LegalizeResolución de 2 de junio de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para el tratamiento de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 a efectos de facturación y de liquidación de la energía
Comunicación de modificaciones en datos estructurales.
Incidencia o avería solucionada que impedía la comunicación de datos de medidas.
Grupo de generación parado con producción cero o instalación desconectada con intercambio cero.
Incidencia o avería solucionada en equipos que no requiera estimaciones de medidas.
Incidencia en la que se disponga de medida válida del saldo total de energía del intervalo de períodos afectados por la incidencia, según se indica en el punto a) del apartado 4.4.1.
iii. Incidencias recibidas hasta el límite de recepción de incidencias indicado en el apartado anterior.
El resto de incidencias que por el plazo de comunicación o tipología no hayan sido resueltas en los plazos anteriormente indicados, serán resueltas antes del cierre provisional de medidas.
b. Incidencias de instalaciones de generación de las que el distribuidor es el encargado de lectura:
▪ El plazo de emisión de incidencias y su resolución por parte del encargado de la lectura (distribuidor) se inicia el día 1 del tercer mes siguiente (mes M+3) al que corresponden las medidas y finaliza el primer día hábil del sexto mes al que corresponden las medidas (mes M+6).
▪ El distribuidor deberá actualizar los datos de la agregación que se pudiesen ver afectados como resultados de la resolución de las incidencias y enviar los nuevos datos agregados al operador del sistema antes del segundo día hábil del séptimo mes al que corresponden las medidas (mes M+7).
c. Incidencias en instalaciones de clientes: se resolverán hasta 30 días antes del cierre provisional de medidas.
8.7 Cierre del mes M+1
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del quinto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas de los puntos frontera de clientes tipo 1 y 2.
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del quinto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas de las agregaciones de puntos frontera de generación tipo 3 y 5 de las que el distribuidor es el encargado de lectura.
El operador del sistema realizará las publicaciones de los datos de medidas del cierre M+1 a los participantes, así como al Sistema de Liquidaciones para su liquidación, el quinto día hábil del mes M+1.
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del tercer día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales de los puntos frontera de clientes tipo 5.
El concentrador principal publicará a los comercializadores antes de las diez horas del cuarto día hábil del mes siguiente (M+1) los datos estructurales de los puntos frontera de clientes tipo 5.
8.8 Cierre M+3.
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del día 15 natural del mes M+3 los datos estructurales de las agregaciones de puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y de sus medidas horarias asociadas, así como el acumulado mensual de cada uno de los clientes de la agregación.
Asimismo, deberá poner a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del día 15 natural del mes M+3 las medidas horarias individualizadas de los puntos frontera de clientes tipo 5 con curva de carga horaria.
El operador del sistema realizará las publicaciones de los datos de medidas del cierre M+3 a los participantes, así como al Sistema de Liquidaciones para su liquidación, el primer día hábil posterior al día 15 natural del mes M+3.
8.9 Cierre provisional.
El cierre provisional de medidas correspondiente al mes M se publicará a los participantes y al sistema de liquidaciones no más tarde del penúltimo día hábil del séptimo mes posterior a las medidas (mes M+7).
Coincidiendo con la publicación del cierre provisional, y en un plazo no superior a 24 horas, los distintos encargados de la lectura pondrán a disposición de los distintos representantes/comercializadores/consumidores directos a mercado el desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregación enviada al operador del sistema por los medios y formatos establecidos en los procedimientos de operación 10.4 y 10.11.
8.10 Objeciones.
8.10.1 Presentación de objeciones.
Los plazos de objeción de medidas tras el cierre provisional son los siguientes:
a. Veinticinco días hábiles para cualquier participante de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura.
b. Diez días hábiles para auto – objeciones de los encargados de la lectura. Dentro de este plazo los encargados de lectura deberán enviar al operador del sistema los datos estructurales y de medidas necesarios para su resolución. Al día siguiente de la finalización de este plazo, el operador del sistema realizará una publicación de medidas de las que el distribuidor es encargado de lectura previa al inicio del plazo de presentación de objeciones que se establece en el siguiente apartado para comercializadores, clientes directos a mercado o representantes de medida.
c. Quince días hábiles para los comercializadores, clientes directos a mercado o representantes de medidas que correspondan a puntos frontera de los que el distribuidor es encargado de lectura. Este plazo se iniciará el día siguiente de la publicación indicada en el apartado anterior, es decir, a partir del duodécimo día hábil posterior a la publicación del cierre provisional.
Para aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador del sistema recibirá los datos de las objeciones y los publicará diariamente a todos los participantes de los puntos hasta el fin del plazo de recepción indicado anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ningún caso del operador del sistema, verificar que la objeción ha sido recibida y publicada a los participantes implicados en el concentrador principal.
8.10.2 Resolución de objeciones.
Los encargados de la lectura resolverán las objeciones recibidas en un plazo de quince días hábiles desde el cierre del plazo de emisión de objeciones. Para el caso de puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, los distribuidores deberán enviar al operador del sistema dentro de este plazo los datos estructurales y de medidas necesarios para la resolución de las objeciones que resulten aceptadas por éstos.
Para aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador del sistema recibirá las respuestas a las objeciones y las publicará diariamente a todos los participantes de los puntos hasta el fin del plazo de resolución indicado anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ningún caso del operador del sistema, verificar que la objeción ha sido recibida y publicada a los participantes implicados en el concentrador principal.
8.11 Cierre definitivo.
El proceso previo al cierre definitivo consta de cuatro o seis fases, dependiendo de que el encargado de la lectura sea el operador del sistema o el distribuidor respectivamente. Dichas fases se desarrollan en los plazos que se detallan a continuación.
8.11.1 Fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura.
• Fase 1:
El operador del sistema publicará las medidas a los participantes el segundo día hábil posterior al cierre del plazo de resolución de objeciones indicado en el apartado 8.11.
• Fase 2:
Los participantes tendrán seis días hábiles para solicitar al operador del sistema la revisión de la resolución de las objeciones, acompañado, si aplica, de los datos estructurales o de medidas necesarios.
La solicitud de revisión debe referirse exclusivamente a objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8.11. Por tanto, no serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.
• Fase 3:
El operador del sistema revisará las solicitudes de revisión de la fase anterior y publicará el sexto día hábil posterior al cierre del plazo de solicitud de revisión los datos de medidas en los que se incluirán las modificaciones que procedan en esta fase. Tras la citada publicación no se admitirán modificaciones de medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones no comprometen el cumplimento de la fecha de publicación del cierre definitivo y, además, sean solicitadas por un participante con el acuerdo expreso del otro participante y con el visto bueno del operador del sistema como encargado de la lectura. En cualquier caso, las posibles modificaciones no darán lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estarán disponibles para su consulta según las condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales serán comunicadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
• Fase 4:
Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicará los datos del cierre definitivo a los participantes y, simultáneamente, al sistema de liquidaciones, antes del tercer día hábil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo serán consideradas medidas firmes.
8.11.2 Fronteras de las que los distribuidores son encargados de la lectura.
• Fase 1:
El operador del sistema, publicará las medidas a los encargados de la lectura el segundo día hábil posterior al cierre del plazo de resolución de objeciones indicado en el apartado 8.11.
• Fase 2:
Los encargados de la lectura dispondrán de los cinco días hábiles siguientes a la publicación de la fase 1 para identificar y comunicar al concentrador principal los datos estructurales y de medida necesarios para resolver los posibles errores detectados tras dicha publicación.
Únicamente se admitirán modificaciones sobre datos por errores del encargado de la lectura o del operador del sistema en la resolución de las objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8.11. Por tanto, no serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.
• Fase 3:
El operador del sistema publicará las medidas a los comercializadores o consumidores directos a mercado y representantes con las posibles modificaciones como consecuencia de la fase 2, el sexto día hábil posterior a la publicación a encargados de la lectura.
• Fase 4:
Los comercializadores o consumidores directos a mercado y representantes dispondrán de seis días hábiles para solicitar al encargado de la lectura la revisión de la resolución de las objeciones.
En ningún caso serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.
• Fase 5:
Los encargados de la lectura, en los tres días hábiles siguientes a la finalización del plazo indicado en la fase 4, deberán enviar los datos estructurales y de medidas necesarios para modificar las solicitudes de revisión que resulten aceptadas por éstos.
