábiles tras la ocurrencia de la incidencia.

Los informes correspondientes a las incidencias más significativas serán presentados y analizados en las reuniones del Grupo de Análisis de Incidencias que convocará el OS.

10.4 Investigaciones Conjuntas: Para aquellas incidencias en que por su importancia o naturaleza el OS lo juzgue necesario, propondrá a la mayor brevedad posible la realización de un análisis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho análisis se incorporarán en el informe que elabore el OS sobre la incidencia.

11. Información de la liquidaciones responsabilidad del operador del sistema

11.1 Información confidencial: La información confidencial correspondiente a las liquidaciones efectuadas por el OS es aquella que se comunica a los sujetos del mercado de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de sujetos.

Todos los procesos asociados a esta información quedan definidos en los procedimientos de liquidaciones.

11.2 Información pública: La información agregada de liquidaciones que se pone a disposición de los sujetos se pondrá asimismo a disposición del público en general en el mismo día.

ANEXO I. 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 tensión a la que están referidos o los valores de base, en su caso.

Estructura del Anexo I

El presente anexo, está organizado de acuerdo con la siguiente estructura:

1. Sistema de producción.

1.1 Embalses.

1.2 Centrales y grupos hidráulicos de régimen ordinario.

1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

1.2.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.2.1.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.2.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.2.2.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.2.3 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

1.2.4 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.2.5 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

1.2.6 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.2.7 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.2.7.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

1.2.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

1.2.8 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.2.8.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

1.2.8.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

1.2.9 Datos de las protecciones.

1.2.9.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

1.2.9.2 Centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.2.9.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.2.9.3.1 Protecciones de la Central.

1.2.9.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.2.9.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

1.3 Unidades térmicas de régimen ordinario.

1.3.1 Datos generales de la instalación.

1.3.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.3.1.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.3.2 Datos de cada generador.

1.3.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.3.2.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.3.3.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.3.3.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.3.4 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

1.3.5 Datos para programación y regulación terciaria.

1.3.6 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.7 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

1.3.8 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.3.9 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.3.9.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

1.3.10 Centrales conectadas a la red de transporte. Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.3.10.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

1.3.11 Centrales conectadas a la red de transporte. Datos de las protecciones.

1.3.11.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

1.3.11.2 Centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte.

1.3.11.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.3.11.3.1 Protecciones de la Central.

1.3.11.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.3.11.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

1.4 Unidades de régimen especial.

1.4.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 kW y hasta 1 MW de potencia.

1.4.2 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red mayores de 1 MW de potencia o conectados a la red de transporte o que participen individualmente o de forma agrupada en los servicios de ajuste del sistema.

1.4.2.1 Datos de la instalación y de los grupos.

1.4.2.1.1 General.

1.4.2.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 10 MW de potencia total –acogida al régimen especial más no acogida– o conectados a la red de transporte.

1.4.2.1.2.1 General.

1.4.2.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.4.2.1.2.3 Datos adicionales en el caso de conexión a la red de transporte.

1.4.2.2 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio de regulación secundaria).

1.4.2.3 Datos para programación y regulación terciaria (en grupos no hidráulicos y en caso de participación en los servicios de ajuste del sistema).

1.4.2.4 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW de potencia total o conectados a la red de transporte).

1.4.2.5 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW o conectados a la red de transporte).

1.4.2.5.1 Centrales o agrupación de más de 50 MW de potencia total no conectadas a la red de transporte.

1.4.2.5.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

1.4.2.6 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.4.2.6.1 Centrales o agrupación de más de 50 MW de potencia total no conectadas a la red de transporte.

1.4.2.6.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

1.4.2.7 Datos de las protecciones.

1.4.2.7.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

1.4.2.7.2 Centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte.

1.4.2.7.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.4.2.7.3.1 Protecciones de la Central.

1.4.2.7.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.4.2.8 Datos principales de los equipos de control de tensión para cada grupo de las plantas de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.4.2.9 Servicio complementario de control de tensión para las plantas de más de 10 MW de potencia.

1.4.3 Instalaciones eólicas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producción cuya tecnología no emplee un generador síncrono conectado directamente a red.

