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

• Información confidencial para los participantes del sistema de medidas: La información contenida en SIMEL será de carácter confidencial, de forma que únicamente cada participante del sistema de medidas podrá acceder a los datos de los puntos frontera y/o agregaciones de los que es partícipe.

Cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en SIMEL, a través de la Web de participantes https://participantes.int.simel.ree.es/, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones técnicas complementarias y los Procedimientos de Operación de Medidas:

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

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

– 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 de frontera y de medida de los que el OS es encargado de la lectura.

– Inventario de los puntos de frontera de los que el distribuidor es encargado de la lectura (adicionalmente, a efectos de liquidación, agregaciones de puntos fronteras según lo indicado en los Procedimientos de Operación de Medidas).

– Medidas horarias para puntos fronteras de las que el distribuidor es el encargado de la lectura.

Adicionalmente el OS publicará e intercambiará información de datos estructurales y de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operación por el que se definen los sistemas de comunicación con los concentradores de medidas eléctricas.

La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el SIMEL 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.

7.4 Requisitos técnicos. En la ejecución de los procesos e intercambios de información sobre los datos gestionados y almacenados por SIMEL, el OS deberá garantizar:

Con objeto de garantizar la máxima disponibilidad, el SIMEL es un sistema redundante. Además, el SIMEL dispondrá de un sistema de respaldo en una localización diferente del sistema principal.

7.4.1 Base de dato de SIMEL. El OS mantendrá en su base de datos toda la información necesaria para la correcta gestión del sistema de medidas que está bajo su responsabilidad.

La base de datos de SIMEL cumplirá los siguientes requisitos:

7.4.2 Medios de intercambio de información. La comunicación entre el OS y los participantes del sistema de medidas, así como la divulgación de la información pública de libre acceso se hará por medios electrónicos de intercambio de información, utilizando en cada momento las tecnologías que, en conformidad con los requisitos indicados en este apartado 7, sean más adecuadas.

La adopción de nuevos medios electrónicos de intercambio de información, así como la suspensión de la utilización de alguno de los existentes, se comunicará a los usuarios con la suficiente antelación de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de información.

El OS publicará los medios electrónicos disponibles de intercambio de información y sus características, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, así como los plazos previstos para ello.

7.4.3 Comunicaciones Para la realización de los intercambios de información, el OS dispondrá diversos medios alternativos de uso común para el acceso al sistema, y comunicará a los usuarios los detalles técnicos necesarios para el acceso.

La instalación, mantenimiento y configuración de los canales de comunicación para acceder al SIMEL será responsabilidad y correrá a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicará en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.

7.4.4 Servicios de acceso al SIMEL. El acceso al SIMEL por parte de los participantes del sistema de medidas o del público en general, se hará en función del carácter de la información a la que se tiene acceso, ya sea pública o confidencial.

Según el tipo de información, existirán dos servicios de acceso: Privado y público.

El servicio privado estará reservado únicamente a los participantes del sistema de medidas conforme a la normativa vigente.

Los servicios de acceso, tanto privados como públicos utilizarán las tecnologías más adecuadas en cada caso. Las direcciones electrónicas de los servicios de acceso privado y público serán facilitadas por el OS.

El sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilización de los siguientes elementos:

Los certificados del apartado b) anterior se emitirán almacenados en un fichero en alguno de los formatos estándar del mercado. El fichero estará protegido por una contraseña para evitar su utilización indebida. Los participantes del sistema de medidas podrán solicitar uno o varios certificados digitales.

Será responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extravío deberá comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.

Los certificados digitales serán emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilización del certificado digital.

Los certificados digitales se emitirán con fecha de caducidad. Será responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovación del certificado con una antelación no inferior a 5 días laborables respecto a la fecha de caducidad.

Asimismo, será responsabilidad del participante del sistema de medidas solicitar la anulación de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).

7.4.5 Formatos de intercambio de información: Todos los intercambios de información se realizarán mediante documentos electrónicos de contenido y formato determinados, que serán publicados por el OS en el SIMEL. El contenido y formato de los distintos ficheros de datos estructurales y de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas serán los recogidos en última versión del documento «Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas». La redacción de este documento es responsabilidad del OS y estará disponible en la página Web dispuesta para este fin por el OS.

Este documento y sus modificaciones serán publicados, con la antelación suficiente antes de su entrada en vigor, en la web dispuesta para este fin por el OS.

8. Información de telemedidas en tiempo real (STR).

8.1 Descripción de la información. El OS deberá recibir en su Sistema de Tiempo Real, de forma automática, toda la información de las instalaciones de transporte, la red observable –según se define esta última en el procedimiento de operación 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 preciso para operar en el sistema eléctrico.

8.2 Sujetos y responsabilidades. Los propietarios de las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo, el transportista único y los gestores de las redes de distribución suministrarán al OS la información en tiempo real necesaria de los elementos de su propiedad con la calidad requerida.

La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo, deberá ser facilitada al OS a través de un centro de control de generación. Para la realización de esta función estos centros de control de generación podrán ser propios o de terceros que representen al titular de la instalación, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector eléctrico.

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

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

8.3 Detalle de la información. Se requerirá información de las instalaciones que se enumeran a continuación:

Red de Transporte.