El siguiente día hábil, el operador del sistema publicará las medidas actualizadas a todos los participantes. Tras esta publicación no se admitirán modificaciones de medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones no comprometen el cumplimiento de la fecha de publicación del cierre definitivo y, además, sean solicitadas por el encargado de la lectura con el acuerdo expreso del otro participante o viceversa. En cualquier caso, las posibles modificaciones no darán lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estarán disponibles para su consulta según las condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales serán comunicadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
• Fase 6:
Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicará los datos del cierre definitivo a los participantes y, simultáneamente, al sistema de liquidaciones, antes del tercer día hábil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo serán consideradas medidas firmes.
8.11.3 Resumen de plazos tras el cierre provisional de medidas.
En las siguientes tablas se presentan, a modo de resumen, los plazos de los distintos hitos entre el cierre provisional y el cierre definitivo de medidas:
| Hito | Puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de lectura |
|---|---|
| 1. Presentación de objeciones. | Durante 25 días hábiles. |
| 2. Resolución de objeciones. | Durante 15 días hábiles. |
| 3. Publicación de la resolución de objeciones. | 2.º día hábil posterior. |
| 4. Solicitud de revisión de resolución de objeciones. | Durante 6 días hábiles. |
| 5. Publicación de la revisión de resolución de objeciones. | 6.º día hábil posterior. |
| 6. Publicación cierre definitivo. | Antes del 3.er día hábil del mes M+11. |
| Hito | Puntos frontera de los que el distribuidor es encargado de lectura |
| --- | --- |
| 1. Presentación de auto - objeciones. | Durante 10 días hábiles. |
| 2. Presentación de objeciones. | Durante 15 días hábiles. |
| 3. Resolución de objeciones por parte de los encargados de lectura. | Durante 15 días hábiles. |
| 4. Publicación de la resolución de objeciones a encargados de lectura. | 2.º día hábil posterior. |
| 5. Revisión de los encargados de lectura de la publicación tras resolución de objeciones. | Durante 5 días hábiles. |
| 6. Publicación de la resolución de objeciones a comercializadores o clientes directos a mercado y representantes. | 1.er día hábil posterior. |
| 7. Solicitud de revisión de resolución de objeciones. | Durante 6 días hábiles. |
| 8. Revisión de resolución de objeciones por parte de los encargados de lectura. | Durante 3 días hábiles. |
| 9. Publicación de la revisión de resolución de objeciones. | 1.er día hábil posterior. |
| 10. Publicación cierre definitivo. | Antes del 3.er día hábil del mes M+11. |
8.12 Plazos para la aplicación del proceso de corrección de medidas con posterioridad al cierre definitivo.
Los plazos para la aplicación del proceso de corrección de registros tras la publicación de un cierre definitivo y/o excepcional de medidas se indican en la siguiente tabla:
| Hito | Plazo |
|---|---|
| 1. Solicitud a un encargado de lectura de una corrección de registros de medida. | Durante 120 días desde la publicación del cierre definitivo y/o excepcional de medidas. |
| 2. Comunicación de una corrección de registros de medida por un encargado de lectura. | Durante 120 días desde la publicación del cierre definitivo y/o excepcional de medidas. |
| 3. Validación y resolución por parte del encargado de lectura. | Durante 20 días hábiles desde el cierre del plazo indicado en los hitos 1 y 2. |
| 4. Publicación por parte del encargado de lectura de la revisión de solicitudes. | 1.er día hábil posterior. |
| 5. Publicación por parte del encargado de lectura de los datos de medida corregidos. | 10.º día hábil posterior. |
8.13 Publicación al sistema de medidas de «restos» de energía facturada de periodos en cierre definitivo.
Los encargados de lectura remitirán al operador del sistema las modificaciones de energías facturadas en cada mes que correspondan a periodos en cierre definitivo antes del décimo día hábil de cada mes.
Días hábiles y calendario de cierre.
El operador del sistema pondrá a disposición de los participantes del sistema de medidas, antes del inicio de cada año natural, el calendario de cierres provisionales y definitivos con indicación de los días límite para presentación y resolución de objeciones así como los días inhábiles que no sean sábados ni domingos.
A efectos de los procedimientos de medidas serán días inhábiles: los sábados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre, el 31 de diciembre, y los que, hasta un máximo de dos días anuales, determine el operador del sistema.
ANEXOS
ANEXO 1. Coeficientes por imprecisión
Toda medida obtenida mediante la utilización de equipos compuestos por elementos cuya precisión sea peor a la exigida para los equipos de nueva instalación, será corregida para considerar el posible mayor error. Así mismo, la medida obtenida a través de equipos que alimentan a un sistema de tres hilos se verá afectada por un factor de corrección frente al sistema de cuatro hilos.
La corrección, aplicable a medidas tanto de energía activa como de reactiva, vendrá dada por la fórmula siguiente:
Ec= Em · [ Fc,l · (ΔεV+ΔεI+ΔεC) + F3h]
donde:
Ec: Corrección en energía, a sumar o restar de la medida Em para obtener la medida corregida.
Em: Saldo neto de energía que atraviesa el contador.
Fc,l: Factor comprendido entre 0.5 y 1, a definir por la Dirección General de Política Energética y Minas.
F3h: Factor comprendido entre 0 y 0.002, a definir por la Dirección General de la Política Energética y Minas, para cada instalación.
CNV: Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para transformadores de medida de tensión de nueva instalación, expresado en tanto por uno.
CNI: Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para transformadores de medida de intensidad de nueva instalación, expresado en tanto por uno.
CNC: Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para contadores de energía de nueva instalación, expresado en tanto por uno.
ERRV: Valor numérico del error de precisión para transformadores de medida de tensión, expresado en tanto por uno.
ERRI: Valor numérico del error de precisión para transformadores de medida de intensidad, expresado en tanto por uno.
ERRC: Valor numérico del error de precisión para contadores de energía, expresado en tanto por uno.
ΔεV: Valor de la diferencia ERRV – CNV
ΔεI: Valor de la diferencia ERRI – CNI
ΔεC: Valor de la diferencia ERRC – CNC
Desde la fecha en que se haya realizado la última calibración, o el último ensayo de fabricante, y durante los siguientes cinco años, se considerará vigente el error de precisión detectado entonces (ERRV oERRI o ERRC). A estos efectos, siempre que se cumpla el plazo de vigencia del error detectado, las calibraciones y los ensayos de fabricante que hayan sido realizados con anterioridad a la entrada en vigor del Reglamento unificado de puntos de medida podrán considerarse como válidos. En cualquier caso, tanto las calibraciones como los ensayos de fabricante deberán contar con la correspondiente aprobación de la administración pública competente.
En caso de que el error de precisión (ERR) sea menor o igual que el requisito mínimo exigido (CN) correspondiente, se le asignará un valor nulo al Δε.
Si el error de precisión (ERR) detectado en la última calibración, o en el último ensayo de fabricante, está fuera de la clase de precisión del elemento de medida (transformador o contador) calibrado, éste deberá ser sustituido por uno nuevo que cumpla los requisitos exigidos.
En caso de no disponer del valor de error de precisión (ERR) requerido, se empleará como tal el correspondiente a la clase de precisión del elemento de medida (transformador o contador) utilizado.
La corrección se aplicará siempre en sentido favorable al participante en la medida que no sea responsable del equipo de medida cuya lectura se está corrigiendo.
ANEXO 2. Coeficientes para configuraciones principales y comprobantes
Coeficientes de Pérdidas en Líneas.
Las pérdidas de energía activa (Pp) y reactiva (Qp) en una línea se calcularán utilizando las expresiones:
P
P (kWh) = α
∙ P PM
donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como:
siendo:
SB:la potencia activa de la instalación en MW para centrales de generación. En líneas, se utilizará 1000 MVA para líneas de 400 kV, 250 MVA para líneas de 220 kV, 50 MVA para líneas de 132 kV y 20 MVA para líneas de 66 kV o menor tensión.
Un: la tensión nominal de la línea en kV.
Rl: la resistencia de la línea calculada como:
siendo:
Rc,l: la resistencia por unidad de longitud del conductor en Ω/km, l la longitud de la línea en km y nC el número de conductores por fase.
Xl: es la reactancia en Ω de la línea.
Q0: es la potencia reactiva generada por la línea en vacío a tensión nominal expresada en kVAr.
