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

• En instalaciones conectadas a la red de transporte, el OS podrá solicitar una descripción de la implementación física del control de tensión de régimen permanente establecido en la instalación mostrando cómo participan las dinámicas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) así como las dinámicas del control en el punto de conexión a la red de la instalación de producción. En tal caso, se aportarán los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los parámetros que en el esquema están representados. No obstante, si el titular de la instalación prefiere entregar directamente un modelo de este control, el OS lo aceptará siempre que cumpla con las mismas condiciones que las requeridas al modelado del comportamiento dinámico de la instalación.

• En el caso de instalaciones de generación del tipo C o D a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 631/2016:

• Se aportará el valor de potencia de cortocircuito mínimo necesario en el nudo de conexión, de forma que, para cualquier valor superior el titular de la instalación, garantiza la no aparición de problemas de funcionamiento de los equipos relacionados con acoplamientos oscilatorios ni interacciones entre controles internos. Asimismo, el operador del sistema podrá requerir los estudios o informes para justificar la no aparición de problemas de acoplamientos oscilatorios o interacciones entre controles internos.

• Adicionalmente, solo en el caso de necesidad de otros estudios específicos como estabilidad de pequeña señal, transitorios electromagnéticos, interacción de controles u otros para garantizar la seguridad de suministro en el sistema, el operador del sistema podrá solicitar información técnica adicional. En el caso de necesitarse modelos RMS, EMT o información adicional propia del fabricante, el titular de la instalación deberá aportar dichos modelos o información del fabricante. Estos modelos deben cumplir con las condiciones requeridas al modelado del comportamiento dinámico de la instalación. Si los citados estudios pusieran de manifiesto la aparición de inestabilidades entre el módulo de parque eléctrico con el sistema y/o con instalaciones cercanas, el operador del sistema podrá requerir modificaciones en la instalación de generación para solventar las citadas inestabilidades. En función de la valoración del operador del sistema, estos estudios podrán llevarse a cabo de manera coordinada con el titular de la instalación.

1.4.3 Elementos de almacenamiento. Este apartado es de aplicación a instalaciones de generación que incluyan elementos de almacenamiento.

• Potencia instalada de salida (kW).

• Energía máxima almacenada (kWh)

1.5 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio. Este apartado es de aplicación a generadores o agrupaciones de generadores de más de 50 MW de potencia instalada, o conectados a la red de transporte, y de tecnología hidráulica o térmica o solar térmica.

1. Alimentación de SSAA (salvo CCHH).

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

• Normal.

• Arranque.

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

• Tensión de alimentación de SSAA.

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

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

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

Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (Mvar)

Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

2. Capacidad de arranque autónomo. Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

• Batería.

• Grupo Diesel.

• Otros.

• Diagramas unifilares.

• Tiempo de autonomía (horas).

• Tipo de arranque:

• Por control remoto.

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

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

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

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

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

3. Reconexión del grupo a la red (CCHH).

• Tiempo mínimo de arranque desde puesta en marcha hasta acoplamiento.

• Tiempo mínimo de arranque desde acoplamiento hasta plena carga.

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

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

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

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

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

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

7. Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes (salvo CCHH).

8. Otros datos (salvo CCHH).

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

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

1.6 Datos del transformador de conexión a la red. Este apartado es de aplicación a centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte.

• Empresa o empresas propietarias.

• Potencia nominal (MVA).

• Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (% en base máquina).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

Esta información debe también suministrarse del transformador de cada parque o planta, en el caso de conexión a la red de transporte a través de un transformador colector.

Datos adicionales del transformador de conexión a la red para centrales conectadas a la red de transporte:

• Número de tomas en cada arrollamiento y extensión de tomas (%). Número de la toma principal (correspondiente a la tensión nominal del transformador) y de la toma máxima (toma del regulador en la que se obtiene la tensión más alta).

1.7 Datos de la línea o cable de evacuación. Este apartado es de aplicación a centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte.

• Número de circuito y longitud en km.

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Resistencia mutua homopolar (Ω).

• Reactancia mutua homopolar (Ω).

Esta información debe también suministrarse de la línea o cable de evacuación de cada parque o planta, en el caso de conexión a la red de transporte a través de una red colectora.

1.8 Datos de las protecciones.

1.8.1 General.

• Relé de mínima tensión: Indicar fases en que mide y ajustes.

• Relé de sobretensión: Ajustes.

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

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados o indicar su actuación, que ha de ser acorde a lo que se establece en los planes de seguridad.

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

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

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

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal y ajustes de los mismos.

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

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

• Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

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

1.8.3.1 Protecciones de la Central.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste.

• Estudio de ajustes de protecciones del grupo.

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

• Relé de sobretensión: Ajustes.

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

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

• Relé de mínima tensión: Indicar fases en que mide y ajustes.

2. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte. El presente epígrafe es relativo a consumidores directos o a distribución conectada a red no observable. También es de aplicación, en lo que a datos necesarios para el modelado dinámico se refiere, a los transformadores de conexión con la red observable a los que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388 en su consideración como instalación de red de distribución conectada a la red de transporte. Los transformadores de conexión con la red observable, por lo demás, se tratan bajo el epígrafe de Red de Transporte.

2.1 General.

• Denominación de la instalación.

• Código Universal de punto de suministro (CUPS), cuando aplique.

• Tipo de carga (servicios auxiliares, consumidor).

• Propietario.

• Dirección de la instalación.

• Fecha de puesta en servicio.

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

• Transformador de conexión a la red.

• Tipo de transformador: Configuración (trifásico o banco), autotransformador/transformador, circuito magnético (nº de columnas).

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

• Tensión nominal de cada arrollamiento (kV).

• Grupo de conexión.

• Tensión de cortocircuito (% en base máquina) entre cada pareja de arrollamientos.

• Régimen de funcionamiento previsto. Previsión de consumo (MW, Mvar) en el punto de conexión a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, así como energía estimada anual para los años integrados en el horizonte correspondiente a la planificación.

Información adicional para consumidores ferroviarios:

Características de la energía consumida:

– Potencia media: Previsiones de demanda con situación de red de alimentación íntegra (es decir, sin fallo), con máxima intensidad de tráfico (valor medio).

