BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 198 Jueves 19 de agosto de 2021 Sec. III.   Pág. 101774
III. OTRAS DISPOSICIONES
MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA
Y EL RETO DEMOGRÁFICO
14064 Resolución de 4 de agosto de 2021, de la Dirección General de Política 
Energética y Minas, por la que se revisan los procedimientos de pruebas de 
rendimiento para la determinación de los parámetros aplicables a los costes 
variables de las instalaciones de generación con régimen retributivo adicional 
ubicadas en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
El Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de 
producción  de  energía  eléctrica  y  el  procedimiento  de  despacho  en  los  sistemas 
eléctricos  de  los  territorios  no  peninsulares,  establece  que  los  datos  y  parámetros 
técnicos necesarios para el despacho de producción y para el cálculo de la retribución 
por costes variables de las instalaciones con derecho a la percepción del régimen 
retributivo adicional, se obtendrán a partir de las pruebas de rendimiento de los grupos.
De esta forma, en el artículo 13 se establece que la revisión de los parámetros 
técnicos de despacho se realizará a partir de las pruebas de rendimiento según lo 
dispuesto en el anexo III.1 del citado real decreto. Asimismo, el artículo 38.1 dispone que 
los parámetros técnicos de liquidación que determinan la retribución de las instalaciones 
se  revisarán  a  partir  del  resultado  de  las  pruebas  de  rendimiento  siguiendo  el 
procedimiento establecido en el anexo III.2. En cumplimiento de lo anterior y a partir de las 
pruebas de rendimiento efectuadas a los grupos generadores, antes del inicio del segundo 
periodo  regulatorio  se  revisaron  los  parámetros  de  liquidación  mediante  la  Orden 
TEC/1260/2019, de 26 de diciembre, por la que se establecen los parámetros técnicos y 
económicos a emplear en el cálculo de la retribución de la actividad de producción de 
energía  eléctrica  en  los  territorios  no  peninsulares  con  régimen  retributivo  adicional 
durante el periodo regulatorio 2020-2025, y se revisan otras cuestiones técnicas.
Con relación a las pruebas de rendimiento el apartado 1 del anexo III del meritado 
Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, recoge que:
«Para la revisión de los datos técnicos de despacho, las empresas propietarias de 
los grupos deberán realizar las pruebas de rendimiento correspondientes siguiendo el 
procedimiento establecido en este anexo y según los procedimientos de pruebas de 
rendimiento para la determinación de los parámetros aplicables a los costes variables de 
despacho de las instalaciones de generación pertenecientes a los sistemas eléctricos de 
los territorios no peninsulares aprobados».
Asimismo, se indica que el titular de la instalación de generación será el responsable 
de la realización de las pruebas, siendo el operador del sistema el supervisor y el 
responsable de remitir el informe de supervisión de las mismas.
Con  carácter  anual,  mediante  resolución  de  la  Dirección  General  de  Política 
Energética y Minas se aprueba el listado de los grupos de generación a los que se 
propone  realizar  las  pruebas  de  rendimiento  durante  el  año,  indicándose  en  dicha 
resolución los procedimientos de prueba a seguir para la realización de las pruebas. es
Actualmente  los  procedimientos  a  emplear  en  la  realización  de  las  pruebas  de  bo
rendimiento son los incluidos en los anexos a la Resolución de 3 de agosto de 2012, de la  064ww
Dapsiprsiorlteiceccemacdbiaóilmesns i ee anlGé tcoelotsnrs iec drocaesol   sitpnedrsseuu  elvabParaeroissal í btiydcle eaes  x rdteEreann pdeleairmgns éiineitnsnicsutaotlaa , lraeypc saio,r Mnaae itneslaan s dd,dei ee npgtdeoeorrnm  eailrna aqa cucióqieónu n lea p  denserote er mnloeaascp tiirvepuanae trbeeáasnm n aev  itgrlloooosssr     OE-A-2021-14able en https://
anteriormente al Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, también establecía la necesidad de 
realizar pruebas en los grupos generadores para determinar sus parámetros retributivos.
Con fecha 11 de mayo de 2020 ha tenido entrada en la Dirección General de Política 
Energética y Minas escrito del operador del sistema adjuntando propuesta de revisión de 
los  procedimientos  de  pruebas  de  rendimiento  de  los  grupos  pertenecientes  a  los 
sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares aprobados en los anexos de la 
citada Resolución de 3 de agosto de 2012 de la Dirección General de Política Energética 
y Minas. En el escrito, ese operador indica:
«La experiencia acumulada durante las pruebas de rendimiento realizadas entre los 
años 2014 y 2018 a los generadores pertenecientes a los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares ha puesto de manifiesto la necesidad de introducir mejoras en 
los procedimientos que las regulan».
Adicionalmente a la propuesta de procedimientos, el operador del sistema adjunta los 
comentarios  a  la  propuesta  efectuados  por  Endesa  Generación,  SA,  (en  adelante, 
Endesa), como representante de los titulares de los grupos objeto de estas pruebas, y un 
informe justificativo de las modificaciones introducidas.
Como ya se ha indicado, los procedimientos de pruebas vigentes se aprobaron 
mediante la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, antes 
mencionada, en cumplimiento de la normativa anterior al Real Decreto 738/2015, de 31 
de julio, incorporando el real decreto modificaciones que no han sido trasladadas a los 
procedimientos de pruebas. Tal y como indica el operador del sistema, la experiencia 
acumulada  durante  las  pruebas  efectuadas  con  los  procedimientos  ha  puesto  de 
manifiesto que resulta oportuno la mejora de determinados aspectos con el fin de lograr 
mayor  sencillez  y  claridad  durante  el  desarrollo  de  las  pruebas  y  una  mayor 
correspondencia entre las pruebas y la realidad de funcionamiento de los grupos.
A fin de dar cumplimiento al trámite de audiencia previsto en la Ley 39/2015, de 1 de 
octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, se 
remitió la propuesta de resolución a Endesa y al operador del sistema, y de acuerdo con lo 
establecido en el artículo 5.2 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia, se solicitó informe a dicha Comisión.
Muchas de las alegaciones presentadas por Endesa en este trámite de audiencia 
reiteraban los comentarios realizados en el trámite particular llevado a cabo por el 
operador del sistema, por lo que ya habían sido valoradas. Por otra parte, se han 
considerado adecuadas algunas de las nuevas alegaciones presentadas por Endesa, 
tras el traslado al operador del sistema de las mismas para su valoración.
Por otra parte, el 8 de marzo de 2021 tuvo entrada el «Acuerdo por el que se emite 
informe sobre la propuesta de resolución de la Dirección General de Política Energética y 
Minas por la que se revisan los procedimientos de pruebas de rendimiento para la 
determinación de los parámetros aplicables a los costes variables de las instalaciones de 
generación con régimen retributivo adicional ubicadas en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares» (INF/DE/115/20). Dicho informe valora favorablemente la 
propuesta de Resolución, realizando dos observaciones a la misma.
La primera recomendación consiste en aclarar el posible reconocimiento dentro del 
régimen retributivo adicional como retribución por operación y mantenimiento fijo de los 
consumos no inherentes al funcionamiento de los grupos tanto durante las pruebas de 
consumo específico neto como en los arranques, de forma particular en los periodos 
intermedios de paro. e
De acuerdo al Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, las pruebas de rendimiento  bo
realizadas  con  los  procedimientos  de  pruebas  objeto  de  revisión  en  la  presente  064ww
rneescoelsuacrióions,  spoanr al al ab adseef ipnaicriaó nla  daec tluaa lrizeatrcibióunc idóen  lpoos rp caorásmteest rvoasr itaébclneisc.o sP doer  eliqllou,id eanci ólan 
rlieqvuiisdióanci ódne  sloes d pertoecrmedinimanie nat opsa rptirro pduee csotan,s usem oasc ladrea  nqauteu reasletozas  pvaarráiambleet raosso tcéicandiocso sa  dlae 
producción, siendo este planteamiento compartido por la Comisión tal y como refiere en
su Acuerdo INF/DE/115/20. El reconocimiento dentro de otro concepto retributivo, en su 
caso, de aquellos consumos que no han sido contemplados en la determinación de los 
parámetros  técnicos  de  liquidación,  dependerá  de  lo  establecido  en  el  Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, sobre la definición del régimen retributivo adicional, 
excediendo este reconocimiento el ámbito de la presente resolución.
La segunda observación sugiere una estimación del impacto económico que podrían 
tener las variaciones introducidas en el número y niveles de carga de los ensayos a realizar.
La propuesta de revisión de los procedimientos de pruebas de rendimiento incluye una 
reducción del número de ensayos mínimos destinados a calcular parámetros de arranque, 
mientras que el número mínimo de ensayos para la determinación del consumo específico 
no varía de forma general, puesto que, en lugar de realizar dos ensayos a tres cargas 
operacionales, se propone realizar un ensayo a seis cargas operacionales.
La realización de las pruebas de rendimiento es responsabilidad del titular de las 
instalaciones, y es uno de los conceptos de coste a reconocer dentro de la retribución 
por operación y mantenimiento variable. Esta retribución se fija por periodos regulatorios, 
por lo que los ahorros que pudieran producirse, en su caso, por la reducción de ensayos 
de arranque serían revisados y considerados en la revisión de parámetros a efectuar 
para periodos regulatorios venideros.
Adicionalmente, existe otro efecto de ahorro de costes por la reducción de los 
ensayos de arranque, en la medida en la que estos deben programarse dentro del 
despacho para su realización, por lo que podrían alterar el orden de mérito técnico-
económico resultante del despacho de producción que realizaría el operador del sistema 
sin considerar estos arranques. En consecuencia, la reducción del número de ensayos 
de arranque produce ahorros en costes de despacho, especialmente en grupos que 
operan como base en cada uno de los sistemas eléctricos aislados, trasladándose 
dichos ahorros a los costes de generación de liquidación que forman parte del extracoste 
de la actividad de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares.
En virtud de lo anterior, esta Dirección General de Política Energética y Minas resuelve:
Primero.
Aprobar  la  revisión  de  los  procedimientos  de  pruebas  de  rendimiento  para  la 
determinación  de  los  parámetros  técnicos  aplicables  a  los  costes  variables  de  las 
instalaciones de generación pertenecientes a los sistemas eléctricos de los territorios no 
peninsulares, que se incluyen en los anexos A y B de la presente resolución.
Segundo.
Ordenar la publicación de esta resolución y sus anexos en el «Boletín Oficial del 
Estado».
Tercero.
La presente resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el 
«Boletín Oficial del Estado».
Contra la presente resolución que no pone fin a la vía administrativa de acuerdo con 
lo dispuesto en el artículo 112 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento 
Administrativo Común de las Administraciones Públicas, podrá interponerse recurso de 
alzada ante el titular de la Secretaría de Estado de Energía, en el plazo de un mes a  s
contar desde el día siguiente al de la publicación de la presente resolución. Transcurrido  oe.
dicho plazo sin haberse interpuesto el recurso, la resolución será firme a todos los  w.
efectos. Para el cómputo de los plazos por meses habrá de estarse a lo dispuesto en el  064ww
artículo 30 de la citada Ley 39/2015, de 1 de octubre.
ManMueald Grida,r c4ía d Hee arngáonsdtoe zd.e 2021.–El Director General de Política Energética y Minas,
ANEXOS
Anexo A.  Procedimientos de pruebas de rendimiento.
Anexo A.I.  Grupos de generación térmica de turbinas de gas.
Anexo A.I.1.  Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de 
arranque en grupos de generación térmica de turbinas de gas.
Anexo A.I.2.  Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en 
grupos de generación térmica de turbinas de gas.
Anexo A.II.  Grupos de generación térmica de fuel.
Anexo A.II.1.  Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de 
arranque en grupos de generación térmica de fuel.
Anexo A.II.2.  Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en 
grupos de generación térmica de fuel.
Anexo A.III.  Grupos de generación térmica de ciclo combinado.
Anexo A.III.1.  Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de 
arranque en grupos de generación térmica de ciclo combinado.
Anexo A.III.2.  Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en 
grupos de generación térmica de ciclo combinado.
Anexo A.IV.  Grupos de generación térmica de carbón.
Anexo A.IV.1.  Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de 
arranque en grupos de generación térmica de carbón.
Anexo A.IV.2.  Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en 
grupos de generación térmica de carbón.
Anexo A.V.  Grupos diesel.
Anexo A.V.1.  Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de 
arranque en grupos diésel.
Anexo A.V.2.  Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en 
grupos diésel.
Anexo B.  Procedimiento específico de medida y toma de muestras aplicable a 
todas las tecnologías.
ANEXO A.I.1
Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
grupos de generación térmica de turbinas de gas
Índice:
1.  Objeto.
2.  Consumo específico neto de un grupo.
2.1  General.
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
3.  Coste de arranque.
3.1  Introducción.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.3  Coste de arranque total.
4.  Metodología correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia.
5.  Cálculo  de  los  parámetros  técnicos  de  despacho  económico  de  los  TNP 
resultantes de las pruebas.
5.1  Costes variables de combustible.
5.2  Costes de arranque.
6.  Listado de variables.
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
1. Objeto
El presente documento tiene por objeto desarrollar la metodología de cálculo que va 
a ser usada para determinar:
El consumo específico neto del grupo en condiciones de ensayo.
El coste de arranque.
Las correcciones al consumo específico neto del grupo en función de las condiciones 
ambientales.
2. Consumo específico neto de un grupo
2.1  General.
El consumo específico neto de un grupo se define como:
CC
CENG 
WR   (1) s
Siendo: w.b
–PCCCWI–ECR pN:: o GCPr :oau Ctlnoeoirnd ncatsiodaut  amdnlee oa t tapeie oscmpretepdacoiddí ofa(ik c ppJo/oo hnrr)  e.eetlol  g dcruoepml gobr auu splatoib  r(lekedJ / bk(akWWsah)d)..o en el poder calorífico inferior  OE-A-2021-14able en https://
..
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
La potencia neta cedida por el grupo a la red (WR), se calculará mediante la 
siguiente expresión:
WR = WTP – WAR – WE  (2)
WTP: Potencia activa inyectada por el grupo a la red (kW), medida en bornas del 
transformador principal (lado de alta), y que se corresponde con la diferencia entre la 
potencia  bruta  activa  medida  en  bornes  del  generador  menos  las  pérdidas  en  el 
transformador principal y consumo de los servicios auxiliares propios de grupo, en caso 
de estar localizados entre el generador y el transformador de alta.
WAR: Potencia activa (kW) para consumos auxiliares inherentes al funcionamiento 
del grupo que no son alimentados desde el propio grupo, bien porque esta potencia es 
tomada de la red, bien porque esta potencia es suministrada desde el transformador de 
auxiliares de otro grupo. Estos consumos reflejan los servicios auxiliares variables de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP.
Esta potencia se medirá en bornas (lado de alta) del transformador de auxiliares o 
individualizadamente, cuando es suministrada desde otro grupo.
Los consumos inherentes en el funcionamiento del grupo para los que no sea posible 
la  medida  directa,  serán  identificados  y  desglosados  por  la  empresa  propietaria, 
indicando a qué sistema o subsistema del grupo provee servicio.
Este término podrá incluir consumo asociado al agua inyectada para el control de 
emisiones de la turbina, en caso de ser utilizada. Para ello, será necesario medir durante 
las  pruebas  el  agua  inyectada  y  la  empresa  propietaria  deberá  aportar  un  cálculo 
justificado del coste en energía en el que se incurre por este motivo. El consumo 
estimado por este concepto se denominará WAR .
demi
WE:  Potencia  activa  (kW)  consumida  para  consumos  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo que, o bien de son de carácter intermitente, o bien no pueden 
ser  individualizados  y  cargados  a  un  solo  grupo  en  centrales  con  varios  grupos 
generadores.  Estos  consumos  reflejan  los  servicios  auxiliares  variables  de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP ni WAR.
Estos consumos inherentes al funcionamiento de los grupos, se particularizarán para 
cada grupo de generadores de una instalación que están sujetos a la compartición de los 
mismos.
   
  Para determinar WE los consumos serán ponderados de la siguiente manera:
 
 
1.  Consumos que sean directamente imputables a un grupo. Serán ponderados por 
 
horas de utilización, según la siguiente expresión:
 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙
 𝑒𝑛 𝑘𝑊    (3)
Siendo el factor de utilización (fútil) la fracción de tiempo respecto al total en la que 
  se incurre en un consu mo del servicio auxiliar.
 
      
..
   
 
 
 
2.  Los consumos no directamente imputables a un grupo, se ponderarán según la 
 
  siguiente ecuación:
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙   [  𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜 ]
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑗𝑛𝑢 𝑘𝑛𝑊𝑡𝑜ℎ 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛   
 𝑒𝑛 𝑘𝑊 [ 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑟𝑡𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]
 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ
(4)
  El cálculo de la ener gía generada por el grupo y conjunto de grupos que comparten 
el servicio auxiliar se realizará, como mínimo, con los registros históricos del año natural 
anterior al inicio de las pruebas. Si en dicho periodo la operación de alguno de los grupos 
implicados  no  es  representativa  por  indisponibilidad  del  mismo,  o  en  otros  casos 
  deb idamente justificados, se podrá utilizar un criterio de ponderación distinto al indicado 
  en el párrafo anterior debiendo este ser, en su caso, aprobado por el supervisor de las 
 
  pruebas.
  La potencia total consumida en servicios no continuos se computará mediante la 
  siguiente expresión:
WE   WE  
i
i   (5)
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
   
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que los conceptos WTP, 
WAR y WE deberán discriminar los consumos inherentes a la configuración sujeta a 
ensayo de los consumos asociados a otros sistemas o subsistemas de la unidad que no 
son propios de la configuración bajo ensayo.
No se deberán considerar como servicios auxiliares a efectos de cálculo de consumo 
específico todo aquel consumo, medido o estimado por la empresa propietaria, que no 
es propio e inherente al funcionamiento del grupo y para la configuración bajo pruebas 
del grupo. A título ilustrativo no limitativo, al objeto de aclarar el concepto de consumo 
inherente al funcionamiento del grupo, quedan excluidos de este concepto:
1)  Todo aquel consumo que se corresponda con el mantenimiento y conservación o 
para posibilitar un estado de disponibilidad para un nuevo arranque de grupos, que se 
produzca en los periodos intermedios de paro.
2)  Todo aquel consumo asociado a la instalación o planta y a sus servicios, tales 
como  edificios  administrativos,  de  mantenimiento,  talleres,  iluminación,  sistemas 
generales de seguridad, etc.
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
Según el combustible empleado por la turbina sea líquido o gaseoso, se seguirán 
uno de los dos siguientes procedimientos.
2.3.1  Combustibles líquidos.
El cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo, para el caso 
de combustibles líquidos, se evalúa mediante la siguiente expresión: e.
Donde: CC = mf * PCI (6) 2021-14064n https://ww
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico inferior
(kJ/h).
 
      
..
 