1.4.3.1 Características de cada instalación.

1.4.3.2 Datos del transformador de conexión a la red.

1.4.3.3 Datos de la línea o cable de conexión a la red.

1.4.3.4 Datos de las protecciones.

1.4.3.4.1 Protecciones de la instalación.

1.4.3.4.2 Protecciones asociadas a cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.).

1.4.3.4.3 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.4.3.5 Datos adicionales en el caso de instalaciones conectadas a red de transporte.

1.4.3.5.1 Características de cada instalación.

1.4.3.5.2 Servicio complementario de control de tensión.

1.4.3.5.3 Datos del transformador de evacuación de la instalación.

1.4.3.5.4 Datos de la línea o cable de evacuación de cada instalación.

1.4.3.5.5 Datos del transformador de conexión a la red.

1.4.3.5.6 Datos de la línea o cable de evacuación.

1.4.3.5.7 Datos de las protecciones.

1.4.3.5.7.1 Protecciones de la instalación de producción.

1.4.3.5.7.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.4.3.5.7.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

1.4.3.6 Datos principales de los equipos de control de tensión para las instalaciones de más de 10 MW.

1.4.3.7 Servicio complementario de control de tensión de régimen permanente para las instalaciones de más de 10 MW.

2. Red de transporte.

2.1 Subestaciones.

2.2 Parques.

2.3 Líneas y cables.

2.4 Transformadores.

2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

3. Instalaciones de consumo conectadas a red de transporte.

4. Red observable.

4.1 Subestaciones.

4.2 Parques.

4.3 Líneas y cables.

4.4 Transformadores.

4.5 Elementos de control de potencia reactiva.

1. Sistema de producción

1.1 Embalses.

• Nombre del embalse.

• Empresa o empresas propietarias o concesionarias.

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Porcentaje de participación.

• Cuenca (río).

• Situación: Provincia, término municipal, paraje o predio.

• Fecha de terminación.

• Capacidad en energía eléctrica (MWh).

• Serie histórica de aportaciones parciales al embalse en términos mensual y semanal (m³).

• Volumen máximo (hm³).

• Volumen mínimo (hm³).

• Curva cota de embalse en función de volumen útil (mínimo 3.º grado).

• Cota máxima de explotación (m).

• Cota mínima de explotación (m).

• Caudal mínimo ecológico a mantener aguas abajo.

• Coeficiente de regulación (días), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportación media anual al embalse.

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

• Uso (Hidroeléctrico, Mixto).

• Restricciones de explotación (detracciones, riegos, etc.).

1.2 Centrales y grupos hidráulicos de régimen ordinario.

1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

1.2.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

• Nombre de la Central.

• Domicilio de la Central: Municipio, código postal y provincia.

• Empresa o empresas propietarias:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Porcentaje de participación.

• Empresa o empresas explotadoras:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Cuenca (río) en que está ubicada la central.

• Embalse asociado.

• Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).

• Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

• N.º de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m³/s).

• Salto neto nominal (m).

1.2.1.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Nombre de la Central.

• Domicilio de la Central: Municipio, código postal y provincia.

• Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): Planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

• Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Empresa o empresas propietarias:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Porcentaje de participación.

• Empresa o empresas explotadoras:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Cuenca (río) en que está ubicada la central.

• Esquema del subsistema hidráulico.

• Embalse asociado.

• Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).

• Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

• Canal de conducción / galería de presión (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).

• Depósito o cámara de carga (SÍ/NO). En caso afirmativo, volumen.

• Tubería forzada (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).

• N.º de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m³/s).

• Salto neto nominal (m).

• Caudal máximo de turbinación (m³/s).

• Caudal mínimo de turbinación (m³/s).

• Salto bruto máximo (m).

• Salto bruto mínimo (m).

• Salto neto máximo (m).

• Salto neto mínimo (m).

• Pérdidas en las conducciones en función del caudal.

• Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).

• En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

• Potencia nominal.

• Altura efectiva nominal (m).

• Caudal nominal de bombeo (m³/s).

• Caudal máximo de bombeo (m³/s).

• Caudal mínimo de bombeo (m³/s).

• Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal.

• Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

• Índice de acumulación por bombeo (%), definido como la relación entre la energía eléctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energía consumida para su elevación.

• Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte:

• Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

• Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.2.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

• Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).

• Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).