La reactancia y potencia reactiva generada por la línea en vacío son parámetros calculados en el proyecto oficial de una línea. Si no estuvieran disponibles se calcularán a partir de la inductancia L (mH/km) y capacidad C (μF/km) típicas como:
Los valores típicos de inductancia y capacidad se obtienen a partir de valores típicos de la impedancia característica y la velocidad de propagación tanto de líneas aéreas como de líneas de cable aislado.
Tabla 1: Parámetros típicos de líneas aéreas y de cables aislados
| Línea aérea | Cable subterráneo | |
|---|---|---|
| L(mH / km) | 1 | 0.2 |
| C(μF/ km) | 0.011 | 0.22 |
Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento de operación, se podrá mantener la formulación vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualización de la configuración de cálculo de energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento.
Coeficientes de Pérdidas en Transformadores.
a. Coeficientes para fronteras de clientes.
Se aplicarán los coeficientes establecidos en el apartado 5.5 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.
b. Coeficientes para fronteras distintas de clientes.
Las pérdidas de energía activa (Pp) y reactiva (Qp) de un transformador se calcularán utilizando las expresiones:
P
P (kWh) = α
· P PM + P 0
donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como:
siendo:
Sn:es la potencia nominal del transformador en MVA.
P0:es la potencia de pérdidas en el ensayo de vacío en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 1).
PCC: es la potencia de pérdidas en el ensayo de cortocircuito en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 1).
uCC: es la tensión de cortocircuito del transformador en % de acuerdo con lo indicado en los ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 2).
Nota 1: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su toma central. Si no estuviera disponible, se tomará el coeficiente α de la Tabla 2 y se considerará que las pérdidas en el ensayo de vacío son la tercera parte de las pérdidas en el ensayo de cortocircuito. En el caso de autotransformadores, los valores de la Tabla 2 serán multiplicados por un factor de corrección igual a 0.8.
Nota 2: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su toma central. Si no está disponible la tensión de cortocircuito, se utilizarán 7% para transformadores de menos de 2 MVA, 15 % para transformadores con devanado de alta menor o igual a 220 kV y más de 2 MVA y 19% para transformadores con devanado de alta mayor de 220 kV y más de 2 MVA.
Tabla 2: Valores típicos de α de transformadores
| Tensión en el lado de baja del transformador (kV) | >250 | 250 – 150 | 150 – 72 | 72 – 36.5 |
|---|---|---|---|---|
| Tensión en el lado de baja del transformador (kV) | Tensión en el lado de alta del transformador (kV) | Tensión en el lado de alta del transformador (kV) | Tensión en el lado de alta del transformador (kV) | Tensión en el lado de alta del transformador (kV) |
| 250 – 150 | 0.004 | 0.004 | – | – |
| 150 – 72 | 0.005 | 0.005 | 0.005 | – |
| 72 – 36.5 | 0.006 | 0.006 | 0.006 | 0.007 |
| 36,5 – 1 | 0.007 | 0.007 | 0.007 | 0.008 |
Para transformadores con el lado de baja tensión a 380 V o inferior, se aplicará un coeficiente α de 0.025.
Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento de operación, se podrá mantener la formulación vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualización de la configuración de cálculo de energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento.
ANEXO 3. Procedimiento para el reparto de energías o pérdidas de instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos que comparten conexión con las redes de transporte o distribución
Objeto.
El objeto de este Anexo es establecer los criterios que deberán cumplir las configuraciones de cálculo de medidas de instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos que comparten instalaciones de evacuación para su conexión a las redes de transporte o distribución, así como el método de cálculo para el reparto de energías y pérdidas que aplicará el encargado de la lectura en los casos de instalaciones de generación que comparten instalaciones de evacuación para su conexión a las redes de transporte o distribución cuando no hay acuerdo entre los distintos participantes.
Reparto de energías y pérdidas.
La configuración que se detalla como referencia aplicará a las distintas configuraciones requeridas de una instalación (principal y comprobante o redundante) de acuerdo con el Reglamento unificado de puntos de medida.
Se indica AS, AE, R1, R2, R3 y R4 como las medidas activa saliente, activa entrante, reactiva cuadrante 1, reactiva cuadrante 2, reactiva cuadrante 3 y reactiva cuadrante 4 de los puntos de medida.
Cuando se haga referencia a coeficientes de pérdidas (K) se entenderá por tales los coeficientes acordados entre el generador y el distribuidor para tener en cuenta las pérdidas en líneas o transformadores intermedios. En caso de no existir acuerdo en los mismos se calcularán por el encargado de la lectura correspondiente conforme a lo indicado en el Anexo 2 de este procedimiento.
Configuraciones de cálculo de Instalaciones conectadas a distribución o transporte que comparten instalaciones de evacuación.
En instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos conectadas a distribución o transporte y que compartan instalaciones de evacuación para su conexión a las redes de distribución o transporte, se establecerán tantos puntos frontera como instalaciones de generación haya. En los casos en que alguno de los distintos puntos frontera de instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos sea de tipo 3 ó 5, por acuerdo entre el distribuidor y el operador del sistema, el operador del sistema podrá ejercer como encargado de la lectura de dicha frontera tipo 3 ó 5. En estos casos, el tratamiento de los datos de medida de dicha frontera será como si se tratase de un punto de tipo 2.El distribuidor debe comunicar esta circunstancia al organismo encargado de la liquidación del régimen retributivo específico a los efectos oportunos.
La medida se establecerá en cada punto frontera con uno de los tres métodos indicados a continuación.
a. Si el número de generadores conectados al nudo de distribución o transporte es menor o igual que cuatro (4), se podrá repartir la energía medida en distribución/transporte proporcionalmente a la medida de energía de cada generador:
Gi(AE)=PM1 (AE)*PMi(AE)/(PM2 (AE)+PM3(AE)+PM4(AE)+PM5 (AE))
Gi(AS)=PM1 (AS)*PMi(AS)/(PM2 (AS)+PM3(AS)+PM4(AS)+PM5 (AS))
Gi(R1)=PM1 (R1)*PMi(R1)/(PM2 (R1)+PM3(R1)+PM4(R1)+PM5 (R1))
Gi(R2)=PM1 (R2)*PMi(R2)/(PM2 (R2)+PM3(R2)+PM4(R2)+PM5 (R2))
Gi(R3)=PM1 (R3)*PMi(R3)/(PM2 (R3)+PM3(R3)+PM4(R3)+PM5 (R3))
Gi(R4)=PM1 (R4)*PMi(R4)/(PM2 (R4)+PM3(R4)+PM4(R4)+PM5 (R4))
siendo:
Gi: medida en cada una de las fronteras que comparten el nudo de conexión,
PMi: medida en el punto de medida ubicado en la instalación del punto frontera Gi,
PM1: medida en el punto de conexión,
PM2, PM3, PM4 y PM5: cada una de las medidas de energía neta de los distintos grupos de generación.
La configuración principal del punto frontera se calculará con todos los equipos principales y la configuración redundante o comprobante con todos los equipos redundantes o comprobantes.
No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice simultáneamente para la configuración principal y para la redundante o comprobante.
Si las instalaciones comparten más de una conexión, primero se efectuará el saldo neto horario de todas las conexiones con la red de distribución o transporte y a continuación se procederá igual que en los puntos anteriores.
Si se instala un nuevo generador evacuando en la misma conexión, se modificarán las fórmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva configuración.
b. Si el número de generadores conectados al nudo de distribución/transporte es mayor que cuatro, la medida se calculará siempre de esta forma:
Gi(AS)=PMi(AS)*Ki
Gi(AE)=PMi(AE)*(2-Ki)
Gi(R1)=PMi(R1)*(2-K’i)
Gi(R2)=PMi(R2)*(2-K’i)
Gi(R3)=PMi(R3)*(K’i)
Gi(R4)=PMi(R4)*(K’i)
Siendo Ki y K’i los coeficientes de pérdidas acordados entre los participantes para la energía activa y reactiva. En el Anexo 2 de este procedimiento se indica un posible método para el cálculo de dichos coeficientes. Si sólo se definen coeficientes para activa Ki, se utilizarán también como coeficientes para la energía reactiva.
Se deberá instalar equipo de medida siempre en el punto de conexión de las distintas instalaciones con la red de distribución/transporte.
Si fuese de aplicación, todos los puntos de medida tienen que estar equipados con equipo de medida principal y redundante o comprobante.