      
..
m: Flujo másico de combustible total (kg/h).
f
PCI: Poder calorífico inferior del combustible expresado (kJ/kg).
2.3.2  Combustibles gaseosos.
El cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo, para el caso 
de combustibles gaseosos, se evalúa mediante la siguiente expresión:
CC = V * PCI  (7)
f
Donde:
CC: Flujo de calor basado en el poder calorífico inferior (kJ/h).
V: Flujo volumétrico de combustible (Nm3/h).
f
PCI: Poder calorífico inferior del combustible expresado (kJ/ Nm3)
Para el caso que el medidor de flujo de combustible expresase su lectura en caudal 
másico (kg/h), podría bien emplearse la expresión para combustibles líquidos o bien 
transformar la medida de caudal másico en volumétrico, dividiendo para ello el primero 
por la densidad del combustible en condiciones normales de presión y temperatura.
3. Coste de arranque
3.1  Introducción.
A los efectos de este procedimiento se define «arranque» como el proceso por el 
cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima a otro 
estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. El 
coste arranque asociado se puede definir mediante la siguiente expresión.
C = C  (1 – e-αt)  (8)
Siendo:
C = Coste de arranque, para un tiempo de arranque t (€).
C  = Constante del grupo equivalente al coste de arranque en frío para un tiempo de 
parada infinito (€).
α = Constante del grupo.
t = Tiempo de arranque (h).
Una vez obtenidos los pares de valores (C,t) se podrán estimar las constantes de 
cada grupo C  y α, mediante el método de mínimos cuadrados.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.2.1  Costes de arranque asociados al combustible.
Etapa 1:
Se define la etapa 1 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad baja 
progresivamente (según su rampa característica) desde su mínimo técnico hasta la  es
potencia en la que se produce el desacoplamiento del grupo de la red. o
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes: 064ww
21..   ECnaelorrg aíap oerltéacdtroic pao rc oenl/slousm ciodma bpuosr tilbolse /sse, rhvaicsitoas e al umxoilmiareenst op droep dioess aec oinphlaemreinetnetso .al
func3io. naEmnieerngtíoa  deelél cgtrruicpao ,v teormtidaad aa  dlae r lead r.ed. BOE-A-cable e
Etapa 2:
Se define la etapa 2 como aquella etapa comprendida entre el desacoplamiento del 
grupo y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada, tras el cual el 
grupo comienza un periodo intermedio de paro. Los conceptos que se contabilizarán en 
esta etapa son:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de apagado del grupo.
2.  Energía  eléctrica  consumida  por  los  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Esta etapa no incluye, por tanto, los consumos que se producen en el periodo 
intermedio de paro ajeno al proceso de parada-arranque que se produce entre la parada 
y el arranque de un grupo.
Etapa 3:
Se define la etapa 3 como aquella que incluye el periodo comprendido entre el inicio 
del  proceso  de  puesta  en  carga  y  la  consecución  del  acoplamiento  de  la  unidad. 
Comienza por tanto con la conexión del primer auxiliar asociado al arranque del grupo. 
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de acoplamiento del grupo.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Etapa 4:
Se define la etapa 4 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad sube 
progresivamente hasta alcanzar un estado de funcionamiento en las mismas condiciones 
en las que se inició la etapa 1. En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible hasta alcanzar la carga mínima.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo.
3.  Energía eléctrica vertida a red.
3.2.1.1  Calor aportado por el combustible.
El coste del calor aportado por el combustible se define como:
P
C    (Q x PCI )
c i i
4186,8
i1   (9)
Donde:
C : Coste del calor aportado por el combustible (€).
c
Q: Consumo de combustible i durante la etapa considerada (kg).
i
PCI: Poder calorífico inferior del combustible i (kJ/kg).
i
..BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
   
Núm. 1 98 Jueves 19 de agosto de 2021 Sec. III.   Pág. 101783
 
 
 
  P: Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque (€/th).
  (10) 
P: Precio de la termia del combustible «i» (€/th). A estos efectos se tomará el último 
i
  precio publicado por la  Dirección General de Política Energética y Minas en la fecha en 
la que se inicien los ensayos.
En el caso del gasoil puede establecerse una medición de contraste del gasto de 
combustible en base a diferencia de nivel en los tanques de almacenamiento.
3.2.1.2  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares.
Se define el coste de la energía consumida por los servicios auxiliares como:
C  = E  · P   (11)
SA SA CM
Donde:
C : Coste debido a la energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares no 
SA
proveniente del grupo ensayado, calculado al precio de generación por combustible a 
carga mínima (€).
E : Energía eléctrica consumida a través de las redes de transporte o distribución 
SA
por los sistemas auxiliares del grupo, inherentes al mismo, durante la etapa que se 
considera (kWh).
P : Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh).Se determina mediante la expresión:
CENG
P  CM P
CM c
4186,8   (12)
Donde:
(CENG) : Consumo específico neto del grupo obtenido de los ensayos a carga 
CM
mínima realizados sobre el grupo (kJ/kWh).
P : Precio de la termia del combustible normalmente usado en carga mínima (€/th). 
C
A estos efectos se tomará el último precio publicado por la Dirección General de Política 
Energética y Minas en la fecha en la que se inicien los ensayos.
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que bajo el término E
SA 
deberán considerarse sólo los consumos inherentes a dicha configuración.
3.2.1.3  Energía eléctrica vertida a red.
Los ingresos por la energía vertida a la red se definen como: s
CEE = EE · PCM  (13) 064ww
Donde:
CEEE:E :E Innegrrgeísao e dléecbtirdicoa a v elar teidnae rag ríae de ldéucrtarinctae  vlae retidtaap aa  rceodn s(€id)e.rada (kWh). cve: BOE-A-Verificable e
 
      
..
..
P : Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Su cálculo está desarrollado en el punto 3.2.1.2.
Tanto a la energía eléctrica tomada del exterior, como a la energía eléctrica vertida al 
exterior, se le ha asignado un mismo precio (P ), igual al coste de generación (debido 
CM
al  consumo  de  combustible)  correspondiente  a  los  resultados  de  los  ensayos  de 
funcionamiento a carga mínima que se realicen.
3.2.2  Otros costes de arranque.
Dentro de los costes no puramente energéticos que pueden generarse durante un 
arranque, el consumo de agua desmineralizada inyectada para el control de emisiones 
de la turbina, en caso de ser utilizada durante el proceso de arranque, se considera con 
entidad suficiente como para proceder a su contabilización.
La evaluación de este coste se realizará mediante la expresión:
C  = Q  · P   (14)
a a a
Donde:
C : Coste por consumo de agua desmineralizada durante un arranque de duración t 
a
horas (€).
Q : Consumo de agua desmineralizada durante el arranque de duración t horas (m3).
a
P : Precio del agua desmineralizada, (€/m3). Este parámetro será característico de 
a 
cada unidad. Deberá justificarse en los procedimientos particularizados.
Alternativamente,  una  vez  contabilizado  el  consumo  de  agua  desmineralizada 
durante el arranque, la empresa propietaria podrá aportar un cálculo justificado del coste 
en energía en el que se incurre por este motivo. En este caso, se calculará el coste de 
manera análoga al coste de la energía consumida por los servicios auxiliares (concepto 
   
C ).
SA  
3 .3  Coste de arranque total.  
 
 
El coste C, correspondiente a un ensayo será:
  (15)
 
Cuya expresión desarrollada es:
   
1 4
C  Ca   P Q  PCI  CENG E  E  P 
j j CM SAj Ej c
4186.8
j1   (16)
Donde  P  y  P   son  los  precios  de  las  termias,  ponderadas  según  consumo  de 
c
combustible en arranque (P), y del combustible habitual a carga mínima (Pc), definido en 
los apartados anteriores.
4. Metodología correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación  e
respecto de las condiciones de referencia bo
ccoonnsdEuilc miocoon neesssu pmdeeoc  ífreiecsfope erneceníftciocia o. d neDe itucohn a dsge rlu cpgoornu dp(ioocib octneoenrsride ogd iede on,r  eClfoeEsre NneGcni*sa,a  yseoess t)ác ancl codurreleafig naiidd oap saa r teirun n daleasl    2021-14064n https://ww
 
    ..  
..
sección 6 del anexo A.I.2: Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque 
de centrales térmicas de turbinas de gas.
Todas las variables corregidas, se señalan a partir de aquí con asterisco.
Así:
CENG* CENG  F
i
i   (17)
Donde los factores F son los factores de corrección por las diversas discordancias 
i
entre las condiciones del ensayo y las condiciones establecidas de referencia.
Las correcciones se deberán aplicar sobre cada uno de los registros obtenidos en 
cada ensayo. En los casos en los que haya variables primarias con una frecuencia de 
muestreo menor al resto, se establecerían las correcciones a partir de los registros 
promediados en estos periodos. A modo de ejemplo, si existiesen variables primarias 
registradas con una frecuencia de 15 minutos, se calcularían las correcciones del resto de 
variables con los valores promediados que se hubieran registrado en estos 15 minutos.
Se  deberá  tener  en  cuenta  a  la  hora  de  elegir  los  valores  de  referencia  la 
dependencia de algunas variables con la potencia generada por dicho grupo. Para estos 
casos se deberá elaborar una curva que, construida a partir de históricos de dicha 
variable durante al menos un año, permita, en función de la potencia, calcular el valor de 
referencia  de  la  variable  para  cada  prueba  de  consumo  específico.  Se  señalarán 
aquellos casos en los que no se considere adecuada la curva así obtenida a partir de 
históricos  con  un  punto  de  carga  de  operación  habitual,  para  su  aplicación  a  la 
corrección a las cargas de los ensayos.
A  continuación,  se  exponen  ejemplos  de  factores  de  corrección  habituales,  sin 
perjuicio de que, según la documentación del fabricante o norma de aplicación, se 
puedan aplicar correcciones adicionales por otros parámetros previa justificación del 
propietario y aprobación, en su caso, por parte del supervisor de las pruebas.
4.1.1  Corrección por temperatura del aire a la entrada del compresor F :
1
La corrección por temperatura del aire a la entrada del compresor se obtendrá a 
partir de las curvas suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del 
consumo específico por esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el 
1
consumo  específico  a  la  temperatura  establecida  como  referencia  dividido  entre  el 
consumo específico obtenido a la temperatura del ensayo.
4.1.2  Corrección por presión barométrica a la entrada del compresor F :
2
La  corrección  por  presión  barométrica  se  obtendrá  a  partir  de  las  curvas 
suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico a la 
2
presión barométrica establecida como referencia dividido entre el consumo específico 
obtenido a la presión barométrica del ensayo.
4.1.3  Corrección por humedad del aire a la entrada del compresor F :
3
La corrección por humedad del aire a la entrada del compresor se obtendrá a partir 
de las curvas suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del consumo  e
específico por esta circunstancia. Este factor F3 deberá ser el cociente entre el consumo  w.bo
específico  a  la  humedad  establecida  como  referencia  dividido  entre  el  consumo  064ww
eesnp feucnícfiicóon  odbet etenmidpoe raa tluar ah uym heudmaedd daedl  reenlastaivyao .la Gs ecnuearleaslm fiejannte u lnaas  hcuumrveadsa eds atábns otlruatzaa.das
..
4.1.4  Corrección por composición del combustible F :
4
La corrección por composición del combustible se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico 
4
para el poder calorífico establecido como referencia dividido entre el consumo específico 
obtenido con el poder calorífico del ensayo.
El poder calorífico utilizado en la corrección debe ser el mismo que el utilizado en la 
definición de consumo específico. La transformación entre poder calorífico inferior y 
superior, si fuese necesario realizarla para un combustible determinado, deberá hacerse 
conforme al procedimiento recogido en el ANSI/ASME PTC 22-2005.
En aquellos casos en los que no se disponga de curvas de fabricante del grupo, la 
empresa propietaria deberá proponer mecanismos para garantizar que el combustible 
usado durante los ensayos es similar al que consume habitualmente el grupo. Dicha 
propuesta será aprobada, en su caso, por el supervisor de las pruebas.
4.1.5  Correcciones por factor de potencia F :
5
   
  Con la corrección del factor de potencia se tiene en cuenta la variación de la potencia 
  vertida  a  red  por  el  grupo  debida  a  la  variación  del  rendimiento  d el  alternador  y 
   tra nsformador principal al trabajar con factores de potencia diferentes al de referencia.
   Este factor vale:
 
    
  
   F  WR /WR *  
5    (18)
 
     WR *  WTP * WAR WE  (19)
    WTP *  WTP  L  L   
ref prue  (20)
Donde L y L  son el conjunto de las pérdidas del alternador y transformador 
ref  prue
principal para la misma potencia activa generada con factor de potencia de referencia y 
factor de potencia de la prueba respectivamente, que se obtendrán a partir de las curvas 
de corrección y/o circuitos equivalentes suministrados por el fabricante para este efecto.
5. Cálculo de los parámetros técnicos de despacho económico de los TNP resultantes 
de las pruebas
En este capítulo se recoge como se calculan, en función de los resultados anteriores, 
los parámetros de despacho económico de los TNP correspondientes al coste variable 
de funcionamiento y al coste de arranque asociado al combustible acorde con el Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de 
energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares.
5.1  Costes variables de combustible.
En este apartado se calculan los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i) 
según se indica en el anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, necesarios  es
 
      
..
 
      
..  
      