• Potencia nominal en turbinación (MW).

• Caudal nominal (m³/s).

• Salto nominal (m).

• Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).

• En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

• Potencia nominal.

• Altura efectiva nominal (m).

• Caudal nominal de bombeo (m³/s).

• Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SÍI/NO). En caso afirmativo, indicar:

• Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz): confirmar que el valor ajustado es cero.

• En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

• Unidad que presta el servicio.

• Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

• Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

1.2.2.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).

• Tipo de turbina.

• Velocidad nominal (rpm).

• Potencia nominal en turbinación (MW).

• Caudal nominal (m³/s).

• Salto neto nominal (m).

• Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).

• Caudal máximo de turbinación (m³/s).

• Caudal mínimo de turbinación (m³/s).

• Salto bruto máximo (m).

• Salto bruto mínimo (m).

• Salto neto máximo (m).

• Salto neto mínimo (m).

• Pérdidas en las conducciones en función del caudal.

• Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).

• En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

• Tipo de bomba.

• Potencia nominal.

• Velocidad nominal (rpm).

• Altura efectiva nominal (m).

• Caudal nominal de bombeo (m³/s).

• Caudal máximo de bombeo (m³/s).

• Caudal mínimo de bombeo (m³/s).

• Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal.

• Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

• Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).

• Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.

• Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.c.

• Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.

• Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.c.

• Factor de potencia nominal.

• Posibilidad de funcionamiento como compensador síncrono (SI/NO).

• Potencia absorbida en funcionamiento como compensador síncrono (MW).

• Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria.

• Características de la turbina: fabricante y modelo.

• Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO).

• En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

• Unidad que presta el servicio.

• Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

• Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

• En caso de disponer de regulación primaria propia, indíquese:

• Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,..

• Estatismo permanente:

• rango de ajuste.

• valor ajustado.

• posibilidad de telemedida del valor ajustado.

• Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia. Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

• rango de ajuste.

• valor ajustado: Confirmar que es cero.

• posibilidad de telemedida del valor ajustado.

• Características del regulador: Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,...) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico...).

• Compensaciones dinámicas: función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada parámetro y su valor de ajuste o consigna.

• Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:

• A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

• o bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• Tensión nominal de generación (kV).

• Máxima tensión de generación (kV).

• Mínima tensión de generación (kV).

• Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s) (T’d, T’q, T’’d y T’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s) (T’d0, T’q0, T’’d0 y T’’q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: Máquina eléctrica, excitatriz y turbina.

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

• Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u., según figura 1.

• Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1.

• Curvas de capacidad P-Q (límites de funcionamiento del generador).

Figura 1. Factores de saturación

1.2.3 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

• Zona de regulación a la que pertenece.

• Información detallada de la conexión del sistema de regulación con el control de generación automático (AGC): características de la señal de consigna, procesamiento de la señal, límites,...

• Potencia activa máxima y mínima de regulación en b.a. (MW).

• Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: Rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escalón.

1.2.4 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

• Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.

• Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

• A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,.

• bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS,.

• En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.2.5 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

• Declaración explícita de cumplimiento de requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

• En el caso de grupos reversibles generador/motor, completar los datos requeridos en el anexo 1 del PO 7.4 para cada uno de los modos de funcionamiento.

• En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores síncronos, se indicarán los requisitos técnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

• Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitación y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

1.2.6 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

• Capacidad de arranque autónomo.

• Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

• Batería.

• Grupo Diesel.

• Otros.

• Diagramas unifilares.

• Tiempo de autonomía (horas).

• Tipo de arranque:

• Por control remoto.

• Operación local (se indicará la disponibilidad horaria de personal).

• El tiempo mínimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposición (reservas mínimas de agua).

• Posibilidad de realizar un determinado número de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposición): Número de ciclos de arranque y parada, y duración del ciclo.

• Número mínimo de grupos que han de funcionar en paralelo.

• Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.

• Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mínima que es capaz de alimentar el grupo en situación de isla.

• Capacidad de mantenerse estable tras una desconexión de la red exterior con pérdida brusca de la plena carga, alimentando únicamente sus consumos propios.

1.2.7 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.2.7.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

• Potencia nominal (MVA).

• Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (%).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.2.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

• Véanse transformadores de transporte.

1.2.8 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.2.8.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte:

• Véanse líneas y cables de red observable.

