Resolución de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos

Mensualmente, la EASEP comunicará al OS la relación de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicación en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones y el valor de potencia máxima asociado a cada pareja SM comprador - SM vendedor, cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega física.

Diariamente, el OS recibirá de la EASEP la nominación de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía tras las subastas de energía primaria, cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega física.

5.10.3.2 A los gestores de las redes de distribución.

Se les comunicará la información de las instalaciones de generación de potencia neta registrada superior a 50 MW y de las instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gestión y a la red observable por ellos mismos. La información de generación se desagregará por unidad e incluirá las indisponibilidades de grupos. La información sobre la situación de la red incluirá las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.

Se les facilitará también la información correspondiente a las unidades físicas que integren en el mercado de producción la generación de instalaciones de producción de potencia neta registrada inferior o igual a 50 MW, así como las indisponibilidades asociadas, en caso de que corresponda.

El OS, en caso de considerar necesaria la inclusión de información que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribución, presentará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), y someterá a la aprobación de la Dirección General de Política Energética y Minas, su propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposición de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusión de esta información adicional.

El OS, con carácter mensual, facilitará a los gestores de la red de distribución la información relativa a la adscripción a centros de control de las instalaciones inscritas en dichos centros.

5.11 Intercambio de datos de medidas.

Información que se intercambia entre el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas y el SIOS del OS.

5.12 Gestión de Información Estructural del SIOS.

Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener la información relativa a los Sujetos del Mercado (SM), Unidades de Programación (UP), Unidades de Oferta (UO) y Físicas (UF), Contratos Bilaterales, así como una serie de datos adicionales y parámetros técnicos necesarios para la programación de la operación del sistema. Toda esta información se recoge bajo el nombre de Datos Estructurales.

Los datos tratados se agruparán de la siguiente manera:

Información sobre Sujetos del Mercado: datos de los sujetos del mercado y en su caso, de sujetos que actúan en representación de otros.

Información sobre Unidades de Programación y su relación con las Unidades de oferta utilizadas en los mercados diario e intradiario (incluidas las Unidades de Programación Genéricas).

Información sobre unidades de programación y su desagregación en unidades físicas y unidades físicas equivalentes.

Información de carácter diverso: Tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.

Diversos tipos de parámetros que afectan al sistema.

Información sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes mercados gestionados por el OS.

5.13 Visualización de la información estructural: Mediante la página Web de Sujetos de Mercado del e·sios: https://sujetos.esios.ree.es, los SM podrán acceder a la información estructural confidencial correspondiente a:

Unidades de Programación (incluidas Unidades de Programación Genéricas) de su propiedad o a las que representen en el mercado de producción.

Unidades físicas de su propiedad o a las que representen en el mercado de producción.

Contratos bilaterales en los que participen Unidades de Programación de su propiedad o a las que representen en el mercado de producción.

Unidades de Prestación del Servicio de Control de Tensión.

Asimismo, mediante la página Web pública del e·sios: http://www.esios.ree.es, estará accesible la información estructural no confidencial de los SM, correspondiente a Unidades de Programación, Unidades físicas, Zonas de Regulación y Sujetos del Mercado del sistema eléctrico español.

5.14 Solicitud de modificación de información estructural del SIOS:

La modificación de la información estructural será solicitada mediante el correspondiente formulario disponible en la página Web de Sujetos del Mercado del e·sios: https://sujetos.esios.ree.es, debidamente cumplimentado por el SM y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.

Una vez revisada la modificación solicitada por el SM, el OS comunicará al SM la fecha para la cual se realizará el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realización del mismo.

6. Concentrador principal de medidas eléctricas**

El Concentrador Principal de Medidas Eléctricas es el sistema con el que el OS gestiona la información de medidas del sistema eléctrico español de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador Principal de Medidas Eléctricas:

La base de datos del Concentrador Principal recoge los datos necesarios para la gestión del sistema de medidas y contendrá al menos lo siguiente:

Puntos de Medida.

Puntos frontera.

Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.

Contadores.

Registradores.

Transformadores de medida.

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 Programación.

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 confidencial, 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, entre otras, la información siguiente residente en el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas que le corresponda, de acuerdo a lo indicado en el RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o aquel que lo sustituya:

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 el encargado 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.