..
para el cálculo del coste variable de funcionamiento que se evalúa a través de la 
siguiente expresión.
C (i,h,j )= [A(i)+B(i)*p(i,h,j)+C(i)*p2(i,h,j)]*pr(i,h,j)  (21)
combD
Siendo:
C (i,h,j ): Coste variable de combustible expresado en (€/h).
combD 
p(i,h,j): Potencia media horaria en barras de la central en la hora h aportada por el 
grupo i del sistema eléctrico aislado j.
A(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– (th/h).
B(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– (th/h MW).
C(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– (th/h MW2).
pr(i,h,j): Precio medio de la termia de combustibles utilizados por el grupo i del 
sistema eléctrico aislado j en la hora h, según se indica en el anexo III del Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Para el cálculo de A(i), B(i), C(i) es necesario obtener un ajuste cuadrático de la 
curva de consumo térmico (th/h) frente a potencia aportada a la red (MW) a partir de los 
ensayos de consumo específico.
Cada uno de los puntos a partir de los cuales se realizará el ajuste cuadrático se 
obtiene  de  los  resultados  de  una  prueba  de  consumo  específico,  de  forma  que, 
realizando  las  siguientes  operaciones,  se  obtiene  una  pareja  «consumo  térmico  vs 
potencia neta»:
𝐶𝐸𝑁𝐺∗  𝑥  𝑊𝑅
𝐶∗ = 𝑝𝑐𝑖
𝑡𝑒𝑟
4186,8
  (22)
Siendo:
C* : Consumo térmico corregido del grupo expresado en (th/h).
ter 
CENG* : Consumo específico neto corregido del grupo referido al poder calorífico 
pci
inferior expresado (kJ/kWh).
WR: Potencia neta cedida sin corregir por el grupo a la red expresada (kW).
Una vez obtenidas las parejas de puntos, una por cada prueba, se efectúa un ajuste 
cuadrático de forma que se obtienen los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i).
En el caso de que los parámetros técnicos A(i), B(i), C(i) así obtenidos arrojasen en 
algún  tramo  de  la  curva  calculada  un  coste  incremental  negativo,  se  valorará  la 
introducción de algún ajuste adicional al ajuste cuadrático para evitar que esto suceda.
5.2  Costes de arranque.
5.2.1  Costes de arranque.
En este apartado se calculan los parámetros A’(i), B’(i), según se indica en el anexo  s
III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en el cálculo del coste de arranque  oe.
asociado al combustible, que se evalúa a través de la siguiente expresión: w.
CarD = A’(i)*[1-exp(-t/B’(i))]*prar(i,h,j) + D(i)  (23)
econEól mpiacorá ym neotr og uDar(di)a  nreol acsieó nc caolcnu elal  reesnu letasdteo  dpero laces dpimruieebnatos,  dyea r eqnudeim iteienntoe,  scianroá cctoenr   BOE-A-cable e
..
el desgaste que cada arranque produce en el grupo. Por ello, debe ser calculado en 
base a la información económica relativa al coste de los ciclos de revisiones.
Para calcular A’(i), B’(i) es necesario realizar un ajuste exponencial de la curva coste 
en termias frente a tiempo de arranque (sin tener en cuenta el parámetro D(i)), a partir de 
al menos dos ensayos de coste de arranque. Los resultados obtenidos a partir del coste 
de arranque, expresan el coste de arranque en unidades monetarias (€), de forma que 
para pasar este coste a termias debe operarse del siguiente modo:
C  = C  * 1/P  (24)
termias euros
Donde:
C : Coste en termias del arranque.
termias
C : Coste en euros del arranque.
euros
P: Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque definido, 
en el punto 3.2.1.1 (€/th).
Adicionalmente, en aquellos casos en los que del ajuste exponencial de todos los 
puntos de la curva se observasen resultados no representativos del funcionamiento real 
del grupo, se podrán proponer criterios adicionales de ajuste exponencial de la curva que 
permitan  obtener  unos  parámetros  técnicos  de  despacho  A’  y  B’  alternativos.  Esta 
propuesta, en su caso, será aprobada por el supervisor de las pruebas.
6. Listado de variables
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.1.1  Variables primarias.
6.1.1.1  Variables medidas directamente.
Medidas primarias de clase 1.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías. En estas 
variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) todas las que en cada prueba particular 
se considere necesario.
Mf/Vf: Caudal de combustible másico/volumétrico –según sea el combustible líquido 
o gaseoso– (kg/h o Nm3/h).
WTP: Potencia activa en bornas del transformador principal lado alta (kW).
WRET: Potencia reactiva en bornas del transformador principal lado alta (kVAR).
WAR:  Potencia  activa  tomada  de  la  red  a  través  de  transformador  principal  y 
consumida en auxiliares (kW).
WE: Potencia activa de la red a través del transformador principal para servicios no 
continuos (kW) –en caso de ser WE medida en vez de determinada a partir de datos de 
balances la instalación– (kW).
WRE: Potencia reactiva en bornas del alternador durante el ensayo (kVAR).
WBM: Potencia activa en bornas del alternador durante el ensayo (kW). s
Taec: Temperatura del aire a la entrada del compresor (°C). oe.
MHPaaa:eg Pc/V:r eaHsgui:óm Aneg bduaaard oi nmdyeéel tcraticiaraed  a(ab  palaar r)ea.n etrla cdoan tdreoll  cdoem epmreissioonr e(%s ()k.g o m3). 2021-14064n https://www.
Las medidas eléctricas anteriores (WTP, WRET, WAR, WE, WRE y WBM) también 
podrán ser determinadas a partir de la contabilización de la energía, en cuyo caso, estas 
medidas también serán primarias de clase 1.
6.1.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de la recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances térmicos, etc.
Vtr: Velocidad de giro de la turbina en condiciones de referencia (rpm).
PCS: Poder calorífico superior del combustible (kJ/kg) o (kJ/Nm3).
PCI: Poder calorífico inferior del combustible (kJ/kg) o (kJ/Nm3).
PCIr: Poder calorífico inferior del combustible de referencia (kJ/kg) o (kJ/Nm3).
η his: Rendimiento del alternador a factor de potencia histórico (adimensional).
η prue: Rendimiento del alternador con factor de potencia de prueba (adimensional).
Lprue: Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de la prueba (kW).
Lref: Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de referencia (kW).
Fi: Curvas de factores de corrección (se introducirán por puntos).
Taecr: Temperatura del aire a la entrada del compresor en condiciones de referencia 
(°C).
Par: Presión barométrica en condiciones de referencia (bar).
Haecr: Humedad del aire a la entrada del compresor en condiciones de referencia (%).
6.1.2  Variables secundarias.
Estas medidas serán registradas para confirmar que no han existido condiciones 
anormales durante la realización en los ensayos. Entre estas variables se incluirán (o 
suprimirán si no aplica) todas las que en cada prueba particular se considere necesario, 
previa aprobación del supervisor de las pruebas. Entre estas medidas se encontrarán:
Frecuencia de la red (Hz).
Presión del combustible gaseoso suministrado a la turbina (bar).
Temperatura del combustible (°C).
Flujo de combustible a las TGs (kg/s).
Posición de los álabes directores. En caso de haber más de una etapa variable se 
aportarán ambos.
Caída de presión en los pre-filtros de aire de admisión (mbar).
Caída de presión en los filtros de aire de admisión (mbar).
Presión del aire a la entrada del compresor (bar).
Presión de descarga del compresor (bar).
Temperatura de descarga del compresor (°C).
Temperatura de referencia de combustión (°C).
Temperatura de ingreso del gas en la turbina (°C).
Temperatura de los gases de escape (°C).
Contrapresión de escape a la salida de la turbina (bar).
Presión diferencial en el sistema de escape (bar).
Temperatura del refrigerante en caso de existir unidades enfriadoras (°C).
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
6.2.1  Variables primarias.
6.2.1.1  Variables medidas directamente.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba, según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías.
Todas las variables que se detallan a continuación se registrarán con las condiciones 
de equivalentes a variables primarias de clase 2:
Qi: Consumo de combustible i (Nm3 o kg).
Esa: Energía eléctrica tomada del exterior (kWh).
EE: Energía eléctrica vertida a la red (kWh).
Qa: Consumo de agua desmineralizada (m3).
6.2.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de la recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances térmicos, etcétera.
PCI: Poder Calorífico Inferior del combustible i (kJ/m3 o kJ/kg).
6.2.2  Variables secundarias.
Se verificarán los parámetros de funcionamiento de la instalación que se considere 
necesario a fin de comprobar que el proceso de arranque se lleva a cabo de modo 
normal. Se registrarán, con carácter general, las mismas variables que las indicadas en 
el apartado 6.1.2.
Adicionalmente,  se  deberán  registrar  los  eventos  más  significativos  que  se 
produzcan  en  el  proceso  de  arranque  y  parada  como  son  las  conexiones  y 
desconexiones  de  las  bombas  y/o  compresores  de  los  distintos  circuitos  que  se 
consideren relevantes (Ej. bombas de agua de refrigeración, de combustible, etcétera).
ANEXO A.I.2
Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en grupos de 
generación térmica de turbinas de gas
Índice:
1.  Objeto.
2.  Responsabilidad de las partes.
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
2.4  Comité de ensayos.
3.  Códigos y normas de aplicación.
4.  Definición y desglose de los costes de arranque.
4.1  Desglose de coste de arranque.
5.  Documentación inicial aportada por la empresa propietaria.
6.  Condiciones generales de realización de los ensayos
6.1  Estado de la instalación.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de 
arranque.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
6.4  Cálculos.
7.  Documentación general de los ensayos.
7.1  Recolección de muestras.
7.2  Formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
8.  Aislamiento del grupo.
8.1  Aislamiento eléctrico.
8.2  Interconexiones mecánicas.
8.3  Aislamiento de combustible.
1. Objeto
El objeto del presente documento es establecer el procedimiento general para la 
realización de los ensayos necesarios conducentes a determinar los parámetros técnicos 
de despacho (A, B, C, A’ y B’) que intervienen en el cálculo de los costes variables de las 
centrales térmicas de turbinas de gas en los territorios no peninsulares.
Con anterioridad a la realización de las pruebas, se adaptarán los protocolos de 
ensayo generales a cada central. Esta adaptación específica para cada unidad objeto de 
las pruebas (procedimiento particularizado), se confeccionará por la empresa propietaria 
de  la  instalación  y  será  revisada  y  aprobada  por  el  operador  del  sistema.  Las 
discrepancias que pudieran surgir se resolverán en el comité de ensayos, definido en  e
este procedimiento. Sólo en casos puntuales y debidamente justificados la Dirección  bo
General de Política Energética y Minas podrá ejercer el arbitraje pertinente, previo  064ww
informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2. Responsabilidad de las partes
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
La empresa propietaria deberá encargarse de:
La  aplicación  de  los  procedimientos  generales  a  cada  instalación  concreta, 
incluyendo el estudio, identificación y actuación ante las particularidades que pueda 
presentar cada grupo.
El reparto justificado de consumos auxiliares y no continuos compartidos por más de 
un grupo que sean propios e inherentes al funcionamiento del grupo.
Asegurar que la instalación opera durante las pruebas en condiciones adecuadas de 
disponibilidad  y  funcionamiento  de  sus  elementos,  de  forma  que  se  garanticen  los 
objetivos de los ensayos de rendimiento y de coste de arranque.
Realizar las pruebas y operar la planta incluyendo el personal para la realización de 
las pruebas y recogida de datos.
La instrumentación y sistema de adquisición de datos necesario para el registro de 
valores de las pruebas.
El análisis de las muestras tomadas en las pruebas.
La redacción y el envío de la documentación indicada en las secciones 5 y 7.
La empresa propietaria deberá además facilitar las tareas de supervisión durante las 
pruebas, y aportar y justificar la información técnica que se le solicite relativa a los 
materiales y consumibles ligados al funcionamiento directo del grupo y a sus arranques, 
necesaria para el cálculo de los parámetros de despacho técnico.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
El supervisor de las pruebas será el responsable de garantizar que las pruebas se 
realizan con el rigor necesario para que representen fidedignamente el funcionamiento 
real de la instalación.
La supervisión estará a cargo del operador del sistema, que podrá contar con el 
apoyo de terceros para realizar esta función. Las terceras partes requeridas por el 
operador del sistema firmarán un acuerdo que garantice el tratamiento confidencial de la 
información y documentación manejada relativa a estos procedimientos.
Esta supervisión incluirá:
La aprobación de la aplicación de los procedimientos generales de las pruebas 
adaptada a cada grupo.
La  supervisión  de  las  pruebas,  con  verificación  de  los  puntos  más  importantes 
recogidos en los procedimientos y del reparto de auxiliares.
La realización de comentarios al informe provisional de resultados enviado por la 
empresa propietaria.
La redacción y el envío a la Dirección General de Política Energética y Minas, 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria del 
informe de supervisión sobre el desarrollo de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
En  cuanto  al  intercambio  de  información  entre  los  sujetos  involucrados  en  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque y sus responsabilidades asociadas se  e
atenderá a los siguientes puntos: bo
aplr oscu1ep.d eirmLviaise onertm od pear delaasspa t paprdruooep byiea tlsaa. riinaf oernmviaacriáó nc oinnd uicnaad aan etenl alac iósenc dceió tnr e5s  dmee essetse  epl rboocerrdaidmoire ndteol   2021-14064n https://ww
2.  El supervisor de las pruebas dispondrá de quince días hábiles a partir de la
recepción de la información para hacer llegar a la empresa propietaria los comentarios a  Bc
la documentación previa enviada. Alternativamente, si la empresa propietaria ha enviado 
la información indicada en el apartado anterior con la antelación de tres meses, el 
supervisor  de  las  pruebas  remitirá  a  la  empresa  propietaria  los  comentarios  a  la 
documentación previa enviada con anterioridad a 45 días a la fecha programada de los 
ensayos.
3.  La empresa propietaria y el supervisor de las pruebas dispondrán de un plazo 
de 10 días hábiles para consensuar, a través del comité de ensayos, el cierre de los 
comentarios realizados y llegar a acuerdos sobre las posibles discrepancias surgidas en 
la adaptación de los procedimientos.
4.  En los casos puntuales de discrepancias no resueltas en el seno del comité de 
ensayos, sin cuya resolución no es posible llevar a cabo los ensayos, el comité de 
ensayos podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que ejerza 
el pertinente arbitraje, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia. Para ello, se remitirá un informe justificativo de dichas discrepancias no 
resueltas. Durante este proceso, se podrá convocar a los miembros del comité de 
ensayos para recabar cuantas aclaraciones se estimen oportunas.
5.  La  empresa  propietaria  deberá  haber  completado  y  enviado  la  información 
indicada en la sección 5 de este procedimiento al supervisor de las pruebas con al 
menos 10 días naturales de antelación a la fecha prevista de inicio de las pruebas.
En caso de que no se hubiera completado con la antelación indicada, al menos, la 
documentación señalada en esa sección como imprescindible, el titular de los grupos no 
podrá iniciar las pruebas de rendimiento en la fecha prevista. Lo anterior sin perjuicio de 
la obligación anteriormente establecida y del resto de documentación requerida.
6.  La empresa propietaria llevará a cabo las pruebas estipuladas sobre el grupo a 
ensayar teniendo en cuenta los posibles acopios, calibraciones de instrumentación y 
otras operaciones necesarias en base al procedimiento adaptado, que se realizarán 
antes de las pruebas. Las pruebas contarán con la supervisión del operador del sistema.
7.  A la finalización de la prueba la empresa propietaria entregará al supervisor la 
recopilación  de  datos,  información  y  registros  producidos  durante  la  misma. 
Excepcionalmente, dispondrá de, como máximo, 3 días hábiles para proceder al envío 
de todo aquello que hubiera podido quedar pendiente.
8.  La empresa propietaria elaborará un acta provisional de las pruebas que enviará 
al supervisor en un plazo máximo de un mes a partir de la conclusión de las pruebas 
sobre el grupo con la mejor información disponible.
9.  El supervisor remitirá los comentarios al acta provisional a la empresa propietaria 
en un plazo máximo de quince días hábiles a partir de su recepción.
10.  La empresa propietaria, tras estudiar los comentarios recibidos y discutirlos con 
el supervisor, remitirá el acta final de las pruebas en un plazo de una semana al 
supervisor. Este acta llevará identificados los posibles comentarios del supervisor donde 
no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes así como la justificación del titular de 
los grupos.
11.  El operador del sistema elaborará un informe de supervisión sobre el desarrollo 
de las pruebas que remitirá a la Dirección General de Política energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria en el 
máximo de quince días hábiles desde la recepción del acta final de las pruebas. El 
informe de supervisión deberá contener al menos:
Acta final de la prueba con su correspondiente formato de incidencias (en caso que 
proceda). e.
Cálculo de contraste, siendo éste un cálculo paralelo del rendimiento de cada grupo  w.b
ensayado para comprobar los resultados finales. 064ww
inferLioarse sd iafel r0e,n1c i%as  ecno nlo se le ancstaay foinsa dl ed ec olan spurmueob eas epmecitíifdicoo  pyo ar reral npqroupeise.t aErnio  lodse bcearsáons  seenr 
sloes  rqeuceo glaesrá dnif elores nocbiatesn fiudeosse enn s uepl ecráiolcruelso  adl eu mcobnratrla dsetefi nciodmo,o e nlo se l pinafroármmeet rdoes  sruepsuelrtvainsitóens 
de las pruebas, salvo que existan razones técnicas que, a juicio del supervisor, lo
desaconsejen. En todo caso, se hará constar esta situación y hasta donde sea conocido 
el motivo de la diferencia.
Argumentación  de  los  desacuerdos  recogidos  durante  el  transcurso  de  todo  el 
proceso de realización de las pruebas y del cálculo de contraste (en caso de que 
proceda).  Adicionalmente,  este  informe  llevará  claramente  identificadas  las  posibles 
discrepancias donde no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes, su justificación –
que en función de su naturaleza podrá ser en un informe específico–, así como, en su 
caso, los comentarios realizados por el titular de los grupos.
Listado de aquella documentación recogida en el apartado 5 de este procedimiento 
que no se haya puesto a disposición del supervisor con al menos 10 días naturales de 
antelación  a  la  fecha  de  inicio  de  la  prueba  de  rendimiento.  El  propietario  de  la 
instalación  podrá  aportar  las  justificaciones  oportunas,  que  serán  incluidas  en  este 
apartado.
Conclusiones.
2.4  Comité de ensayos.
A fin de coordinar y gestionar el intercambio de información entre las partes en las 
diferentes etapas del proceso descrito, así como llegar a acuerdos en las posibles 
discrepancias y comentarios que pudieran surgir, se constituirá el comité de ensayos.
El comité de ensayos estará formado por un responsable de cada una de las partes 
(empresa propietaria y operador del sistema), pudiendo contar con sus equipos de 
asesores técnicos cuando sea necesario. Dichos responsables serán los encargados de:
Gestionar el intercambio de documentación e información y distribuirla entre sus 
respectivas partes.
Resolver las posibles discrepancias en la adaptación de los procedimientos a cada 
central.
Gestionar la agenda de reuniones necesarias para la resolución de comentarios, 
discrepancias, aclaraciones…
Firma de las actas de las pruebas.
Transmitir la documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y 
a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El comité de ensayos deberá quedar identificado y constituido una semana antes del 
primer  intercambio  de  información  (envío  del  borrador  del  procedimiento  adaptado) 
siendo responsabilidad de la empresa propietaria iniciar el contacto con el operador del 
sistema.
3. Códigos y normas de aplicación
El  presente  procedimiento  constituye  la  norma  general  de  aplicación  para  la 
realización de ensayos y ulterior tratamiento de resultados, y ha sido preparado teniendo 
en cuenta lo señalado en los siguientes códigos:
ANSI/ASME PTC 22 Gas turbine power plants.
ANSI/ASME PTC 19 Instruments and apparatus.
ANSI/ASME PTC 46 Performance test code on overall plant performance.
ISO 2314 Gas turbines acceptance tests.
Estos códigos, junto con los que se detallan a continuación, serán utilizados como  o
rbeiballiiAozgNarcSaióIf/ínAa  SddeMe lE oc sPo enTnsCsu al1tya Go spe:anrear arle insostlvruecr tidounds.as de aplicación que pudiesen surgir en la  2021-14064n https://www.
AANNSSII//AASSMMEE  PPTTCC  23 .D3 eGfiansiteioonuss  afunedl sv.alues. BOE-A-cable e
ANSI/ASME PTC 19.1 Test uncertainty.
ANSI/ASME PTC 19.2 Pressure measurement.
ANSI/ASME PTC 19.3 Temperature measurement.
ANSI/ASME PTC 19.5 Flow measurement.
ANSI/ASME PTC 19.6 Electrical measurements.
ANSI/ASME PTC 19.7 Measurement of shaft power.
ANSI/ASME PTC 19.8 Measurement of indicated power.
ANSI/ASME PTC 19.10 Flue and exhaust gas analyses.
ANSI/ASME PTC 19.12 Measurement of time.
ANSI/ASME PTC 19.13 Measurement of rotary speed.
ANSI/ASME PTC 19.14 Linear measurements.
ANSI/ASME PTC 19.16 Density determinations of solids and liquids.
ANSI/ASME  MFC  11M  Measurement  of  fluid  flow  by  means  of  coriolis  mass 
flowmeters.
4. Definición y desglose de los costes de arranque
Se consideran los estados básicos en los que se puede encontrar un grupo térmico 
durante el funcionamiento, cuya definición es la siguiente:
Carga mínima: se entiende como carga mínima el valor aprobado como tal por la 
Dirección General de Política y Energética de Minas y utilizado por el grupo a prueba 
para  su  inclusión  en  el  despacho  de  generación.  Este  valor  será  recogido  en  los 
procedimientos particularizados adaptados para cada planta.
Estado de marcha: definimos este estado como aquel en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es igual o superior a la carga mínima.
Estado de paro: se define este estado como aquel en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es inferior a la correspondiente a 
carga mínima del grupo y siempre que se encuentre dentro de un proceso de parada.
Arranque: se define como «arranque» de un grupo térmico al proceso de pasar de un 
estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro también de carga mínima, 
pasando por el estado de paro y desacople de la red.
Adicionalmente, se define cuando el grupo no está en funcionamiento:
Estado o periodo intermedio de paro: se define este estado como aquel en el que se 
encuentra un grupo térmico cuando este está desacoplado de la red y ajeno al proceso 
de parada-arranque, manteniéndose en un estado de conservación o de disponibilidad 
que permita el inicio de un proceso de puesta en carga cuando así sea requerido.
El  arranque  del  grupo  térmico  comprende  las  dos  secuencias  de  operación 
siguientes:
Proceso de parada: comprenderá la parte de un arranque entre el estado inicial de 
carga mínima, la bajada de carga, parada y desacoplamiento de la red y la desconexión 
del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro.
Proceso de puesta en carga: comprenderá la parte de un arranque desde la puesta 
en marcha del primer auxiliar para iniciar dicho proceso (saliendo de este modo del 
estado intermedio de paro) con la toma de carga y el acoplamiento a la red hasta 
alcanzar la carga mínima del grupo. e
grupEEonn pt rroeed lareácsi óthanas b cesoern cp luaoessna pcdriooa cspe odsreo u sno a ppneetrerairociodióroen si n qstueeer md eceofdinmioep ndr eelon psd aetir eoem.l paorsra yn qcuoest eys  asjiegnuoie nat eésl:, el  2021-14064n https://www.
comTpileemtop; os udme aa rdrea ntiqeumep: osse  ddee fpinaer acdoam, oc olan sdeurrvaaccióiónn  eyn d heo prause sdtea  uenn  pcraorcgeas.o de arranque  BOE-A-cable e
Tiempo de parada: se define como el tiempo transcurrido desde la última vez que el 
grupo estuvo a carga mínima y se inició un proceso de parada hasta que se desacopla el 
último auxiliar con el que el grupo llega al estado de conservación.
Tiempo de conservación o intermedio de paro: se define como el tiempo transcurrido 
desde que se desacopla el último auxiliar con el  que el grupo llega al estado de 
conservación hasta que se inicia el proceso de puesta en carga.
Tiempo de puesta en carga: se define como el tiempo transcurrido desde que se da 
la orden de comenzar un proceso de puesta en carga hasta que se alcanza la carga 
mínima.
Coste de arranque: se define como coste de un arranque, la suma de todos los 
costes producidos en este proceso inherentes a la secuencia de parada/conservación/
arranque del grupo o de la configuración del grupo bajo ensayo.
Se considera la carga mínima como carga de referencia para las situaciones inicial y 
final del proceso de arranque, tal y como ya ha sido definido.
4.1  Desglose de coste de arranque.
La situación de arranque de un grupo termoeléctrico significa a efectos de coste las 
siguientes etapas diferenciadas:
Etapa 1: corresponde a la situación de bajada de carga del grupo desde carga 
mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
Etapa 2: corresponde al periodo comprendido entre desacoplamiento de la unidad y 
la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada del grupo con el que 
éste llega a un estado de intermedio de paro.
Estas dos primeras etapas constituyen el proceso de parada.
Etapa 3: incluye el periodo comprendido entre el inicio del proceso de puesta en 
carga y la consecución del acoplamiento de la unidad.
Etapa 4: corresponde al periodo comprendido entre el acoplamiento de la unidad 
hasta la consecución de la carga mínima.
Estas dos últimas etapas constituyen el proceso de puesta en carga.
En cada una de las etapas reseñadas, que definen la situación de un arranque normal, 
se producen los siguientes costes diferenciados a analizar en los presentes procedimientos:
Etapa 1: en esta etapa los costes se refieren a dos tipos de energía:
La primera corresponde al consumo de combustible, desde el inicio de bajada de 
carga a partir de la carga mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
La segunda se refiere a la diferencia entre la energía eléctrica vertida a la red y la 
consumida en servicios auxiliares inherentes al funcionamiento del grupo tomada de la 
red, contabilizada mediante su conversión a energía calorífica a través del consumo 
específico neto a carga mínima.
Etapa 2: el coste se integra por los dos tipos de energía siguientes:
Energía calorífica suministrada por el combustible durante la etapa.
Energía eléctrica suministrada por el exterior, inherente al proceso de parada del 
grupo y valorada en su equivalente calorífico al consumo específico neto a la carga 
mínima. e
EEEttnaatppreaa   l34a::   essteea  pccaoo nn2tt aaybb liialliizz eaatrraáápnna  ll oo3ss e  mml giissrmmupoooss   hccooannbccráee pppttooodssi  dqqouu eee  seetnna  rll aae  nee ttaauppnaa e  21st..ado intermedio de  2021-14064n https://www.
paro cuyos consumos y costes no serán considerados para la determinación del coste de
arranque, si bien, será susceptible de incluirse el consumo asociado al embotellamiento 
   
de la caldera que se pudiera producir en este estado.
 
La evaluación de los parámetros que se han definido anteriorm  ente, así como sus 
 
tratamientos para la obtención del coste de arranque vienen establecidos en el anexo 
 
A.I.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
 
centrales térmicas de turbina de gas.
CARGA
DESACOPLAMIENTO ACOPLAMIENTO
DESCONEXIÓN DEL  CONEXIÓN DEL PRIMER 
ÚLTIMO SERVICO  SERVICIO AUXILIAR DEL 
AUXILIAR DEL PROCESO  PROCESO DE PUESTA 
CARGA MÍNIMA DE PARADA EN CARGA
TIEMPO
ETAPA 1 ETAPA 2 PERIODO IPNATREORMEDIO DE  ETAPA 3 ETAPA 4
TIEMPO DE PARADA TIEMPO INPTAERROMEDIO DE TIEMPO DE PUESTA EN CARGA
 
5. Documentación inicial aportada por la empresa propietaria
   
La empresa propietaria, responsable de la realización de las pruebas, deberá enviar 
al supervisor de las pruebas las adaptaciones de los procedimientos generales de la 
instalación a probar de acuerdo con los plazos estipulados en la sección 2 de este 
documento.  Con  el  envío  al  supervisor  de  las  pruebas  de  los  procedimientos 
particularizados se incluirá al menos:
Objeto, identificación y breve descripción de la instalación sometida a pruebas.
Declaración de cargas mínima y máxima de la central y combustible habitualmente 
utilizado con el correspondiente análisis.
Croquis esquemático del ciclo, esquema eléctrico unifilar con auxiliares, localizando 
en todos ellos puntos de medición y toma de muestras. Listado clasificado de medidas y 
posibles medidas adicionales necesarias.
Particularizaciones  (en  los  casos  que  proceda  por  configuración  singular  de  la 
central) de la formulación del procedimiento general para la instalación particular. Deberá 
respetarse la nomenclatura del procedimiento general.
Verificación del correcto estado de la instalación acorde a la sección 6 de este 
documento incluyendo desviaciones y acciones correctivas si procede.
Listado y características de los instrumentos usados para tomar medidas primarias.
Lista de válvulas para aislamiento efectivo de la instalación, posición de las válvulas  e
en  los  sistemas  principales  durante  la  prueba.  Posición  de  los  interruptores  en  el  bo
diagrama unifilar durante la prueba. 064ww
pdreo agCRurareximtsileiuaarmirdoeoesss n d.y e ds eree rpvlaiac ritsooes c ycu ofeamnctcuoinare  dsde.e u tpilaizraacdiaó ny a  aerfreacntqouse d ep acáralc ulolos  deen csoanyosus mdoe  easprreacníqfiucoe   OE-A-2021-14able en https://
 
      
..
Adicionalmente a lo anterior, se remitirá anexada la documentación siguiente que se 
considera imprescindible:
a)  Diagramas de tuberías e instrumentación (situación «as built») siguientes:
Agua desmineralizada.
Refrigeración.
Aire-gases.
Combustibles y sistema de alimentación de combustibles.
Unifilar.
b)  Curvas,  suministradas  por  el  fabricante  de  la  turbina  para  corrección  del 
consumo específico en turbina debido a todos los efectos. En caso de no disponer de 
curvas suministradas por el fabricante, el titular de los grupos propondrá unas curvas de 
corrección alternativas, que deberán ser aprobadas por el Supervisor de las pruebas.
c)  Curva de inyección de agua en función de la carga.
d)  Historial de datos meteorológicos de la zona de ubicación. La serie histórica de 
datos contendrá registros día a día de temperatura seca media, mínima y máxima, 
humedad relativa media, mínima y máxima y velocidad del viento media, mínima y 
máxima. Si tales datos no estuvieran disponibles se deberán tomar de la estación 
meteorológica que posea condiciones más similares.
e)  Análisis  de  los  combustibles  empleados  habitualmente  en  operación  y 
arranques. Estos combustibles deben coincidir con los declarados para despacho.
f)  Manuales, parámetros y curvas de corrección del alternador y transformadores 
principales y auxiliares necesarios para llevar a cabo las correcciones pertinentes.
g)  Certificados de calibración que sean exigibles a los instrumentos de la prueba.
h)  Manuales de operación y secuencias de arranque.
A  continuación,  se  indica  la  documentación  que,  sin  ser  imprescindible  para  la 
obtención de resultados, se considera de gran importancia para el correcto desempeño 
de la labor de supervisión:
i)  Registros históricos del grupo que contengan, al menos los últimos 12 meses 
antes del inicio de las pruebas conteniendo, al menos, registros horarios. Se incluirán en 
el mismo, todas las variables disponibles del grupo significativas y en un formato digital 
que será, en su caso, aprobado por el supervisor.
j)  Balances  térmicos  del  grupo  a  tres  cargas  distintas  por  encima  del  mínimo 
técnico (una de ellas corresponderá al 100 % de carga).
k)  Hojas de datos o parámetros de funcionamiento de la turbina.
l)  Registro de consumos específicos históricos del grupo a carga media y, en caso 
de estar disponible, a cualquier otro nivel de carga, y en especial, de aquellas cargas 
susceptibles de ser ensayadas, para el periodo de cuatro (4) años anteriores a la 
realización de las pruebas.
m)  Datos  de  consumo  de  combustible  por  grupo.  Estos  valores  deberán  ser 
coherentes con aquellos que están sujetos a inspección por la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia.
n)  Curva de emisiones de la turbina de gas en función de la carga en caso de 
disponer dicho grupo de sistemas de medida de emisión en continuo.
o)  Manuales del fabricante.
p)  En casos de circuito de refrigeración abierta, serie histórica de la temperatura del  e.e
medio en el punto de captación con los datos diarios de temperatura media, mínima y  b
máxima. 064ww
interqv)e ngFaicnh aesn  latés cpnriuceabsa sd.e  los  elementos  primarios  de  medida  de  caudal  que
la por)t enCciuar vgaesn esruamdian idsetrbaiddaos a p toord eols  flaobsr iecfaenctteo sd.e la turbina de gas para la corrección de
La  siguiente  información  deberá  estar  disponible  para  posibles  consultas  y 
verificaciones durante la realización de las pruebas de rendimiento:
a)  Listado de instrumentos del grupo.
b)  Detalle de montaje de instrumentos.
c)  Históricos de calibración de instrumentos que lo requieran.
Adicionalmente  el  comité  de  ensayos  discutirá,  en  función  de  las  medidas  de 
contraste secundarias, la necesidad de planos de dimensiones específicos de:
Tanques de combustible.
Tanque agua desmineralizada.
Croquis de dimensiones de los conductos de salida de gases.
Croquis de dimensiones de los conductos de aire de entrada.
Si alguna de la documentación citada en este apartado se considerase necesaria y 
no estuviera disponible, deberá ponerse en conocimiento del comité de ensayos para 
buscar procedimientos alternativos que compensen su falta.
6. Condiciones generales de realización de los ensayos
Para  la  realización  de  las  pruebas  se  verificará  mediante  la  inspección  de  la 
documentación  pertinente  y  las  comprobaciones  que  el  supervisor  de  las  pruebas 
considere necesarias para el cumplimiento de este procedimiento, que la instalación 
opera  en  condiciones  adecuadas  de  forma  que  se  garanticen  los  objetivos  de  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque.
6.1  Estado de la instalación.
La  instalación  sometida  a  pruebas  deberá  encontrarse  en  condiciones  de 
conservación adecuadas para la operación, lo cual incluirá comprobar el cumplimiento 
con el programa de mantenimiento definido para la instalación.
Si de las pruebas se derivan valores de los parámetros de consumo específico y 
costes de arranque que superen a los últimos valores publicados por la administración (o 
en su defecto, con respecto a los históricos aportados por el propietario) en más de 
un 3 % el supervisor de las pruebas, podrá solicitar justificación por ello, reflejándose en 
el acta de la prueba.
Los elementos a verificar y la metodología a seguir se especifican en los diferentes 
apartados de este capítulo.
6.1.1  Estado del compresor y filtro de aire de la turbina de gas.
El estado del turbocompresor y de las tomas de aire se verificará mediante, al 
menos, los siguientes puntos:
– Comprobar,  mediante  los  diarios  de  mantenimiento,  que  se  ha  realizado  una 
operación previa de lavado del compresor con la planta parada (no serán suficientes 
lavados con el compresor en operación) de manera que se cumplan simultáneamente las 
siguientes condiciones para la realización de las pruebas:
• Que el último lavado de compresor se hubiera realizado en los últimos 3 meses  s
antes de la realización de las pruebas. oe.
• Que no se hayan producido más de 700 horas de fuego desde el último lavado de  w.
compresor realizado antes de la realización de cada ensayo, 850 horas de fuego para las  064ww
turbinas heavy duty.
despErne nadqieuseell ousn ac afrseocsu ednocniad ed,e  dlaev alad opso ilnítfiecraio dr ea  llaasv a2d.0o0s0  dheol ratistu dlaer  fudeeg loo,s 3 .g0r0u0p ohso rsaes 
de fuego para las turbinas heavy duty, se deberá revisar el valor máximo de horas de
   