La configuración principal punto frontera se calculará con todos los equipos principales y la configuración redundante o comprobante con todos los equipos redundantes o comprobantes.
No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice para la configuración principal y para la redundante o comprobante.
c. Alternativamente, e independientemente del número de generadores conectados, será admisible que para la configuración principal de medida se reparta la energía medida en el punto de conexión con la red de distribución o transporte proporcionalmente a la medida de energía de cada generador de acuerdo con lo descrito en a) y que para la medida redundante se aplique a la medida de cada generador un coeficiente de pérdidas de acuerdo con lo indicado en b).
Si las instalaciones comparten más de una conexión, primero se efectuará el saldo neto horario de todas las conexiones con la red de distribución/transporte y a continuación se procederá igual que en los puntos anteriores.
Si se instala un nuevo generador evacuando en la misma conexión, se modificarán las fórmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva configuración.
ANEXO 4. Calculo de Coeficientes de Configuraciones Comprobantes a partir de Datos Históricos
La relación de medida de un punto de medida principal en sus magnitudes de energía activa entrante y saliente con sus correspondientes comprobantes cumple la relación:
donde:
es la medida para la magnitud δ en el periodo i en el punto de medida principal.
es la medida para la magnitud β del punto de medida comprobante n en el periodo de integración i.
αn es el coeficiente que relaciona la medida del/los punto/s comprobante/s de medida n con el punto principal para la magnitud de cálculo.
La ecuación (1) también se puede expresar, en un espacio de n dimensiones, como la recta:
y –α1· x1– α2· x2... – αn–1· xn–1– αn= 0(2)
Nota: la correspondencia entre las magnitudes δ y β entre los puntos de medida principal y comprobantes de la ecuación (1) deberán formularse de forma que se cumpla el principio de conservación de la energía (es decir, independientemente de la magnitud programada en los contadores).
donde:
αi son los coeficientes (incógnitas a calcular) basados en históricos.
y, x1, x2,..., xn son los datos históricos que definen la recta que relaciona la medida principal (y) con las medidas comprobantes (xi).
Los coeficientes αi calculados a partir de datos de medida históricos se obtendrán a partir de los j conjuntos de muestras disponibles (y, x1, x2,...,xn) que generen el menor error posible.
Este error se puede expresar como:
donde yj, xj1, xj2,...,xjn son los j conjuntos de muestras; la recta de ajuste proporciona un valor diferente de y.
Dado que dicho error puede ser negativo o positivo, se define la función:
que asegura que los valores de error son siempre positivos; de todas las rectas posibles definidas por αi, la que menor error proporciona será la que se obtenga de resolver las n ecuaciones con n incógnitas que minimizan la función (4); esto es, la derivada de dichas funciones igualada a cero:
La solución del conjunto de coeficientes ai consecuencia del cálculo de n ecuaciones con n incógnitas de (5) se expresarán con seis decimales aunque en los cálculos intermedios se utilizarán al menos 10 decimales.
Los conjuntos de muestras a utilizar para la resolución de los anteriores sistemas de ecuaciones se obtendrán con los siguientes criterios:
a. El número de muestras para la obtención de cada ai será como mínimo de (25 x 24 muestras por magnitud)
b. El número máximo de muestras a utilizar será el correspondiente a tres meses (3 x 30 x 24 muestras por magnitud)
c. Las muestras procederán del último trimestre previo al cálculo de los coeficientes.
d. Sólo se considerarán como muestras válidas para un periodo de integración y magnitud, aquéllas en las que se disponga simultáneamente de medidas firmes de registradores válidas del punto de medida principal y de todos los puntos de medida comprobantes que lo conforman.
e. No se utilizará ningún conjunto de valores que incluya un 0 en cualquiera de sus energías.
Ejemplos:
Caso de comprobante con un único punto de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
cuyo resultado sería:
donde:
n es el número de parejas de valores utilizados para la obtención del coeficiente α1 que define el coeficiente en base a datos históricos.
y son las distintas parejas de valores de la muestra para distintos periodos de integración de la configuración principal y la comprobante con un único punto de medida, que cumple los criterios indicados en este procedimiento.
Caso de configuración comprobante con dos puntos de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
El sistema de ecuaciones (5), estará formado por dos ecuaciones con dos incógnitas cuyo resultado es:
donde:
n es el número de conjuntos de valores utilizados para la obtención de los coeficientes α1 y α2 que definen los coeficientes basados en datos históricos.
, y son los distintos valores de la muestra constituidas para distintos periodos de integración de la configuración principal del punto de medida 1 y del punto de medida 2 de la configuración comprobante que cumplen los criterios indicados en este procedimiento.
Caso de configuración comprobante con tres puntos de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
El sistema de ecuaciones (5) estará formado por tres ecuaciones con tres incógnitas:
donde:
n es el número de conjuntos de valores utilizados para la obtención de los coeficientes α1, α2 y α3 que definen los coeficientes basados en datos históricos.
, , y son los distintos valores de la muestra constituidas para distintos periodos de integración de la configuración principal del punto de medida 1 y del punto de medida 2 y del punto de medida 3 de la configuración comprobante que cumplen los criterios indicados en este procedimiento.
Caso de configuración comprobante con cuatro puntos de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
El sistema de ecuaciones (5) estará formado cuatro ecuaciones con cuatro incógnitas:
Para cualquier número de puntos de medida de la configuración comprobante de un punto frontera el procedimiento sería similar.
ANEXO 5. Estimación de medidas de puntos frontera y agregaciones a partir de datos históricos
Objeto.
Este Anexo tiene por objeto definir los algoritmos de cálculo para la estimación de medidas a partir de datos históricos de puntos frontera.
Adicionalmente, este procedimiento lo utilizará el operador del sistema para la estimación de agregaciones cuando se cumplan los supuestos indicados en el procedimiento 10.4. En este caso el operador del sistema estimará una agregación (conjunto de puntos frontera) como si se tratase de un único punto formado por todos los puntos que constituyen la agregación.
Consideraciones generales.
En todos los cálculos descritos en este Anexo se utilizarán tres (3) decimales. Los resultados finales de energías se expresarán en kWh redondeando los decimales a la unidad inmediata superior si es igual o superior a 0.5 o a la unidad inmediata inferior si es inferior a 0.5.
Los días de 23 horas se estimarán de forma análoga a si los de 24 horas, sin estimar valor para el periodo de cambio horario.
Los días de 25 horas se estimarán de forma análoga a los de 24 horas, si bien la estimación para el periodo de cambio horario será idéntica a la del periodo inmediatamente anterior.
No se utilizarán nunca medidas estimadas por este procedimiento como datos de partida para realizar nuevas estimaciones.
Procedimiento de estimación de valores horarios.
3.1 Procedimiento de estimación de huecos.
La estimación de cada magnitud de energía y periodo horario se calculará como la media aritmética para cada una de las magnitudes y periodo de integración de las medidas correspondientes a los periodos de integración anterior y posterior para los que se dispone de medida de energía.
3.2 Procedimiento de estimación de ventanas de periodos.
El procedimiento de estimación se realiza en tres pasos:
a. Obtención muestra histórica. Cálculo de media y desviación típica:
El tamaño de la muestra será de 6 medidas por cada periodo de integración a estimar, obtenidas de acuerdo con los siguientes criterios:
La muestra estará formada por las 6 medidas del mismo periodo de integración y de los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de día y del mismo mes (Nota 2).
Si con el criterio definido en 1 no se alcanzase el número de 6 muestras se considerarán también los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de día y de la misma temporada (Nota 2) hasta alcanzar las 6 medidas.
Si de la utilización de los criterios 1 y 2 anteriores no se alcanzase el número de 6 muestras se considerarán también los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de día y de distinta temporada.
Se calculará la media aritmética (x) y desviación típica (s) de la muestra de medidas válidas de energías de la misma magnitud y del mismo periodo de integración despreciando de dicha muestra los valores máximo y mínimo (Nota 1).
Nota 1: En caso de que se repita el valor máximo en las muestras sólo se eliminará para el cálculo de la media y desviación típica una de ellas. Análogamente, en caso de que se repita el valor mínimo en las muestras sólo se eliminará para el cálculo de la media y desviación típica una de ellas.
Nota 2: Se definen los días tipo (si aplica) y temporadas de acuerdo con la clasificación establecida en el Real Decreto vigente en el que se establecen las tarifas de acceso a redes.