Red Observable.

Instalaciones de Generación.

Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementación del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, 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 IV del presente procedimiento.

En este anexo se entiende por posición el conjunto de los elementos y protecciones 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.

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

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

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

8.4 Carácter de la información. La información en tiempo real enviada por los Sujetos del Mercado, el transportista único y los gestores de las redes de distribución al operador del sistema, tendrá carácter confidencial.

Podrá ser enviada por el operador del sistema a cada gestor de la red de distribución la información de telemedidas en tiempo real disponible correspondientes a:

• Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a su red de distribución.

• Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo de la red observable por dicho distribuidor.

• Instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gestión.

• Instalaciones de red de la red observable por dicho distribuidor.

La información que sea imprescindible para garantizar el desarrollo de las funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensión, planes de salvaguarda, emergencia y reposición del servicio) podrá ser enviada a los sujetos que así lo justifiquen, siempre que se cuente con la autorización del titular de la información.

8.5 Plazos de provisión de la información / publicación. La información se enviará en tiempo real tan pronto como sea captada por los elementos de medición.

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

8.6 Sistemas de información. El OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real para la identificación y gestión de las telemedidas en tiempo real recibidas.

En la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibirá la información estructural necesaria para la correcta identificación de las telemedidas de las instalaciones. La solicitud de alta o modificación de esta información en tiempo real por parte de los centros de control se enviará al OS al menos quince días antes de la fecha en la cual el alta o modificación debe quedar implementada en la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real.

8.7 Requisitos técnicos.

8.7.1 Requisitos técnicos de los centros de control. La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción y a las instalaciones de 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 el centro de control de la instalación.

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

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

Un centro de control no podrá compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operación con otro centro de control. El turno de operación estará físicamente en la dirección postal comunicada por el centro de control al OS. Cada centro de control tendrá una única localización física y la capacidad de interlocución con el OS para todas las instalaciones adscritas a él, pudiendo contar con otras ubicaciones de respaldo.

El centro de control deberá superar las pruebas establecidas por el operador del sistema incluyendo pruebas de control de producción con bajada real de producción en al menos una instalación. La no superación de estas pruebas conllevará la denegación de la constitución de un centro de control.

El operador del sistema podrá verificar en cualquier momento la capacidad de los centros de control y los requisitos recogidos en la normativa. Si de dicha verificación se derivara la anulación de esta condición a un centro de control ya constituido, el operador del sistema informará a la CNMC quien resolverá el conflicto técnico planteado.

A solicitud de los distribuidores, el OS les facilitará la información relativa a la adscripción a centros de control de las instalaciones conectadas a la red bajo su gestión o a la red observable por cada distribuidor.

8.7.2 Criterios de validación de calidad de telemedidas de potencia activa de generación recibidas en tiempo real:

La información a enviar al OS deberá tener una calidad mínima para considerar el cumplimiento de los requisitos de envío de telemedidas en tiempo real establecidos.

De forma general la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizará mensualmente determinando su desviación con respecto al acumulado mensual de las energías horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de 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 Saliente recibidas en tiempo real por el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energía producida por la instalación/agrupación en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real. En el cálculo de la telemedida horaria integrada, si durante algún periodo esta telemedida no se renovara, se considerará en la integral el último valor válido.

– Energía horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energía horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la «energía exportada» Activa Saliente en el punto frontera de la instalación según el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.

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

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

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

Para cada periodo de liquidación contemplado en los Procedimientos de Operación de Medidas, el OS publicará la telemedida horaria integrada a los centros de control de generación y los incumplimientos en la validación de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validación a los representantes y a los centros de control de las instalaciones de las mismas a través de SIMEL. Asimismo informará a la CNMC para los efectos oportunos si durante tres 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 comprobaciones que estime convenientes y estén a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas se corresponden con el perfil de las producciones realmente realizadas. En el caso de identificar, a criterio del OS, una manipulación fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta situación se pondrá en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

9. Información de carácter general relativa a la operación del sistema.

9.1 Descripción de la información. Se trata aquí la información de carácter general relativa a la operación que por una parte genera y por otra requiere el OS.

9.2 Sujetos a los que aplica. El OS, por una parte, los distribuidores, y en su caso el transportista único, por otra, 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 una tercera parte, son los responsables de aportar la información tratada en este apartado.

9.3 Información generada por el OS. La información que el OS publicará a través de la web corporativa de Red Eléctrica www.ree.es, y que incluye el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generación, será la siguiente:

Información diaria:

– Curva de carga del sistema.

– Balance eléctrico de producción desglosado por tipo de producción/combustible.

– Estado de las reservas hidroeléctricas de la semana previa al día D-4.

Información mensual:

– Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico.

– Disponibilidad del equipo térmico de generación.

Información anual:

– Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico

– Tasa de disponibilidad del equipo generador.

– Índices 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.

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

– Corriente máxima de cortocircuito en el punto de conexión que deben soportar, al menos, las instalaciones de generación, consumo o distribución directamente conectadas a la red de transporte como valor mínimo de diseño de dichas instalaciones de acuerdo a lo especificado en el P.O. 12.2.

Series históricas de:

– Potencia instalada en el sistema.