1.2.8.2 Centrales conectadas a la red de transporte:

• Véanse líneas y cables de transporte.

1.2.9 Datos de las protecciones.

1.2.9.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

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

• Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.2.9.2 Centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

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

• Relés de mínima tensión: Ajustes.

• Protección de mínima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

• En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

• Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.2.9.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.2.9.3.1 Protecciones de la Central.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

• Protección ante pérdida de sincronismo: Indicar tipo de protección, número de deslizamientos para el disparo y si ante éste el grupo queda sobre auxiliares.

• Relé de sobretensión: Ajustes.

• Protección de secuencia inversa: Indicar estado de coordinación de esta protección con el reenganche monofásico y los relés de discordancia de polos de la red.

• Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

1.2.9.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SÍ/NO) con las protecciones de la red.

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generación. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

• Relé de mínima tensión: Ajustes.

1.2.9.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

• Capacidad de teledisparo (SÍ/NO).

• Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal.

• Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.3 Unidades térmicas de régimen ordinario.

1.3.1 Datos generales de la instalación.

1.3.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

• Denominación de la central.

• Empresa o empresas propietarias:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Porcentaje de participación.

• Empresa o empresas explotadoras:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Número de identificación en el RAIPEE.

• Domicilio de la central: municipio, código postal y provincia.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Combustibles principal y alternativo.

• Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).

1.3.1.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Denominación de la central.

• Empresa o empresas propietarias:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Porcentaje de participación.

• Empresa o empresas explotadoras:

• Nombre.

• NIF/CIF.

• Dirección.

• Número de identificación en el RAIPEE.

• Domicilio de la central: Municipio, código postal y provincia.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Combustibles principal y alternativo.

• Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).

• Localización geográfica (solicitudes de acceso): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

• Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).

• Configuración general de la instalación, indicando en su caso características de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), así como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (índices anual y estacionales si procede).

• Estructura de consumo de combustible en arranque: porcentaje en términos de consumo de cada uno de los combustibles utilizados.

• Fórmula de consumo en arranque: Expresión que permite calcular este consumo en función del tiempo de arranque (el transcurrido desde la última parada).

• Ct =C0 x (1-e-t/τ).

• Consumo térmico en el arranque en frío de cada unidad térmica y del conjunto (termias) C0.

• Eficiencia neta (consumo específico neto) referida a PCI de cada unidad térmica y del conjunto para distintos regímenes de carga (kWh/kcal).

• Capacidad máxima de almacenamiento de combustibles principal y alternativo (T).

• Reserva de energía eléctrica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh) para combustibles principal y alternativo.

• Número máximo de horas de funcionamiento a plena carga sin suministro externo para combustibles principal y alternativo.

• Régimen de funcionamiento previsto.

• Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso).

• Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

• Esquemas unifilares de protección de la instalación hasta el punto de conexión a la red, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.

1.3.2 Datos de cada generador.

1.3.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

• Potencia aparente instalada (MVA).

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

• Mínimo técnico en b.c. (MW).

• Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

• Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

1.3.2.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos de potencia activa y reactiva, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, por ejemplo, con turbina de vapor fuera de servicio.

• Potencia aparente instalada (MVA).

• Tensión nominal de generación (kV).

• Máxima tensión de generación (kV).

• Mínima tensión de generación (kV).

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

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

• Potencia activa neta efectiva de invierno en b.c. (MW).

• Potencia activa neta efectiva de verano en b.c. (MW).

• Mínimo técnico en b.a. (MW).

• Mínimo técnico en b.c. (MW).

• Mínimo técnico especial en b.a. (MW).

• Mínimo técnico especial en b.c. (MW).

• Tiempo que puede mantenerse el mínimo técnico especial (h).

• Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

• Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.

• Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.

• Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (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 mínimo técnico, potencia activa (MW).

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. a mínimo técnico, potencia reactiva (MVAr).

• Factor de potencia nominal.

• Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X’d, X’q, X’’d y X’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T’d, T’q, T’’d y T’’q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T’d0, T’q0, T’’d0 y T’’q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).

• Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: Máquina eléctrica, excitatriz y turbina.

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

• Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u.,según figura 1.

• Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1.

• Curvas de capacidad P-Q (límites de funcionamiento del generador).