Ejemplo:
Supongamos que se ha de estimar el día 1 de marzo (jueves) de 2001 de un cliente que opera en la península, la muestra para obtener la estimación se obtendría:
1. Al ser día tipo B (lunes a viernes no festivos temporada media), la muestra podrá formarse con los días 2, 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001. Si alguno de los días anteriores no estuviese disponible se podrían utilizar los días (y por este orden de prelación) 12, 13,14, 15, 16, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 27, 28, 29 y 30 de marzo de 2001.
2. Si no se alcanzase el número de seis muestras habría que utilizar (y por este orden de prelación) las medidas de lunes a viernes de abril de 2001, o las de julio de 2001, o las de octubre de 2000, o las de octubre de 2001 y por este orden de prelación.
3. Si no se dispusiese, aun así de las 6 muestras habría, que utilizar las medidas de lunes a viernes más próximos de febrero de 2001.
a. Cálculo de los extremos de distribución:
Para cada magnitud y periodo de integración de la muestra calculada en a) se calculan los extremos de la misma suponiendo una distribución normal:
Muestra máxima = x + 2 * s
Muestra mínima = x – 2 * s
b. Cálculo del valor de energía estimado:
El valor de medida estimado para cada una de las magnitudes y períodos de integración será la media aritmética de la muestra total descrita en a), sin despreciar valores máximos y mínimos utilizando sólo los valores que entren dentro de la distribución normal descrita en b)
Ejemplo (ver Anexo 6):
Supongamos que se han de estimar las medidas de energía activa entrante para un punto frontera de cliente que opera en la península de la magnitud activa entrante desde el periodo de integración n.º 1 del 5/3/2001 hasta el periodo 24 del día 9/3/2001.
Para este punto frontera se dispone de medidas válidas de registrador desde 1/9/2000 hasta el 5/3/2001.
a. Se selecciona la muestra de medidas que se utilizará. Por tanto, al ser el tipo de día B en todos los días a estimar (lunes a viernes temporada media), los días de las muestras serán:
Del criterio 1: Los días 1/3/2001(jueves) y 2/3/2001 (viernes).
Del criterio 2: Utilizamos los días tipo más próximos disponibles, esto es, los días 26/10/2000, 27/10/2000, 30/10/2000 y 31/10/2000. (no es necesario utilizar el criterio 3 pues ya se dispone de seis muestras).
b. Se calcula la media y la desviación típica sin utilizar las muestras máxima y mínima para cada periodo de integración.
c. Se calculan los extremos máximo y mínimo de la distribución para cada periodo de integración.
Se calcula la estimación de energía como la media aritmética de las muestras utilizando para su cálculo las muestras que entran dentro de la distribución definida en c).
d. La misma estimación calculada se utilizará para los días de cálculo, esto es para los días 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001.
3.3 Estimación de energía con datos de cierres ATR y perfil plano.
Los valores de energía de los distintos huecos existentes se estimarán distribuyendo la energía horaria no medida con los distintos cierres validados de ATR, esto es:
donde:
Ei es cada uno de los periodos de energía a estimar (huecos) perteneciente al periodo de cierre de ATRj.
MCATRj es el valor de energía de cierre de ATRj al que pertenece el periodo horario Ei de energía a estimar.
Σei es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo de cierre MCATRjde los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj – Σei es la energía horaria no medida durante el periodo de MCATRj.
nj es el número de periodos a estimar correspondientes al periodo de cierre ATRj.
3.4 Estimación de energía con datos de cierres ATR y perfil en base a datos históricos.
Los valores de energía a estimar se obtendrán modulando con los valores de cierre de ATR validados disponibles la curva de consumo obtenida por el procedimiento de estimación de histórico descrita en el 3.2 de este Anexo, esto es:
a. Obtener la curva en función de datos históricos de acuerdo con el procedimiento descrito en 3.2. (Valores xij) de este Anexo.
b. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir de los cierres de ATRj disponibles:
donde:
Eij es cada uno de los periodos i de energía a estimar (huecos) perteneciente al periodo de cierre de ATR j.
MCATRj es el valor de energía de cierre de ATRj al que pertenece el periodo horario Ei de energía a estimar.
Σeij es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo de cierre MCATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj – Σeij es la energía horaria no medida durante el periodo de MCATRj.
xij es el valor de energía del periodo de integración i y perteneciente a su vez al periodo de cierre de MCATRj calculado de acuerdo con históricos por el método descrito en 3.2 de este Anexo.
Σxij es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al cierre MCATRj calculados de acuerdo con histórico por el método descrito en 3.2 de este Anexo.
3.5 Estimación de energía con dato de saldo y perfil plano.
Los valores de energía de los distintos huecos existentes se estimarán distribuyendo la energía horaria no medida con el saldo disponible y validado del contador, esto es:
donde:
Ei es cada uno de los periodos de energía a estimar (huecos) pertenecientes al periodo de saldo S.
Σei es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo de saldo S de los que se dispone de valor horario.
S es el valor del saldo de energía al que pertenece los periodos horarios Ei a estimar. Es decir S-Σei es la energía horaria no medida durante el periodo de S.
nj es el número total de periodos sin medida a estimar correspondientes al intervalo del saldo S.
3.6 Estimación de energía con dato de saldo y perfil en base a datos históricos.
Los valores de energía a estimar se obtendrán modulando con el valor de saldo disponible y validado la curva de consumo obtenida por el procedimiento de estimación de histórico descrita en el apartado 3.2 de este Anexo, esto es:
a. Obtener la curva en función de datos históricos de acuerdo con el procedimiento descrito en 3.2 de este Anexo.
b. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir del saldo S disponible:
donde:
Ei es cada uno de los periodos i de energía a estimar pertenecientes al periodo de saldo S.
Σei es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo que corresponde el saldo S de los que se dispone de valor horario.
S es el valor del saldo de energía al que pertenecen los periodos horarios Ei a estimar. Es decir S-Σei es la energía no medida horariamente.
Xi es el valor de energía del periodo de integración i calculado de acuerdo con el método descrito en 3.2 de este Anexo.
Σxi es la suma de todos los valores de energía horaria i sin medida calculados de acuerdo con el método descrito en 3.2 de este Anexo.
Procedimiento de estimación de cierres.
4.1 Estimación de cierres a partir de históricos.
El procedimiento de estimación de un cierre se realiza en cinco pasos:
a. Obtención de la muestra histórica:
El tamaño de la muestra de cada uno de los periodos a estimar será de cuatro. Se seleccionarán los existentes más próximos.
A fin de uniformizar los cierres que componen la muestra, se calcula la energía media horaria de cada periodo de cierre de la muestra como cociente entre la energía de cierre y el número de horas que abarca. Estos serán los valores que integran la muestra (4 valores por cada cierre a estimar).
b. Obtención de la media y desviación típica:
Se calcula la media Mjy desviación típica sjde cada uno de los cierres j a estimar.
c. Cálculo de los extremos de la distribución:
Se calculan los extremos de la muestra de cada cierre i a estimar suponiendo una distribución normal:
Muestra máxima j= Mj+ 2 σj
Muestra mínima j= Mj– 2 σj
d. Obtención de la media normalizada de cierre:
Se calcula el valor de la media normalizada para cada cierre j a estimar utilizando los valores de la muestra descrita en a) que estén comprendidos en los límites definidos en c).
e. Obtención de la media de cierre:
Se calcula la media de cada cierre a estimar j como el valor obtenido en d) multiplicado por el número de horas que tiene el periodo de cierre j a estimar [ecj]
4.2 Estimación de cierres a partir de datos históricos modulados con saldo de contador.
El valor de cada uno de los cierres j obtenidos (ecj) por el procedimiento descrito en 4.1 se modula con el saldo disponible de acuerdo con:
donde:
S es el saldo total que engloba a todos los cierres del periodo.
ΣEci es la suma de los cierres de los que se dispone de media. Por tanto S-ΣEci es la energía de los cierres no medida.
ecj es el valor de energía del cierre j calculado de acuerdo con el apartado 4.1 de este Anexo.
Σecj es la suma de todos los cierres j que es necesario estimar y calculados de acuerdo 4.1 de este Anexo.