– Energía generada por tipo de producción/combustible.

– Consumo de bombeo.

– Intercambios internacionales.

– Demanda del sistema eléctrico.

– Producible hidroeléctrico.

– Reservas hidroeléctricas.

– Tasas de disponibilidad del equipo generador.

– Índices 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.

Toda esta información tendrá carácter público.

En el caso de instalaciones de generación conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631 y de instalaciones de demanda o de red de distribución conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388, el operador del sistema ofrecerá:

• Con carácter particular a cada propietario de instalación conectada a la red de transporte y con carácter previo a la obtención de la notificación operacional para energización, una estimación de las corrientes mínima y máxima de cortocircuito previstas en el punto de conexión como un equivalente de la red.

• Tras un suceso imprevisto, el operador del sistema informará al propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana después del suceso imprevisto, de los cambios por encima de un umbral del 10 % por encima de la corriente máxima de cortocircuito que la instalación de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribución conectada a la red de transporte afectadas podrán soportar de la red de transporte en el punto de conexión según lo indicado en el presente apartado.

• Antes de un suceso programado, el operador del sistema informará al propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana antes del suceso programado, de los cambios por encima de un umbral del 10% por encima de la corriente máxima de cortocircuito que la instalación de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribución conectada a la red de transporte afectadas podrán soportar de la red de transporte en el punto de conexión según lo indicado en el presente apartado.

9.4 Información requerida por el OS.

9.4.1 Agrupaciones de instalaciones de producción. Los distribuidores, y en su caso, el transportista único, deberán enviar al OS el listado de agrupaciones de instalaciones de producción conectadas a sus redes en el formato, medio y periodicidad que establezca el OS para cumplir con lo requerido en la normativa. Esta información tendrá carácter confidencial.

9.4.2 Instalaciones de producción conectadas a la red de transporte, instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte, instalaciones de demanda conectada a la red de transporte o gestores de la red de distribución conectados a la red de transporte.

El operador del sistema podrá solicitar información a un propietario de la instalación de producción así como de generación asociada a autoconsumo, conectadas a la red de transporte, de la instalación de demanda conectada a la red de transporte o a un gestor de la red de distribución conectado a la red de transporte sobre la contribución en términos de corriente de cortocircuito de dicha instalación o red. En estos casos, serán necesarios los modelos equivalentes de la red, y la demostración de esa equivalencia, para el valor de secuencia cero, de secuencia positiva y de secuencia negativa.

Tras un suceso imprevisto, el propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de la instalación de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte informarán al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana después del suceso imprevisto, de los cambios de corriente de cortocircuito por encima del umbral del 10% por encima de los valores previamente comunicados por el distribuidor o propietario de la instalación de consumo según lo indicado anteriormente.

Antes de un suceso programado, el propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de la instalación de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte informarán al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana antes del suceso programado, de los cambios de corriente de cortocircuito que superen un umbral del 10% por encima de los valores previamente comunicados por el distribuidor o propietario de la instalación de consumo según lo indicado anteriormente.

10. Información de incidentes en el sistema eléctrico.

10.1 Descripción de la información. La información a recibir es aquella necesaria para analizar los incidentes ocurridos en el sistema eléctrico, contribuir a identificar la causa del incidente y establecer los planes de mejora necesarios para evitar su repetición o minimizar el impacto sobre la seguridad del suministro. Dicha información se recoge en el anexo V del presente procedimiento de operación.

10.2 Sujetos a los que aplica. Este apartado es de aplicación a todos los sujetos definidos en el apartado 2 que sean titulares de instalaciones del sistema eléctrico afectadas por un incidente de referencia según lo establecido en el apartado 10.3 o que sean los responsables de estas instalaciones y a los responsables del suministro a los consumidores finales afectados.

10.3 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes del sistema eléctrico que son objeto de información, en el ámbito de este procedimiento, por parte del sujeto titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:

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

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

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

d. Actuación de cualquier sistema de protección por cualquier causa y que provoque la desconexión de algún elemento de red o de alguna instalación de generación con afección en la red de transporte.

10.4 Carácter de la información. La información recibida en el ámbito de este apartado se considerará de carácter confidencial según lo establecido en el apartado 4 de este procedimiento de operación.

10.5 Comunicación al operador del sistema. En el caso de que se produzca algún incidente de los definidos en el apartado 10.3 en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producción con obligación de envío de telemedidas en tiempo real al OS, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deberá facilitar al OS, y en un plazo de 2 horas, la mejor información de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta información que constituye el informe preliminar del incidente contendrá, al menos, los aspectos a), c) y d), e) que se recogen en el Anexo V de este procedimiento y que resulten de aplicación.

El OS podrá, cuando así lo estime necesario, realizar consultas adicionales, incluyendo si fuera preciso instalaciones no pertenecientes a la red observable, con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar y recabar, mediante la cumplimentación de un formulario de mayor detalle, la información del Anexo V que no se haya recibido y que considere necesaria, quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la información adicional necesaria,

En particular, para todos aquellos cortes de suministro con afección a la red de transporte que pudieran ser calificados como interrupciones, el OS requerirá de los sujetos la información necesaria para su análisis, así como en su caso para la valoración requerida por la Orden ECO 797/2002, poniendo a disposición de estos un formulario recogiendo todos los aspectos del Anexo V para su cumplimentación; los sujetos aportarán la información con el alcance y formato solicitados por el OS en cuanto esté disponible y en todo caso en el plazo de un mes.