 
 
  fuego admisibles desde el último lavado del compresor de manera que se cumpla 
  siempre que la pérdida de eficiencia estimada en el ensayo [ Eff(t) ], no sea superior a la 
  pérdida de eficiencia promedio (Eff promedio) entre lavados del compresor:
−𝑡
𝐸𝑓𝑓(𝑡) = −(𝑒 𝐶𝑇𝐸  −1) 
𝑡_𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑜𝑠
∫ 𝐸𝑓𝑓(𝑡) 𝑑𝑡
𝐸̅̅𝑓̅̅𝑓̅ = 0  
𝑡_𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑜𝑠
𝐸𝑓𝑓(𝑡) ≤ 𝐸̅̅𝑓̅̅𝑓̅ 
  Siendo:  
Eff (t): Estimación de la pérdida de eficiencia que se asume en un compresor 
transcurridas t horas desde la última limpieza realizada.
𝐸̅̅𝑓̅̅𝑓̅: Promedio de la pérdida de eficiencia que se asume en un compresor entre dos 
lavados del mismo.
t: horas de fuego en la turbina desde la última limpieza del compresor realizada.
CTE (horas): Constante de tiempo que caracterizará la rapidez con la que se produce 
el ensuciamiento de un compresor. Tomará el valor de 439 horas por defecto.
t_lavados: horas de fuego en la turbina que se producen habitualmente entre lavados 
de compresor y según la política de limpiezas aplicadas por el propietario. El valor 
máximo de t_lavados se establece en 2.000 horas de forma general, 3.000 horas para 
las turbinas heavy duty.
El valor de la constante CTE, así como la caracterización genérica de ensuciamiento 
propuesta, se podrá modificar a propuesta del propietario y tras la aprobación, en su 
caso, por el supervisor, para adaptarla a las condiciones particulares de ensuciamiento 
de un compresor de una determinada turbina de gas a partir de curvas de pérdida de 
eficiencia de la turbina por esta razón basadas en la monitorización histórica de los datos 
de proceso, en continuo a ser posible, de la unidad o en información suministrada por el 
fabricante,  ambas  fuentes  de  información  deberán  estar  siempre  referidas  a  las 
condiciones de emplazamiento de cada unidad en particular. Esta curva Eff(t) será, en su 
caso, aprobada por el supervisor de las pruebas.
En cualquier caso, estas curvas particulares deberán ser aportadas por el propietario 
de la instalación siempre que estén disponibles.
– Si el suministrador del grupo compresor-turbina especifica en su documentación 
que el lavado debe realizarse también en la turbina, se deberá comprobar también esta 
parte.
– Verificar mediante los diarios y registros de mantenimiento que se han realizado 
los lavados con planta parada y en operación prescritos por el suministrador. Verificar si 
la frecuencia de dichos lavados sigue las mejores prácticas y las recomendaciones del 
fabricante.
– Verificar visualmente el estado de los compresores antes de las pruebas para 
determinar el grado de ensuciamiento.
– Verificar que la relación de compresión alcanzada está dentro del rango de diseño. s
– Verificar que la caída de presión en los filtros de la toma de aire está dentro de los  oe.
valores de diseño. w.
limp–ie zVae roif iscuasr,t itmuceidóina ndtee  llooss  edlieamrioesn tyo sr edgeisl tfrilotrso  ddee  maiaren.tenimiento, que se ha realizado la  2021-14064n https://ww
 
      
..
..
6.1.2  Estado del resto de los equipos principales.
Por su repercusión en los resultados, se verificará además el correcto estado de 
mantenimiento  y  la  conformidad  de  las  revisiones  con  las  recomendaciones  del 
fabricante, al menos, las bombas de refrigeración y del circuito de aceite (si aplica).
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de 
arranque.
Se realizará al menos un ensayo de arranque de 2 horas y otro de 24 horas. Estos 
tiempos son susceptibles de ser modificados en función de los periodos habituales de 
arranque para cada instalación particular y las características de cada grupo.
En el caso concreto de las turbinas de gas aeroderivadas que comparten alternador, 
se realizarán ensayos en cada modo de funcionamiento. Es decir, dos ensayos para el 
modo de funcionamiento de una turbina de gas por separado y dos ensayos para el 
modo de funcionamiento con dos turbinas de gas en conjunto.
En aquellos casos que se considere necesario realizar arranques adicionales a los 
indicados anteriormente, estos podrán ser realizados siempre y cuando sean aprobados 
por parte del supervisor de las pruebas.
La realización de estos ensayos estará supeditada a las posibilidades ofrecidas por 
la situación de la red.
El proceso de arranque deberá realizarse según la secuencia habitual que lleve a 
cabo la instalación, siguiendo las instrucciones recogidas en los manuales de operación 
de la central.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
Los ensayos de consumo específico tienen como objeto determinar el consumo 
específico neto de cada grupo en las condiciones en que se realice el ensayo, así como 
la corrección de este consumo específico a unas condiciones de referencia previamente 
definidas.  Estas  condiciones  de  referencia  serán  las  condiciones  medias  del 
emplazamiento a lo largo de todo el año y se determinarán a partir del tratamiento 
estadístico de los registros históricos y de los datos recogidos en los distintos grupos 
objeto de las pruebas.
Las condiciones para la realización de los ensayos se detallan a continuación:
Los ensayos de consumo específico se realizarán a seis cargas operacionales del 
grupo aproximadamente equidistantes, incluyendo 100 % y Carga Mínima. El supervisor 
de las pruebas podrá proponer ensayos a cargas intermedias adicionales si existiese 
algún  cambio  en  el  modo  de  operación  del  grupo  que  deba  ser  debidamente 
caracterizado.
Durante la realización de las pruebas, el grupo deberá operarse en el modo de carga 
preseleccionada, y sin participar en los servicios de complementarios de regulación, a fin 
de garantizar la estabilidad durante los ensayos. Lo anterior no incluye la regulación 
primaria.
En particular, para grupos «twin-pac» (turbinas de gas aeroderivadas que comparten 
alternador) se realizarán los ensayos para cada una de las turbinas de gas por separado 
y para las dos en conjunto. De esta forma existirían tres grupos de ensayos y cada uno 
de ellos con su respectiva curva.
La carga del grupo se ajustará a la señalada mediante el indicador de potencia de la  es
sala de control durante la prueba y se comprobará que la oscilación de la potencia  o
respecto de la media es inferior al 1,3 %. En casos excepcionales podrá permitirse una  064ww
opsruceiLLlabaacassi ó  mcpnoáo nhstdea dinscetcia oiua ndnsee  5sld   5de% e %.l or.esa leiznascaiyóons d enlo e npsoadyráon s edriáfenr itra nd ep rólax imcaarsg ac oemsop esceifaic paodsai bplea raa l alas   OE-A-2021-14able en https://
de  referencia  (condiciones  medias  del  emplazamiento),  para  reducir  al  mínimo  los
factores de corrección. En ningún caso se deberán realizar los ensayos bajo condiciones 
ambientales tales que exijan extrapolar en alguna de las diferentes curvas de corrección. 
Las  pruebas  de  rendimiento  se  realizarán  con  las  mezclas  de  combustible  de 
funcionamiento y de arranque aprobadas por la Dirección General de Política Energética 
y Minas, según se establece en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se 
regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en 
los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
Se tendrán en cuenta las restricciones de condiciones de realización de pruebas por 
condiciones del foco frío recogidas en el procedimiento particularizado para cada caso 
concreto. Los ensayos deberán realizarse con una generación de potencia reactiva estable.
El factor de potencia será el valor medio registrado en el último año de operación y lo 
fijará el supervisor de las pruebas. En caso de que fuese imposible fijar este factor, las 
pruebas se harán con el factor de potencia más próximo al nominal del grupo que sea 
posible mantener de manera estable y continua.
Previamente a la realización de los ensayos, se efectuará un lavado del compresor 
de la turbina de gas, dentro del periodo especificado en los procedimientos, conforme a 
las instrucciones del suministrador de la turbina de gas.
Los parámetros de operación de los grupos sometidos a pruebas, deberán ajustarse 
a  dichas  condiciones  de  operación  normal  (recogidas  en  los  balances,  registros 
históricos, hojas de funcionamiento, etc.). durante los ensayos. Las posibles excepciones 
serán  debidamente  identificadas,  justificadas  e  incluidas  en  los  procedimientos 
particularizados.
Las series de datos de las variables recogidas en cada ensayo deberán estar dentro 
de los rangos de fluctuaciones indicados en la siguiente tabla.
Desviación estándar respecto 
Parámetro
a la media
± 1,3 %
Potencia eléctrica de salida.
excepcionalmente ± 5 %
Factor de potencia. ± 2 %
Velocidad de rotación. ± 0,65 %
Presión barométrica. ± 0,33 %
Temperatura de aire en toma de entrada. ± 0,7 °C
Poder calorífico. ± 1 %
1,3 %
Flujo de combustible.
excepcionalmente ± 5 %
Presión del combustible gaseoso suministrado a la turbina de gas. ± 0,65 %
Contrapresión de escape en la turbina de gas (presión absoluta). ± 0,33 %
Presión absoluta del aire a la entrada a la turbina de gas. ± 0,5 %
Temperatura de los gases de escape. ± 2 °C
Debido a las diferencias entre los distintos grupos para los que es de aplicación este 
procedimiento, el propietario podrá proponer valores alternativos de cumplimiento de 
estabilidad de aquellos parámetros previa justificación que serán aprobados, en su caso,  e.e
por el supervisor de las pruebas. w.b
El modo de operación del grupo durante cada ensayo será el habitual del mismo a  064ww
eexsctaerpácni ódne sdhea bloilsit asdeorsv icpiaorsa  cgoamrapnletizmaer nlotasr icorsit edreio sre dgeu leasctiaóbni li(draedg.ulación secundaria) que
explLoata cpioósni cidóen  ldae  inlassta lvaáclivóunla sy , deen  aitsoldaom iecnatsoo  sdeeráb elraá na deesctuaar ddae  paarcau eurdnoa  ccoornr eclatas 
instrucciones del fabricante de los equipos y las normas y recomendaciones que sean de 
aplicación. Se inspeccionará cuidadosamente este extremo.
El grupo deberá aislarse de otros que hubiera en la misma central conforme a lo 
descrito en el apartado 8.
Durante la realización de los ensayos no se permitirá el arranque de cualquier equipo 
ajeno a la operación normal en carga del grupo.
Cada uno de los ensayos que se realizarán en cada nivel de carga seleccionado 
tendrá una duración de, al menos, una hora.
La toma de datos de variables primarias y secundarias se realizará, siempre que 
estén disponibles, mediante sistemas de adquisición de datos automáticos. La frecuencia 
de lecturas deberá ser, de al menos 1 minuto.
En caso de que sea necesario realizar tomas manuales de variables primarias y 
secundarias, el propietario deberá justificar e indicar las medidas correctivas que prevea 
aplicar en futuras pruebas. En estos casos, con carácter excepcional y debidamente 
justificados se podrán tomar datos con una frecuencia de 15 minutos tanto para variables 
primarias como secundarias.
En los casos en los que no se registren de manera automática todas las variables 
primarias, y aquellas variables secundarias que se consideren de especial importancia a 
juicio del supervisor, la duración de cada ensayo se aumentará a 2 horas.
Las  definiciones  de  variables  primarias  y  secundarias  vienen  recogidas  en  el 
documento anexo A.I.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes 
de arranque de centrales térmicas de turbinas de gas.
Se deberán extraer de los resultados del ensayo aquellas series de datos en las que 
se  pongan  de  manifiesto  fluctuaciones  o  variaciones  excesivas  de  los  parámetros 
operacionales de acuerdo a la tabla anterior. Los periodos a extraer deberán ser justo 
antes de comenzar la perturbación y hasta, al menos, 10 minutos después. En estos 
casos, se extenderá la duración del ensayo en un tiempo equivalente al de la muestra de 
datos  descartados.  Adicionalmente,  en  caso  de  variaciones  excesivas,  el  test  será 
susceptible de ser repetido.
Se mantendrá la carga seleccionada durante, al menos, una (1) hora para estabilizar 
los parámetros de operación, antes de dar comienzo a un ensayo.
El periodo de estabilización concluye cuando se alcanza la estabilidad, según se 
indica en la tabla de variación respecto a la media, de los parámetros de funcionamiento 
y dicha estabilidad se mantiene durante una (1) hora. Para este registro podrá utilizarse 
la instrumentación normal de la planta.
En  casos  debidamente  justificados,  podrán  reducirse  los  tiempos  de  estabilidad 
previa  a  los  ensayos  a  propuesta  del  propietario  y,  en  su  caso,  aprobado  por  el 
supervisor de las pruebas.
6.4  Cálculos.
La evaluación de los parámetros objeto de este procedimiento de prueba, así como 
sus tratamientos para la obtención del coste de arranque se han desarrollado en el 
anexo A.I.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque 
en centrales térmicas de turbina de gas.
7. Documentación general de los ensayos
Se hará entrega al supervisor de las pruebas de una copia de toda la documentación  es
(datos, información, fotografías y registros producidos) generada en la recogida de datos  bo
de cada ensayo en un formato que facilite y permita su tratamiento y procesado. Esta  064ww
ijqfnuinufsoaetirl fimhizcuaaabccdiiióeoónr nau   npdd oeetid beiemldoropás  o q seumenerásd axaaiyrpm ooposre. t andddeSai ee2  n atdeenís.ta etCsas ba hlddeáaecb  eiulq enuseae x p dcaseerep al ca apisobr nopaacanlerdmtdeoeesnnr e stnaee l r láeay n slav s íiiornee smsdtapeplo ratenco sidoaqonbu elaeesq   dueaees  ltlllaaoé     OE-A-2021-14able en https://
custodia y preservación de la privacidad de la copia de la información que le sea 
entregada.
7.1  Recolección de muestras.
Durante cada ensayo se realizará una recogida de muestras de combustible. Esta 
recogida se realizará de acuerdo con el procedimiento establecido.
Una vez realizado el acopio de las muestras, se seleccionarán tres muestras de cada 
componente muestreado en tres recipientes distintos que prevengan la entrada de aire y 
humedad, realizando la identificación mediante etiquetado. Estas muestras se lacrarán. 
Se entregarán una al laboratorio de ensayo independiente debidamente acreditado, 
previamente acordado con el supervisor de las pruebas, quedando la segunda y tercera 
en la central para contraste en caso necesario.
7.2  Formatos de incidencias.
Cualquier  incidencia  durante  la  realización  de  los  ensayos  o  de  su  posterior 
tratamiento será recogida en los correspondientes formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
El acta de resultados de la prueba incorporará el siguiente contenido:
Resumen o sumario de la prueba, dando información general sobre la planta, objeto 
de la prueba, fecha y duración de esta, resumen de los resultados principales y cualquier 
incidencia o desviación con respecto al procedimiento aprobado, que se haya acordado 
entre las partes en el momento de realizar los ensayos.
Introducción, incluyendo información adicional de carácter general que no se haya 
incluido en el sumario. Esta información general se referirá a:
3.  Esquema general del ciclo de la planta, mostrando los puntos donde se toman 
medidas.
4.  Alineación de los sistemas, con una lista mostrando la posición de todas las 
válvulas principales durante la ejecución de los diferentes ensayos.
5.  Lista completa con todos los representantes de las distintas partes implicadas en 
la prueba.
6.  Condiciones  particulares  que  se  hayan  acordado  entre  las  partes  para  la 
realización de la prueba, que por su extensión no se hayan recogido en el Sumario.
7.  Organización del personal que haya intervenido en los ensayos.
8.  Objeto de la prueba, de acuerdo con el Procedimiento aprobado.
Cálculos  y  Resultados  basados  en  el  anexo  A.I.1:  metodología  de  cálculo  del 
consumo específico y de los costes de arranque en centrales térmicas de turbina de gas, 
adaptado para cada central. Además, se incluirá cualquier otro cálculo especial que haya 
sido necesario realizar para la obtención de los resultados. Este apartado deberá incluir 
también la comparación de repetibilidad de las series de ensayos que se llevan a cabo 
para cada prueba.
Instrumentación de la prueba, incluyendo la siguiente información:
1.  Lista general de instrumentos usados, indicando tipo y modelo.
2.  Descripción de la localización de los instrumentos. s
3.  Descripción de los medios usados para la toma de datos de medida en cada  oe.
loca546li...z   acDIHdióeoensjna.ctsirf iipcdcaeicó inólo ngs ed neree lrosausl  litdnaesdlt orsusism tdeeemn taola sd  euc saaadlidbqoruasis cciicóoinmó nod  dreee f edloraset onscin iaus.ttriluizmaednot.os  utilizados  y  2021-14064n https://www.
certificados de calibración de los mismos.
Conclusiones, con una discusión más detallada que pudieran presentar algunos 
resultados  de  los  ensayos  realizados,  incluyendo  también  posibles  cambios  en  el 
Procedimiento General de Prueba, entendido como lecciones aprendidas para otras 
pruebas posteriores en otras plantas.
Formatos de incidencias y/o discrepancias.
Anexos tales como hojas de datos de equipos principales, curvas o factores de 
corrección utilizados, copia de los registros de medidas, resultados de los análisis de 
combustible en laboratorio, etcéter.
8. Aislamiento del grupo
8.1  Aislamiento eléctrico.
Con el fin de poder determinar los consumos eléctricos en auxiliares del grupo 
ensayado,  las  alimentaciones  a  las  barras  de  servicios  eléctricos  auxiliares  se 
dispondrán  de  tal  manera,  que  siempre  sea  posible  determinar  mediante  los 
correspondientes contadores de energía el consumo de cada grupo.
En caso de no poder realizarse lo anterior, se llevará a cabo un reparto ponderado 
propuesto por el propietario y aprobado, en su caso, por el supervisor, entre los grupos 
que tengan servicios auxiliares comunes.
8.2  Interconexiones mecánicas.
Aquellas interconexiones mecánicas existentes entre grupos para arranques serán 
identificadas. Los intercambios entre grupos durante los arranques serán cuantificados y 
cargados al grupo que se arranca.
Durante los ensayos de consumo específico no se permitirá la interconexión entre 
diversos grupos. Si existiesen dichas interconexiones y, por lo tanto, equipos comunes, 
se establecerá un procedimiento especial, tanto para su funcionamiento como para la 
asignación de la potencia eléctrica consumida, en caso de que la hubiese.
Además de aquellas interconexiones que se señalen en cada caso particular, se 
pondrá especial cuidado en aislar los siguientes sistemas de cada grupo:
Aire de servicios.
Agua desmineralizada.
Fuel oil /Gas oil /Gas natural.
Otros.
8.3  Aislamiento de combustible.
En aquellos casos en los que se puedan producir cambios en el combustible utilizado 
durante los ensayos, se mantendrá aislada la aportación de combustible desde los 
tanques de almacenamiento al tanque diario o de retornos del grupo que se ensaya a los 
tanques de almacenamiento.
ANEXO A.II.1
Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
grupos de generación térmica de turbinas de vapor de fuel
Índice:
1.  Objeto.
2.  Consumo específico neto de un grupo.
2.1  General.
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
3.  Coste de arranque.
3.1  Introducción.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.3  Coste de arranque total.
4.  Metodología  de  correcciones  al  consumo  específico  neto  de  un  grupo  por 
variación respecto de las condiciones de referencia.
4.1  Correcciones por temperatura ambiente F1.
4.2  Correcciones por presión barométrica F2.
4.3  Correcciones por humedad ambiente F3.
4.4  Correcciones por temperatura del combustible F4.
4.5  Correcciones por factor de potencia F5.
4.6  Correcciones por temperatura del foco frío F6.
5.  Cálculo  de  los  parámetros  técnicos  de  despacho  económico  de  los  TNP 
resultantes de las pruebas.
5.1  Costes variables de combustible.
5.2  Costes de arranque.
6.  Listado de variables.
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
Anexo A.  Cálculo de la presión en el condensador en función de temperatura del 
agua de circulación
1. Objeto
El presente documento tiene por objeto desarrollar la metodología de cálculo que va 
a ser usada para determinar:
El consumo específico neto del grupo en condiciones de ensayo.
El coste de arranque.
Las correcciones al consumo específico neto del grupo en función de las condiciones 
ambientales. e.
2. Consumo específico neto de un grupo
2.1  General.
El consumo específico neto de un grupo se define como:
CC
CENG 
WR   (1)
siendo:
CENG: Consumo específico neto del grupo (kJ/kWh).
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico inferior 
–PCI– por unidad de tiempo (kJ/h).
WR: Potencia neta cedida por el grupo a la red (kW).
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
La potencia neta cedida por el grupo a la red (WR), se calculará mediante la 
siguiente expresión:
WR = WTP – WAR – WE  (2)
WTP: Potencia activa inyectada por el grupo a la red (kW), medida en bornas del 
transformador principal (lado de alta), y que se corresponde con la diferencia entre la 
potencia  bruta  activa  medida  en  bornes  del  generador  menos  las  pérdidas  en  el 
transformador principal y consumo de los servicios auxiliares propios de grupo, en caso 
de estar localizados entre el generador y el transformador de alta.
WAR: Potencia activa (kW) para consumos auxiliares inherentes al funcionamiento 
del grupo que no son alimentados desde el propio grupo, bien porque esta potencia es 
tomada de la red, bien porque esta potencia es suministrada desde el transformador de 
auxiliares de otro grupo. Estos consumos reflejan los servicios auxiliares variables de 
funcionamiento variable del grupo no contabilizados en el término WTP.
Esta potencia se medirá en bornas (lado de alta) del transformador de auxiliares o 
individualizadamente, cuando es suministrada desde otro grupo.
Los consumos inherentes en el funcionamiento del grupo para los que no sea posible 
la  medida  directa,  serán  identificados  y  desglosados  por  la  empresa  propietaria, 
indicando a qué sistema o subsistema del grupo provee servicio.
Este término podrá incluir el consumo asociado al agua desmineralizada utilizada 
para la reposición del agua en el ciclo agua-vapor. Para ello, será necesario medir 
durante las pruebas el agua utilizada y la empresa propietaria deberá aportar un cálculo 
justificado del coste en energía en el que se incurre por este motivo. El consumo 
estimado por este concepto se denominará WAR .
demi
WE:  Potencia  activa  (kW)  consumida  para  consumos  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo que, o bien de son de carácter intermitente, o bien no pueden 
ser  individualizados  y  cargados  a  un  solo  grupo  en  centrales  con  varios  grupos 
generadores.  Estos  consumos  reflejan  los  servicios  auxiliares  variables  de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP ni WAR.
Estos consumos inherentes al funcionamiento de los grupos, se particularizarán para  s
cada grupo de generadores de una instalación que están sujetos a la compartición de los  e.
mismos. w.
revisLaodso cso yn, seunm sous c daes os, earpvricoiboasd aousx piloiarr eels s, uinpcelruviidsoosr  deen  laloss p tréurembianso.s WAR y WE, serán
..
   