– Potencia máxima: Previsiones de demanda con situación de red de alimentación íntegra (es decir, sin fallo), con máxima intensidad de tráfico (valor máximo).

– Potencia degradada: Previsiones de demanda con fallo en la red de alimentación íntegra manteniendo el tráfico ferroviario al máximo.

Información de la energía vertida a la red para la subestación de alimentación a la subestación de tracción, con valores de potencia (MW activa y MVAr reactiva) para situaciones de demanda extrema (punta y valle), así como energía estimada anual (GWh) para los años integrados en el horizonte correspondiente a la planificación:

Características de la energía vertida durante el proceso de frenado:

– Potencia media: Previsiones de generación en situación de alimentación íntegra (es decir, sin fallo), con el régimen de tráfico que supone mayor cantidad de energía vertida a la Red. (valor medio).

– Potencia máxima: Previsiones de generación con situación de red de alimentación íntegra (es decir, sin fallo), con el régimen de tráfico que supone mayor cantidad de energía vertida a la Red. (valor máximo).

– Potencia degradada: Previsiones de generación con fallo en la red de alimentación íntegra y frenado simultáneo de todos los trenes.

• En el caso de que deba cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388, ya sea instalación de consumo o de red de distribución conectada a la red de transporte, deberá aportar la correspondiente documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos técnicos de dicho reglamento.

• 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.

• Los sistemas de compensación de potencia reactiva que existan en la instalación de consumo, sean estáticos o de regulación continua basados en electrónica de potencia (FACTS), aportarán, en el caso de que la potencia total instalada de dichos sistemas sea superior a 10 Mvar, la siguiente información:

• Breve descripción del sistema de compensación.

• Tensión nominal (kV).

• Potencia nominal (Mvar).

2.2 Datos necesarios para la realización de estudios estáticos y 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 el 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 tuviese que proceder a una revisión o actualización de la información entregada al OS, se aplicarán los mismos principios generales al respecto de la información asociada a los estudios dinámicos establecidos para instalaciones de generación en el apartado 1.4.

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

• Proporción de motores de inducción (% sobre la carga total sin autoconsumo).

• Proporción de la carga conectada a través de electrónica de potencia (% sobre la carga total sin autoconsumo).

• Del resto de la carga se proporcionará información sobre el proceso industrial asociado a dicha carga o bien se proporcionará la siguiente información:

○ Proporción asimilable a carga de potencia constante (%).

○ Proporción asimilable a carga de impedancia constante (%).

○ Proporción asimilable a carga de intensidad constante (%).

• Adicionalmente, se proporcionará la siguiente información relativa a la generación en autoconsumo:

○ Potencia instalada (MW).

○ Proporción de generación síncrona (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).

○ Proporción de generación fotovoltaica (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).

○ Proporción de generación eólica doblemente alimentada (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).

○ Proporción de generación eólica «full converter» (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).

○ Proporción de generación asíncrona (% respecto de la potencia total en autoconsumo).

• El operador del sistema podrá requerir registros de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensión y frecuencia, con un periodo de muestreo inferior a 50 ms a fin de comparar la respuesta del modelado con registros reales.

• Información adicional requerida a los hornos de arco en corriente alterna:

○ Tensión de alta (kV).

○ Tensión de media (kV).

○ Tensión de baja (kV).

○ Potencia del horno (MVA).

○ Compensación de reactiva: Tipo, potencia nominal (Mvar) y embarrado de conexión.

○ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

○ Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.

○ Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

○ Cos φ de las impedancias anteriores.

• Información adicional requerida a los hornos de arco en corriente continua:

○ Tensión de alta (kV).

○ Tensión de media (kV).

○ Tensión de baja (kV).

○ Potencia de rectificación (MW).

○ Número de pulsos.

○ Compensación de reactiva: Tipo, potencia nominal (Mvar) y embarrado de conexión.

○ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

○ Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

○ Cos φ de la impedancia de los cables de baja tensión.

○ Filtros de armónicos: Orden de armónico al que está sintonizado cada filtro y potencia unitaria (Mvar).

• Información adicional requerida a los trenes de alta velocidad (TAV) y cargas desequilibradas:

○ Tensión nominal (kV).

○ Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.

○ Características del equipo de compensación de desequilibrio, en caso de existir.

• Información adicional requerida a los siguientes elementos:

○ Motores de inducción de más de 10 MW de potencia nominal pertenecientes a la instalación de consumo.

○ Sistemas de compensación o regulación continua basados en electrónica de potencia (FACTS), de más de 10 Mvar de potencia instalada, pertenecientes a la instalación de consumo.

○ Cargas de comportamiento dinámico especial si el OS lo considera necesario.

Se aportará un modelo que debe describir el comportamiento dinámico de la instalación 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 para representar a este tipo de cargas, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• En el caso de instalaciones de consumo a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388 y solo en el caso de necesidad de otros estudios específicos como estabilidad de pequeña señal, transitorios electromagnéticos, interacción de controles u otros que fueran necesarios para garantizar la seguridad de suministro en el sistema, el operador del sistema podrá solicitar información técnica adicional a la requerida en el presente procedimiento. En función de la valoración del operador del sistema, estos estudios podrán llevarse a cabo de manera coordinada con el titular de la instalación.

2.2.2 Modelado del comportamiento dinámico de la instalación de red de distribución. En el caso de la red de distribución conectada a la red de transporte a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388, será necesario que el propietario de dicha red proporcione al operador del sistema, a nivel del punto de conexión a la red de transporte, la siguiente información para el adecuado modelado de la característica estática y dinámica de la red de distribución:

• Las fracciones de demanda de característica residencial, de servicios e industrial que caracteriza la demanda dentro de la red de distribución de influencia correspondiente a la instalación de distribución. Dicha información deberá ser actualizada cuando alguna de las componentes se vea modificada en más del 10% del valor total de la demanda y haya transcurrido al menos un año de la última actualización.

