Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica

5.10 Gestión de Información Estructural. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener información relativa a los agentes del sistema, Unidades de Programación (UP), y Físicas (UF), 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.

5.11 Solicitud de modificación de información estructural. La modificación de la información estructural será solicitada mediante el envío al OS del correspondiente formulario disponible en la página Web debidamente cumplimentado y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.

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

5.12 Información a facilitar al OS para el despacho de producción. Los agentes deberán comunicar al OS la información necesaria para realizar la función de despacho de producción. Esta información está definida en el artículo 68 del Real Decreto 738/2015, y en los procedimientos de operación SENP 2.2 y 3.1, y se facilitará según los plazos especificados en los citados procedimientos de operación SENP 2.2 y 3.1.

El coste de cada uno de los combustibles utilizados en los SENP será el establecido por el Ministerio para la Transición Ecológica en el caso de las instalaciones de categoría A que tengan derecho a la percepción del régimen retributivo adicional. En el caso de las instalaciones de tipo A que no tengan derecho a la percepción de dicha retribución, los costes variables de despacho deberán ser comunicados al OS.

Asimismo los agentes deberán proporcionar adicionalmente la información que se requiera en los distintos Procedimientos de Operación.

5.13 Modificación de la mezcla de combustible en unidades de producción. En aquellos grupos para los que no sea posible determinar a priori una mezcla de combustible habitual, al utilizar combustibles procedentes de otros procesos asociados o combustibles cuyas características técnicas no sean estándares, los agentes podrán solicitar la utilización de una mezcla de combustible variable dentro de un rango, que deberá ser autorizada por la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la CNMC. En dichos casos, el titular de la instalación deberá comunicar al OS, con un plazo de una semana, las horas de uso de la mezcla de combustible autorizada para su utilización a efectos de despacho y liquidación.

En los casos en los que una unidad de producción necesite temporalmente utilizar un combustible o mezcla de combustible distinta de las autorizadas para mantener su programa previsto de producción, informará al OS de las características de combustible o mezcla de combustible y la duración prevista del cambio, con una antelación mínima de un mes. El operador del sistema comunicará al peticionario su decisión en el plazo de 10 días naturales. Dicha comunicación se realizará de acuerdo a lo establecido en el Anexo VI.2 del Real Decreto 738/2015. Las autorizaciones excepcionales serán informadas anualmente a la DGPEM indicando las causas que motivaron el cambio de combustible o mezcla, las características técnicas del combustible o mezcla autorizada y la duración de la autorización.

6. Concentrador de medidas eléctricas del SENP. El Concentrador de Medidas Eléctricas del SENP que corresponda es el sistema con el que el OS gestiona la información de medidas en cada SENP de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador de Medidas Eléctricas. La base de datos del Concentrador de Medidas del SENP recoge los datos necesarios para la gestión del sistema de medidas y será al menos la 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.

• Medidas de generación neta cuando sea de aplicación.

• Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.

• Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidación.

• Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidación.

• Pérdidas de la red de transporte, en su caso.

• Acumulados entre actividades.

• Perfiles de consumo.

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

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

Dicha información estará disponible en la dirección de Internet del OS (http://www.ree.es) y en la web pública de esios (www.esios.ree.es).

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

Cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en el Concentrador de Medidas Eléctricas del SENP, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110/2007 por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o normativa 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 encargado de la lectura.

• Medidas horarias de los puntos de generación neta cuando sean de aplicación 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 frontera y 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 sección de medidas eléctricas de la web pública se indican los requisitos y procedimientos a seguir para la utilización de dicho acceso seguro al Concentrador de Medidas Eléctricas del SENP.