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

10.6 Comunicación del operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.3, el OS incluirá la información correspondiente en un «Informe Diario de Incidencias» que se pondrá a disposición de los Sujetos del Mercado antes de las 12 horas del día laborable siguiente a la ocurrencia del mismo.

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 sujetos afectados, a la CNMC y a la Administración competente en materia de energía en un plazo de 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 OS.

10.7 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en los que, por su importancia o naturaleza, el OS lo juzgue necesario, este propondrá a la mayor brevedad posible la realización de un análisis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho análisis se incorporarán al informe que elabore el OS sobre el incidente y que podrá presentarse en el Grupo de Análisis de Incidentes que convocará el OS.

10.8 Requisitos técnicos. La información de oscilografía se facilitará en formato electrónico, preferiblemente en formato COMTRADE. La información sobre los ajustes de los equipos de protección se facilitará en formato electrónico igualmente.

11. Información del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (SCECI).

11.1 Descripción. Es la información a intercambiar entre el Operador del Sistema y los proveedores del servicio que permita una correcta gestión del servicio, conforme a lo establecido en la normativa específica del mismo.

11.2 Sujetos y responsabilidades. El OS y los sujetos proveedores del servicio de interrumpibilidad.

11.3 Detalle de la información. El envío de telemedida de potencia activa y reactiva demandada en tiempo real, el envío de la generación neta en tiempo real (en caso de proveedores con generación asociada), el envío y gestión de las órdenes de reducción de potencia, así como la gestión del relé de deslastre por subfrecuencia.

Igualmente, los envíos de programas de consumo y generación (cuando aplique), así como la gestión de las indisponibilidades.

El OS recibirá la información estructural necesaria para la correcta gestión del servicio, en particular, y con carácter no limitante:

11.3.1 Datos generales.

• Denominación de la instalación.

• Código Universal de punto de suministro (CUPS).

• Denominación social de la empresa propietaria de la instalación.

• Grupo empresarial al que pertenece.

• Dirección de la instalación.

• Ubicación geográfica Coordenadas (Latitud, Longitud).

• Fecha de puesta en servicio.

• Fecha de la última modificación exhaustiva de su acuerdo de conexión a la red.

• Nudo de conexión a la red (Nombre, kV).

• Actividad que desarrolla.

• Código actividad económica CNAE.

11.3.2 Datos específicos.

• Potencias contratadas por periodo tarifario (kW).

• Datos de contacto para la adecuada gestión del servicio

• Relé de deslastre por subfrecuencia:

○ Frecuencia de arranque: Valor de ajuste (Hz).

○ Tiempo de medida (ms).

○ Temporización voluntaria: Valor de ajuste (s).

○ Bloqueo por mínima tensión (%Un)

○ Existencia de automatismo de reposición (SI/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitación.

○ Cargas mínima y máxima desconectadas por el relé (MW).

• Datos, en su caso, de la generación asociada:

○ Código de la unidad o unidades físicas (UF).

○ Potencia instalada (MW), o, en su defecto, potencia máxima neta (MW).

○ Información sobre si se encuentra en régimen de autoconsumo y la modalidad del mismo.

11.4 Carácter de la información. La información recibida por el OS tendrá el carácter de confidencial.

11.5 Plazos de provisión de la información/publicación. La periodicidad de la información a intercambiar será la establecida en la normativa específica de aplicación al servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad. En cualquier caso los cambios en la información estructural y específica serán comunicados al OS tan pronto como se tenga constancia de los mismos.

Los plazos y procesos para gestionar cambios en la información estructural serán los que establezca el Operador del Sistema.

11.6 Sistemas de información. El OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del SCECI a efectos de gestionar el intercambio de información relativo a la prestación del servicio de interrumpibilidad. El SCECI gestionará los intercambios de información relativos a la prestación del servicio

El OS contará con un sistema que permita la comunicación, ejecución y control del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (SCECI), con las características definidas en la normativa correspondiente.

11.7 Requisitos técnicos. Los requisitos técnicos del SCECI serán los que se establezcan en la normativa de desarrollo correspondiente del servicio de interrumpibilidad.

Los proveedores del servicio deberán contar con los equipos y sistemas establecidos en la normativa a los efectos de la correcta prestación del servicio.

Será responsabilidad de los proveedores del servicio el correcto funcionamiento de sus equipos y de los sistemas de comunicación.

ANEXO I. Contenido de la base de datos estructural del operador del sistema

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

Notas generales y abreviaturas:

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

• De los datos de impedancia en p.u. o en % se debe indicar la tensión y la potencia base a la que están referidos.