• Las potencias instaladas de la generación de significatividad A y B distinguiendo por tipo y tecnologías síncrona, asíncrona, eólica doblemente alimentada, eólica de conversión total («full converter»), fotovoltaicas u otras, dentro de la red de distribución de influencia correspondiente a la conexión con la red de transporte, discerniendo a su vez, entre las conectadas en la red de distribución y las conectadas en autoconsumo. Dicha información deberá ser actualizada cuando alguna de las componentes se vea modificada en más del 10% del valor total de la generación y haya transcurrido al menos un año de la última actualización.

• El operador del sistema podrá requerir registros de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensión y frecuencia, con un periodo de muestreo menor de 50 ms a los efectos de comparar la respuesta del modelado con registros reales.

2.3 Datos de la línea o cable.

• Línea o cable de conexión a la Red de Transporte (en su caso):

• Número de circuitos y longitud en km.

• Tensión nominal de funcionamiento.

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

2.4 Datos de las protecciones.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento de operación por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas.

• Esquema unifilar de protección de la instalación hasta el punto de conexión a la red, tramo red – transformador de consumo y ajustes de las mismas.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: Indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste.

• Estudio de ajustes de protecciones.

• Dispositivos automáticos de reposición: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

3. Red de transporte.

3.1 Subestaciones.

3.2 Parques.

• Nombre de la subestación.

• Tensión (kV).

• Configuración.

• Propietario de cada posición.

• Propietario de cada barra.

• Intensidad máxima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.

• Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.

• Esquemas unifilares de protección y medida.

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

3.3 Líneas y cables.

• Denominación de la línea.

• Parques extremos de la línea.

• Número de circuito y longitud en km.

• Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

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

• Tensión nominal de funcionamiento.

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Valores estacionales (primavera, verano, otoño, invierno) de:

○ Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA).

○ Elemento limitante.

○ Límite térmico permanente del conductor (MVA).

• Temperatura máxima de funcionamiento del conductor (ºC).

• Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galería, si de cables aislados se trata).

3.4 Transformadores. Este apartado es de aplicación a transformadores de interconexión de y entre la red de transporte y la red observable.

Los transformadores conectados a la red de transporte que alimentan cargas o que conectan con redes no observables se tratan bajo el epígrafe «Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte».

Los transformadores desfasadores se tratan bajo el epígrafe «Elementos de control de potencia activa o reactiva».

• Nombre de la subestación y parque del nivel de tensión más alto.

• Número de orden.

• Propietario o conjunto de propietarios.

• Fecha de puesta en servicio.

• Tipo de transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador /transformador, circuito magnético (nº de columnas).

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

• Tensión nominal de cada arrollamiento (kV).

• Grupo de conexión.

• Número de tomas en cada arrollamiento y extensión de tomas (%). Número de la toma principal (correspondiente a la tensión nominal del transformador) y de la toma máxima (toma del regulador en la que se obtiene la tensión más alta).

• Pérdidas en el transformador:

○ Pérdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

○ Pérdidas en vacío (kW).

○ Pérdidas en los equipos auxiliares (kW).

• Tensión de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, máxima y mínima, en su caso (% en base máquina).

• Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, máxima y mínima, en su caso (% en base máquina).

• Para los transformadores de interconexión entre la red de transporte y la red observable a los que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388:

○ Datos necesarios para el modelado del comportamiento dinámico definidos en el epígrafe «Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte».

○ Documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos técnicos de dicho reglamento.

3.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

• Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

• Circuito afectado.

• Tipo (Reactancia o Condensador o Dinámico o Desfasador).

• Número de orden.

• Propietario.

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

• Tensión nominal (kV).

• Potencia nominal (MW, Mvar).

• Datos adicionales tipos Reactancia y Condensador: Nº de escalones, rango de reactancia (Ω) y distribución de reactancias (Ω).

• Datos adicionales tipo Dinámico: Parámetros necesarios para modelar el elemento en el sistema de control.

• Datos adicionales tipo Desfasador:

○ Ángulos extremos de desfase en vacío.

○ Número de tomas, y número de la toma neutra y de la toma de desfase negativo extremo.

○ Tensión de cortocircuito en tomas neutra y extremas (% en base máquina).

○ Impedancias homopolares a neutro de la estrella equivalente entre barras, línea y tierra (Ω/fase).

3.6 Datos de las protecciones.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

• Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

• Estudio de ajustes de protecciones.

• Ficheros de ajustes de protecciones de los equipos de protecciones.

• Esquema unifilar de protección y medida.

• Acopladores de red o teleacopladores: Existencia y ajustes.

• Relés de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisión del reenganche y del cierre voluntario.

• Relés de mínima tensión: Lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

• Protección de sobretensión: Existencia y ajustes.

• Dispositivos automáticos de reposición: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

• Reenganche:

○ Posición del reenganchador en condiciones normales de operación (no activo/mono/mono+tri/tri).

○ Extremo que lanza tensión en el reenganche trifásico.

○ Supervisión de sincronismo en el reenganche trifásico (SI/NO).

• Teledisparo:

○ Teledisparo ante apertura voluntaria (SÍ/NO).

○ Teledisparo ante apertura de interruptor (SI/NO).

4. Red observable.

4.1 Parques.

• Nombre de la subestación.

• Tensión (kV).

• Configuración. Unifilar de detalle.

• Propietario de cada posición.

• Propietario de cada barra.

• Fecha de puesta en servicio.

4.2 Líneas y cables.

• Denominación de línea.

• Parques extremos de la línea.

• Número de circuito y longitud en km.

• Propietario o conjunto de propietarios.

• Fecha de puesta en tensión.

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Resistencia mutua homopolar (Ω).

• Reactancia mutua homopolar (Ω).

• Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA), valores estacionales (primavera, verano, otoño, invierno).

4.3 transformadores. Transformadores conectados a tensiones superiores: Se tratan en el apartado de «Red de Transporte».

4.4 Elementos de control de potencia reactiva. El presente epígrafe es de aplicación a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.

• Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

• Tipo (Reactancia o Condensador o Estática).

• Número de orden.

• Propietario.

• Fecha de puesta en servicio.

• Tensión nominal (kV).

• Potencia nominal (Mvar).

4.5 Datos de las protecciones. Aplicable a las protecciones de los elementos conectados a las barras de BT de los transformadores de conexión a la red de transporte:

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento de operación por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

• Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red de transporte y en los propios elementos conectados a las barras: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste.