  Para determinar WE los consumos serán ponderados de la siguiente manera:
 
 
1.  Consumos que sean directamente imputables a un grupo, serán ponderados por 
 
horas de utilización, según la siguiente expresión:
 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙   
 𝑒𝑛 𝑘𝑊   (3)
   
Siendo el factor de utilización (f ) la fracción de tiempo respecto al total en la que se 
  útil
    incurre en un consum  o del servicio auxiliar.  
2.  Consumos no directamente imputables a un grupo. Se ponderarán según la 
 
  siguiente ecuación:
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙   [  𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜 ]
𝑊𝐸𝑖=[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑗𝑛𝑢 𝑘𝑛𝑊𝑡𝑜ℎ 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛    
 𝑒𝑛 𝑘𝑊 [ 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑟𝑡𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]
 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ   (4)
El cálculo de la energía generada por el grupo y conjunto de grupos que comparten 
  el servicio auxiliar  se realizará, como mínimo, con los registros históricos del año natural 
anterior al inicio de las pruebas. Si en dicho periodo la operación de alguno de los grupos 
implicados  no  es  representativa  por  indisponibilidad  del  mismo,  o  en  otros  casos 
  d ebidamente justificados, se podrá utilizar un criterio de ponderación distinto al indicado 
  en el párrafo anterior debiendo este ser, en su caso, aprobado por el supervisor de las 
 
  pruebas.
  La potencia total consumida en servicios no continuos se computará mediante la 
  siguiente expresión:
WE   WE   
i
i   (5)
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
   
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que los conceptos WTP, 
WAR y WE deberán discriminar los consumos inherentes a la configuración sujeta a 
ensayo de los consumos asociados a otros sistemas o subsistemas de la unidad que no 
son propios de la configuración bajo ensayo.
No se deberán considerar como servicios auxiliares a efectos de cálculo de consumo 
específico todo aquel consumo, medido o estimado por la empresa propietaria, que no 
es propio e inherente al funcionamiento del grupo y para la configuración bajo pruebas 
del grupo. A título ilustrativo no limitativo, al objeto de aclarar el concepto de consumo 
inherente al funcionamiento del grupo, quedan excluidos de este concepto:
1)  Todo aquel consumo que se corresponda con el mantenimiento y conservación o 
para posibilitar un estado de disponibilidad para un nuevo arranque de grupos, que se 
produzca en los periodos intermedios de paro.
2)  Todo aquel consumo asociado a la instalación o planta y a sus servicios, tales 
como  edificios  administrativos,  de  mantenimiento,  talleres,  iluminación,  sistemas  s
generales de seguridad, etc. e.
 
      
..
 
      
..
 
      
..
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
El cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo se evalúa 
mediante la siguiente expresión:
CC = m * PCI  (6)
f
Donde:
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico inferior (kJ/h).
m: Flujo másico de combustible (kg/h).
f
PCI: Poder calorífico inferior del combustible expresado (kJ/kg).
3. Coste de arranque
3.1  Introducción.
A los efectos de este procedimiento se define el arranque como el proceso por el 
cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro 
estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro.
C = C  (1 – e-αt)  (7)
Siendo:
C = Coste de arranque para un tiempo de arranque t (€).
C  = Constante del grupo equivalente al coste de arranque en frío para un tiempo de 
parada infinito (€).
α = Constante del grupo.
t = Tiempo de arranque (h).
Una vez obtenidos los pares de valores (C, t) se podrán estimar las constantes de 
cada grupo Co y α, mediante el método de mínimos cuadrados.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.2.1  Costes de arranque asociados al combustible.
– Etapa 1:
Se define la etapa 1 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad baja 
progresivamente (según su rampa característica) desde su mínimo técnico hasta la 
potencia en la que se produce el desacoplamiento del grupo de la red.
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
• Calor aportado por el combustible, hasta el momento de desacoplamiento.
• Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares propios e inherentes al 
funcionamiento del grupo, tomada de la red.
• Energía eléctrica vertida a la red.
– Etapa 2: s
Se  define  la  etapa  2  como  aquella  etapa  durante  la  cual  se  produce  el  w.b
desacoplamiento del grupo y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de  064ww
spea rcaodnat,a tbrailisz aerlá cnu aeln e el sgtrau peota pcoam soienn:za un periodo intermedio de paro. Los conceptos que
• Calor aportado por el combustible, hasta el momento de apagado del grupo.
• Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Esta etapa no incluye, por tanto, los consumos que se producen en el periodo 
intermedio de paro ajeno al proceso de parada-arranque que se produce entre la parada 
y el arranque de un grupo. Sí se considerarán cuando sean de aplicación, los consumos 
asociados al embotellamiento de calderas.
– Etapa 3:
Se define la etapa 3 como aquella que incluye el periodo comprendido entre el inicio 
del  proceso  de  puesta  en  carga  y  la  consecución  del  acoplamiento  de  la  unidad. 
Comienza por tanto con la conexión del primer auxiliar asociado al arranque del grupo. 
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
• Calor aportado por el combustible, hasta el momento de acoplamiento del grupo.
• Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
– Etapa 4:
Se define la etapa 4 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad sube 
progresivamente hasta alcanzar un estado de funcionamiento en las mismas condiciones 
en las que se inició la etapa 1. En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
• Calor aportado a caldera por el/los combustible/s.
• Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo.
• Energía eléctrica vertida a red.
3.2.1.1  Calor aportado por el combustible.
El coste del calor aportado por el combustible se define como:
P
C   Q  (PCI)
c i i
4186,8
i   (8)
Donde:
C : Coste del calor aportado por el combustible (€).
c
Q : Consumo de combustible «i» utilizados durante la etapa considerada (kg).
i 
(PCI): Poder calorífico inferior del combustible «i» (kJ/kg).
i
P: Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque (€/th).
 Q  PCI  P 
i i i
P  i
 Q  PCI 
i i
i   (9)
P: Precio de la termia del combustible «i» (€/th). A estos efectos se tomará el último  e
i e.
precio publicado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la fecha en  b
la que se inicien los ensayos. 064ww
..
..
3.2.1.2  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares.
Se define el coste de la energía consumida por los servicios auxiliares como:
C  = E  · P   (10)
SA SA CM
Donde:
C : Coste debido a la energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares no 
SA
proveniente del grupo ensayado, calculado al precio de generación por combustible a 
carga mínima (€).
E : Energía eléctrica consumida a través de las redes de transporte o distribución 
SA
por los sistemas auxiliares del grupo, inherentes al mismo, durante la etapa que se 
considera (kWh).
P : Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Se determina mediante la expresión:
CENG
P  CM  P
CM c
4186.8   (11)
Donde:
(CENG) : Consumo específico neto del grupo obtenido de los ensayos a carga 
CM
mínima realizados sobre el grupo (kJ/kWh).
P : Precio de la termia del combustible a carga mínima (€/th). A estos efectos se 
C
tomará el último precio publicado por la Dirección General de Política Energética y Minas 
en la fecha en la que se inicien los ensayos.
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que bajo el término E
SA 
deberán considerarse sólo los consumos inherentes a dicha configuración.
3.2.1.3  Energía Eléctrica vertida a red.
Los ingresos por le energía vertida a la red se definen como:
C  = E  · P   (12)
EE E CM
donde:
C : Ingreso debido a la energía eléctrica vertida a red (€).
EE
E : Energía eléctrica vertida a red durante la etapa considerada (kWh).
E
P : Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Su cálculo está desarrollado en el punto 3.2.1.2
Tanto a la energía eléctrica tomada del exterior, como a la energía eléctrica vertida al 
exterior, se le ha asignado un mismo precio (P ), igual al coste de generación (debido 
CM
al  consumo  de  combustible)  correspondiente  a  los  resultados  de  los  ensayos  de  e
funcionamiento a carga mínima que se realicen. bo
3D.e2n.2tr o Odetr olso sc ocsotsetse sd en aor rpaunrqaumee.nte energéticos que pueden generarse durante un  2021-14064n https://ww
caorrmanoq puaer,a  eplr occoendseurm ao s ud ec oangtaubail izdaecsimónin.eralizada se considera con entidad suficiente
..
La evaluación de este coste se realizará mediante la expresión:
C  = Q  · p   (13)
a a a
Donde:
C : Coste por consumo de agua desmineralizada durante un arranque de duración t 
a
horas (€).
Q : Consumo de agua desmineralizada durante el arranque de duración t horas (m3).
a
P : Precio del agua desmineralizada (€/m3). Este parámetro será característico de 
a
cada unidad. Deberá justificarse en los procedimientos particularizados.
Alternativamente, una vez contabilizado el consumo de agua desmineralizada durante el 
arranque, la empresa propietaria podrá aportar un cálculo justificado del coste en energía en 
el que se incurre por este motivo. En este caso, se calculará el coste de manera análoga al 
coste de la energía consumida por los servicios auxiliares (concepto C .
SA)
3.3  Coste de arranque total.
El coste C, correspondiente a un ensayo será:
    1 4  
  C  Ca   P  Q  PCI   CENG E  E  P
  4186,8 j1  i i i CM SAj Ej  c   (14)
 
  Cuya expresión desarrollada es:
   (15)
Donde  P  y  P   son  los  precios  de  las  termias,  ponderadas  según  consumo  de 
c
combustible en arranque (P), y del combustible habitual a carga mínima (P ), definidos 
    c
en los apartados anteriores.
4. Metodología de correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia
El consumo específico neto del grupo corregido (CENG*), se calcula a partir del 
consumo específico neto de un grupo (obtenido en los ensayos) corregido a unas 
condiciones  de  referencia.  Dichas  condiciones  de  referencia  están  definidas  en  la 
sección 6 del anexo A.II.2 procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque 
de centrales térmicas de turbinas de vapor de fuel.
Todas las variables corregidas se señalan a partir de aquí con asterisco.
Así:
CENG*  CENG  F
i
i   (16) es
Donde los factores F son los factores de corrección por las diversas discordancias  w.
ednetpreSen elad sed ncecobinaed rdáice i otaenlngeeusrn d aeesln  ive ancrsuiaaebynolet asy   lcaaos n lc aloa n hpdooicrtaeio nncdeieas   egeseltenagebirrlae dcloaids ap sov rda deloi crreehfsoe  rgedrneuc piorae.. fPeraernac eias tolas   2021-14064n https://ww
casos se deberá elaborar una curva que, construida a partir de históricos de dicha
variable durante al menos un año, permita, en función de la potencia, calcular el valor de  Bc
..
 
      
..
..
referencia  de  la  variable  para  cada  prueba  de  consumo  específico.  Se  señalarán 
aquellos casos en los que no se considere adecuada la curva así obtenida a partir de 
históricos  con  un  punto  de  carga  de  operación  habitual,  para  su  aplicación  a  la 
corrección a las cargas de los ensayos.
A  continuación,  se  exponen  ejemplos  de  factores  de  corrección  habituales,  sin 
perjuicio de que, según la documentación del fabricante o norma de aplicación, se 
puedan aplicar correcciones adicionales por otros parámetros previa justificación del 
propietario y aprobación, en su caso, por parte del supervisor de las pruebas.
Para los grupos de fuel se realizarán las siguientes correcciones:
4.1  Correcciones por temperatura de admisión de aire F :
1
La corrección por temperatura de admisión de aire a la caldera se obtendrá a partir 
de las curvas suministradas por el fabricante para la corrección del consumo específico 
por esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico 
1
a  la  temperatura  establecida  como  referencia  dividido  entre  el  consumo  específico 
obtenido a la temperatura del ensayo.
4.2  Correcciones por presión barométrica de admisión de aire F :
2
La corrección por presión barométrica de admisión de aire a la caldera se obtendrá a 
partir de las curvas suministradas por el fabricante para la corrección del consumo 
específico por esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo 
2
específico  a  la  presión  barométrica  establecida  como  referencia  dividido  entre  el 
consumo específico obtenido a la presión barométrica del ensayo.
4.3  Correcciones por humedad de admisión de aire F :
3
La corrección por humedad de admisión de aire a la caldera se obtendrá a partir de 
las curvas suministradas por el fabricante para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico a la 
3
humedad establecida como referencia dividido entre el consumo específico obtenido a la 
humedad del ensayo.
4.4  Correcciones por temperatura del combustible F :
4
La corrección por temperatura del combustible se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el fabricante para la corrección del consumo específico por esta 
circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico a la 
4
temperatura del combustible establecida como referencia dividido entre el consumo 
específico obtenido a la temperatura del combustible del ensayo.
Este factor de corrección puede despreciarse en función de la diferencia entre la 
temperatura del combustible de referencia y la temperatura del combustible, si así lo 
considera oportuno el comité de ensayos.
4.5  Correcciones por factor de potencia F :
5
Con la corrección del factor de potencia se tiene en cuenta la variación de la potencia 
vertida  a  red  por  el  grupo  debida  a  la  variación  del  rendimiento  del  alternador  y 
transformador principal al trabajar con factores de potencia diferentes al de referencia, lo  es
que provoca una variación del rendimiento del alternador y transformadores principales. o
cve: VerifiBOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
   
Núm.  198 Jueves 19 de agosto de 2021 Sec. III.   Pág. 101814
 
 
    
   Este factor vale:
 
    
  
   F  WR /WR *      
1   (17)
 
     WR *  WTP * WAR WE  (18)
    WTP *  WTP  L  L  
ref prue  (19)
  Donde Lref y Lprue son el conjunto de las pérdidas del alternador y transformador 
  principal  con  factor  de  potencia  de  referencia  y  factor  de  potencia  de  la  prueba 
respectivamente, que se obtendrán a partir de las curvas de corrección y/o circuitos 
equivalentes suministrados por el fabricante para este efecto.
4.6  Correcciones por temperatura del foco frío F :
6
La corrección por temperatura del foco frío, se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el fabricante para la corrección del consumo específico generado por 
este efecto.
En caso de no ser posible la aplicación de la corrección por temperatura del foco frío 
a  un  grupo  debido  a  causas  justificadas;  en  el  procedimiento  particularizado  se 
introducirá un cálculo sustitutivo (como por ejemplo el empleo de curvas genéricas según 
normativa ASME o normas similares) para el factor de corrección afectado, el cual habrá 
de ser aprobado, en su caso, por el supervisor de las pruebas.
5. Cálculo de los parámetros técnicos de despacho económico de los TNP resultantes 
de las pruebas
En este capítulo se recoge como se calculan, en función de los resultados anteriores, 
los parámetros de despacho económico de los TNP correspondientes al coste variable 
de funcionamiento y al coste de arranque asociado al combustible acorde con el Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de 
energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares.
5.1  Costes variables de combustible.
En este apartado se calculan los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i) 
según se indica en el anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, necesarios 
para el cálculo del coste variable de funcionamiento que se evalúa a través de la 
siguiente expresión.
C (i,h,j )= [A(i)+B(i)*p(i,h,j)+C(i)*p2(i,h,j)]*pr(i,h,j)  (20)
combD
Siendo:
C  (i,h,j ): Coste variable de combustible expresado (€/h).
 combD
p(i,h,j): Potencia media horaria en barras de la central en la hora h aportada por el 
grupo i del sistema eléctrico aislado j. es
A(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo  o
ttéérrmmCBiicc((iooi)):  : hh PPooaarraarráárriimmoo  ee––ttccrroooo nn qqssuuuueemm  ssooee  vv  oossbb  ppttiiooeettnneeeenn  ccaaiiaa  pp  nnaaeerrttttiiaarr  ––dd  ee((t(llht  haa/h/jjhuu).)ss·ttMee  Wccuu)a.addrrááttiiccoo  ddee  llaa  ccuurrvvaa  ddee  ccoonnssuummoo   2021-14064n https://www.
térmico horario –consumo vs potencia neta– ((th/h)·MW2).
 
      
..
 
      
..  
      