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

ÍNDICE DEL ANEXO I

1. Instalaciones de Producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo.

1.0 Definición de potencias para instalaciones de generación.

1.1 Datos generales.

1.1.1 General.

1.1.2 Otros datos.

1.2 Datos generales adicionales, específicos por tecnología.

1.2.1 Centrales Y grupos hidráulicos.

1.2.1.1 Embalses.

1.2.1.2 Datos de la instalación.

1.2.1.3 Datos de cada grupo.

1.2.2 Centrales térmicas.

1.2.3 Centrales solares térmicas.

1.2.4 Instalaciones eólicas y fotovoltaicas.

1.3 Información básica necesaria para la programación de la operación y la participación en los mercados de servicios de ajuste del sistema.

1.3.1 Información general.

1.3.2 Solución de restricciones técnicas y mercado de reserva de potencia adicional a subir.

1.3.3 Regulación primaria.

1.3.4 Regulación secundaria.

1.3.5 Regulación terciaria y gestión de desvíos.

1.3.6 Control de tensión de la red de transporte.

1.4 Datos necesarios para la realización de estudios dinámicos.

1.4.1 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica).

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

1.4.3 Elementos de almacenamiento.

1.5 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio

1.6 Datos del transformador de conexión a la red.

1.7 Datos de la línea o cable de evacuación.

1.8 Datos de las protecciones.

1.8.1 General.

1.8.2 Datos adicionales para instalaciones o agrupaciones de instalaciones de potencia instalada superior a 10 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

1.8.3 Datos adicionales para instalaciones conectadas a la red de transporte.

1.8.3.1 Protecciones de la central.

2. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte

2.1 General.

2.2 Datos necesarios para la realización de estudios estáticos y dinámicos.

2.2.1 Modelado del comportamiento estático y dinámico de la instalación de consumo (o carga).

2.2.2 Modelado del comportamiento dinámico de la instalación de red de distribución.

2.3 Datos de la línea o cable.

2.4 Datos de las protecciones.

3. Red de transporte.

3.1 Subestaciones.

3.2 Parques.

3.3 Líneas y cables.

3.4 Transformadores.

3.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

4. Red observable.

4.1 Parques.

4.2 Líneas y cables.

4.3 Transformadores.

4.4 Elementos de control de potencia reactiva.

1. Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo. Se suministrará la información para instalaciones de producción así como para instalaciones de generación asociadas a autoconsumo, o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 1 MW, que es el umbral para envío de telemedidas al operador del sistema, según se define en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

El umbral de 10 MW que se utiliza en este apartado para información adicional se corresponde con la potencia, en conexiones a la red de distribución, a partir de la cual se requiere solicitud al operador del sistema de aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte, según se define en este mismo Real Decreto.

1.0 Términos de potencias para instalaciones de producción. Se recogen aquí los términos de potencias, y su definición coherente con la normativa vigente, utilizados en el presente documento.

Potencia instalada y potencia nominal:

La potencia instalada y nominal de una unidad de producción se corresponderá con la potencia activa máxima que puede alcanzar y vendrá determinada por la potencia menor de las especificadas en las placas de características de los grupos motor, turbina o alternador instalados en serie. De forma análoga, cuando la instalación esté configurada por varios motores, turbinas o alternadores en paralelo, será la menor de las sumas de las potencias de las placas de características de los motores, turbinas o alternadores que se encuentren en paralelo.

En caso de instalaciones fotovoltaicas, la potencia instalada será la suma de las potencias máximas unitarias de los módulos fotovoltaicos que configuran dicha instalación, medidas en condiciones estándar según la norma UNE correspondiente. La potencia nominal para estas instalaciones se considerará como la suma de las potencias activas instaladas de los inversores constituyentes del módulo de parque eléctrico, considerando el cumplimiento de las capacidades de potencia reactiva requeridas a la capacidad máxima de acuerdo al Reglamento (UE) 631/2016 y desarrolladas en el Procedimiento de Operación 12.2.

La potencia instalada de una central hidráulica deberá también considerar la potencia activa máxima que puede alcanzar la central teniendo en cuenta elementos comunes tales como las conducciones hidráulicas. Es por ello que nos referimos a potencia instalada de la central y potencia nominal de cada grupo.

En todos los casos, la potencia instalada deberá coincidir con la que figure en la autorización administrativa y a su vez corresponderá a la que se inscriba en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (RAIPEE).

Potencia máxima neta. La potencia máxima neta es la máxima potencia que pueda mantenerse en marcha continua durante un tiempo especificado, suponiendo la totalidad de sus instalaciones en servicio y condiciones óptimas especificadas de generación. Se entiende medida a la salida de la central, es decir, deduciendo la potencia absorbida por sus servicios auxiliares y las pérdidas en sus transformadores, si estos existen.

1.1 Datos generales.

1.1.1 General.

• Nombre de la instalación.

• Dirección de la instalación.

• Empresa o empresas propietarias.

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

• Compañía Distribuidora, en el caso de conexión a la red de distribución.

• N.º de grupos (salvo eólicos y fotovoltaicos).

• Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales térmicas o hidráulicas, y para la instalación, en el resto de casos:

• Nemónico de 8 dígitos o código B3 asignado en la contestación de acceso, en su caso.

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

• Fecha de puesta en servicio.

• Potencia instalada (MW) y potencia nominal (MW), o, en su defecto, potencia máxima neta (MW).

• Mínimo técnico (MW), para instalaciones o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 5 MW, que es el umbral de obligación de adscripción a un centro de control, según se define en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

• Capacidad de control de la potencia reactiva.