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 con los 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 la 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 de medidas recibe y gestiona la información intercambiada entre los puntos frontera de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.6 Alta de puntos frontera, CUPS, agregaciones y resto de datos estructurales. El alta, baja y/o modificación de fronteras, CUPS 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 de Medidas del SENP. El envío de datos de medidas al Concentrador de Medidas del SENP 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 de medidas 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 control de la operación en tiempo real (STR). El OS deberá recibir en su Sistema de Tiempo Real y de forma automática toda la información de las instalaciones de transporte, de las instalaciones de distribución pertenecientes a la red observable –según se define esta última en el procedimiento de operación 8.1 de los SENP por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS– y de las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo 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 y generación asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable 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. Para la realización de esta función estos centros de control 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. Este centro de control de instalaciones de producción será el responsable del envío al OS de toda la información en tiempo real correspondiente a la instalación, así como el interlocutor por parte de la instalación en todas las comunicaciones con el OS en relación con la operación de la instalación, incluidos todos los intercambios de información relativos a la participación de la misma en los servicios del sistema y en el despacho económico.

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

7.1.1 Requerimientos Técnicos. El intercambio en tiempo real con REE 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 en el SENP correspondiente (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 cuatro líneas, serán idénticas, y deberán de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El OS 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 de regulación. En cuanto a las medidas de frecuencia, el OS deberá recibir al menos una medida con precisión de mHz por cada sistema aislado de los SENP con una periodicidad de 1 segundo. El resto de la información en tiempo real será intercambiada con una periodicidad a determinar por el OS con cada agente, y en ningún caso superará los doce segundos.

El OS mantendrá la confidencialidad de la información recibida. No obstante, podrá enviar a los agentes aquella información que soliciten, siempre y cuando estos 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.

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

• Red de Transporte.

• Red Observable.

• Instalaciones de Generación.

• Instalaciones de Generación asociadas a autoconsumo.

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

7.1.3 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.e. indicación de tomas de transformadores).

La información detallada de señales a captar se recoge en el anexo 2.

7.1.4 Criterios de validación de calidad de telemedidas recibidas en tiempo real de potencia activa de generación. 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 Operador del sistema 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 producida¹ por la instalación/agrupación en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real.

¹ La integral horaria de las telemedidas se realiza con su signo correspondiente, de forma que un valor final positivo indica energía producida, mientras que si es negativo, representaría un consumo de energía activa por parte de la instalación/agrupación.

• 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 mensuales del mes m.

• Horas registradas (I): subconjunto de las horas mensuales 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 una determinada instalación/agrupación es válida si y solo 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.

En el caso particular de las instalaciones en régimen de autoconsumo con obligación de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizará determinando su desviación con respecto al acumulado mensual de las energías netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Las condiciones para considerar válida la calidad de la telemedida serán las mismas que para el resto de instalaciones.

Adicionalmente el OS podrá realizar las verificaciones que estime convenientes y estén a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas 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 se pondrá en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

8. Otras informaciones que los agentes deben enviar al operador del sistema. El OS será el responsable de recopilar toda aquella otra información relativa a la operación de los SENP descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los distribuidores, y en su caso el transportista, por una parte, y los propietarios de instalaciones de producción conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte y de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y los gestores de la red de distribución conectada a la red de transporte, por otra, facilitar al OS la información que éste le requiera para el ejercicio de sus funciones. Será obligatorio el envío al OS, por parte de distribuidores, empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte y del transportista único, del listado de agrupaciones de instalaciones de producción de potencia neta no superior a 15 MW (tipo B) conectadas a sus redes.

Asimismo, los gestores de distribución recabarán de las instalaciones tipo B de su ámbito, la información necesaria para la operación y la enviarán al OS con la periodicidad que este precise.

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

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

8.1 Datos a enviar a los tres días. Los agentes de los SENP 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 bornes del alternador (b.a.).

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

Consumos propios de generación.

Consumos de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

Consumo de combustible en centrales térmicas.

Existencias de combustible en centrales térmicas.

Información hidrológica:

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

• Vertidos.

Incidentes en la Red de Transporte.

Producción de instalaciones tipo B (b.c.).

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 hidráulicas.

Consumos propios de generación.

Consumos y producción de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

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

Entrada de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas o 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 o 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 o 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.

Resultados de los análisis de comprobación de las especificaciones técnicas de cada partida de combustible adquirida.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carbón 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. Antes del día 20 del mes de enero, serán enviados al OS los datos anuales 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 curva de carga del sistema.

9.2 Información a los tres días. El OS publicará el día D + 4 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 mensual. Mensualmente el OS publicará la siguiente información:

• Estadísticas de Operación de los SENP.