• Esquema unifilar de protección y medida.

ANEXO II. Información sobre los procesos de programación de la operación en el mercado de producción de energía eléctrica

1. Criterios de publicidad aplicables a la información sobre los procesos de programación de la operación en el mercado de producción. Los criterios de publicidad de la información gestionada por el OS sobre los procesos relacionados con el mercado de producción de energía eléctrica son los establecidos en el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio, en el informe 1/2001 de la CNE (actual CNMC) sobre las propuestas de modificación de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real Decreto-Ley 6/2000, en el Escrito de la Dirección General de Política Energética y Minas de fecha 19 de noviembre de 2004 y en lo dispuesto en la regulación europea vigente en relación con la transparencia de la información sobre el mercado de producción de energía eléctrica.

Atendiendo a estos criterios:

• El OS hará público el resultado de los procesos de operación del sistema eléctrico, al ser éstos objeto de su responsabilidad, respetando los plazos que se determinan.

• El OS, en el ámbito de su competencia, hará públicos los datos agregados comprensivos de volúmenes y precios, así como los datos relativos a las capacidades comerciales, intercambios intracomunitarios e internacionales por interconexión y, en su caso, por sistema eléctrico, así como las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes.

• El OS, antes de estar obligado a hacerla pública, garantizará el secreto de la información de carácter confidencial puesta a su disposición por los Sujetos del Mercado, tal y como se establece en el apartado 2k) del artículo 30 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

2. Información comunicada por el OS.

2.1 Información de carácter público. Esta información se encuentra disponible en la web dispuesta para este fin por el OS.

Previsión de demanda. El OS facilitará la siguiente información relativa a la previsión de demanda (incluido el consumo asociado a autoconsumo) del sistema peninsular español:

• Horizonte anual: en los primeros quince días del mes de diciembre:

○ Previsiones para cada una de las semanas del año siguiente, indicando valor máximo y mínimo semanal. Esta publicación se realizará con una semana de antelación respecto a las asignaciones de capacidad en horizonte anual.

○ Margen de las previsiones para el año siguiente.

• Horizonte mensual: en los primeros quince días del mes anterior a aquél al que se refiere la previsión:

○ Previsiones referidas a meses completos.

○ Previsiones para cada una de las semanas del mes siguiente, indicando valor máximo y mínimo semanal.

• Semanalmente: cada viernes, al menos dos horas antes del cierre del periodo de presentación de ofertas al mercado diario, el OS publicará los valores máximo y mínimo de demanda prevista para cada uno de los días de la semana natural siguiente.

• Diariamente: con una antelación no inferior a dos horas respecto a la hora de cierre del periodo de presentación de ofertas al mercado diario, cubriendo todos y cada uno de los periodos horarios del día siguiente.

• En tiempo real: cada hora, con un horizonte previsto de 30 horas.

Previsión producción eólica y solar. El OS facilitará la información correspondiente a las previsiones de generación (incluida la generación asociada al autoconsumo) eólica y solar:

• Diariamente: Con una antelación no inferior a las 18h00 CET del día anterior al de suministro, la previsión para el día siguiente y la semana móvil siguiente de la producción eólica y de la producción solar térmica y fotovoltaica del sistema peninsular español.

• En tiempo real: Cada hora, la previsión de la producción eólica, la solar térmica y la solar fotovoltaica del sistema peninsular español con horizonte temporal comprendido entre la hora siguiente a dicha publicación y el período horario final del día siguiente.

Indisponibilidad de las infraestructuras de transporte. El OS facilitará la información actualizada diariamente correspondiente a las fechas de inicio y fin asociadas a indisponibilidades y planes de mantenimiento que modifiquen la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales en un valor igual o superior a 100 MW.

Disponibilidad/indisponibilidad de las unidades de generación y consumo. El OS facilitará la información correspondiente a:

• Disponibilidad de generación: La generación eléctrica disponible agregada por tipo de producción conforme a las categorías definidas para la generación en apartado 2.2.1 de este anexo con periodicidad mensual, para el horizonte semanal, mensual, trimestral y anual.

• Planes de mantenimiento e indisponibilidades.

○ Horizonte mensual: Con carácter mensual, dentro de los primeros 10 días de cada mes, se publicarán los planes de mantenimiento previstos de unidades de producción previstos para el año móvil de unidades de producción de potencia neta igual o superior a 200 MW.

○ Horizonte diario y tiempo real:

▪ Actualización de los planes de mantenimiento e indisponibilidades comunicadas no previstas de las unidades de producción y de consumo de bombeo de unidades de potencia neta igual o superior a 100 MW, por unidad.

▪ Actualización de los planes de mantenimiento e indisponibilidades comunicadas no previstas de las unidades de consumo de potencia neta igual o superior a 100 MW, tan pronto como se reciban, por unidad.

Programas de generación y consumo. El operador del sistema facilitará conforme a los plazos establecidos en el proceso de programación de la generación, la siguiente información:

• Programas agregados conforme a las categorías recogidas en el apartado 2.2.2 de este anexo, tanto de generación, como de consumo, en los diferentes horizontes de programación:

• Programación diaria:

○ Programa diario base de funcionamiento (PDBF)

○ Programa diario viable provisional (PDVP)

• Programación intradiaria y tiempo real:

○ Programas Horarios Finales (PHF y PHFC)

○ Programación tiempo real: Programa horario operativo (P48).

• Programa horario operativo (P48) por unidad de programación.

Información relativa a la capacidad de intercambio y uso de las interconexiones internacionales.

El OS facilitará la información correspondiente a:

• Capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales:

○ Anualmente: Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves, se publicarán los valores de capacidad de intercambio previstos para el siguiente año móvil, con resolución horaria, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia.

○ Mensualmente: Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves se publicarán los valores de la capacidad de intercambio previstos para el mes siguiente, con resolución horaria, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia.

○ Semanalmente: Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves, se publicarán:

▪ Los valores previstos para cada período de programación de las dos semanas eléctricas inmediatas siguientes (de sábado a viernes), con comienzo a las 00:00 horas CET del sábado siguiente, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia.

▪ Los valores previstos para el siguiente año móvil, con resolución horaria, agregado por frontera y diferenciando cada sentido de flujo.