• En el caso de que deba cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631, deberá aportar la correspondiente documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos del mismo para cada uno de los módulos de generación de electricidad que definen la instalación de generación.

• En el caso de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo:

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

• Indicar modalidad de autoconsumo Individual/Colectivo.

Datos adicionales para instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia) y, en su caso, de la poligonal del parque o de la huerta.

• Localización geográfica: 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).

• Diagrama unifilar simplificado con todos los elementos componentes de la instalación no transporte desde el punto de conexión a red hasta la instalación de generación (sólo para solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales hidráulicas y térmicas, y para la instalación, en el resto de casos:

• Potencia aparente (MVA). Debe incluir toda la compensación de reactiva de la instalación, en instalaciones eólicas y fotovoltaicas.

• Potencia máxima neta (MW).

• Consumo de servicios auxiliares en bornes de alternador (b.a.) a plena carga, potencia activa (MW) (sólo térmicos).

• Tensión nominal (kV).

• Tasas estimadas de indisponibilidad programada.

En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos de potencia para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento.

1.1.2 Otros datos. Véanse apartados correspondientes a:

• Datos generales adicionales, específicos por tecnología.

• Información básica necesaria para la programación de la operación y la participación en los servicios de ajuste del sistema.

• Datos necesarios para la realización de estudios dinámicos.

• Datos necesarios para los planes de reposición del servicio.

• Datos del transformador de conexión a la red.

• Datos de la línea o cable de evacuación.

• Datos de las protecciones.

1.2 Datos generales adicionales, específicos por tecnología.

1.2.1 Centrales y grupos hidráulicos.

1.2.1.1 Embalses.

• Nombre del embalse.

• Empresa o empresas propietarias o concesionarias.

• Cuenca (río).

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

• Fecha de terminación.

• Capacidad en energía eléctrica (MWh), teniendo en cuenta todas las centrales situadas aguas abajo del embalse.

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

• Capacidad total (hm³), entre el fondo y el nivel máximo admitido en explotación normal.

• Capacidad útil (hm³), entre los niveles mínimo y máximo de explotación.

• Capacidad vaciable (hm³), entre el nivel más bajo de los orificios de desagüe y el nivel máximo admisible en explotación normal.

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

• Cota máxima de explotación (m).

• Cota mínima de explotación (m).

• Cota base o de desagüe (m).

• Caudal de servidumbre o ecológico a mantener aguas abajo (m³/s).

• Uso (Hidroeléctrico, Mixto).

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

5.5.1.1.2 Datos de la instalación.

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

• Capacidad de regulación (fluyente, diario, semanal, anual, hiperanual).

• Embalse asociado.

• Caudal nominal (m³ /s).

• Salto neto nominal (m).

Datos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• Esquema del subsistema hidráulico.

• 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).

• En el caso de centrales reversibles o de bombeo: 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.

1.2.1.3 Datos de cada grupo.

• Caudal nominal (m³/s).

• Salto neto nominal (m).

• En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

• Potencia nominal (MW).

• Altura efectiva (neta) nominal (m).

• Caudal nominal de bombeo (m³/s).

Datos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• Tipo de turbina.

• Velocidad nominal (rpm).

• 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 (m) en las conducciones en función del caudal (Q²).

• Curvas de colina 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.

Velocidad nominal (rpm).

Caudal máximo de bombeo (m³/s).

Caudal mínimo de bombeo (m³/s).

Pérdidas (m) en la aspiración e impulsión en función del caudal (Q²).

Curvas de colina de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura efectiva (neta) (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas efectiva (neta) y distintos caudales para cada altura efectiva (neta)).

• Factor de potencia nominal en generación y en bombeo.

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

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

1.2.2 Centrales térmicas.

Nota: Este apartado es de aplicación a, entre otros, centrales de tecnología nuclear, ciclos combinados y centrales térmicas de carbón. Las unidades solares térmicas se tratan en otro apartado.

• Combustibles principal y alternativo.

Datos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• Capacidad máxima de almacenamiento de combustibles principales y alternativos (T, m³).

• Datos a aportar para cada grupo:

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

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

Ct =C0 × (1-e-t/τ).

Siendo C0 el consumo térmico en el arranque en frío de cada unidad térmica (termias).

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

• Factor de potencia nominal.

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

1.2.3 Centrales solares térmicas.

• Método de almacenamiento energético (vapor, aceite, sales,…) en el caso de centrales con capacidad de almacenamiento.

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

• Método de apoyo mediante combustible complementario (ninguno, gas natural, biomasa,…).

• Fracción de potencia máxima suministrable con combustible complementario.

1.2.4 Instalaciones eólicas y fotovoltaicas.

• En el caso de que no les sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631, informará sobre el cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensión, aportando certificado acreditativo.

• En el caso de instalaciones fotovoltaicas: Instalación sobre edificación o sobre suelo, y número de ejes de seguimiento solar en este segundo caso.

1.3 Información básica necesaria para la programación de la operación y la participación en los mercados de servicios de ajuste del sistema.

1.3.1 Información general. Datos correspondientes a la unidad física.

• Nombre y código de la unidad física.

• Subgrupo asociado.

• Código de la instalación a efectos de liquidación (CIL).

• Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (Mvar) en barras de central (b.c.).

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

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

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

• Tipo de producción.

• Máxima rampa ascendente (MW/min).

• Máxima rampa descendente (MW/min).

• Punto frontera.

• En su caso, indicación de los modos de funcionamiento multieje.

Datos correspondientes a la unidad de programación.

• Nombre y código de:

▪ Unidad de programación.

▪ Sujeto titular / Sujeto representante.

▪ Unidad de oferta asociada.

• Potencia máxima de la UP (suma de las potencias instaladas, o en su defecto potencias máximas netas, de las UF que la componen).

• Mínimo técnico de la UP.

• Tipo de producción (nuclear, carbón, fuel-gas, ciclo combinado, hidráulica, turbinación bombeo, consumo bombeo, cogeneración, solar fotovoltaica/ térmica, eólica terrestre/marina, biomasa, biogás, residuos).

• En caso de unidades de programación de ciclo combinado, indicar si se trata de centrales multieje.

• Indicación de si la instalación es:

▪ Renovable/no renovable.

▪ Cogeneración de alta eficiencia.

• En su caso, centro de control al que pertenece.

• Indicación de si la instalación se encuentra en periodo de pruebas preoperacionales.

1.3.2 Solución de restricciones técnicas y mercado de reserva de potencia adicional a subir.

• Zona eléctrica a la que pertenece.

• Tiempo de arranque mínimo (min) exigible por el OS:

▪ Desde orden de arranque hasta listo para sincronización (en frío/en caliente).

▪ Desde sincronización hasta mínimo técnico (en frío/en caliente).

▪ Desde sincronización hasta plena carga (en frío/en caliente).

En caso de unidades de programación térmicas con más de un modo de funcionamiento, se han de aportar los tiempos de arranque solicitados para cada uno de los posibles modos de funcionamiento.

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

• Indicar el valor del programa de entrega de energía mínimo necesario para la provisión efectiva al sistema de reserva de potencia adicional a subir.

1.3.3 Regulación primaria. En el caso de que deba cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631 se entenderá que el término ‘regulación primaria’ en este apartado se refiere al modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF).

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

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

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

○ Rango de ajuste.

○ Valor ajustado: confirmar que el valor ajustado por defecto es cero si el OS no ha especificado un valor diferente.

• Estatismo permanente:

○ Rango de ajuste.

○ Valor ajustado.

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

○ Unidad que presta el servicio.

○ Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

○ Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

1.3.4 Regulación secundaria. En caso de participación activa en el servicio:

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

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

1.3.5 Regulación terciaria y gestión de desvíos. En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, por ejemplo, arranque de la segunda turbina de gas en caso de estar funcionando con una turbina de gas y la turbina de vapor.

• En caso de participación activa en el servicio:

○ Máxima rampa ascendente de regulación terciaria/gestión de desvíos (MW en 15 min/MW en 30 min).

○ Máxima rampa descendente de regulación terciaria/gestión de desvíos (MW en 15 min/MW en 30 min).

1.3.6 Control de tensión de la red de transporte. En caso de instalaciones conectadas a la red de transporte:

• Declaración explícita de cumplimiento o de no aplicabilidad de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión.

• En el caso de que deba cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631, declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión que se desarrolle.

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

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

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

1.4 Datos necesarios para la realización de estudios dinámicos. En el caso de modelos para la realización de estudios dinámicos, la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS está disponible telemáticamente en la web del OS. En el caso de modelos para estudios dinámicos no incluidos en dicha lista, los documentos de las características y condiciones que han de cumplir están también disponibles telemáticamente en la web del OS.

Si el titular de la instalación tiene que proceder a una revisión o actualización de la información entregada al OS, se aplicarán los siguientes principios generales al respecto de la información asociada a los estudios dinámicos:

• Si se ha modificado el comportamiento dinámico de la instalación ante perturbaciones, se procederá como sigue:

○ Si el cambio de comportamiento requiere de uno o varios modelos nuevos, será necesario entregar la información asociada a los nuevos modelos y los correspondientes parámetros que los alimentan así como los correspondientes informes de validación de los nuevos modelos tal como se requiere en los apartados siguientes dependiendo de la tecnología en cuestión.

○ Si el cambio de comportamiento solo requiere modificar parámetros de modelos ya entregados con anterioridad, solo será necesario entregar los correspondientes parámetros que justifican el cambio de comportamiento así como los correspondientes informes de validación de los modelos modificados tal como se requiere en los apartados siguientes dependiendo de la tecnología en cuestión.

• Si no ha habido modificaciones en la instalación que modifiquen el comportamiento dinámico, el titular de la instalación entregará una declaración responsable comunicando que no ha habido cambios en la instalación que modifiquen el comportamiento dinámico de la misma y, en consecuencia, siguen siendo válidos los modelos ya entregados con anterioridad al OS.

1.4.1 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica). En el caso de que le sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631, deberá proporcionar, para cada módulo de electricidad síncrono, la información que caracterice la velocidad de respuesta de los modos de regulación potencia-frecuencia MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF proporcionando los parámetros que caracterizan dichas respuestas en la forma que se establece para cada modo en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma Técnica de Supervisión correspondiente.