4.3 Estimación de cierres sin histórico a partir de saldo total de contador.
La estimación de los cierres no medidos se obtiene repartiendo cada periodo de cierre a estimar proporcionalmente a la potencia contratada en cada periodo:
donde:
S es el saldo total.
ΣEci es la energía medida de cierres comprendidos en el saldo S.
Ecj es la energía a estimar del periodo j.
Pcj es la potencia contratada del periodo j a estimar.
ΣPcj es la suma de las potencias contratadas de los periodos a estimar.
ANEXO 6. Ejemplo de cálculo de estimaciones de medidas a partir de datos históricos
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 01/03/2001 (jueves) | 370 | 414 | 389 | 423 | 429 | 439 | 436 | 290 | 258 | 252 | 304 | 310 | 303 | 312 | 548 | 544 | 557 | 346 | 309 | 279 | 274 | 269 | 276 | 341 |
| 02/03/2001 (viernes) | 410 | 428 | 405 | 439 | 452 | 469 | 471 | 330 | 290 | 284 | 310 | 324 | 338 | 470 | 566 | 555 | 558 | 348 | 321 | 297 | 286 | 274 | 289 | 389 |
| 26/10/2000 (jueves) | 484 | 454 | 465 | 460 | 456 | 470 | 481 | 342 | 294 | 297 | 317 | 326 | 338 | 546 | 575 | 578 | 567 | 437 | 324 | 300 | 298 | 299 | 297 | 404 |
| 27/10/2000 (viernes) | 489 | 479 | 481 | 484 | 462 | 477 | 487 | 343 | 297 | 298 | 323 | 333 | 340 | 569 | 638 | 649 | 606 | 461 | 326 | 314 | 320 | 322 | 309 | 432 |
| 30/10/2000 (lunes) | 498 | 485 | 491 | 484 | 484 | 483 | 504 | 347 | 320 | 329 | 326 | 336 | 376 | 575 | 652 | 649 | 624 | 478 | 329 | 315 | 322 | 323 | 314 | 439 |
| 31/10/2000 (martes) | 528 | 530 | 509 | 503 | 484 | 484 | 565 | 421 | 340 | 553 | 392 | 441 | 420 | 577 | 665 | 650 | 625 | 505 | 378 | 330 | 326 | 327 | 317 | 534 |
| Media= | 470 | 462 | 461 | 467 | 464 | 475 | 486 | 341 | 300 | 302 | 319 | 330 | 348 | 540 | 608 | 608 | 589 | 431 | 325 | 307 | 307 | 305 | 302 | 416 |
| Desviación= | 40.6 | 26.1 | 38.5 | 21.7 | 14.3 | 6.55 | 13.8 | 7.33 | 13.5 | 19.1 | 7.07 | 5.68 | 18.7 | 48.3 | 43.5 | 48.5 | 31.4 | 57.8 | 3.37 | 9.33 | 17.5 | 23.2 | 11.4 | 23.5 |
| X-2*s= | 389 | 409 | 383 | 423 | 435 | 462 | 458 | 326 | 273 | 264 | 305 | 318 | 311 | 443 | 521 | 511 | 526 | 315 | 318 | 288 | 272 | 258 | 280 | 369 |
| X+2*s= | 551 | 514 | 538 | 510 | 492 | 488 | 513 | 355 | 327 | 340 | 333 | 341 | 385 | 637 | 695 | 705 | 652 | 547 | 332 | 325 | 341 | 351 | 325 | 463 |
| Estimación= | 482 | 452 | 457 | 474 | 468 | 477 | 486 | 341 | 300 | 302 | 319 | 330 | 348 | 547 | 607 | 604 | 590 | 429 | 325 | 307 | 304 | 302 | 305 | 416 |
| Medidas utilizadas= | 5 | 5 | 6 | 5 | 5 | 5 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 5 | 6 | 6 | 6 | 6 | 4 | 4 | 6 | 6 | 5 | 4 |
ANEXO 7. Método de estimación completo o parcial de medidas por ausencia en la CCH a partir de perfiles de facturación
El cálculo de la estimación de medidas de la CCH a partir del perfil de facturación correspondiente a la categoría del consumidor, se efectuará para cada ciclo de facturación que lo requiera a partir del saldo de ATR, de la suma de medidas horarias válidas disponibles y de los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturación calculados y publicados a estos efectos por el operador del sistema.
Para calcular las medidas horarias de la CCH no disponibles, la diferencia positiva entre el saldo de ATR y la suma de medidas horarias válidas disponibles se repartirá, para cada periodo tarifario, de forma proporcional a los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturación que calculará y publicará el operador del sistema para cada semana eléctrica el jueves anterior a la misma, a partir de los perfiles iniciales aprobados por resolución del Director General de Política Energética y Minas en desarrollo de lo previsto en el artículo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico aprobado por el Real 1110/2007, de 24 de agosto, actualizando éstos últimos con la mejor estimación de demanda disponible.
Sean:
C Ciclo de facturación de un saldo de ATR entre la hora 0 el día «di» del mes «mi» y la hora 0 el día «df» del mes «mf».
SALc,p Saldo de ATR del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p» en kWh.
Nsp Número de horas del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p».
CCHrh,d,p Medida horaria válida correspondiente a la hora «h» y día «d» del periodo tarifario «p» en Wh.
Nrp Número de horas con medida horaria válida del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p».
ΣCCHrh,d,p Sumatorio de las Nrp medidas horaria válidas del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p» en Wh.
Pkh,d Perfil final «k» a efectos de facturación para el día «d» y hora «h».
Para el caso de que Nsp>Nrp,se define:
Nep Número de horas para las que es necesario estimar la medida horaria del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p». Será igual a la diferencia de Nsp – Nrp,
ΣPkh,d Sumatorio de los Nep perfiles finales «k» a efectos de facturación correspondientes a las horas con medida horaria a estimar del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p»».
CCHeh,d,p Medida horaria a estimar en Wh correspondiente a la hora «h» y día «d» del periodo tarifario «p» que se calculará de la siguiente forma:
Para el caso en que el cálculo de CCHeh,d,psea menor de 0,,se considerará CCHeh,d,p= 0 ylas medidas horarias válidas CCHrh,d,p deberán ser ajustadas para que ΣCCHrh,d,p= SALc,p según el método del Anexo 8 de este procedimiento.
El proceso de estimación completa o parcial de medidas a partir de perfiles de facturación ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida horaria estimada CCHeh,d,p. Se propone redondear el resultado a 0 decimales:
CCHeh,d,p, red = Redondear [CCHeh,d,p]
Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.
ANEXO 8. Método de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR
El método de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR tiene como objetivo modificar los valores de una CCH correspondiente a un periodo completo o parcial del intervalo del saldo de ATR.
Sean:
C Ciclo de facturación de un saldo de ATR entre la hora 0 el día «di» del mes «mi» y la hora 0 el día «df» del mes «mf».
SALc,p Saldo de ATR del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p» en kWh.
Nsp Número de horas del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p».
CCHrh,d,p Medida horaria válida correspondiente a la hora «h» y día «d» del periodo tarifario «p» en Wh.
Nrp Número de horas con medida horaria válida del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p».
ΣCCHrh,d,p Sumatorio de las Nrp medidas horaria válidas del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p» en Wh.
Para el caso en que Nsp= Nrp,yySALc,p <>ΣCCHrh,d,pseajustarán los valores de las medidas horarias CCHrh,d,p de la siguiente forma:
Para el caso en que Nsp> Nrp,yySALc,p <>ΣCCHrh,d,pse estimarán las medidas no disponibles de la CCHrh,d,p según el método del Anexo 7 de este procedimiento. Para el caso en que SALc,p <ΣCCHrh,d,plas medidas no disponibles de CCHrh,d,pserán igual a 0, y las medidas de CCHr h,d,p deberán ajustarse según la fórmula anterior.
El proceso de ajuste completo o parcial de medidas ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida horaria ajustada CCHrh,d,p, ajustada. Se propone redondear el resultado a 0 decimales:
CCHrh,d,p ajustada red = Redondear [CCHrh,d,p ajustada]
Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.