..
pr(i,h,j): Precio medio de la termia de combustibles utilizados por el grupo i del 
sistema eléctrico aislado j en la hora h, según se indica en el anexo III del Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Para el cálculo de A(i), B(i), C(i) es necesario obtener un ajuste cuadrático de la 
curva de consumo térmico (th/h) frente a potencia aportada a la red (MW) a partir de los 
ensayos de consumo específico.
Cada uno de los puntos a partir de los cuales se realizará el ajuste cuadrático se 
obtiene  de  los  resultados  de  una  prueba  de  consumo  específico,  de  forma  que, 
realizando  las  siguientes  operaciones,  se  obtiene  una  pareja  «consumo  térmico  vs 
potencia neta»:
𝐶𝐸𝑁𝐺∗  𝑥  𝑊𝑅
𝐶∗ = 𝑝𝑐𝑖
𝑡𝑒𝑟
4186,8   (21)
Siendo:
C* Consumo térmico corregido del grupo expresado en (th/h).
ter: 
CENG* : Consumo específico neto corregido del grupo referido al poder calorífico 
pci
inferior expresado en (kJ/kWh).
WR: Potencia neta cedida sin corregir por el grupo a la red expresada en (kW).
Una vez obtenidas las parejas de puntos, una por cada prueba, se efectúa un ajuste 
cuadrático de forma que se obtienen los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i).
En el caso de que los parámetros técnicos A(i), B(i), C(i) así obtenidos arrojasen en 
algún  tramo  de  la  curva  calculada  un  coste  incremental  negativo,  se  valorará  la 
introducción de algún ajuste adicional al ajuste cuadrático para evitar que esto suceda.
5.2  Costes de arranque.
En  este  apartado  se  calculan  los  parámetros  A’(i),  B’(i),  según  se  indica  en  el 
anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en el cálculo del coste de arranque 
asociado al combustible, que se evalúa a través de la siguiente expresión:
C D = A’(i)*[1-exp(-t/B’(i))]*prar(i,h,j) + D(i)  (22)
ar
El  parámetro  D(i)  no  se  calcula  en  este  procedimiento  ya  que  tiene  carácter 
económico y no guarda relación con el resultado de las pruebas de rendimiento, sino con 
el desgaste que cada arranque produce en el grupo. Por ello, debe ser calculado en 
base a la información económica relativa al coste de los ciclos de revisiones.
Para calcular A’(i), B’(i) es necesario realizar un ajuste exponencial de la curva coste 
en termias frente a tiempo de arranque (sin tener en cuenta el parámetro D(i)), a partir de 
al menos dos ensayos de coste de arranque. Los resultados obtenidos a partir del coste 
de arranque en unidades monetarias (€), de forma que para pasar este coste a termias 
debe operarse del siguiente modo:
C  = C  * 1/ P  (23)
termias euros
Donde: e.e
Ctermias: Coste en termias del arranque. 064ww
PC:e uProrse:c Cioo sptoen edne reaudroo sd dee lla a trerarmnqiau ed.e los combustibles usados en arranque definido,
en el punto 3.2.1.1 (€/th).
..
Adicionalmente, en aquellos casos en los que del ajuste exponencial de todos los 
puntos de la curva se observasen resultados no representativos del funcionamiento real 
del grupo, se podrán proponer criterios adicionales de ajuste exponencial de la curva que 
permitan  obtener  unos  parámetros  técnicos  de  despacho  A’  y  B’  alternativos.  Esta 
propuesta, en su caso, será aprobada por el supervisor de las pruebas.
6. Listado de variables
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.1.1  Variables primarias.
6.1.1.1  Variables medidas directamente.
Medidas primarias de clase 1.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías. En estas 
variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) todas las que en cada prueba particular 
se considere necesario.
– Mf: Caudal de combustible másico en kg/h.
– WTP: Potencia activa en bornas del transformador principal lado alta (kW).
– WRET: Potencia reactiva en bornas del transformador principal lado alta (kVAR).
– WBM: Potencia activa en bornas del alternador durante el ensayo (kW).
– WAR: Potencia activa tomada de la red a través de transformador principal y 
consumida en auxiliares (kW).
– WE: Potencia activa de la red a través del transformador principal para servicios no 
continuos –en caso de ser WE medida en vez de determinada a partir de datos de 
balances la instalación– (kW).
– WRE: Potencia reactiva en bornas del alternador durante el ensayo (kVAR).
– Tamb: Temperatura ambiente (°C).
– Pamb: Presión ambiente (bar).
– Hamb: humedad ambiente (%).
– Tcomb: Temperatura de entrada del fuel a la caldera (°C).
– PCond: Presión en el condensador (bara).
Las medidas eléctricas de potencia anteriores (WTP, WRET, WAR, WE, WRE y 
WBM) serán determinadas a partir de la contabilización de la energía, en cuyo caso, 
estas medidas también serán primarias de clase 1.
6.1.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de la recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances térmicos, etcétera.
PCI: Poder calorífico inferior del combustible (kJ/kg).
ηhis: Rendimiento del alternador a factor de potencia histórico (adimensional). es
ηprue: Rendimiento del alternador con factor de potencia de prueba (adimensional). o
Lprue: Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de la prueba  064ww
((kkWWFL))..ri:e Cf: uPrvéards iddaes f adcetol raelste drnea cdoorrr eyc ctiróann s(sfoer minatrdoodru ccioránn  fpaoctro pr udneto sp)o.tencia de referencia  OE-A-2021-14able en https://
6.1.2  Listado de variables secundarias.
Estas medidas serán registradas para confirmar que no han existido condiciones 
anormales en los ensayos. En estas variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) 
todas las que en cada prueba particular se considere necesario, previa aprobación del 
supervisor de las pruebas. Entre estas medidas se encontrarán:
Frecuencia de la red (Hz).
Maa: Caudal de agua de alimentación a la entrada del economizador (kg/h).
Mac: Caudal de agua de circulación (kg/h).
Mcond: Caudal de condensado (kg/h).
Mvp: Caudal de vapor principal (kg/h).
Matemp: Caudal de atemperaciones (kg/h).
Tcond: temperatura del pozo caliente (°C).
Pccon: caída de presión a través del condensador (mbar).
Pcire: Presión agua de circulación a la entrada del condensador (barg).
Pcirs: Presión agua de circulación a la salida del condensador (barg).
Tacc1: Temperatura de agua de circulación entrada condensador (°C).
Tacc2: Temperatura de agua de circulación salida condensador (°C).
Nacc: Nivel del mar (m).
O2: Concentración volumétrica de O2 en gases de escape medido en base seca (%).
Tdes: Temperatura en el desgasificador (°C).
Pdes: Presión en el desaireador (barg).
Taa: Temperatura agua alimentación entrada economizador (°C).
Tvp: Temperatura vapor principal entrada turbina (°C).
Tvp_rc: Temperatura vapor recalentado caliente (°C).
Tvp_rf: Temperatura vapor recalentado frío (°C).
Pvp: Presión vapor principal entrada turbina (barg).
Pvp_rc: Presión vapor principal recalentado caliente (barg).
Pvp_rf: Presión vapor principal recalentado frío (barg).
Ppc: Presión en el tanque de purga de caldera.
Taai: Temperatura de agua de alimentación y condensado a la entrada y salida de los 
calentadores de agua de alimentación (°C).
Text: Temperatura de vapor en las extracciones (°C).
Posición válvulas drenajes de calentadores (%).
Posición válvulas bypasses de calentadores (%).
Posición válvulas bypasses (%).
Posición válvula vapor principal (%).
O2: Concentración volumétrica de O2 en gases de escape medido en base seca (%).
Pext: Presión de vapor en las extracciones (barg).
Tdren: Temperatura drenaje de los calentadores (°C).
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
6.2.1  Medidas primarias.
6.2.1.1  Variables medidas directamente en el ensayo.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba, según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento  es
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías. o
Todas las variables que se detallan a continuación se registrarán con las condiciones  064ww
de eQqiu: iCvaolnesnutemso a d veal rciaobmlebsu pstriibmlea rii a(esn d cea cdlaa suen 2a: de las etapas) (kg).
Esa: Energía eléctrica tomada del exterior (en cada una de las etapas) (kWh).
EE: Energía eléctrica vertida a la red (en cada una de las etapas) (kWh).
Qa: Consumo de agua desmineralizada (m3).
6.2.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances o similar:
PCIi: Poder calorífico inferior del combustible i (kJ/kg).
Pa: Precio del m3 de agua desmineralizada (€/m3).
6.2.2  Medidas secundarias.
Se verificarán los parámetros de funcionamiento de la instalación que se considere 
necesario a fin de comprobar que el proceso de arranque se lleva a cabo de modo 
normal. Se registrarán, con carácter general, las mismas variables que las indicadas en 
el apartado 6.1.2.
Adicionalmente,  se  deberán  registrar  los  eventos  más  significativos  que  se 
produzcan  en  el  proceso  de  arranque  y  parada  como  son  las  conexiones  y 
desconexiones  de  las  bombas  y/o  compresores  de  los  distintos  circuitos  que  se 
consideren relevantes (Ej. bombas de agua de alimentación, de circulación, etc.).
ANEXO A.II.2
Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque de grupos de 
generación térmica de turbinas de vapor de fuel
Índice:
1.  Objeto.
2.  Responsabilidad de las partes.
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
2.2  Responsabilidades del Supervisor de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
2.4  Comité de ensayos.
3.  Códigos y normas de aplicación.
4.  Definición y desglose de los costes de arranque.
4.1  Desglose de coste de arranque.
5.  Documentación inicial aportada por la empresa propietaria.
6.  Condiciones generales de realización de los ensayos.
6.1  Estado de la instalación.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de arranque.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
6.4  Cálculos.
7.  Documentación general de los ensayos.
7.1  Recolección de muestras.
7.2  Formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
8.  Aislamiento del grupo.
8.1  Aislamiento eléctrico.
8.2  Interconexiones mecánicas.
8.3  Aislamiento de combustible y agua de aportación.
1. Objeto
El objeto del presente documento es establecer el procedimiento general para la 
realización de los ensayos necesarios conducentes a determinar los parámetros técnicos 
de despacho (A, B, C, A’ y B’) que intervienen en el cálculo de los costes variables de las 
centrales térmicas de turbinas de vapor de fuel en los territorios no peninsulares.
Con anterioridad a la realización de las pruebas, se adaptarán los protocolos de 
ensayo generales a cada central. Esta adaptación específica para cada unidad objeto de 
las pruebas se confeccionará por la empresa propietaria de la instalación y será revisada 
y aprobada por el operador del sistema. Las discrepancias que pudieran surgir se 
resolverán en el comité de ensayos, definido en este procedimiento. Solo en casos 
puntuales y debidamente justificados la Dirección General de Política Energética y Minas  e
podrá ejercer el arbitraje pertinente previo informe de la Comisión Nacional de los  bo
Mercados y la Competencia. 064ww
2. Responsabilidad de las partes
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
La empresa propietaria deberá encargarse de:
La  aplicación  de  los  procedimientos  generales  a  cada  instalación  concreta, 
incluyendo el estudio, identificación y actuación ante las particularidades que pueda 
presentar cada grupo.
El reparto justificado de consumos auxiliares y no continuos compartidos por más de 
un grupo que sean propios e inherentes al funcionamiento del grupo.
Asegurar que la instalación opera durante las pruebas en condiciones adecuadas de 
disponibilidad  y  funcionamiento  de  sus  elementos,  de  forma  que  se  garanticen  los 
objetivos de los ensayos de rendimiento y de coste de arranque.
La realización de las pruebas y operar la planta, incluyendo el personal para la 
realización de las pruebas y recogida de datos.
La instrumentación y sistema de adquisición de datos necesario para el registro de 
valores de las pruebas.
El análisis de las muestras tomadas en las pruebas.
La redacción y el envío de la documentación indicada en las secciones 5 y 7.
La empresa propietaria deberá además facilitar las tareas de supervisión durante las 
pruebas, y aportar y justificar la información técnica que se le solicite relativa a los 
materiales y consumibles ligados al funcionamiento directo del grupo y a sus arranques, 
necesaria para el cálculo de los parámetros de despacho técnico.
2.2  Responsabilidades del Supervisor de las pruebas.
El supervisor de las pruebas será el responsable de garantizar que las pruebas se 
realizan con el rigor necesario para que representen fidedignamente el funcionamiento 
real de la instalación.
La supervisión estará a cargo del operador del sistema que podrá contar con el 
apoyo de terceros para realizar esta función. Las terceras partes requeridas por el 
operador del sistema firmarán un acuerdo que garantice el tratamiento confidencial de la 
información y documentación manejada relativa a estos procedimientos.
Esta supervisión incluirá:
La aprobación de la aplicación de los procedimientos generales de las pruebas 
adaptada a cada grupo.
La  supervisión  de  las  pruebas,  con  verificación  de  los  puntos  más  importantes 
recogidos en los procedimientos y del reparto de auxiliares.
La  realización  de  comentarios  al  acta  provisional  de  resultados  enviada  por  la 
empresa propietaria.
La redacción y el envío a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria del 
informe de supervisión sobre el desarrollo de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
En  cuanto  al  intercambio  de  información  entre  los  sujetos  involucrados  en  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque y sus responsabilidades asociadas se  e
atenderá a los siguientes puntos: bo
aplr oscu1ep.d eirmLviaise onertm od pear delaasspa t paprdruooep byiea tlsaa. riinaf oernmviaacriáó nc oinnd uicnaad aan etenl alac iósenc dceió tnr e5s  dmee essetse  eplr boocerrdaidmoire ndteol   2021-14064n https://ww
2.  El supervisor de las pruebas dispondrá de quince días hábiles a partir de la
recepción de la información para hacer llegar a la empresa propietaria los comentarios a la  Bc
documentación previa enviada. Alternativamente, si la empresa propietaria ha enviado la 
información indicada en el apartado anterior con la antelación de tres meses, el supervisor 
de las pruebas remitirá a la empresa propietaria los comentarios a la documentación previa 
enviada con anterioridad a 45 días a la fecha programada de los ensayos.
3.  La empresa propietaria y el supervisor de las pruebas dispondrá de un plazo 
de 10 días hábiles para consensuar, a través del comité de ensayos, el cierre de los 
comentarios realizados y llegar a acuerdos sobre las posibles discrepancias surgidas en 
la adaptación de los procedimientos.
4.  En los casos puntuales de discrepancias no resueltas en el seno del comité de 
ensayos, sin cuya resolución no es posible llevar a cabo los ensayos, el comité de 
ensayos podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que ejerza 
el pertinente arbitraje, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia. Para ello, se remitirá un informe justificativo de dichas discrepancias no 
resueltas. Durante este proceso, se podrá convocar a los miembros del comité de 
ensayos para recabar cuantas aclaraciones se estimen oportunas.
5.  La  empresa  propietaria  deberá  haber  completado  y  enviado  la  información 
indicada en la sección 5 de este procedimiento al supervisor de las pruebas con al 
menos 10 días naturales de antelación a la fecha prevista de inicio de las pruebas.
En caso de que no se hubiera completado con la antelación indicada, al menos, la 
documentación señalada en esa sección como imprescindible, el titular de los grupos no 
podrá iniciar las pruebas de rendimiento en la fecha prevista. Lo anterior sin perjuicio de 
la obligación anteriormente establecida y del resto de documentación requerida.
6.  La empresa propietaria llevará a cabo las pruebas estipuladas sobre el grupo a 
ensayar teniendo en cuenta los posibles acopios, calibraciones de instrumentación y otras 
operaciones necesarias, en base al procedimiento particularizado, que se realizarán antes 
de las pruebas. Las pruebas contarán con la supervisión del operador del sistema.
7.  A la finalización de la prueba la empresa propietaria entregará al supervisor la 
recopilación  de  datos,  información  y  registros  producidos  durante  la  misma. 
Excepcionalmente, dispondrá de, como máximo, 3 días hábiles para proceder al envío 
de todo aquello que hubiera podido quedar pendiente.
8.  La empresa propietaria elaborará un acta provisional de las pruebas que enviará 
al supervisor en un plazo máximo de un mes a partir de la conclusión de las pruebas 
sobre el grupo con la mejor información disponible.
9.  El supervisor remitirá los comentarios al acta provisional a la empresa propietaria 
en el plazo máximo de quince días hábiles a partir de su recepción.
10.  La empresa propietaria, tras estudiar los comentarios recibidos y discutirlos con el 
supervisor, remitirá el acta final de las pruebas en un plazo de una semana al supervisor. 
Este acta llevará identificados los posibles comentarios del supervisor donde no se hayan 
alcanzado acuerdos entre las partes así como la justificación del titular de los grupos.
11.  El operador del sistema elaborará un informe de supervisión sobre el desarrollo 
de las pruebas que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria en el 
plazo máximo de quince días hábiles desde la recepción del acta final de las pruebas. El 
informe de supervisión deberá contener al menos:
Acta final de la prueba con su correspondiente formato de incidencias (en caso que 
proceda).
Cálculo de contraste, siendo éste un cálculo paralelo del rendimiento de cada grupo 
ensayado para comprobar los resultados finales. e.
Las diferencias con el acta final de la prueba emitido por el propietario deberán ser  w.b
inferiores al 0,1 % en los ensayos de consumo específico y arranques. En los casos en  064ww
sloes  rqeuceo glaesrá dnif elores nocbiatesn fiudeosse enn s uepl ecráiolcruelso  adl eu mcobnratrla dsetefi nciodmo,o e nlo se l pinafroármmeet rdoes  sruepsuelrtvainsitóens 
ddees alacso npsreujeebna. sE, ns taoldvoo  cqauseo , esxei shtaanrá  rcaoznosnteasr  etsétcan sicitausa cqióune ,y  ah ajsutiaci od odnedle  ssuepae crvoinsoorc,i dloo 
el motivo de la diferencia.
Argumentación  de  los  desacuerdos  recogidos  durante  el  transcurso  de  todo  el 
proceso de realización de las pruebas y del cálculo de contraste (en caso de que 
proceda).  Adicionalmente,  este  informe  llevará  claramente  identificadas  las  posibles 
discrepancias donde no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes, su justificación –
que en función de su naturaleza podrá ser en un informe específico–, así como, en su 
caso, los comentarios realizados por el titular de los grupos.
Listado de aquella documentación recogida en el apartado 5 de este procedimiento que 
no  se  haya  puesto  a  disposición  del  supervisor  con  al  menos  10  días  naturales  de 
antelación a la fecha de inicio de la prueba de rendimiento. El propietario de la instalación 
podrá aportar las justificaciones oportunas, que serán incluidas en este apartado.
Conclusiones.
2.4  Comité de ensayos.
A fin de coordinar y gestionar el intercambio de información entre las partes en las 
diferentes etapas del proceso descrito, así como llegar a acuerdos en las posibles 
discrepancias y comentarios que pudieran surgir, se constituirá un comité de ensayos.
El comité de ensayos estará formado por un responsable de cada una de las partes 
(empresa propietaria y operador del sistema), pudiendo contar con sus equipos de 
asesores técnicos cuando sea necesario. Dichos responsables serán los encargados de:
Gestionar el intercambio de documentación e información y distribuirla entre sus 
respectivas partes.
Resolver las posibles discrepancias en la adaptación de los procedimientos a cada 
central.
Gestionar la agenda de reuniones necesarias para la resolución de comentarios, 
discrepancias, aclaraciones.
Firma de las actas de las pruebas.
Transmitir  la  documentación  a  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la 
Competencia y a la Dirección General de Política Energética y Minas.
El comité de ensayos deberá quedar identificado y constituido una semana antes del 
primer intercambio de información (envío del borrador del procedimiento particularizado) 
siendo responsabilidad de la empresa propietaria iniciar el contacto con el operador del 
sistema.
3. Códigos y normas de aplicación
El  presente  procedimiento  constituye  la  norma  general  de  aplicación  para  la 
realización de ensayos y ulterior tratamiento de resultados, y ha sido preparado teniendo 
en cuenta lo señalado en los siguientes códigos:
ANSI/ASME PTC 4 Steam generating units.
ANSI/ASME PTC 6.1 Interim test code for an alternative procedure for testing steam 
turbines.
ANSI/ASME PTC 6 Performance test code on steam turbines.
ANSI/ASME PTC 23 Atmospheric water cooling equipment.
ANSI/ASME PTC 19 Instruments and apparatus.
ANSI/ASME PTC 46 Performance test code on overall plant performance.
Estos códigos, junto con los que se detallan a continuación, serán utilizados como  o
rbeiballiiAozgNarcSaióIf/ínAa  SddeMe lE oc sPo enTnsCsu al1tya Go spe:anrear arle insostlvruecr tidounds.as de aplicación que pudiesen surgir en la  2021-14064n https://www.
AANNSSII//AASSMMEE  PPTTCC  23 .D2 eDfiineistieoln asn adn bdu vrnaelure fsu.els. BOE-A-cable e
ANSI/ASME PTC 4.3 Air heaters.
ANSI/ASME PTC 6A Appendix A to test code for steam turbines.
ANSI/ASME PTC 65 Procedures for routine performance test of steam turbines.
ANSI/ASME PTC 12.1 Closed feedwater heaters.
ANSI/ASME PTC 12.2 Steam surface condensers.
ANSI/ASME PTC 12.3 Deaerators.
ANSI/ASME PTC 19.1 Test uncertainty.
ANSI/ASME PTC 19.2 Pressure measurement.
ANSI/ASME PTC 19.3 Temperature measurement.
ANSI/ASME PTC 19.5 Flow measurement.
ANSI/ASME PTC 19.6 Electrical measurements.
ANSI/ASME PTC 19.7 Measurement of shaft power.
ANSI/ASME PTC 19.8 Measurement of indicated power.
ANSI/ASME PTC 19.10 Flue and exhaust gas analyses.
ANSI/ASME PTC 19.11 Steam and water sampling. Conditioning and analysis in the 
power cycle.
ANSI/ASME PTC 19.12 Measurement of time.
ANSI/ASME PTC 19.13 Measurement of rotary speed.
ANSI/ASME PTC 19.14 Linear measurements.
ANSI/ASME PTC 19.16 Density determinations of solids and liquids.
ANSI/ASME PTC 20.3 Pressure control systems used on steam turbine generator 
units.
ANSI/ASME PTC 39.1 Condensate removal devices for steam systems.
ANSI/ASME  MFC  11M  Measurement  of  fluid  flow  by  means  of  coriolis  mass 
flowmeters.
4. Definición y desglose de los costes de arranque
Se consideran los estados básicos en los que se puede encontrar un grupo térmico 
durante el funcionamiento, cuya definición es la siguiente:
Carga mínima: se entiende como carga mínima el valor aprobado como tal por la 
Dirección General de Política y Energética de Minas y utilizado por el grupo a prueba 
para  su  inclusión  en  el  despacho  de  generación.  Este  valor  será  recogido  en  los 
procedimientos particularizados adaptados para cada planta.
Estado de marcha: definimos este estado como aquél en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es igual o superior a la carga mínima.
Estado de paro: se define este estado como aquél en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es inferior a la correspondiente a 
carga mínima del grupo y siempre que se encuentre dentro de un proceso de parada.
Estado de embotellamiento: se define este estado como la condición que adopta un 
grupo tanto en el lado vapor como en el lado gases para minimizar las pérdidas térmicas 
después de una parada del mismo. La posibilidad de embotellamiento total (agua-vapor y 
gases) o parcial (agua-vapor) será verificada previamente a la realización de las pruebas 
para cada unidad.
Arranque: Se define como «arranque» de un grupo térmico el proceso de pasar de 
un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro también de carga mínima, 
pasando por el estado de paro y desacople de la red.
Adicionalmente, se define cuando el grupo no está en funcionamiento: bo
ednec puEaesrntaatdrdaao -u aonr r pagenrruqiopudoeo ,t  éminrmtaenirctmeone cidéuinoad ndodeso ep e aesrntoe :  usenes  teáds edtfaiendseoa  ecdosetpe lca eodsnots adederov  alcaco irómendo   oya  qdauejee nld oeis npa oel nlp iqrbouilceide assdeo    2021-14064n https://ww
que permita el inicio de un proceso de puesta en carga cuando así sea requerido.
El arranque del grupo térmico comprende las dos secuencias de operación siguientes:
Proceso de parada: comprenderá la parte de un arranque entre el estado inicial de 
carga mínima, la bajada de carga, parada y desacoplamiento de la red y la desconexión 
del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro. Normalmente 
esta maniobra corresponde a la parada de ventiladores y/o otros equipos principales 
como bombas y/o la entrada del virador (según lo indicado en sus procedimientos de 
arranque y parada), pudiendo encontrarse el grupo en situación de embotellamiento.
Proceso de puesta en carga: comprenderá la parte de un arranque desde la puesta 
en marcha del primer auxiliar para iniciar dicho proceso (saliendo de este modo del 
estado intermedio de paro) con la toma de carga y el acoplamiento a la red hasta 
alcanzar la carga mínima del grupo.
En relación con los procesos anteriores se definen los tiempos y costes siguientes:
Tiempo de arranque: se define como tiempo de arranque la duración en horas de un 
proceso de arranque completo. Suma de tiempos de parada, conservación y puesta en carga.
Tiempo de parada: se define como tiempo transcurrido desde la última vez que el 
grupo estuvo a carga mínima y se inició un proceso de parada hasta que se desacopla el 
último auxiliar con el que el grupo llega al estado de conservación.
Tiempo de conservación o intermedio de paro: se define como el tiempo transcurrido 
desde que se  desacopla  el último  auxiliar con  el que el grupo llega al estado de 
conservación hasta que se inicia el proceso de puesta en carga.
Tiempo de puesta en carga: se define como el tiempo transcurrido desde que se da la 
orden de comenzar un proceso de puesta en carga hasta que se alcanza la carga mínima.
Coste de arranque: se define como coste de un arranque la suma de los costes 
producidos en este proceso inherentes a la secuencia de parada/conservación/arranque 
del grupo o de la configuración del grupo bajo ensayo.
Se considera la carga mínima como carga de referencia para las situaciones inicial y 
final del proceso de arranque, tal y como ya ha sido definido.
4.1  Desglose de coste de arranque.
La situación de arranque de un grupo termoeléctrico significa a efectos de coste las 
siguientes etapas diferenciadas:
Etapa 1: corresponde a la situación de bajada de carga del grupo desde carga 
mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
Etapa 2: corresponde al periodo comprendido entre el desacoplamiento de la unidad 
y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada del grupo con el que 
éste llega a un estado de intermedio de paro.
Estas dos primeras etapas constituyen el proceso de parada.
Etapa 3: incluye el periodo comprendido entre el inicio del proceso de puesta en 
carga y la consecución del acoplamiento de la unidad.
Etapa 4: corresponde al periodo comprendido entre el acoplamiento de la unidad y la 
consecución de la carga mínima.
Estas dos últimas etapas constituyen el proceso de puesta en carga.
En cada una de las etapas reseñadas, que definen la situación de un arranque normal, se 
producen los siguientes costes diferenciados a analizar en los presentes procedimientos: e.
Etapa 1: en esta etapa los costes se refieren a dos tipos de energía: 064ww
cargLaa a p priamrteirr ad ec loar rceasrpgoan mdeín iaml ac ohnassutam eol  ddees acocompblaumstiiebnlet,o  ddees ldae u neild iandic.io de bajada de
La segunda se refiere a la diferencia entre la energía eléctrica vertida a la red y la
consumida en servicios auxiliares inherentes al funcionamiento del grupo tomada de la  Bc
red, contabilizada mediante su conversión a energía calorífica a través del consumo 
específico neto a carga mínima.
Etapa 2: el coste se integra por los dos tipos de energía siguientes:
Energía calorífica suministrada por el combustible durante la etapa.
Energía eléctrica suministrada por el exterior, inherente al proceso de parada del 
grupo, y valorada en su equivalente calorífico al consumo específico neto a la carga 
mínima.
Etapa 3: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 2.
Etapa 4: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 1.
Entre la etapa 2 y la etapa 3 el grupo habrá podido estar en un estado intermedio de 
paro cuyos consumos y costes no serán considerados para la determinación del coste de 
arranque, si bien, será susceptible de incluirse el consumo asociado al embotellamiento 
   
de la caldera que se pudiera producir en este estado.
 