○ Diariamente: Con una antelación no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentación de ofertas al mercado diario, cubriendo hasta las 24 horas del día siguiente. Cualquier modificación identificada con posterioridad será actualizada en tiempo real, cubriendo el horizonte diario anteriormente mencionado.

• Subastas de capacidad.

○ Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explícitas mensuales y anuales de capacidad de la interconexión entre España y Francia, y de las subastas coordinadas explícitas trimestrales, mensuales y anuales de capacidad entre España y Portugal, en la forma y plazos que se establecen en las Reglas HAR.

○ El resultado agregado de la subasta de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales físicos de aquellas interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de asignación de capacidad.

• Programas de intercambio internacionales (horizontes PDBF, PDVP, PHF, PHFC):

○ Los programas de intercambio internacionales establecidos por los SM por interconexión.

○ El saldo neto resultante del acoplamiento del mercado diario en las interconexiones internacionales Francia-España y Portugal-España.

○ El saldo neto resultante del acoplamiento del mercado intradiario en el ámbito peninsular ibérico.

• Programas de intercambio internacional establecidos en tiempo real (P48):

○ Programas horarios de intercambios transfronterizos de energías de balance en las interconexiones internacionales Francia-España y Portugal-España.

○ Acciones coordinadas de balance que haya sido necesario aplicar para la solución de congestiones en las interconexiones Francia-España y Portugal-España.

○ Volumen agregado de los redespachos de energía en tiempo real aplicados sobre programas de intercambio para la solución de congestiones en las interconexiones Marruecos-España y Andorra-España.

○ Volumen agregado de los redespachos asociados a desvíos de programas de intercambio internacional establecidos por los SM.

• Renta de congestión y costes de solución de congestiones en tiempo real (carácter mensual):

○ Las rentas de congestión procedentes de la gestión de las interconexiones internacionales mediante mecanismos de acoplamiento de mercado o de subastas explícitas.

○ Los costes derivados de las acciones coordinadas de balance o aplicación de redespachos de energía en tiempo real que haya sido necesario aplicar para la solución de congestiones en las interconexiones.

Enlace sistema eléctrico peninsular-sistema eléctrico balear.

• La capacidad programable del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el sistema eléctrico balear, actualizada en tiempo real.

• Resultado agregado del programa de entrega de energía a través del enlace Península-Baleares en los diferentes horizontes de programación PDBF, PDVP, PHF y P48.

• Resultado agregado de los redespachos aplicados en tiempo real sobre el programa de entrega de energía a través del enlace Península-Baleares.

Servicios de ajuste del sistema.

– Requerimientos y necesidades del sistema.

El OS publicará los requerimientos asociados a los siguientes mercados de servicios de ajuste del sistema en los plazos establecidos en el proceso de programación de la operación:

• Reserva de potencia adicional a subir.

• Banda de regulación secundaria.

• Servicios de regulación y balance: regulación terciaria y gestión de desvíos.

– Ofertas. Tras el proceso de asignación, el OS hará pública la información de:

• La curva agregada de ofertas presentadas por los SM en los siguientes mercados de servicios de ajuste del sistema en los plazos establecidos:

○ Reserva de potencia adicional a subir.

○ Banda de regulación secundaria.

○ Servicios de regulación y balance: regulación terciaria y gestión de desvíos.

• Ofertas asociadas a los servicios transfronterizos de balance:

○ Ofertas de energías de balance a subir y a bajar enviadas por el operador de sistema español y por los operadores de los sistemas eléctricos vecinos interconectados.

○ Ofertas de energías de balance activadas por el operador del sistema eléctrico español y por los operadores de los sistemas eléctricos vecinos, en cada una de las interconexiones (Francia-España y Portugal-España).

– Resultado de la asignación. Tras el proceso de asignación, el OS hará pública la información de:

• Proceso de solución de restricciones técnicas:

Resultado agregado de energía programada y precio medio resultante del proceso de la solución de restricciones técnicas en el PDBF y durante la operación en tiempo real.

Volumen agregado de limitaciones de programa aplicadas.

• Mercados de reserva: Resultado agregado y precio marginal de las asignaciones de reserva de potencia de regulación secundaria y de reserva de potencia adicional a subir.

• Servicios de regulación y balance:

○ Resultado agregado y el precio marginal de los mercados de los servicios de regulación y balance del sistema: regulación terciaria y de gestión de desvíos.

○ Programas horarios y precio medio resultante de intercambios transfronterizos de energías de balance en cada una de las interconexiones del sistema eléctrico español.

Servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad.

• Volumen de demanda interrumpible (potencia activa que se podría dejar de consumir por los proveedores del servicio de interrumpibilidad en el caso de la aplicación de una orden de reducción de potencia descontando su potencia residual).

• Tras cada activación del servicio de interrumpibilidad, el OS hará pública la información de volumen de recurso interrumpible solicitado por aplicación de interrumpibilidad (MWh).

▪ Por criterios económicos.

▪ Por criterios técnicos.

▪ A efectos de comprobación del funcionamiento efectivo del servicio.

Comunicación de desvíos e indisponibilidades en tiempo real. Durante el proceso de operación en tiempo real, y al menos con una antelación de 15 minutos respecto a la hora de programación, el OS publicará los desvíos y redespachos por indisponibilidad comunicados por los SM.

Asimismo, transcurrido el periodo horario de programación el operador del sistema publicará el precio horario de los desvíos a subir y a bajar.

Información sobre generación y demanda real. El operador del sistema facilitará, a más tardar, una hora después del periodo de operación la información de tiempo real correspondiente a valores horarios de:

• Demanda registrada para cada hora.

• Entregas de energía de las unidades de generación agregada por tipos de producción conforme a las categorías establecidas en el apartado 2.2.1 de este anexo.

En el día D+1, estará ya disponible la información correspondiente las entregas de energía medidas de cada una de las unidades de generación de potencia neta igual o superior a 100 MW.

El OS publicará semanalmente el índice de llenado medio semanal agregado de todos los depósitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico (MWh), correspondiente a la semana anterior, incluyendo la cifra correspondiente a la misma semana del año anterior.