ANEXO 9. Ejemplos de saldo de ATR y CCH asociada
Se incluyen a continuación ejemplos de cada uno de los casos de relación entre el saldo de ATR y su CCH asociada, que se incluyen en la siguiente tabla:
| Relación ATR - CCH | Tipo de Saldo de ATR | Método de obtención de la CCH | Código de método de obtención | Tipo de medida de la CCH |
|---|---|---|---|---|
| Caso a1 | Real. | Real | 1 | Firme. |
| Caso a2 | Real. | Ajustada | 3 | Firme. |
| Caso b | Calculado. | Real | 1 | Firme. |
| Caso c | Real. | Real/Ajustada/Real/Perfil | 1/3/1/2 | Firme/Estimación. |
| Caso d y e | Lectura absoluta local o visual del encargado de lectura. | Real/Ajustada/Real/Perfil | 1/3/1/2 | Firme/Estimación. |
| Caso d y e | Auto-lectura absoluta visual del cliente. | Real/Ajustada/Real/Perfil | 1/3/1/4 | Firme/Estimación. |
| Caso d y e | Estimado en función de históricos del año anterior. | Perfil | 5 | Estimación. |
| Caso d y e | Estimado según un factor de utilización de la potencia contratada. | Perfil | 6 | Estimación. |
Con objeto de simplificar los ejemplos, se considerarán ciclos de facturación ficticios de 5 días.
Ejemplo de caso a1:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de un saldo de ATR válido (43 kWh) y una curva de carga horaria válida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh). Se cumple que SALDO = ΣCCHr.
Por tanto, no será necesario realizar ninguna estimación ni ajuste. El método de obtención de todas las medidas horarias de la curva será 1.
Ejemplo de caso a2:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de un saldo de ATR válido (50 kWh) y una curva de carga horaria válida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh). Se cumple que SALDO > ΣCCHr.
Por tanto, será necesario realizar un ajuste según el método del Anexo 8 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias de la curva será 3.
Ejemplo de caso b:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria válida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh) y no se dispone de saldo de ATR.
Por tanto, será posible calcular el saldo de ATR a partir del sumatorio de las medidas horarias. El método de obtención de las medidas horarias de toda la curva será 1.
Ejemplo de caso c con saldo de ATR > ΣCCHr:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria válida incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y de un saldo de ATR válido > ΣCCHr.
Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento. El método de obtención de las medidas horarias con medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 2.
Ejemplo de caso c con saldo de ATR < ΣCCHr:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria válida incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y de un saldo de ATR válido < ΣCCHr.
Por tanto, será necesario realizar un ajuste según el método del Anexo 8 de este documento, de las medidas reales para que ATR válido = ΣCChr, mientras que las horas sin medida quedarán ajustadas a 0. El método de obtención de todas las medidas horarias de la curva será 3.
Ejemplo caso d con saldo de ATR obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de lectura.
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo de ATR > ΣCCHr obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de lectura.
Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento y de forma idéntica al ejemplo 4 de este Anexo. El método de obtención de las medidas horarias con medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 2.
Ejemplo caso d con saldo de ATR de auto-lectura absoluta visual del cliente.
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo de ATR > ΣCCHr obtenido a partir de la auto-lectura absoluta visual del cliente.
Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento y de forma idéntica al ejemplo 4 de este anexo. El método de obtención de las medidas horarias con medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 4.
Ejemplo de caso d con saldo de ATR estimado en función de históricos del año anterior:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (43 kWh) estimado en función de históricos del año anterior.
En este caso, no se tendrán en cuenta las medidas de la CCHr y se estimarán todas las medidas del intervalo del saldo según el método del Anexo 7 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias estimadas será 5.
Ejemplo de caso d con saldo de ATR estimado según un factor de utilización de la potencia contratada:
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (44 kWh) estimado según un factor de utilización de la potencia contratada.
En este caso, no se tendrán en cuenta las medidas de la CCHr y se estimarán todas las medidas del intervalo del saldo según el método del Anexo 7 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias estimadas será 6.
P.O. 10.6. Agregaciones de puntos de medida
Objeto.
El objeto de este documento es definir el procedimiento de cálculo de las agregaciones de puntos de medida y la información a intercambiar de las mismas.
Ámbito de aplicación.
Este documento aplica a los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y a los puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura.
Responsabilidades.
Los distribuidores son los responsables del cálculo de las agregaciones de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y de los puntos frontera de generación de los que son encargados de lectura, de acuerdo a lo indicado en este documento.
Calculo de agregaciones.
4.1 Definición de medidas agregadas.
4.1.1 Medidas agregadas de fronteras de clientes.
Una medida agregada de medidas horarias de puntos frontera de clientes es el resultado de calcular el sumatorio de la energía activa consumida para cada periodo de integración horario de los distintos puntos frontera de clientes agrupados por distribuidor, comercializador, nivel de tensión, peaje de acceso, discriminación horaria, tipo de punto de medida, sistema eléctrico aislado (para los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares) o provincia (para el sistema peninsular).
Hasta que no se disponga de medida horaria en todos los puntos frontera de clientes tipo 5, las medidas agregadas de dichas fronteras se obtendrán a partir de:
• Medidas de curvas de carga horaria CCH reales o estimadas de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.
• Medidas horarias de suministros que no dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas y deban ser previamente perfilados a partir de las medidas utilizadas para la facturación del peaje de acceso de terceros a la red (saldos de ATR) de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de Operación 10.5.
4.1.2 Medidas agregadas de fronteras de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura.
Una medida agregada de fronteras de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura es el resultado de calcular el sumatorio de energía activa generada horariamente de los distintos puntos frontera de dichas instalaciones agrupados por distribuidor, unidad de programación o entidad de liquidación del representante o titular sin representante, tipo de punto de medida, sistema eléctrico aislado para los sistemas eléctricos no peninsulares o provincia para el sistema peninsular.
4.2 Requisitos de los concentradores secundarios que calculan e intercambian datos de agregaciones.
Los concentradores secundarios dentro del alcance de este documento deberán cumplir los requisitos indicados en los procedimientos de operación. 10.4 y 10.11.
4.3 Procedimiento de cálculo de medidas agregadas.
Los encargados de la lectura deberán calcular las distintas agregaciones de las que son participes de acuerdo a lo indicado en este procedimiento.
4.3.1 Identificación y alta de las agregaciones.
Cada encargado de la lectura deberá identificar y notificar al comercializador/consumidor directo a mercado/representante/generador sin representante y al operador del sistema las agregaciones que tiene responsabilidad de calcular utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los procedimientos de operación 10.4, 10.5 y 10.11.
4.3.2 Baja de agregaciones.
Cada encargado de la lectura deberá identificar y notificar al comercializador/consumidor/representante/generador sin representante y al operador del sistema las agregaciones de las que deja de tener responsabilidad de cálculo por dejar de ser partícipe de las mismas utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los procedimientos de operación 10.4, 10.5 y 10.11.
4.3.3 Cálculo de medidas agregadas.
Cada encargado de la lectura deberá calcular las distintas agregaciones de las que es responsable atendiendo a la definición descrita en el apartado 4.1 de este documento.
a. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de cliente tipo 3 y 4 o de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura deberán haber sido calculadas y perfiladas, en su caso, previamente de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.5. «Cálculo del Mejor Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de Información de Medidas Eléctricas».
Cada medida agregada de clientes tipo 3 y 4 y de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura que no dispongan de equipo de medida horario en un periodo de integración y magnitud tiene asociada adicionalmente la siguiente información:
• Número total de puntos frontera que participan en el cálculo de dicha agregación en el periodo de integración indicado.
• Energía calculada (agregada) utilizando únicamente medidas procedentes de registrador con las características indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida (esto es, excluyendo las estimadas).
• Número de puntos frontera que han servido como base para el cálculo anterior (las procedentes de registrador que cumplan el Reglamento unificado de puntos de medida).
En el Anexo 1 de este documento se detalla el procedimiento de tratamiento de decimales de las medidas agregadas.
b. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de cliente tipo 5 deberán haber sido calculadas previamente de acuerdo a lo establecido en el procedimiento de operación 10.5.
Cada medida agregada de clientes tipo 5 en un periodo de integración horario deberá tener asociada la siguiente información:
• Sumatorio de la medida horaria de energía de todos los suministros que forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh).
• Número total de suministros que forman parte de la agregación para el periodo horario.
• Sumatorio de las medidas horarias de energía procedentes de curva real de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas que forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh).
• Número de suministros con medida procedente de curva real.
• Sumatorio de las medidas horarias de energía procedentes de medida estimada de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas que forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh).
• Número de suministros con medida estimada.