En el caso de instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW de potencia instalada o conectados a la red de transporte, se aportará la información que se indica en el resto de este apartado independientemente de la normativa de aplicación.

Datos del generador síncrono:

• 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, de acuerdo con la simbología de la norma UNE-EN 60034-4). En el caso de que el generador síncrono sea de configuración de polos salientes X’q no se requiere.

• Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso en [s] (T’d0, T’q0, T’’d0 y T’’q0., de acuerdo con la simbología de la norma UNE-EN 60034-4). En el caso de que el generador síncrono sea de configuración de polos salientes, T’q0 no se requiere.

• Constante de inercia (H) del conjunto giratorio formado por el generador síncrono, la excitatriz y la turbina, en [s].

• Reactancia de fuga no saturada en p.u. base máquina (Xl, de acuerdo con la simbología de la norma UNE-EN 60034-4).).

• Factores de saturación a tensión 1.0 p.u. (S(1.0)) y a tensión 1.2 p.u. (S(1.2)). Se calcularán según se indica en la figura 1, mediante la curva de saturación en vacío y la recta del entrehierro.

• Diagrama de capacidad P-Q (límites de funcionamiento del generador) a la tensión asignada Un, a 1,05 Un y a 0,95 Un.

Figura 1. Cálculo de los factores de saturación del generador síncrono

Datos del modelo del equipo de regulación potencia-frecuencia:

En el caso de ciclos combinados multieje, la información que sigue se enviará por separado para cada turbina de gas y de vapor.

• 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.

Datos del modelo del equipo de control de tensión. En el caso de ciclos combinados multieje, la información que sigue se enviará por separado para cada turbina de gas y de vapor.

• 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.

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

Datos de cada modelo de cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.):

• Número de unidades generadoras del mismo modelo.

• Fabricante y modelo.

• Tecnología: Máquina de inducción o asíncrona de jaula de ardilla, máquina de inducción o asíncrona de deslizamiento variable, máquina de inducción o asíncrona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversión total de potencia (full converter), inversores, etc. En caso de otras tecnologías no indicadas, aportar breve descripción.

En el caso de que deba cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631, cada módulo de parque eléctrico deberá proporcionar adicionalmente:

• Capacidad de evitar el bloqueo de la electrónica de potencia voluntariamente para facilitarse soportar huecos de tensión o valor mínimo de tensión residual para el que pueden aplicarlo a tensiones inferiores a lo exigido en el P.O.12.2.

• La información que caracterice la capacidad técnica de soportar sobretensiones transitorias por parte del módulo de parque eléctrico y de sus unidades de generación constituyentes.

• La información que caracterice la velocidad de respuesta de los modos de regulación potencia-frecuencia MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF que le sea de aplicación, proporcionando los parámetros que caracterizan dichas respuestas en la forma que se establece para cada modo en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma Técnica de Supervisión correspondiente.

• La información que caracterice la velocidad de respuesta del control de inyección de corriente rápida de falta proporcionando los parámetros que caracteriza dicha respuesta en la forma que se establece en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma Técnica de Supervisión correspondiente.

• La información que caracterice la velocidad de respuesta del control de tensión en régimen permanente proporcionando los parámetros que caracterizan dicha respuesta en la forma que se establece en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma Técnica de Supervisión correspondiente. Se deberán segregar los parámetros relativos a la respuesta de los inversores de las correspondientes a las compensaciones estáticas o movimiento de tomas de transformadores de evacuación de la producción.

Datos adicionales para instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte independientemente de la normativa de aplicación:

• Potencia instalada y nominal de cada unidad generadora (kW).

•Potencia aparente de cada unidad generadora (kVA) incluyendo, en su caso, su compensación de reactiva interna.

• Compensación de reactiva en bornas de cada unidad generadora excluida, en su caso, la compensación interna:

• Compensación estática y dinámica de potencia reactiva (valores nominales en Mvar).

• Posibilidad de regulación.

• Compensación de reactiva en bornas de la instalación excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:

• Compensación estática y/o dinámica de potencia reactiva total (valor nominal en Mvar).

• Posibilidad de regulación.

• Baterías de condensadores (sí/no).

• Potencia total (Mvar).

• Número de escalones.

• Tipo de control de los escalones.

• Sistemas de compensación o regulación continua basados en electrónica de potencia (FACTS) (sí/no).

• Potencia total instalada (Mvar).

• Curva de potencia reactiva en función de la potencia activa considerando, en su caso, la compensación de reactiva interna de cada unidad generadora.

• Se aportará un modelado de la instalación que debe describir su comportamiento dinámico desde el punto de vista del sistema eléctrico al que se conecta, ante cualquier perturbación en el mismo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

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

• O bien, a través de modelos no incluidos en la lista anterior siempre que cumplan 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 conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• En instalaciones conectadas a la red de transporte, informe con el contenido máximo de distorsión armónica garantizado en el punto de conexión de la red de transporte:

• Bien a través de una previsión, según se indica en CEI 61000-3-6, del nivel de emisión de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica ocasionados por dicha instalación.

• Bien realizar medidas en dicho punto de conexión de la red de transporte de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica, en períodos mínimos de una semana según se indica en CEI 61000-4-30.