Figura 1. Factores de saturación

1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.3.3.1 Centrales de potencia inferior o igual a 10 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

• Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SI/NO).

• En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

• Unidad que presta el servicio.

• Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

• Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

• Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

• rango de ajuste.

• valor ajustado: Confirmar que es cero.

• posibilidad de telemedida del valor ajustado.

1.3.3.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada turbina de gas y de vapor.

• Características de la turbina de gas (en su caso): Fabricante y modelo.

• Características de la turbina de vapor (en su caso): Fabricante y modelo.

• Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SÍ/NO).

• En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

• Unidad que presta el servicio.

• Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

• Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

• En caso de disponer de regulación primaria propia, indíquese:

• Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,...

• Estatismo permanente:

o rango de ajuste.

o valor ajustado.

o posibilidad de telemedida del valor ajustado.

• Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia.

• Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

o rango de ajuste.

o valor ajustado: Confirmar que es cero.

o posibilidad de telemedida del valor ajustado.

• Características del regulador (o de los reguladores, en su caso): Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,.) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico.).

• Compensaciones dinámicas: Función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,.). Se han de especificar el rango de cada parámetro 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 parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:

o A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,.

o o bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.3.4 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

• Zona de regulación a la que pertenece.

• Información detallada de la conexión del sistema de regulación con el AGC: características de la señal de consigna, procesamiento de la señal, límites,...

• Potencia activa máxima y mínima de regulación 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 escalón.

1.3.5 Datos para programación y regulación terciaria.

En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, 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 de arranque:

• en frío (desde orden de arranque hasta listo para sincronización).

• en caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronización).

• Tiempo mínimo de arranque de programación.

• desde sincronización hasta mínimo técnico (min).

• desde sincronización hasta plena carga (min).

• Tiempo mínimo de parada de programación (desde plena carga hasta desconexión) (min).

• Máxima rampa ascendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

• Máxima rampa descendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

1.3.6 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.

• Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.

• Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

• A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,.

• bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.3.7 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

• Declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento por el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión de la red de transporte o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

• En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores síncronos, se indicarán los requisitos técnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

• Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitación y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

1.3.8 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

• Alimentación de SSAA.

• Esquema simplificado y descripción del proceso de alimentación de SSAA en los siguientes supuestos:

• Normal.

• Arranque.

• Otras alternativas (Grupos Diesel/Baterías/Otras).

• Tensión de alimentación de SSAA.

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia activa (MW).

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia reactiva (MVAr).

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia activa (MW) Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr) Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

• Capacidad de arranque autónomo.

• Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

• Batería.

• Grupo Diesel.

• Otros.

• Diagramas unifilares.

• Tiempo de autonomía (horas).

• Tipo de arranque:

• Por control remoto.

• Operación local (se indicará la disponibilidad horaria de personal).

• El tiempo mínimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposición (reservas mínimas de combustible).

• Posibilidad de realizar un determinado número de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposición): numero de ciclos de arranque y parada, y duración del ciclo.

• Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.

• Reconexión del grupo a la red.

• Tiempo mínimo de arranque en frío (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

• Tiempo mínimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

• Tiempo máximo de parada para que el arranque sea en caliente.

• Capacidad de mantenerse estable tras una desconexión de la red exterior con pérdida brusca de la plena carga, alimentando únicamente sus consumos propios. (SÍ/NO. Descripción).

• Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mínima que es capaz de alimentar la planta en situación de isla.

• Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

• Otros datos.

• Características de los motores y cargas de servicios auxiliares y datos sobre protecciones y ajustes, en su caso.

• Dependencia de infraestructuras ajenas de suministro de combustible para el proceso de reposición.

1.3.9 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.3.9.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

• Potencia nominal (MVA).

• Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (%).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.3.9.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

• Véanse transformadores de transporte.

1.3.10 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte).

1.3.10.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

Véanse líneas y cables de red observable.

1.3.10.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

• Véanse líneas y cables de transporte.

1.3.11 Datos de las protecciones.

1.3.11.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

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

• Protección de mínima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.3.11.2 Centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte.

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

• Servicios auxiliares, relés de mínima tensión y/o de mínima frecuencia: Indicar ajustes y para el relé de mínima tensión fases en que mide y lógica de disparo.