El detalle de la obtención de cada uno de los datos agregados de clientes tipo 5, se describe en el Anexo 2 de este documento.
4.4 Intercambio de información.
4.4.1 Publicaciones de los concentradores secundarios al concentrador principal.
El intercambio de información de medidas agregadas atenderá a lo indicado en el P.O. 10.4 «Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de comunicaciones» para agregaciones de puntos frontera generación de los que el distribuidor es encargado de lectura y el P.O. 10.11 «Tratamiento e intercambio de Información entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de agentes» para agregaciones de puntos frontera clientes junto con las consideraciones de este procedimiento.
Las medidas agregadas que deberá calcular y enviar cada concentrador secundario quedan identificadas por la siguiente información:
• Concentrador que envía la medida.
• Magnitud (será activa consumida para agregaciones de clientes y activa generada para agregaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura).
• Periodo de integración.
• Medida (kWh, valores incrementales).
• Número total de puntos frontera y sumatorio de las medidas horarias de energía de la agregación según se describe en el apartado 4.3.3 de este procedimiento.
• Agregación calculada: identificada por los distintos parámetros que la definen descritas en los apartados 4.1.1 y 4.1.2 de este procedimiento. Esto es, cada concentrador secundario, enviará para cada periodo y magnitud las distintas agregaciones vigentes de las que disponga de medidas.
4.4.2 Publicaciones del concentrador principal a los concentradores secundarios.
La publicación por parte del operador del sistema de las medidas agregadas se realizará utilizando el protocolo de comunicaciones entre concentradores y formatos descritos en el P.O. 10.4.
ANEXO 1. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 3 y 4 y de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura
El objeto de este anexo es establecer la metodología para el tratamiento de decimales de los datos agregados en kWh de las medidas de clientes tipo 3 y 4 o de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura en kWh a partir de sus medidas horarias.
Sean:
VRi Valor de la medida de la agregación en kWh de un conjunto de fronteras calculadas de acuerdo a lo indicado en el apartado 4.3.3 para el periodo de integración i con 12 decimales.
EAi Error acumulado de energía del periodo de integración i calculado como:
Con EA0= 0 kWh y con i variando desde 1 hasta el número de periodos de integración de un mes completo (por ejemplo 24 x n.º de días mes).
VFi Valor agregado en kWh sin decimales con el que se generarán los ficheros para el periodo de integración i que se calculará a partir de la expresión:
VFi = Redondear [VRi + EAi–1]
Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5
Ejemplo:
| Periodo (1 a n.º horas mes) | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| VRi | 6,3 | 7,1 | 6,4 | 6,5 | 6,2 | 6,1 | 6,9 | 7 | 5,5 | 2,1 | 8,7 | 5,4 | 2,7 | 5,8 | 9,4 | 4,5 | 5,7 | 5,4 | 8,8 | 7,2 | 6,8 | 5,1 | 7,8 | 2,6 | 1,8 | 2,9 | 4,8 | 8,1 | 5,1 |
| EAi | 0,3 | 0,4 | -0,2 | 0,3 | -0,5 | -0,4 | -0,5 | -0,5 | 0 | 0,1 | -0,2 | 0,2 | -0,1 | -0,3 | 0,1 | -0,4 | 0,3 | -0,3 | -0,5 | -0,3 | -0,5 | -0,4 | 0,4 | 0 | -0,2 | -0,3 | -0,5 | -0,4 | -0,3 |
| VFi | 6 | 7 | 7 | 6 | 7 | 6 | 7 | 7 | 5 | 2 | 9 | 5 | 3 | 6 | 9 | 5 | 5 | 6 | 9 | 7 | 7 | 5 | 7 | 3 | 2 | 3 | 5 | 8 | 5 |
ANEXO 2. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 5
El objeto de este anexo es establecer la metodología de obtención de los datos agregados de medidas de clientes tipo 5 a partir de las medidas horarias en Wh que combinan suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas, así como de suministros que no estén integrados y deban ser perfilados.
Sean:
CCHch,d,a Medida horaria del cliente «c» de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.
AGRh,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» en la hora «h» y día «d» en Wh.
Nh,d,a Número de clientes con medida horaria de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».
CCHrch,d,a Medida horaria real del cliente «c» de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.
AGRrh,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» con medida real (que disponga de equipo de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas) en la hora «h» y día «d» en Wh.
Nrh,d,a Número de clientes con medida horaria real de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».
CCHech,d,a Medida horaria estimada del cliente «c» de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.
AGReh,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» con medida estimada en la hora «h» y día «d» en Wh.
Neh,d,a Número de clientes con medida horaria estimada de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».
CCHpch,d,a Medida horaria perfilada del cliente «c» perfilada de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.
AGRpch,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» con medida perfilada en la hora «h» y día «d» en Wh.
Nph,d,a Número de clientes con medida horaria perfilada de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».
Donde:
Σ CCHrh,d,a, Σ CCHeh,d,aaplicarán a suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.
Σ CCHph,d,a a suministros que NO dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.
Por tanto se cumplirá que:
Σ CCHch,d,a =Σ CCHrch,d,a+Σ CCHech,d,a+ Σ CCHpch,d,a
Nh,d,a =Nrh,d,a +Neh,d,a +Nph,d,a
El proceso de cálculo de agregaciones en kWh ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de las medidas horarias CCHrch,d,a,CCHech,d,a,CCHpch,d,aen Wh.
Los valores decimales resultantes se tratarán de la siguiente manera:
• Se emplearán al menos doce (12) decimales en el proceso.
• Se asignará a cada sumatorio Σ CCHrch,d,a,Σ CCHech,d,a,Σ CCHpch,d,ade la hora «h» y día «d» el valor entero tras redondear.
• Se arrastrará el residuo decimal existente en el cálculo de la hora «h» y día «d» a la siguiente hora «h+1» cuya medida horaria se debe estimar.
Esto es:
• Para la primera hora a agregar:
AGRrh,d,a= Redondear [Σ CCHrch,d,a]
• Para las restantes horas a agregar:
AGRrh+1,d,a= Redondear [Σ CCHrch,d,a+ residuo AGRrh,d,a]
residuo AGRrh,d,p = AGRrh,d,pΣ CCHrch,d,a
Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.
PO. 10.11. Tratamiento e intercambio de Información entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de agentes
Objeto.
El objeto de este documento es definir el tratamiento de la información relativa a los datos de medida de los puntos de los que los distribuidores son los encargados de la lectura.
Este documento define los flujos de información de medidas entre los concentradores secundarios de los distribuidores y el concentrador principal y resto de participantes del sistema.
Ámbito de aplicación.
Este procedimiento es de aplicación a los participantes del sistema de información de medidas de puntos frontera de los que los distribuidores son encargados de lectura.
Este documento aplica a los concentradores secundarios definidos en el Reglamento unificado de puntos de medida que gestionen datos de medidas de clientes y/o puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de la lectura.
Responsabilidades.
Los encargados de la lectura son responsables del desarrollo, instalación, administración, mantenimiento y operación de los concentradores secundarios de acuerdo al Reglamento unificado de puntos de medida junto con lo indicado en este documento.
Los propietarios de concentradores secundarios que, sin ser encargados de la lectura, suministren las medidas a sus encargados son responsables del desarrollo, instalación, administración, mantenimiento y operación del concentrador secundario de acuerdo a lo indicado en este documento.
Procesos de los concentradores secundarios.
4.1 Recepción de las medidas de los puntos de medida.
4.1.1 Puntos de medida con conexión directa al concentrador secundario del encargado de la lectura.
El concentrador secundario del encargado de la lectura deberá recibir las lecturas de los registradores y / o contadores que son directamente leídos por el propio encargado de la lectura, de acuerdo con los plazos establecidos en el procedimiento de operación P.O.10.5. «Cálculo del Mejor Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de Información de Medidas Eléctricas».
4.1.2 Puntos de medida cuyas lecturas son enviadas desde un concentrador secundario cuyo titular no es el encargado de la lectura.
El concentrador secundario del encargado de la lectura podrá obtener medidas a través de otros concentradores siempre que las mismas procedan de registradores que tengan operativa la firma electrónica y envíen al concentrador secundario del encargado de la lectura toda la información requerida dentro de los plazos recogidos en el P.O. 10.5.
El canal y protocolo de comunicación entre los concentradores será el definido en el apartado 6 de este procedimiento.
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