2.2 Información confidencial comunicada por el OS.

2.2.1 A los Sujetos del Mercado. A cada Sujeto del Mercado se le comunicará, de forma confidencial, la información detallada correspondiente a las unidades programación de su propiedad, o a las que representen, en los plazos indicados en el procedimiento de operación por el que se establece la programación de la generación, en relación a los procesos:

• Programación de la operación del sistema en el mercado de producción de energía eléctrica (programas PDBF, PDVP, PHF, PHFC y P48).

• Subastas explícitas de capacidad.

• Servicios de ajuste del sistema (ofertas y asignación).

• Comunicación de desvíos y redespachos por indisponibilidad en tiempo real.

Los propietarios de unidades de producción compartidas que no sean responsables del envío de ofertas para la participación de la unidad en los mercados de servicios de ajuste del sistema tendrán acceso a la información del resultado de la participación de dichas unidades de producción en los mercados de servicios de ajuste del sistema, pero no se les comunicará la información de las correspondientes ofertas presentadas a estos mercados.

A los propietarios de unidades afectas a contratos bilaterales físicos internacionales que no sean responsables de la comunicación de ofertas para las subastas de capacidad de intercambio de aquellas interconexiones en las que no existe aún un mecanismo coordinado de asignación de capacidad, se les comunicará únicamente la información del resultado del proceso de solución de congestiones en dichas interconexiones.

Conforme a los criterios de publicidad indicados en el punto 1 de este anexo, la información comunicada por el OS sobre los procesos relacionados con el mercado de producción de energía eléctrica de carácter confidencial devendrá en pública de forma gradual:

• A los tres días respecto al día de programación, la información de carácter confidencial se facilitará agregada conforme a las siguientes categorías:

○ Hidráulica.

○ Eólica.

○ Solar fotovoltaica.

○ Solar térmica.

○ Otras Renovables.

○ Nuclear.

○ Turbinación bombeo.

○ Ciclo Combinado.

○ Carbón.

○ Fuel-Gas.

○ Cogeneración.

○ Residuos no Renovables.

○ Consumo Bombeo.

○ Programa Enlace Baleares.

○ Importaciones.

○ Exportaciones.

○ Saldo Internacional.

○ Comercializadores mercado libre.

○ Comercializadores de referencia.

○ Consumidores directos en mercado.

○ Consumo Servicios Auxiliares.

○ Genéricas.

• Transcurrido un mes desde el día de programación, la información de carácter confidencial será pública agregada por Sujeto del Mercado.

• A los 90 días respecto al día de programación, toda la información será pública por unidad de programación, sin nivel alguno de agregación.

2.2.2 Casos PSS/E. Los casos PSS/E (software para el análisis de sistemas eléctricos de potencia) utilizados para los análisis de restricciones técnicas del PDBF serán puestos a disposición de los Sujetos del Mercado antes de transcurridos tres días hábiles desde el día D de operación.

2.2.3 Al Operador del Mercado (OM). Se le comunicará toda la información necesaria para la adecuada gestión del mercado diario e intradiario y aquella otra adicional en cumplimiento de lo establecido en la normativa vigente.

2.2.4 A los distribuidores. Se les dará acceso a la información sobre programas de las instalaciones de generación de potencia neta registrada superior a 50 MW, de las instalaciones de generación de potencia neta registrada inferior a dicho valor y conectadas a la red bajo su gestión y a la red observable por ellos mismos. La información de generación se desagregará por unidad de programación o unidad física, según corresponda, e incluirá las indisponibilidades de grupos. La información sobre la situación de la red incluirá las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.

3. Información enviada al OS. Los detalles y plazos de envío del resto de información enviada por los SM al OS a través del SIOS, necesaria para el desarrollo de los procesos ligados a la operación del sistema en el mercado de producción (nominaciones, ofertas, comunicación de desvíos, e indisponibilidades en tiempo real,…) queda incluida dentro de los procedimientos de operación en los que se recogen específicamente estos procesos.

ANEXO III. Información a enviar al OS necesaria para las series estadísticas, la previsión de cobertura y los análisis de seguridad

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

2. Los intercambios de información serán realizados mediante documentos electrónicos de contenido y formato determinados, que serán publicados por el OS en el SIOS.

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

2.1 Datos a enviar a los tres días:

• Demanda del trasvase Tajo-Segura.

• Embalses:

Reserva útil en agua (hm³).

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

Vertidos.

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

• Pérdidas de turbinación en centrales.

• Consumos de generación (mientras se mantenga la serie histórica de producción bruta).

• Demanda del trasvase Tajo-Segura

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

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

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

ANEXO IV. Información a enviar al operador del sistema en tiempo real

El objeto de este documento es determinar la información que debe ser enviada en tiempo real al operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.

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

1.1 Interruptores.

• Señalizaciones.

○ Posición de los interruptores.

○ En elementos de la red de transporte y de conexión con la red de transporte, actuación de fallo de interruptor.

1.2 Seccionadores.

• Señalizaciones.

○ Posición de los seccionadores.

1.3 Líneas.

• Medidas.

○ Potencia activa (MW).

○ Potencia reactiva (MVAr).

○ En elementos de la red de transporte y de conexión con la red de transporte, disparo del sistema de protección primaria o secundaria.

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

• Señalizaciones.

○ Posición de los interruptores.

○ Posición de los seccionadores.

○ Control automático de tensión (sólo transformadores).

○ En elementos de la red de transporte y de conexión con la red de transporte:

▪ Actuación de protecciones que permiten prueba inmediata.

▪ Actuación de protecciones que permiten prueba al cabo de un tiempo.

▪ Actuación de protecciones que no permiten pruebas.

• Medidas.

○ Potencia activa primario de transformador (MW).

○ Potencia reactiva primario de transformador (Mvar).

○ Potencia activa secundario de transformador (MW).

○ Potencia reactiva secundario de transformador (Mvar).

○ Potencia activa terciario de transformador (MW).

○ Potencia reactiva terciario de transformador (Mvar).

○ Toma del regulador en carga (solo transformadores).

○ Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores).

○ Potencia reactiva en reactancias (Mvar).

1.5 Acoplamiento de barras.

• Señalizaciones.

○ Posición de los interruptores.