Inventario de CUPS tipos 1 y 2 y de agregaciones para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura.

Medidas horarias para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura.

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 la sección de documentación de medidas eléctricas de 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 a los documentos y guías de desarrollo publicadas en la sección de documentación de medidas eléctricas de 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. Sistema de Tiempo Real (STR)**

El OS deberá recibir en su Sistema de Tiempo Real de forma automática, toda la información de las instalaciones de transporte, 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– y de las instalaciones de producción con obligación de envío de telemedidas en tiempo real o de adscripción a un centro de control de generación que le sea precisa para operar en el sistema eléctrico. Para ello, el OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR).

La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción, deberá ser captada por medios propios y facilitada al OS a través de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y un centro 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. La información en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento «Información a enviar al OS en tiempo real», incluido en el Anexo II del presente Procedimiento.

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.

En el caso de instalaciones de producción sin obligación de adscripción a un centro de control, estas telemedidas en tiempo real podrán ser transmitidas a través de los centros de control de la empresa distribuidora, si así lo acordaran con ésta.

7.1 Contenido y estructura de la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR): En la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibirá la información que a continuación se indica y con las especificaciones técnicas que asimismo se reflejan. Esta información se complementará con la información estructural necesaria para la correcta identificación de las instalaciones. La solicitud de alta o modificación de esta información en tiempo real se enviará al OS al menos 15 días antes de la fecha en la cual se haga efectiva.

7.2 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.

7.3 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.

7.3.1 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:

1. 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).

7.3.2 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 considerar el cumplimiento de los requisitos de envío de telemedidas en tiempo real establecidos.

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 CNMC 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 CNMC 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 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 los gestores de la red de distribución y del transportista único, del listado de agrupaciones de instalaciones de producción de potencia neta no superior a 50 MW conectadas a sus redes.

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 al 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.

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

• Producciones de las centrales hidráulicas (CCHH) (b.a.).

• Potencia máxima que puede mantener cada unidad de programación hidráulica de potencia superior a 30 MW durante cuatro horas consecutivas.

• Consumos propios de generación.

• Consumos de centrales de bombeo.

• Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

• Demanda del trasvase Tajo-Segura

• Información hidrológica:

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

Vertidos.

• Incidentes 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.).

• Pérdidas de turbinación en centrales.

• Consumos propios de generación.

• Consumos y producción de centrales de bombeo.

• Demanda del trasvase Tajo-Segura

• 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, metros cúbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbón y por clase de combustible para el resto.

• Consumo de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas, metros cúbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbón y por clase de combustible para el resto.

• Existencias de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas, metros cúbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbón y por clase de combustible para el resto.

• 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 de operación 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.

9.2 Información a los tres días:

El OS publicará el día D + 4 (siendo D el día de programación) la información del balance eléctrico de producción desglosado por tipo de producción/combustible, correspondiente al día D y el estado de las reservas hidroeléctricas.

9.3 Información semanal.

Índice de llenado medio semanal agregado de todos los depósitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico (MWh), incluyendo la cifra correspondiente a la misma semana del año anterior

9.4 Información mensual.

Mensualmente el OS publicará la siguiente información:

Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico.

Disponibilidad del equipo térmico de generación.

Tasa de Disponibilidad de las líneas, transformadores y elementos de gestión de activa y reactiva de la red de transporte.

Estadísticas de incidentes.

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

9.5 Información anual.

El OS publicará anualmente la siguiente información:

Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico

Tasa de Disponibilidad del equipo generador.

Tasa de Disponibilidad de la red de transporte.

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

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

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 tipo de producción/combustible.

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.

Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio (TIM) 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 o 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 III de este procedimiento y 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 una 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 III) y se incluirán las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar los efectos 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 12 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 CNMC 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, éste 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 al informe que elabore el OS sobre la incidencia.

11. Información de las 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 del operador del sistema

El objeto de este documento es determinar el contenido de la base de datos estructural del operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.

Notas generales y abreviaturas

• Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique algo diferente.

• De los datos de impedancia se debe indicar la tensión a la que están referidos o los valores de base, en su caso.

• Los datos facilitados al OS deberán ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.