La evaluación de los parámetros que se han definido anteriormente, así como sus 
 
 
tratamientos para la obtención del coste de arranque vienen establecidos en el anexo 
 
A.II.1: Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
 
centrales térmicas de turbinas de vapor de fuel.
CARGA
DESACOPLAMIENTO ACOPLAMIENTO
DESCONEXIÓN DEL  CONEXIÓN DEL PRIMER 
ÚLTIMO SERVICO  SERVICIO AUXILIAR DEL 
AUXILIAR DEL PROCESO  PROCESO DE PUESTA 
CARGA MÍNIMA DE PARADA EN CARGA
TIEMPO
ETAPA 1 ETAPA 2 PERIODO IPNATREORMEDIO DE  ETAPA 3 ETAPA 4
TIEMPO DE PARADA TIEMPO INPTAERROMEDIO DE TIEMPO DE PUESTA EN CARGA
 
5. Documentación inicial aportada por la empresa propietaria
La empresa propietaria, responsable de la realización de las pruebas, deberá enviar 
al supervisor las adaptaciones de los procedimientos generales de la instalación a probar 
de acuerdo con los plazos estipulados en la sección 2 de este el envío al supervisor de 
las pruebas de los procedimientos particularizados se incluirá al menos:
Objeto, identificación y breve descripción de la instalación sometida a pruebas.
Declaración de cargas mínima y máxima del grupo y combustible habitualmente  s
utilizado, con el correspondiente análisis. oe.
Croquis  esquemático  de  la  instalación,  del  ciclo,  esquema  eléctrico  unifilar  con  w.
auxiliares y croquis de la caldera, localizando en todos ellos los puntos de medición y  064ww
tnoemceas adreia sm.uestras.  Listado  clasificado  de  medidas  y  posibles  medidas  adicionales
 
      
..
Particularizaciones  (en  los  casos  que  proceda  por  configuración  singular  de  la 
central) de la formulación del procedimiento general para la instalación particular. Deberá 
respetarse la nomenclatura del procedimiento general.
Verificación y confirmación del correcto estado de la instalación acorde a la sección 6 
de este documento, incluyendo desviaciones y acciones correctivas si procede.
Listado y características de los instrumentos usados para tomar medidas primarias.
Lista de válvulas para aislamiento efectivo de la instalación. Posición de las válvulas 
en  los  sistemas  principales  durante  la  prueba.  Posición  de  los  interruptores  en  el 
diagrama unifilar durante la prueba.
Criterios de reparto y factor de utilización a efectos de cálculo de consumo específico 
de auxiliares y servicios comunes.
Resumen de la secuencia de parada y arranque para los ensayos de arranque 
programados.
Valores  finales  justificados  con  registros  históricos  y  hojas  de  datos  de 
funcionamiento de los parámetros de operación a ajustar en la planta que lo requieran.
Adicionalmente a lo anterior, se remitirá anexada la documentación siguiente que se 
considera imprescindible:
a)  Diagramas de tuberías e instrumentación (situación as built) siguientes:
Vapor principal, recalentado y bypasses.
Sistema de condensado y sistema agua de alimentación.
Purgas de caldera y turbina.
Sistema de vapor auxiliar.
Sistema de agua desmineralizada.
Sistema de agua de circulación.
Aire-gases caldera.
Sistema de tratamiento de gases de escape (por ejemplo, sistema de desulfuración, 
filtro de partículas, según corresponda).
Combustibles y sistema de alimentación de combustibles.
Unifilar.
b)  Análisis  de  los  combustibles  empleados  habitualmente  en  operación  y 
arranques. Este combustible debe coincidir con el declarado para despacho.
c)  Curvas suministradas por el fabricante de la turbina para corrección del consumo 
específico del grupo debido a todos los efectos.
d)  Historial de datos meteorológicos de la zona de ubicación. La serie histórica de 
datos contendrá registros día a día de temperatura seca media, mínima y máxima, 
humedad relativa media, mínima y máxima y velocidad del viento media, mínima y 
máxima. Si tales datos no estuvieran disponibles se deberán tomar de la estación 
meteorológica que posea condiciones más similares.
e)  En los casos de circuito de refrigeración abierta, serie histórica de la temperatura 
del medio en el punto de captación con datos diarios de temperatura media, mínima y 
máxima. También se requiere un histórico con los niveles de marea medio máximo y 
mínimo.  Si  tales  datos  no  estuvieran  disponibles  se  deberán  tomar  de  la  estación 
meteorológica o emplazamiento que posea condiciones más similares.
f)  Exceso de oxígeno (o de aire) con el que habitualmente operan a distintas 
cargas, indicando si llevan o no apoyo de combustible (gasoil) para estabilización de la 
llama. Estos valores deberán ser justificados con información del fabricante y valores  e.
históricos de operación. w.
g)  Manuales,  hojas  de  datos  y  curvas  de  corrección  del  alternador  y  064ww
tprearntsinfoernmteasd.ores principal y de auxiliares necesarios para llevar a cabo las correcciones
h)  Información referente a requisitos de calidad química del agua de caldera y 
niveles habituales de purga en el grupo. Estos valores deberán ser justificados con 
información del fabricante y valores históricos de operación.
i)  Manuales de operación y secuencias de arranque.
j)  Certificados de calibración que sean exigibles a los instrumentos de la prueba.
A  continuación,  se  indica  la  documentación  que,  sin  ser  imprescindible  para  la 
obtención de resultados, se considera de gran importancia para el correcto desempeño 
de la labor de supervisión:
a)  Registro de consumos específicos históricos del grupo a carga media y, en caso 
de estar disponible, a cualquier otro nivel de carga, y en especial, de aquellas cargas 
susceptibles de ser ensayadas, para el periodo de cuatro (4) años anteriores a la 
realización de las pruebas.
b)  Datos  de  consumo  de  combustible  por  grupo.  Estos  valores  deberán  ser 
coherentes con aquellos que están sujetos a inspección por la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia.
c)  Balances térmicos del grupo (o en su defecto de ciclo de turbina) a tres cargas 
distintas por encima del mínimo técnico (una de ellas corresponderá al 100 % de carga). 
Si el ciclo en su operación normal no opera según algún parámetro de los balances, 
deberá identificarse y justificarse mediante argumentación técnica y registros históricos.
d)  Hojas de datos de funcionamiento de la caldera.
e)  Hojas de datos y de funcionamiento del condensador.
f)  Manual del fabricante de los elementos principales: entre otros, turbina de vapor, 
de la caldera, sistemas de agua de alimentación y de condensado, sistema de agua de 
circulación y condensador.
g)  Hojas  de  datos  y  cálculos  de  placas  de  orificio,  toberas  y  venturis  que 
intervengan en las pruebas.
h)  Curva de emisiones de NOx en función de la carga en caso de disponer las 
unidades de sistema de medida de emisiones en continuo.
La  siguiente  información  deberá  estar  disponible  para  posibles  consultas  y 
verificaciones durante la realización de las pruebas de rendimiento:
a)  Listado de instrumentos del grupo.
b)  Detalle de montaje de instrumentos.
c)  Históricos de hojas de calibración de instrumentos que lo requieran.
d)  Lista de señales del SCD.
Adicionalmente  el  comité  de  ensayos  discutirá,  en  función  de  las  medidas  de 
contraste secundarias, la necesidad de planos de dimensiones específicos de:
Tanque de almacenamiento de agua del desaireador, tanques de fuel y de agua 
desmineralizada.
Tanque de reserva de condensado.
Tanque de goteo o similar.
Tanque de recogida de retornos de fuel.
Croquis  de  dimensiones  de  los  conductos  de  humos  a  la  salida  de  los 
precalentadores regenerativos de aire.
Croquis de dimensiones de los conductos de aire a la entrada de los precalentadores  es
regenerativos de aire. o
Superficie de paredes externas de caldera con indicación de su situación (intemperie  064ww
bonu ocs uecSbasii treua rpvltgraioeu)c.rnaea d didmisepi eloann tdoibosle ca,u ltmdeerenbnaetatriávco iópsno q ncueietras cdeoa m eenpn e cneossneteon c aismpuai efratnalttdoao .d seel  ccoomnsitiéd edraes een nseacyeossa priaar ay   OE-A-2021-14able en https://
6. Condiciones generales de realización de los ensayos
Para  la  realización  de  las  pruebas  se  verificará  mediante  la  inspección  de  la 
documentación  pertinente  y  las  comprobaciones  que  el  supervisor  de  las  pruebas 
considere necesarias para el cumplimiento de este procedimiento, que la instalación 
opera  en  condiciones  adecuadas  de  forma  que  se  garanticen  los  objetivos  de  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque.
6.1  Estado de la instalación.
La  instalación  sometida  a  pruebas  deberá  encontrarse  en  condiciones  de 
conservación adecuadas para la operación, lo cual incluirá comprobar el cumplimiento 
con el programa de mantenimiento definido para la instalación.
Si de las pruebas se derivan valores de los parámetros de consumo específico y 
costes de arranque que superen a los últimos valores publicados por la administración (o 
en su defecto con respecto a los históricos aportados por el propietario) en más de un 3 
%, el supervisor de las pruebas, podrá solicitar justificación por ello reflejándose en el 
acta de la prueba.
Los elementos a verificar y la metodología a seguir se especifican en los diferentes 
apartados de este capítulo. El propietario de la instalación deberá aportar información 
suficiente que permita la verificación de los distintos aspectos.
6.1.1  Estado del condensador.
El  estado  de  limpieza  del  condensador  se  verificará  mediante  las  siguientes 
comprobaciones:
Verificación de que la presión por el lado vapor en el condensador y las temperaturas 
de entrada y salida del condensador del agua de circulación están dentro de los valores 
normales de operación del condensador.
Comprobación, mediante inspección del mapa de tubos taponados, que está por 
debajo del valor garantizado para rendimiento en el punto de diseño del condensador.
Registro, en los diarios de mantenimiento, de la última operación de inspección y 
limpieza manual de las cajas de agua y de los tubos en la última parada general de la 
planta.
Comprobación, mediante la comparación con las curvas del fabricante, de la pérdida 
de carga a través de los tubos del condensador.
Verificación  del  correcto  funcionamiento  del  sistema  de  limpieza  de  tubos  del 
condensador (si existe).
6.1.2  Estado de la caldera.
El estado de las superficies de intercambio y equipos de la caldera se verificará 
mediante, al menos, los siguientes puntos:
Verificación de que las temperaturas de salida por el lado gases y las temperaturas 
del vapor están dentro de las condiciones normales de operación.
Registro en los diarios de mantenimiento de la última operación de inspección y 
limpieza de los tubos de caldera.
Verificación del correcto funcionamiento del sistema de soplado de hollín de los tubos 
de caldera. e
Comparación, en su caso, de los consumos eléctricos de los equipos de impulsión de  bo
aire-gases con los del histórico o valores normales de operación o, en su caso, los de  064ww
garantía.
6.1.3  Estado de los calentadores de agua de alimentación.
Para  comprobar  que  el  estado  de  limpieza  de  los  calentadores  de  agua  de 
alimentación es adecuado se verificará que la presión por el lado vapor en el calentador 
y las temperaturas de entrada y salida del calentador del agua de alimentación están 
dentro de los valores normales de operación del equipo, respecto a lo recogido en los 
balances.
6.1.4  Estado del resto de equipos principales.
Por  su  repercusión  en  los  resultados  se  verificará  el  correcto  estado  de 
mantenimiento  y  la  conformidad  de  las  revisiones  con  las  recomendaciones  del 
fabricante de, al menos, los siguientes equipos:
Bombas de agua de circulación.
Bombas de agua de alimentación.
Bombas de condensado.
– Bombas de vacío del condensador o eyectores.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de 
arranque.
Se realizará al menos un ensayo de arranque de 8, 24 y 60 horas. Estos tiempos son 
susceptibles de ser modificados en función de los periodos habituales de arranque para 
cada instalación particular y las características de cada grupo.
En aquellos casos que se considere necesario realizar arranques adicionales a los 
indicados anteriormente, estos podrán ser realizados siempre y cuando sean aprobados 
por parte del supervisor de las pruebas.
La realización de estos ensayos estará supeditada a las posibilidades ofrecidas por 
la situación de la red.
El proceso de arranque deberá realizarse según la secuencia habitual que lleve a 
cabo la instalación, siguiendo las instrucciones recogidas en los manuales de operación 
de la central.
Los ensayos de arranque se realizarán con el mantenimiento del grupo en estado de 
embotellamiento del ciclo agua-vapor para minimizar las pérdidas de calor después de la 
parada, como es práctica habitual en estas centrales. La posibilidad de realización de 
embotellado,  tanto  del  lado  vapor  como  del  lado  aire-gases,  será  establecida  con 
anterioridad a la realización de las pruebas por el comité de ensayos.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
Los ensayos de consumo específico tienen como objeto determinar el consumo 
específico neto de cada grupo en las condiciones en que se realice el ensayo, así como 
la corrección de este consumo específico a unas condiciones de referencia previamente 
definidas.  Estas  condiciones  de  referencia  serán  las  condiciones  medias  del 
emplazamiento a lo largo de todo el año y se determinarán a partir del tratamiento 
estadístico de los registros históricos y de los datos recogidos en los distintos grupos 
objeto de las pruebas.
Las condiciones para la realización de los ensayos se detallan a continuación:
– Los ensayos de consumo específico se realizarán a seis cargas operacionales del  e
grupo aproximadamente equidistantes, incluyendo 100 % y carga mínima. El supervisor  bo
de las pruebas podrá proponer ensayos a cargas intermedias adicionales si existiese  064ww
aclaalg rsúa–anc lt aeL cradiaz ecma adcbrogoio.an  trdeoenl.l   gDeruul rpamon otsede o laa j udpsertu aeroábp aae  rslaaec  siócenoñ madlpaerdol ab gamrruáep dqoiau neqt eul aee  lo idsncedibilcaaac diósoner  rdd eed  eplabo itdepanomcteiaen ncdtiaee    OE-A-2021-14able en https://
respecto de la media es inferior al 1 %. En casos excepcionales podrá permitirse una 
oscilación hasta del 5 %.
– Las potencias de los ensayos no podrán diferir de la carga especificada para la 
prueba más de un 5 %.
– Las condiciones de realización del ensayo serán tan próximas como sea posible a 
las de referencia (condiciones medias del emplazamiento), para reducir al mínimo los 
factores de corrección. Las pruebas de rendimiento se realizarán con las mezclas de 
combustible de funcionamiento y de arranque aprobadas por la Dirección General de 
Política Energética y Minas, según se establece en el RD 738/2015, de 31 de julio.
– En ningún caso se deberán realizar los ensayos bajo condiciones ambientales 
tales que exijan extrapolar en alguna de las diferentes curvas de corrección.
– Se tendrán en cuenta las restricciones de condiciones de realización de pruebas 
por condiciones foco frío recogidas en el procedimiento particularizado para cada caso 
concreto.
– Durante la realización de las pruebas, el grupo deberá operarse en el modo de 
carga  preseleccionada,  y  sin  participar  en  los  servicios  de  complementarios  de 
regulación, a fin de garantizar la estabilidad durante los ensayos. Lo anterior no incluye 
la regulación primaria.
– Los ensayos deberán realizarse con una generación de potencia reactiva estable. 
El factor de potencia será el valor medio registrado en el último año de operación y lo 
fijará el operador del sistema. En caso de que fuese imposible fijar este factor, las 
pruebas se harán con el factor de potencia más próximo al nominal del grupo que sea 
posible mantener de manera estable y continua.
– Los  parámetros  de  operación  de  los  grupos  sometidos  a  pruebas  deberán 
ajustarse, durante los ensayos, a las condiciones de operación normales (recogidas en 
los balances, registros históricos, hojas de funcionamiento, etc.) en lo relativo a exceso 
de aire empleado, caudal de agua de circulación, niveles de purga para mantenimiento 
de la calidad de agua en el ciclo, caudal de aporte, alineamiento de válvulas, etc. Las 
posibles excepciones serán debidamente identificadas, justificadas e incluidas en los 
procedimientos particularizados. Tampoco se realizarán soplados durante la realización 
de las pruebas.
– Las series de datos de las variables recogidas en cada ensayo deben estar dentro 
de los rangos de fluctuaciones indicados en la siguiente tabla:
Parámetro Variación pico-valle * Variación respecto a la media **
Flujo de agua de alimentación. 10 % ± 3 %
Presión en vapor principal:    
>35 bara. 4 % ± 3 %
<35 bara. 1,4 bar ± 1 bar
Flujo de vapor. 4 % ± 3 %
% Volumen O  salida precalentadores. 0,4 puntos de O ± 0,2 puntos de O
2 2 2
Temperatura del vapor. 11 °C ± 5,5 °C
Flujo de combustible. 10 % N/A
Temperatura de agua de alimentación. 11 °C ± 5,5 °C
± 1 % e
Potencia de salida. 1,8 % e.
Excepcionalmente el ± 5 % bo
Factor de potencia. N/A 1 % 064ww
produ* ciVdaar ipaocrió unn am páexrimtuarb aadcmiónis icbolen carnettea )u.na perturbación durante el ensayo (es decir, la variación pico-valle
**  Variación máxima admisible de cada dato con respecto a la media de los datos.
Debido a las diferencias entre los distintos grupos para los que es de aplicación este 
procedimiento, el propietario podrá proponer valores alternativos de cumplimiento de 
estabilidad de aquellos parámetros previa justificación que serán aprobados, en su caso, 
por el supervisor de las pruebas.
– La posición de las válvulas de control de turbina del grupo será la que resulte 
necesaria para el control de carga para mantener la potencia seleccionada. En cada 
ensayo se tomará nota de dicha posición, quedando prohibido ajustar la posición de las 
válvulas, de manera que cada ensayo se realizará en puntos de carga y no en puntos de 
apertura de válvulas. En caso de que la carga mínima coincidiera con un punto de 
apertura de válvula, el ensayo se realizará a una carga un 5 % mayor.
– Aquellos  grupos  diseñados  para  funcionar  en  presión  deslizante  y  que 
habitualmente operan de este modo, mantendrán dicha forma de operación para los 
ensayos. La misma filosofía se aplicará a grupos con funcionamiento híbrido.
– Para cada ensayo se registrará la calidad del agua de caldera.
– El nivel de purga del calderín será el normal de explotación teniendo en cuenta los 
registros históricos y las hojas de datos de funcionamiento de la caldera.
– La caldera y el precalentador de aire deben estar limpios durante los ensayos de 
acuerdo a los planes habituales de soplado de la central. No se soplará la caldera 
durante la duración de cada ensayo.
– A los servicios auxiliares que requieran vapor en las condiciones operacionales se 
les suministrará vapor durante las pruebas.
– Se comprobará que la posición de las válvulas de aislamiento sea la adecuada 
para una correcta explotación de la instalación y, en todo caso deberán estar de acuerdo 
con las instrucciones del fabricante de los equipos y las normas y recomendaciones que 
sean de aplicación. Ninguna válvula de drenajes de emergencia de los calentadores 
estará abierta ni se abrirá durante el ensayo. En caso de que en alguna de ellas existiera 
fuga se deberá aislar con la válvula manual de aislamiento, tomando las precauciones de 
seguridad que esta acción requiera (principalmente vigilancia del nivel de condensado en 
el calentador).
– El grupo deberá aislarse de otros que hubiera en la misma central conforme a lo 
descrito en el apartado 8.
– Durante la realización de los ensayos no se permitirá el arranque del grupo diésel 
de emergencia, caldera auxiliar o cualquier otro equipo ajeno a la operación normal en 
carga del grupo.
– A fin de fijar el exceso de oxígeno (o de aire) de operación de caldera, la propiedad 
situará el valor en aquel que estime conveniente antes del comienzo de la prueba, no 
modificándolo durante la realización del ensayo. El exceso de aire estará dentro de los 
valores normales de operación de acuerdo con las hojas de datos de funcionamiento de 
caldera y los registros históricos.
– Cada  ensayo  tendrá  una  duración  mínima  de  dos  horas,  siendo  rechazables 
aquellos en que la duración sea menor por motivos imprevistos.
– La toma de datos de variables primarias y secundarias se realizará, siempre que 
estén disponibles, mediante sistemas de adquisición de datos automáticos. La frecuencia 
de lecturas deberá ser, de al menos 1 minuto.
– En caso de que sea necesario realizar tomas manuales de variables primarias y 
secundarias, el propietario deberá justificar e indicar las medidas correctivas que prevea 
aplicar en futuras pruebas. En estos casos, con carácter excepcional y debidamente 
justificados se podrán tomar datos con una frecuencia de 15 minutos tanto para variables  s
primarias como secundarias. oe.
– Las definiciones de variables primarias y secundarias vienen recogidas en el  w.
anexo A.II.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque  064ww
en c–e nStrea ldees btéerrmánic eaxst rdaee tru drbei nloass  drees vualtpaodro ds ed feule el.nsayo aquellas series de datos en las
oqpueer ascei opnoanlegsa nd ed ea cmuaenrdifoie sat ola f ltuacbtulaa cainotneersio ro.  Lvoasri apceiorinoedso se xac eesxitvraaesr  ddee bloesr ápna rsáemr ejutrsotos   BOE-A-cable e
antes de comenzar la perturbación y hasta, al menos, 10 minutos después. En estos 
casos, se extenderá la duración del ensayo en un tiempo equivalente al de la muestra de 
datos  descartados.  Adicionalmente,  en  caso  de  variaciones  excesivas,  el  test  será 
susceptible de ser repetido.
– Se  mantendrá  la  carga  seleccionada  durante,  al  menos,  una  (1)  hora  para 
estabilizar los parámetros de operación, antes de dar comienzo a un ensayo. El grupo 
tendrá que haber estado en funcionamiento las 24 horas previas al inicio del periodo de 
estabilidad.
– El periodo de estabilización concluye cuando se alcanza la estabilidad, según se 
indica en la tabla de variación respecto a la media, de los parámetros de funcionamiento, 
y dicha estabilidad se mantiene durante una (1) hora este registro podrá utilizarse la 
instrumentación normal de la planta.
– En casos debidamente justificados, podrán reducirse los tiempos de estabilidad 
previa  a  los  ensayos  a  propuesta  del  propietario  y,  en  su  caso,  aprobado  por  el 
supervisor de las pruebas.
6.4  Cálculos.
La evaluación de los parámetros objeto de este procedimiento de prueba, así como 
sus tratamientos para la obtención del coste de arranque se han desarrollado en el 
anexo A.II.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque 
en centrales térmicas de turbinas de vapor de fuel.
7. Documentación general de los ensayos
Se hará entrega al supervisor de las pruebas de una copia de toda la documentación 
(datos, información, fotografías y registros producidos) generada en la recogida de datos 
de cada ensayo en un formato que facilite y permita su tratamiento y procesado. Esta 
información deberá ser aportada antes de que se abandonen las instalaciones a la 
finalización  de  los  ensayos.  Se  establece  excepcionalmente  y  siempre  que  esté 
justificado un tiempo máximo de 2 días hábiles para proceder al envío de todo aquello 
que hubiera podido quedar pendiente. Cada una de las partes será la responsable de la 
custodia y preservación de la privacidad de la copia que le sea entregada.
7.1  Recolección de muestras.
Durante cada ensayo se realizará una recogida de muestras de combustible. Esta 
recogida se realizará de acuerdo con el procedimiento establecido.
Una vez realizado el acopio de las muestras, se seleccionarán tres muestras de cada 
componente muestreado y se introducirán en tres recipientes distintos que prevengan la 
entrada  de  aire  y  humedad,  realizando  la  identificación  mediante  etiquetado.  Estas 
muestras  se  lacrarán.  Se  entregará  una  al  laboratorio  de  ensayo  independiente 
debidamente  acreditado,  previamente  acordado  con  el  supervisor  de  las  pruebas, 
quedando la segunda y tercera en la central para contraste en caso necesario.
7.2  Formatos de incidencias.
Cualquier  incidencia  durante  la  realización  de  los  ensayos  o  de  su  posterior 
tratamiento será recogida en los correspondientes formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba. e.
El acta de resultados de la prueba incorporará el siguiente contenido: 064ww
ocubajel–qto u Rideeers  iulnamc ipderenun eocbi aas ,u ofm edcaehrsiaov  iyad cedió unlraa  ccpoiórnun e rdebesap ,é edsctataon,  daroel  spiunromfoceremnd aimdceiieó lnnot sog  reaenpseruorlatbala ddsooos,b  rpqeru inelac s ipepa lahlenasty aay,    OE-A-2021-14able en https://
acordado entre las partes en el momento de realizar los ensayos.
– Introducción, incluyendo información adicional de carácter general que no se haya 
incluido en el sumario. Esta información general se referirá a:
1.  Esquema general del ciclo de la planta, mostrando los puntos donde se toman 
medidas.
2.  Alineación de los sistemas, con una lista mostrando la posición de todas las 
válvulas principales durante la ejecución de los diferentes ensayos.
3.  Lista completa con todos los representantes de las distintas partes implicadas en 
la prueba.
4.  Condiciones  particulares  que  se  hayan  acordado  entre  las  partes  para  la 
realización de la prueba, que por su extensión no se hayan recogido en el sumario.
5.  Organización del personal que haya intervenido en los ensayos.
6.  Objeto de la prueba, de acuerdo con el procedimiento aprobado.
– Cálculos y resultados basados en el anexo A.II.1: metodología de cálculo del 
consumo específico y de los costes de arranque en centrales térmicas de turbinas de 
vapor de fuel, adaptado para cada central. Además, se incluirá cualquier otro cálculo 
especial que haya sido necesario realizar para la obtención de los resultados. Este 
apartado deberá incluir también la comparación de repetibilidad de las series de ensayos 
que se llevan a cabo para cada prueba.
– Instrumentación de la prueba, incluyendo la siguiente información:
1.  Lista general de instrumentos usados, indicando tipo y modelo.
2.  Descripción de la localización de los instrumentos.
3.  Descripción de los medios usados para la toma de datos de medida en cada 
localización.
4.  Identificación de los instrumentos usados como referencia.
5.  Descripción general del sistema de adquisición de datos utilizado.
6.  Hojas  de  los  resultados  de  la  calibración  de  los  instrumentos  utilizados  y 
certificados de calibración de los mismos.
– Conclusiones, con una discusión más detallada que pudieran presentar algunos 
resultados  de  los  ensayos  realizados,  incluyendo  también  posibles  cambios  en  el 
procedimiento  general  de  prueba,  entendido  como  lecciones  aprendidas  para  otras 
pruebas posteriores en otras plantas.
– Formatos de incidencias y/o discrepancias.
Anexos tales como hojas de datos de equipos principales, curvas o factores de 
corrección utilizados, copia de los registros de medidas, resultados de los análisis de 
combustible en laboratorio, etc.
8. Aislamiento del grupo
8.1  Aislamiento eléctrico.
Con el fin de poder determinar los consumos eléctricos en auxiliares del grupo 
ensayado las alimentaciones a las barras de servicios eléctricos auxiliares se dispondrán 
de  tal  manera  que  siempre  sea  posible  determinar,  mediante  los  correspondientes 
contadores de energía, el consumo de cada grupo.
En caso de no poder realizarse lo anterior, se llevará a cabo un reparto ponderado  s
propuesto por el propietario y aprobado, en su caso, por el supervisor, entre los grupos  o
que tengan servicios auxiliares comunes. 064www.
8.2  Interconexiones mecánicas.
idenAtiqficuaedllaass . iLnotesr cinotneercxaiomnebsio sm eenctáren icgarusp eoxsi sdtuernatnetse  elonstr ea rrgarnuqpuoes sp saerará na rcraunaqnutieficsa sdeorsá ny 
cargados al grupo que se arranca.
Durante los ensayos de consumo específico no se permitirá la interconexión entre 
diversos grupos. Si existiesen dichas interconexiones y, por lo tanto, equipos comunes, 
se establecerá un procedimiento especial, tanto para su funcionamiento como para la 
asignación de la potencia eléctrica consumida en caso de que la hubiese.
Además de aquellas interconexiones que se señalen en cada caso particular, se 
pondrá especial cuidado en aislar los siguientes sistemas de cada grupo:
Vapor auxiliar.
Vacío del condensador, si estuviera interconectado.
Recalentado frío y/o vapor de cierres si estuviera interconectado.
Aire de servicios e instrumentos.
Agua desmineralizada.
Fuel y gasoil.
Otros.
8.3  Aislamiento de combustible y agua de aportación.
En aquellos casos en los que se puedan producir cambios en el combustible utilizado 
durante los ensayos, se mantendrá aislada la aportación de combustible desde los 
tanques de almacenamiento al tanque diario o de retornos del grupo que se ensaya a los 
tanques de almacenamiento.
La aportación de agua al ciclo se mantendrá en operación durante todo el tiempo que 
dure  cada  ensayo.  Sin  embargo,  el  tanque  de  reserva  de  condensado  se  aislará 
fehacientemente de la aportación de agua desmineralizada.
ANEXO A.III.1
Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
grupos de generación térmica de ciclo combinado
Índice:
1.  Objeto.
2.  Consumo específico neto de un grupo.
2.1  General.
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
3.  Coste de arranque.
3.1  Introducción.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.3  Coste de arranque total.
4.  Metodología  de  correcciones  al  consumo  específico  neto  de  un  grupo  por 
variación respecto de las condiciones de referencia.
4.1  Corrección por temperatura del aire exterior f .
1
4.2  Corrección por presión barométrica f .
2
4.3  Corrección por humedad del aire exterior f .
3
4.4  Corrección por composición del combustible f .
4
4.5  Corrección por factor de potencia del alternador f .
5
4.6  Corrección por temperatura del combustible f .
6
4.7  Correcciones por temperatura del foco frío dkW .
CW
4.8  Corrección por ensuciamiento del compresor.
5.  Cálculo  de  los  parámetros  técnicos  de  despacho  económico  de  los  TNP 
resultantes de las pruebas.
5.1  Costes variables de combustible.
5.2  Costes de arranque.
6.  Listado de variables.
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
1. Objeto
El presente documento tiene por objeto desarrollar la metodología de cálculo que va 
a ser usada para determinar:
El consumo específico neto del grupo en condiciones de ensayo.
El coste de arranque.
Las correcciones al consumo específico neto del grupo en función de las condiciones  s
ambientales. oe.
2. Consumo específico neto de un grupo
2.1  General.
El consumo específico neto de un grupo se define como:
CC
CENG 
WR   (1)
Siendo:
CENG: Consumo específico neto del grupo (kJ/kWh).
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico inferior 
–PCI– por unidad de tiempo (kJ/h).
WR: Potencia neta cedida por el grupo a la red (kW).
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
La potencia neta cedida por el ciclo combinado a la red (WR) se calculará mediante 
la siguiente expresión que se obtendrá del sumatorio de los valores obtenidos de cada 
turbina de gas y vapor del ciclo:
𝑊𝑅 =   𝑊𝑇𝑃 − 𝑊𝐴𝑅 − 𝑊𝐸  
𝑖 𝑖 𝑖 𝑖  (2)
WTPi: Potencia activa  iny e ∑c t ada por  el  grupo a la red (kW), medida en bornas del 
transformador principal (lado de alta), y que se corresponde con la diferencia entre la 
potencia  bruta  activa  medida  en  bornes  del  generador  menos  las  pérdidas  en  el 
transformador principal y consumo de los servicios auxiliares propios de grupo, en caso 
de estar localizados entre el generador y el transformador de alta.
WAR: Potencia activa (kW) para consumos auxiliares inherentes al funcionamiento 
i
del grupo que no son alimentados desde el propio grupo, bien porque esta potencia es 
tomada de la red, bien porque esta potencia es suministrada desde el transformador de 
auxiliares de otro grupo. Estos consumos reflejan los servicios auxiliares variables de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP.
Esta potencia se medirá en bornas (lado de alta) del transformador de auxiliares o 
individualizadamente, cuando es suministrada desde otro grupo.
Los consumos inherentes en el funcionamiento del grupo para los que no sea posible 
la  medida  directa,  serán  identificados  y  desglosados  por  la  empresa  propietaria, 
indicando a qué sistema o subsistema del grupo provee servicio.
Este término podrá incluir el consumo asociado al agua inyectada para el control de 
emisiones de la turbina, en caso de ser utilizada o de reposición en el ciclo agua-vapor. 
Para ello, será necesario medir durante las pruebas el agua utilizada y la empresa 
propietaria deberá aportar un cálculo justificado del coste en energía en el que se incurre 
por este motivo. El consumo estimado por este concepto se denominará WAR .
demi
WE:  Potencia  activa  (kW)  consumida  para  consumos  auxiliares  inherentes  al 
i
funcionamiento del grupo que, o bien de son de carácter intermitente, o bien no pueden 
ser  individualizados  y  cargados  a  un  solo  grupo  en  centrales  con  varios  grupos 
generadores.  Estos  consumos  reflejan  los  servicios  auxiliares  variables  de  es
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP ni WAR. o
Estos consumos inherentes al funcionamiento de los grupos, se particularizarán para  064ww
cmaisdma ogsru.po de generadores de una instalación que están sujetos a la compartición de los
..
..
   