○ Posición de los seccionadores.

○ Actuación de protecciones en subestaciones de la red de transporte.

• Medidas.

○ Potencia activa (MW).

○ Potencia reactiva (Mvar).

1.6 Barras.

• Medidas.

○ Tensión por sección de barra (kV).

○ Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz).

2. Información de las instalaciones de producción y de las instalaciones de generación asociada a autoconsumo que se enviará al os en tiempo real. 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.

2.1 Grupos habilitados para participar en el servicio de regulación secundaria.

• Señalizaciones.

○ Estado local/remoto de regulación secundaria del grupo.

○ Tipo de regulación secundaria, control/no control.

2.2 Grupos térmicos de potencia neta superior a 50 MW o conectados a la red de transporte.

• Señalizaciones.

○ Posición de los interruptores de grupo.

• Medidas.

○ Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

○ Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

○ Potencia activa en baja del transformador de máquina (MW).

○ Potencia reactiva en baja del transformador de máquina (MVAr).

○ Tensión de generación

○ En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por la instalación de autoconsumo o cogeneración, exceptuando los consumos asociados exclusivamente a las unidades de generación

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

• Señalizaciones.

○ Posición de los interruptores de grupo.

• Medidas.

○ Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW).

○ Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr).

○ Medida de tensión en barras de central (kV).

○ En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del Real Decreto 413/2014:

▪ Potencia máxima producible en las condiciones actuales (MW).

▪ Producción horaria esperada en la hora h+1 con actualización horaria (MWh).

2.4 Instalaciones de generación de potencia neta no superior a 50 MW y con obligación de adscripción a un centro de control de generación.

• Señalizaciones.

○ Estado de conexión de la instalación con la red de distribución o de transporte.

• Medidas.

○ Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación, descontando los consumos propios de las unidades de generación

○ Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la instalación, descontando los consumos propios de las unidades de generación

○ Medida de tensión en barras de central (kV)

○ En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del Real Decreto 413/2014:

▪ Potencia máxima producible en las condiciones actuales (MW).

▪ Producción horaria esperada en la hora h+1 con actualización horaria (MWh).

○ En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado, exceptuando los servicios auxiliares de generación.

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

• Medidas.

○ Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación, descontando los consumo propios de las unidades de generación.

ANEXO V. Informe de incidentes

Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre un incidente son los que resulten de aplicación de entre los que se enumeran a continuación, conforme al formato establecido por el OS:

P.O. 10.1.

Condiciones de instalación de los puntos de medida

1. Objeto. Este documento tiene por objeto definir las condiciones a que deben ajustarse los equipos de medida del sistema de información de medidas eléctricas y sus instalaciones, así como las inspecciones y verificaciones a las que deben ser sometidos.

2. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación a los equipos, instalaciones, verificadores de medidas eléctricas y participantes del sistema de información de medidas, así como a los equipos e instalaciones de medida destinados al cálculo del mejor valor de energía de los puntos frontera del sistema de información de medidas eléctricas, de los peajes de acceso a las redes, de los cargos asociados a los costes del sistema eléctrico y a cualquier otro requerimiento del sistema de información de medidas.

Entre los equipos de medida se incluyen también los destinados al cálculo de cada uno de los componentes de la liquidación y facturación de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo de acuerdo 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 y su normativa de desarrollo.

3. Condiciones de instalación de los equipos de medida.

3.1 Tipos 1, 2, y 3.

3.1.1 General. El responsable del punto de medida deberá instalar los puntos de medida de acuerdo a lo establecido en la normativa en vigor, al Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica y su normativa de desarrollo y a este procedimiento.

El encargado de la lectura deberá comprobar que las instalaciones de los puntos de medida cumplen con lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica y su normativa de desarrollo. Los equipos de medida se instalarán de modo que funcionen dentro de las condiciones ambientales definidas por el fabricante.

Será obligatorio el precintado de los contadores, registradores, transformadores y resto de equipos que se encuentren en los circuitos de medida dentro del ámbito de aplicación de este procedimiento, y la verificación de los contadores de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2. Con carácter general, los posibles dispositivos de comunicación conectados a los secundarios de los transformadores de tensión para medida no están afectados por esta obligación de precintado.

Los registradores de medidas deberán utilizar el protocolo de comunicación establecido en el P.O. 10.4 y en los sistemas de telegestión y telemedida de acuerdo con el artículo 9.9 del Reglamento unificado de puntos de medida.

3.1.2 Determinación de la ubicación de los puntos de medida. La definición de los puntos de medida y la determinación de la ubicación de los equipos en los puntos de medida se realizará de acuerdo con lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo.

Los equipos de medida principales y redundantes coincidirán con la ubicación del punto frontera, salvo lo dispuesto reglamentariamente para autoconsumo, en los que podrán ubicarse en la red interior correspondiente a los sujetos participantes en dicha modalidad de autoconsumo y los comprobantes con aquellas ubicaciones que permitan calcular con la mayor precisión posible la energía tal y como se indica en el apartado 4.2 del P.O. 10.5. Cuando el responsable de los equipos de un punto de medida proyecte operar con una configuración diferente a las establecidas en la normativa deberá remitir a los participantes en la medida justificación detallada por la que propone dicha configuración. El encargado de la lectura, garantizando que se respeta la definición de los puntos frontera del Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrico y su normativa de desarrollo, comunicará en un plazo inferior a treinta días la conformidad o no a la instalación de los equipos de medida en las condiciones solicitadas. El encargado de lectura informará al otro participante de la respuesta dada a la solicitud de modificación.

Debido a las particularidades del despacho económico de los territorios no peninsulares (TNP), las fronteras de generación se definirán por grupo generador independientemente del número de conexiones entre la central y las barras de distribución o transporte. Como consecuencia de lo anterior, se equipará con un punto de medida cada una de las salidas de transformador de generación de grupo y, en caso de existir, se equiparán con puntos de medida todas las conexiones de servicios de auxiliares de la central con las redes de transporte y/o distribución. Si alguno de los puntos frontera fuese de tipo 1, deberán ser equipados los puntos de medida a fin de disponer de medida redundante o comprobante.

Los puntos frontera se definirán de forma que se pueda realizar la liquidación de la energía y servicios asociados de las mismas.