Índice del Anexo I

1. SISTEMA DE PRODUCCIÓN.

1.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN BASADAS EN GENERADORES SÍNCRONOS CONECTADOS DIRECTAMENTE A LA RED (HIDRÁULICA, TÉRMICA, SOLAR TÉRMICA).

1.1.1 EMBALSES.

1.1.2 CENTRALES Y GRUPOS HIDRÁULICOS.

1.1.2.1 DATOS GENERALES E HIDRÁULICOS DE LA INSTALACIÓN.

1.1.2.1.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTÉN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.1.2 CENTRALES DE MÁS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.2 DATOS DE CADA GRUPO Y DE LOS EQUIPOS DE REGULACIÓN PRIMARIA.

1.1.2.2.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTÉN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.2.2 CENTRALES DE MÁS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.2.2.3 CENTRALES DE MÁS DE 10 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE. DATOS ADICIONALES A LOS DEL APARTADO ANTERIOR.

1.1.2.3 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).

1.1.2.4 OTROS DATOS: PLANES DE REPOSICIÓN, TRANSFORMADOR, LÍNEA O CABLE, PROTECCIONES Y DATOS NECESARIOS PARA PROGRAMACIÓN.

1.1.3 UNIDADES TÉRMICAS.

1.1.3.1 DATOS GENERALES DE LA INSTALACIÓN.

1.1.3.1.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTÉN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.1.2 CENTRALES DE MÁS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.1.3 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE CENTRALES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.2 DATOS DE CADA GENERADOR.

1.1.3.2.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 5 MW Y QUE NO ESTÉN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.2.2 CENTRALES DE MÁS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.2.3 CENTRALES DE MÁS DE 10 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE. DATOS ADICIONALES A LOS DEL APARTADO ANTERIOR.

1.1.3.3 DATOS DE CADA GRUPO Y DE LOS EQUIPOS DE REGULACIÓN PRIMARIA.

1.1.3.3.1 CENTRALES DE MÁS DE 5 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.3.3.2 CENTRALES DE MÁS DE 10 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE. DATOS ADICIONALES A LOS DEL APARTADO ANTERIOR.

1.1.3.4 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).

1.1.3.5 OTROS DATOS: PLANES DE REPOSICIÓN, TRANSFORMADOR, LÍNEA O CABLE, PROTECCIONES Y DATOS NECESARIOS PARA PROGRAMACIÓN.

1.1.4 SOLAR TÉRMICA.

1.1.4.1 DATOS DE LA INSTALACIÓN Y DE LOS GRUPOS.

1.1.4.1.1 GENERAL.

1.1.4.1.2 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE GENERADORES O AGRUPACIÓN DE GENERADORES DE MÁS DE 5 MW DE POTENCIA TOTAL O CONECTADOS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.4.1.2.1 GENERAL.

1.1.4.1.2.2 DATOS DE CADA GRUPO Y DE LOS EQUIPOS DE REGULACIÓN PRIMARIA

1.1.4.1.3 CENTRALES DE MÁS DE 10 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE. DATOS ADICIONALES A LOS ANTERIORES.

1.1.4.1.3.1 GENERAL.

1.1.4.1.3.2 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE CONEXIÓN A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.4.2 DATOS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE TENSIÓN PARA PLANTAS DE MÁS DE 10 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RDT.

1.1.4.3 OTROS DATOS: PLANES DE REPOSICIÓN, TRANSFORMADOR, LÍNEA O CABLE, PROTECCIONES Y DATOS NECESARIOS PARA PROGRAMACIÓN.

1.1.5 DATOS NECESARIOS PARA LOS PLANES DE REPOSICIÓN DEL SERVICIO.

1.1.6 DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DE GRUPO.

1.1.6.1 CENTRALES DE MÁS DE 50 MW DE POTENCIA NO CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.6.1.1 CENTRALES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.7 DATOS DE LA LÍNEA O CABLE DE EVACUACIÓN.

1.1.7.1 CENTRALES DE MÁS DE 50 MW DE POTENCIA NO CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.7.2 CENTRALES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.8 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.1.8.1 CENTRALES DE POTENCIA INFERIOR O IGUAL A 50 MW QUE NO ESTÉN CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.8.2 CENTRALES DE MÁS DE 50 MW DE POTENCIA O CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.8.3 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE CENTRALES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.1.8.3.1 PROTECCIONES DE LA CENTRAL.