• Disponibilidad del equipo térmico de generación.

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

• Estadísticas de incidentes.

• Evolución 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.

• Precio de los derechos de emisión de despacho, expresados en €/tCO₂, conforme a lo indicado en el artículo 66 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

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

• 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 cada SENP.

• Energía generada por tipo de producción/combustible.

• Energía generada por instalaciones de producción tipo A y tipo B.

• Consumo de bombeo.

• Demanda de cada SENP.

• 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 incidentes.

10.1 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes de los sistemas eléctricos que son objeto de información, en el ámbito de este procedimiento, por parte del agente 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 los sistemas eléctricos o sus componentes con intención de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad de los sistemas eléctricos en su conjunto.

d. Pérdida de suministro, independientemente del incidente que la haya producido y del nivel de tensión en el que este haya acontecido, significativa o solicitada por el OS.

e. Otras circunstancias anómalas para el sistema eléctrico –por ejemplo, oscilaciones significativas– no asociadas a pérdida de instalaciones de la red de transporte o a pérdidas de suministro.

10.2 Comunicación al operador del sistema. En el caso de que se produzca algún incidente de los definidos en el apartado anterior en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producción monitorizadas por el OS, con independencia de la red donde se conecten, el agente 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 del incidente contendrá, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el anexo 3 que resulten de aplicación.

El OS podrá, cuando así lo estime necesario, realizar consultas adicionales con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la información adicional necesaria.

Cuando el OS determine que el evento constituye una incidente significativo para algún sistema eléctrico, procederá a notificarlo al agente titular o representante de la instalación o al responsable del suministro de los consumidores finales afectados.

Dicho agente deberá remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 días hábiles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisará y completará la información remitida en el informe preliminar (anexo 3) y se incluirán las posibles acciones identificadas por el agente para evitar o minimizar el efecto de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3 Comunicación del Operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.1, el OS incluirá la información correspondiente en un «Parte Diario de Incidentes» que se pondrá a disposición de los agentes antes de las doce horas del día siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborará un informe escrito, una vez disponga de la información definitiva del mismo. Este informe incluirá las medidas a tomar para evitar la repetición del incidente 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 agentes afectados, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al para la Transición Ecológica en un plazo no superior a 60 días hábiles tras la ocurrencia del incidente.

Los informes correspondientes a los incidentes más significativos serán presentados y analizados en las reuniones del Grupo de Análisis de Incidentes que convocará el Operador del sistema.

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

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 agentes del mercado de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de agentes.

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 agentes se pondrá asimismo a disposición del público en general en el mismo día.

ANEXO I. Contenido de la base de datos estructural del OS

Notas generales y abreviaturas.

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

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

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

• La clasificación de las unidades de producción en categoría A y B responde a la definición del artículo 2 del Real Decreto 738/2015:

a. Instalaciones categoría A. Dentro de esta categoría se incluyen los grupos de generación hidroeléctricos no fluyentes y térmicos que utilicen como fuentes de energía carbón, hidrocarburos, biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica, así como las instalaciones de cogeneración de potencia neta superior a 15 MW.

b. Instalaciones categoría B. Dentro de este grupo se incluyen las instalaciones de generación no incluidas en el párrafo anterior que utilicen fuentes de energía renovables e instalaciones de cogeneración de potencia neta inferior o igual a 15 MW.

• En el caso de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo, además de lo recogido en este anexo se deberá proveer la siguiente información:

c. Modalidad de autoconsumo, sección y subsección (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislación vigente).

d. Indicar modalidad de autoconsumo Individual/Colectivo.

Estructura del anexo I.

El presente anexo está organizado de acuerdo a la siguiente estructura:

1. Sistema de producción.

1.1 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

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 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.2.1.2 Centrales de más de 0,5 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 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.2.2.2 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.2.2.3 Centrales de más de 1 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 1 MW o conectadas a la red de transporte).

1.1.2.4 Otros datos.

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 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.3.1.2 Centrales de más de 0,5 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 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.3.2.2 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.3.2.3 Centrales de más de 1 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 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.3.3.2 Centrales de más de 1 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 1 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 (véanse apartados correspondientes).