Independiente de todo lo indicado anteriormente, y previa autorización del encargado de la lectura, los participantes de un punto frontera podrán establecer puntos de medida alternativos que sean equivalentes y no afecten a la medida en relación con las liquidaciones y facturaciones de energía, aplicando para ello los coeficientes de pérdidas que correspondan.

3.1.3 Criterios de instalación de los equipos de los puntos de medida. La instalación de los equipos de puntos de medida se realizará atendiendo a lo indicado en la normativa vigente, en particular el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, de autoconsumo, Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión, el Reglamento electrotécnico para baja tensión y su normativa de desarrollo.

La relación de transformación de los transformadores de intensidad será tal que la intensidad correspondiente a la potencia aparente nominal o a la mayor potencia contratada se encuentre entre el 45 % (o 20 % para transformadores de clase S) de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión del transformador. En el caso de varias potencias contratadas en puntos frontera de clientes, se seleccionará la relación de transformación para estar dentro de dicho rango en el periodo con mayor potencia contratada, en estos casos, podrán existir periodos de potencia que se encuentren por debajo de los umbrales anteriormente indicados. En el caso de que alguna instalación distinta de cliente no pueda cumplir este rango, el responsable de la instalación deberá indicarlo de modo explícito, justificando la imposibilidad de cumplimiento de dicho requisito. El encargado de la lectura establecerá si la excepción solicitada es o no válida.

La relación de transformación de los transformadores de tensión será un número entero tal que la tensión nominal del primario estará comprendida entre el 80% y el 120% de la tensión nominal del circuito de potencia primario.

Las características nominales de tensión e intensidad de los contadores serán las adecuadas a los secundarios de los transformadores de medida a que están conectados.

El secundario de los transformadores de medida al que se conecten los contadores deberá disponer de una caja de centralización precintable o con bornas precintables, preferiblemente independiente del resto de los devanados secundarios o de bornas precintables independientes situadas en una caja de centralización común a todos los devanados secundarios, con el fin de poder realizar las mediciones necesarias para el cálculo de cargas y caídas de tensión en dichos secundarios. Dichas cajas deberán situarse lo más próximas posibles a los transformadores de medida, a fin de poder realizar dichas medidas con la máxima precisión. Para instalaciones preexistentes al Reglamento unificado de puntos de medida en las que no sea posible cumplir dicho requisito, el responsable del punto de medida deberá justificar el incumplimiento al encargado de la lectura que podrá aceptar o no dicha instalación. Una vez aceptada la instalación, esta aceptación será válida hasta que se realicen trabajos de renovación o modificación. La instalación de esta caja de centralización no será obligatoria cuando la tensión nominal de la instalación sea igual o inferior a 45 kV o para distancias inferiores a 40 metros entre los transformadores de medida y el armario donde se encuentren ubicados los contadores.

En ningún caso se considerará válido precintar una caja de centralización que contenga un dispositivo de protección o de control que requiera romper sus precintos para su manipulación manual.

Para los transformadores de tensión, cuando existan otros devanados secundarios no dedicados a medida, el responsable del equipo de medida deberá justificar, basándose en los ensayos realizados de acuerdo a la Norma UNE-EN vigente u otro método válido, que la precisión para la medida es adecuada para un determinado rango de cargas en los otros devanados secundarios. La carga que soporten los secundarios no dedicados a medida deberá mantenerse siempre dentro del rango especificado en los ensayos para cada devanado. En todo caso, la carga total para dichos transformadores de tensión no excederá nunca la carga de precisión individual de cada secundario. Los ensayos anteriormente indicados serán custodiados por el responsable del equipo de medida y cualquier participante de la medida podrá solicitar una copia de los mismos. Cuando la carga de los secundarios no dedicados a la medida no se mantenga dentro del rango especificado en los ensayos, o no existan ensayos que justifiquen dicho rango, se deben cargar uno o varios de los devanados hasta alcanzar una carga que esté entre el 25% y el 100% de la carga de precisión simultánea. No se tendrán en cuenta, para calcular dicho valor de la carga simultánea, los devanados abiertos o conectados en triángulo abierto.

El encargado de la lectura podrá solicitar al responsable del punto de medida la comprobación de la distribución de cargas simultáneas en los distintos secundarios.

La caída de tensión no será superior al 1 por 1000 en el cableado de transformadores de tensión desde el transformador hasta el armario de contadores.

Los secundarios de medida, tanto de los transformadores de tensión como de intensidad, deberán estar dedicados exclusivamente a los equipos para la medida destinada a la liquidación o facturación, considerando como tal a los contadores, registradores, convertidores de medida y equipos para comunicación remota de los equipos de medida. La conexión de estos convertidores debe restringirse al caso exclusivo de que sean necesarios para la liquidación de posibles servicios gestionados por el operador del sistema, en cualquier otra situación no se permitirán conexiones de estos equipos en el mismo secundario. Estos equipos deberán disponer de bloques de prueba o regletas de verificación con envolventes precintables como los indicados en 3.1.5 a fin de que se puedan aislar sin afectar al resto del circuito de medida. En estos casos, el contador será el primer equipo de la cadena de cargas secundarias en los circuitos de tensión e intensidad.

Si excepcionalmente se admite la instalación de algún equipo distinto a los mencionados, estos deberán tener la posibilidad de precintar sus bornas de conexión con el fin de que el mencionado circuito de medida no sea manipulable.

Los dispositivos de medida, instalados desde la entrada en vigor del presente procedimiento de operación, contarán con una toma de corriente de 230 V de corriente alterna con toma de tierra a menos de 10 metros de distancia de los contadores.

Los contadores no podrán estar instalados de forma que se dificulte su inspección, lectura local y verificación. Preferiblemente estarán instalados en casetas o edificios dentro de la instalación, debiendo tener el encargado de lectura y el verificador de medidas libre acceso al mismo.

La instalación y sus equipos se precintarán de forma que no sea posible añadir o quitar cargas, ni modificar los parámetros básicos de medida de energía y datos de comunicación de los registradores sin romper los precintos.

Cada contador y registrador dispondrá de un rótulo identificativo que indique a qué punto/s de medida corresponde.