1.1.8.3.2 PROTECCIONES ASOCIADAS A LA INSTALACIÓN DE ENLACE.

1.1.8.3.3 TELEDISPARO ANTE CONTINGENCIAS EN LA RED.

1.2 INSTALACIONES EÓLICAS, FOTOVOLTAICAS Y EN GENERAL TODAS AQUELLAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN CUYA TECNOLOGÍA NO EMPLEE UN GENERADOR SÍNCRONO CONECTADO DIRECTAMENTE A RED.

1.2.1 PLANTAS FOTOVOLTAICAS MAYORES DE 50 KW Y HASTA 1 MW DE POTENCIA.

1.2.2 CARACTERÍSTICAS DE CADA INSTALACIÓN.

1.2.3 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE CONEXIÓN A LA RED.

1.2.4 DATOS DE LA LÍNEA O CABLE DE CONEXIÓN A LA RED.

1.2.5 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.2.5.1 PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN.

1.2.5.2 PROTECCIONES ASOCIADAS A CADA UNIDAD GENERADORA (AEROGENERADOR, INVERSOR, ETC.).

1.2.5.3 PROTECCIONES ASOCIADAS A LA INSTALACIÓN DE ENLACE.

1.2.6 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.2.6.1 CARACTERÍSTICAS DE CADA INSTALACIÓN.

1.2.6.2 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE LA INSTALACIÓN.

1.2.6.3 DATOS DE LA LÍNEA O CABLE DE EVACUACIÓN DE CADA INSTALACIÓN.

1.2.6.4 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE CONEXIÓN A LA RED.

1.2.6.5 DATOS DE LA LÍNEA O CABLE DE EVACUACIÓN (EN SU CASO).

1.2.6.6 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.2.6.6.1 PROTECCIONES DE LA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN.

1.2.6.6.2 PROTECCIONES ASOCIADAS A LA INSTALACIÓN DE ENLACE.

1.2.6.6.3 TELEDISPARO ANTE CONTINGENCIAS EN LA RED.

1.2.7 DATOS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE TENSIÓN PARA LAS INSTALACIONES DE MÁS DE 10 MW.

1.3 INFORMACIÓN BÁSICA NECESARIA PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN Y LA PARTICIPACIÓN EN LOS MERCADOS DE SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA

1.3.1 INFORMACIÓN GENERAL.

1.3.2 SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS Y MERCADO DE RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR.

1.3.3 REGULACIÓN PRIMARIA.

1.3.4 REGULACIÓN SECUNDARIA.

1.3.5 REGULACIÓN TERCIARIA Y GESTIÓN DE DESVÍOS.

1.3.6 CONTROL DE TENSIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE.

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 LA 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 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN BASADAS EN GENERADORES SÍNCRONOS CONECTADOS DIRECTAMENTE A LA RED (HIDRÁULICA, TÉRMICA, SOLAR TÉRMICA).

1.1.1 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^er 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.).

1.1.2 CENTRALES Y GRUPOS HIDRÁULICOS.

1.1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

1.1.2.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 5 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 Programación Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

• N.º de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m³ /s).

• Salto neto nominal (m).

1.1.2.1.2. Centrales de más de 5 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 Programación 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.

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

1.1.2.2.1. Centrales de potencia inferior o igual a 5 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).

• Tensión nominal (kV).

• Máxima tensión de generación (kV).

• Mínima tensión de generación (kV).

• Velocidad nominal.

• 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).

1.1.2.2.2 Centrales de más de 5 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 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.

○ 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.

1.1.2.2.3 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

• 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.

• 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).

1.1.2.3 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,

○ 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 tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.1.2.4 Otros datos: Planes de reposición, transformador, línea o cable, protecciones y datos necesarios para programación (véanse apartados correspondientes).

1.1.3 UNIDADES TÉRMICAS.

Nota: Las unidades solares térmicas se tratan en el apartado 1.1.4.

1.1.3.1 Datos generales de la instalación.

• Para cogeneraciones: Véanse también instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.

1.1.3.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 5 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).

1.1.3.1.2 Centrales de más de 5 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 × (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 (Kcal/kWh).

• 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.

1.1.3.1.3 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.

1.1.3.2 Datos de cada generador.

1.1.3.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 5 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.