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 0,5 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 1 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 1 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 (véanse apartados correspondientes).

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 Instalaciones de producción de categoría A 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 Instalaciones de producción de categoría A 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 1 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.8.2 Centrales de más de 1 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 incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

1.2.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 kW y hasta 500 kW de potencia.

1.2.2 Características a suministrar de cada instalación mayor de 0,5 MW.

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 (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red, ver punto 1.2.6.4).

1.2.6.3 Datos de la línea o cable de evacuación de cada instalación (en caso de ser esta la línea o cable de conexión a la red de transporte, ver punto 1.2.6.5).

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 1 MW.

1.3 Información de regulación primaria, secundaria y terciaria.

1.3.1 Información de regulación primaria.

1.3.2 Información de regulación secundaria.

1.3.3 Información de regulación terciaria.

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. Elementos de almacenamiento.

5. Red observable.

5.1 Subestaciones.

5.2 Parques.

5.3 Líneas y cables.

5.4 Transformadores.

5.5 Elementos de control de potencia reactiva.

ANEXO II

1. Información de la red de transporte y de la red observable que se enviará al OS en tiempo real.

1.1 Interruptores.

1.2 Seccionadores.

1.3 Líneas.

1.4 Transformadores (incluye transporte, generación y consumo), reactancias y condensadores.

1.5 Acoplamiento de barras.

1.6 Barras.

1.7 Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación.

1.8 Instalaciones de producción de categoría A.

1.9 Resto de instalaciones de potencia superior a 50 MW o conectadas a la red de transporte.

1.10 Instalaciones de generación con obligación de adscripción a un centro de control de generación.

1.11 Resto de instalaciones de generación con obligación de envío de telemedidas en tiempo real.

1.12 Compensadores síncronos.

1.13 Instalaciones de producción del tipo descrito en la DT undécima Real Decreto 738/2015.

ANEXO III

1. Sistema de producción.

1.1 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

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 3º 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.

○ Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 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 Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.

• N.º de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m³/s).

• Salto neto nominal (m).

• Categoría de la instalación (A o B).

○ Centrales de más de 0,5 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 10 kV con influencia en la red de transporte).

• Empresa o empresas propietarias:

– Nombre.

– NIF/CIF.

– Dirección.

– Porcentaje de participación.

• Empresa o empresas explotadoras:

– Nombre.

– NIF/CIF.

– Dirección.

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

• Esquema del subsistema hidráulico.

• Embalse asociado.

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

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

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.

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

• Depósito o cámara de carga (sí/no). En caso afirmativo, volumen.

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

• N.º de grupos.

• Potencia nominal.

• Caudal nominal (m³/s).

• Caudal máximo de turbinación (m³/s).

• Caudal mínimo de turbinación (m³/s).

• Salto bruto máximo (m).

• Salto bruto mínimo (m).

• Salto neto nominal (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).

– Altura de impulsión nominal (m).

– Caudal nominal de bombeo (m³/s).

– Caudal máximo de bombeo (m³/s).

– Caudal mínimo de bombeo (m³/s).

– 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.

– 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 distintas alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).

– 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.

– Categoría de la instalación (A o B).

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

○ Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 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).

○ Centrales de más de 0,5 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 distintas 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 (SÍ/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 (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: 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.

○ Centrales de más de 1 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).

Figura 1. Factores de saturación

1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 1 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.

○ Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 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).

• Categoría de la instalación (A o B).

○ Centrales de más de 0,5 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).

• Denominación de la instalación.

• 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 anuales y estacionales si procede).

• 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.

• Categoría de la instalación (A o B).

○ 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 y medida 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.

○ Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 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.

○ Centrales de más de 0,5 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.

○ Centrales de más de 1 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 (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. (p.u.), según figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).

• Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u. (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.

○ Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

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

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

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

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

• En caso de 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 han de especificar el rango de cada parámetro y su valor de consigna.

○ Centrales de más de 1 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 1 MW o conectadas a la red de transporte).

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

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

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

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

• 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.

○ 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 Real Decreto 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.

○ Datos adicionales en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 0,5 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.

○ Centrales de más de 1 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 1 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.