1.1.3.2.2 Centrales de más de 5 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.

1.1.3.2.3 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

• 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 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

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

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

1.1.3.3.1 Centrales de más de 5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• En el caso de ciclos combinados multiejes, 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 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.

• 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 ha de especificar el rango de cada parámetro y su valor de consigna.

1.1.3.3.2 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

• 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:

○ 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.

1.1.3.4 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).

En el caso de ciclos combinados multiejes, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada 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.

○ 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 tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.1.3.5 Otros datos: Planes de reposición, transformador, línea o cable, protecciones y datos necesarios para programación (véanse apartados correspondientes).

1.1.4 SOLAR TÉRMICA.

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

1.1.4.1 Datos de la instalación y de los grupos.

1.1.4.1.1 General.

• Nombre de la central.

• 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).

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Dirección.

○ Porcentaje de participación.

• Número de identificación en el RAIPEE.

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

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

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

• Tipo de central.

• Año final de la concesión.

• Normativa aplicable.

• Compañía Distribuidora.

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

• Número de grupos.

• Datos de los sistemas de almacenamiento energético y apoyo mediante combustible complementario en el caso de centrales termosolares con capacidad de almacenamiento:

○ Método de almacenamiento energético (vapor, aceite, sales,…).

○ Curvas de tiempo de recuperación de la energía primaria almacenada.

○ Curvas de pérdida de energía primaria almacenada.

• Tipo de apoyo con combustible complementario, potencia suministrable con dicho combustible y autonomía del mismo (en horas a potencia nominal).

• Potencia máxima que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energía máxima que puede acumular.

• % de sobredimensionamiento de la planta para el almacenamiento.

• Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.

• Tensión nominal (kV).

• Máxima tensión de generación (kV).

• Mínima tensión de generación (kV).

• Velocidad nominal.

• Potencia acogida al RD 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos o reglamentación alternativa que sea de aplicación (MW).

• Potencia no acogida (MW).

• Potencia activa neta y mínimo técnico (MW) disponibles para la red: distribución estadística por deciles de potencias o energías horarias vertidas a la red desde que la planta entró en funcionamiento o estimada.

1.1.4.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 5 MW de potencia total o conectados a la red de transporte.

1.1.4.1.2.1 General.

• 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.

• Régimen de funcionamiento previsto (ciclos diarios, semanales, estacionales, si procede).

• Rampa de subida (MW/min).

• Rampa de bajada (MW/min).

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

• Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexión a la red.

• Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en el punto de conexión a la red.

• Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexión a la red.

• Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en el punto de conexión a la red.

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

• Características de la turbina: Fabricante y modelo.

• En caso de disponer de regulación 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. La insensibilidad del regulador (mHz) no ha de ser superior a 10 mHz.

○ 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 actual.

1.1.4.1.3 Centrales de más de 10 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los anteriores

1.1.4.1.3.1 General.

• 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 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

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

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

• 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 proporcionado 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 elaborado al efecto 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.

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

• Datos de la instalación en el punto de conexión a la red.

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

• Diagrama unifilar de detalle con todos los elementos componentes de la instalación de enlace desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

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

• Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensión para plantas de más de 10 MW de potencia o conectadas a la RdT.

• Para cada grupo:

○ 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,

▪ 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 tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.1.4.3 Otros datos: Planes de reposición, transformador, línea o cable, protecciones y datos necesarios para programación (véanse apartados correspondientes).

1.1.5 DATOS NECESARIOS PARA LOS PLANES DE REPOSICIÓN DEL SERVICIO

Este apartado aplica a generadores o agrupaciones de generadores de más de 50 MW de potencia total, o conectados a la red de transporte.

• Alimentación de SSAA (salvo CCHH).

• 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 energía primaria).

• 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.

• En el caso de CCHH: Número mínimo de grupos que han de funcionar en paralelo.

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

• Reconexión del grupo a la red (salvo CCHH).

○ 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.

• 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 (salvo CCHH).

• Otros datos (salvo CCHH).

○ 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.

1.1.6 DATOS DE LOS TRANSFORMADORES DE GRUPO.

Este apartado aplica a centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.6.1 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 (% en base máquina).

• Impedancia homopolar (% en base máquina)

1.1.6.1.1 Centrales conectadas a la red de transporte.