  Los consumos serán ponderados de la siguiente manera:
 
 
1.  Consumos que sean directamente imputables a un grupo. Serán ponderados por 
 
horas de utilización, según la siguiente expresión:
 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙   
 𝑒𝑛 𝑘𝑊   (3)
  S iendo el factor de utilización (fútil) la fracción de tiempo respecto al total en la que se 
   incurre en un consumo  del servicio auxiliar.
 
 
2.  Consumos no directamente imputables a un grupo. Se ponderarán según la 
 
  siguiente ecuación:
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙   [  𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜 ]
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑗𝑛𝑢 𝑘𝑛𝑊𝑡𝑜ℎ 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛   
 𝑒𝑛 𝑘𝑊 [ 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑟𝑡𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]
 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ
(4)
  El cálculo de la energ ía generada por el grupo y conjunto de grupos que comparten el 
servicio auxiliar se realizará, como mínimo, con los registros históricos del año natural anterior 
al inicio de las pruebas. Si en dicho periodo la operación de alguno de los grupos implicados 
no  es  representativa  por  indisponibilidad  del  mismo,  o  en  otros  casos  debidamente 
justificados, se podrá utilizar un criterio de ponderación distinto al indicado en el párrafo 
anterior debiendo este ser, en su caso, aprobado por el supervisor de las pruebas.
La potencia total consumida en servicios no continuos se computará mediante la 
siguiente expresión:
WE   WE
i
i   (5)
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que los conceptos WTP, 
WAR y WE deberán discriminar los consumos inherentes a la configuración sujeta a 
ensayo de los consumos asociados a otros sistemas o subsistemas de la unidad que no 
son propios de la configuración bajo ensayo.
No se deberán considerar como servicios auxiliares a efectos de cálculo de consumo 
específico todo aquel consumo, medido o estimado por la empresa propietaria, que no 
es propio e inherente al funcionamiento del grupo y para la configuración bajo pruebas 
del grupo. A título ilustrativo no limitativo, al objeto de aclarar el concepto de consumo 
inherente al funcionamiento del grupo, quedan excluidos de este concepto:
1)  Todo aquel consumo que se corresponda con el mantenimiento, conservación o 
para posibilitar un estado de disponibilidad para un nuevo arranque de grupos, que se 
produzca en los periodos intermedios de paro.
2)  Todo aquel consumo asociado a la instalación o planta y a sus servicios, tales  e
como  edificios  administrativos,  de  mantenimiento,  talleres,  iluminación,  sistemas  b
generales de seguridad, etc. 064ww
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
uno Sdeeg lúons  deol sc osimgubiuesnttiebsle p eromcpeldeiamdioe nptoosr .la turbina sea líquido o gaseoso, se seguirán  BOE-A-cable e
 
      
..
 
      
..
..
2.3.1  Combustibles líquidos.
El cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo, para el caso 
de combustibles líquidos, se evalúa mediante la siguiente expresión:
CC = m * PCI  (6)
f
Donde:
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico inferior 
(kJ/h).
m : Flujo másico de combustible total (kg/h).
f 
PCI: Poder Calorífico Inferior del combustible expresado (kJ/kg).
2.3.2  Combustibles gaseosos.
El cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo, para el caso 
de combustibles gaseosos, se evalúa mediante la siguiente expresión:
CC = V * PCI  (7)
f
Donde:
CC: Flujo de calor basado en el poder calorífico inferior (kJ/h).
Vf: Flujo volumétrico de combustible total que va a las turbinas de gas en el modo de 
operación ensayado (Nm3/h).
PCI: Poder calorífico inferior del combustible expresado (kJ/ Nm3).
Para el caso que el medidor de flujo de combustible expresase su lectura en caudal 
másico (kg/h), podría bien emplearse la expresión para combustibles líquidos o bien 
transformar la medida de caudal másico en volumétrico, dividiendo el primero por la 
densidad del combustible en condiciones normales de presión y temperatura.
3. Coste de arranque
3.1  Introducción.
A los efectos de este procedimiento se define «arranque» como el proceso por el 
cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima a otro 
estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. El 
coste arranque asociado se puede definir mediante la siguiente expresión.
C = C  (1 – e-αt)  (8)
Siendo:
C: Coste de arranque para un tiempo de arranque t (€).
C : Constante del grupo equivalente al coste de arranque en frío para un tiempo de 
parada infinito (€).
α: Constante del grupo.
t: Tiempo de arranque (h). es
Una vez obtenidos los pares de valores (C,t) se podrán estimar las constantes de  w.
cada grupo Co y α, mediante el método de mínimos cuadrados. 064ww
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.2.1  Costes de arranque asociados al combustible.
Etapa 1:
Se define la etapa 1 como aquella etapa durante la cual la carga del grupo baja 
progresivamente (según su rampa característica) desde su mínimo técnico hasta la 
potencia en la que se produce el desacoplamiento del grupo de la red.
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el/los combustible/s, hasta el momento de desacoplamiento.
2.  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares propios e inherentes al 
funcionamiento del grupo, tomada de la red.
3.  Energía eléctrica vertida a la red.
Etapa 2:
Se define la etapa 2 como aquella etapa comprendida entre desacoplamiento del 
grupo y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada, tras el cual el 
grupo comienza un periodo intermedio de paro. Los conceptos que se contabilizarán en 
esta etapa son:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de apagado del grupo.
2.  Energía  eléctrica  consumida  por  los  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Esta etapa no incluye por tanto, los consumos que se producen en el periodo 
intermedio de paro ajeno al proceso de parada-arranque que se produce entre la parada 
y el arranque de un grupo. Sí se considerarán cuando sean de aplicación, los consumos 
asociados al embotellamiento de calderas.
Etapa 3:
Se define la etapa 3 como aquella que incluye el periodo comprendido entre el inicio 
del  proceso  de  puesta  en  carga  y  la  consecución  del  acoplamiento  de  la  unidad. 
Comienza por tanto con la conexión del primer auxiliar asociado al arranque del grupo. 
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de acoplamiento del grupo.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Etapa 4:
Se define la etapa 4 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad sube 
progresivamente hasta alcanzar un estado de funcionamiento en las mismas condiciones 
en las que se inició la etapa 1. En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible hasta alcanzar la carga mínima.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo. s
3.  Energía eléctrica vertida a red. e.
3.2.1.1  Calor aportado a las turbinas de gas por el combustible.
El coste del calor aportado por el combustible se define como:
P
C    (Q x PCI )
c i i
4186,8
i1   (9)
Donde:
   
  C : Coste del calor aportado por el combustible (€).
c
 
  Qi: Consumo de combustible i durante la etapa considerada (kg).
  PCI: Poder calorífico inferior del combustible (kJ/kg).
  P: Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque (€/th).
  (10 )
   
Pi: Precio de la termia del combustible «i» (€/th). A estos efectos se tomará el último 
precio publicado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la fecha en 
la que se inicien los ensayos.
3.2.1.2  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares.
Se define el coste de la energía consumida por los servicios auxiliares como:
C  = E  · P   (11)
SA SA CM
Donde:
C  = Coste debido a la energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares no 
SA
proveniente del grupo ensayado, calculado al precio de generación por combustible a 
carga mínima (€).
E  = Energía eléctrica consumida a través de las redes de transporte o distribución 
SA
por los sistemas auxiliares del grupo, inherentes al mismo, durante la etapa que se 
considera (kWh).
P  = Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Se determina mediante la expresión:
CENG
P  CM  P
CM c
4186,8   (12)
Donde:
(CENG)  = Consumo específico neto del grupo obtenido de los ensayos a carga 
CM
mínima realizados sobre el grupo (kJ/kWh).
PC = Precio de la termia del combustible normalmente usado en carga mínima (€/th).  oe.
A estos efectos se tomará el último precio publicado por la Dirección General de Política  w.b
Energética y Minas en la fecha en la que se inicien los ensayos. 064ww
tantoE ns eulj ectaasso  ad ee nqsuaey eol,  glrousp oc odnisspuomnogsa  daeu xdiliisatrinetsa sd ceobnefnig ucroancsioidneersa rd eúcnlaicraamdaesn,t ey  ploosr 
dcoenbseurámno cso innshiedreernatresse  as ólalo  cloosn fcigounrsaucmióons s iunjheetare an tpersu ae bdaicsh, ap ocro lnof igquurea cbiaójno. el término ESA  BOE-A-cable e
..
 
      
..
..
3.2.1.3  Energía eléctrica vertida a red.
Los ingresos por la energía vertida a la red se definen como:
C  = E  · P   (13)
EE E CM
Donde:
C  = Ingreso debido a la energía eléctrica vertida a red (€).
EE
E  = Energía eléctrica vertida a red durante la etapa considerada (kWh).
E
P  = Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Su cálculo está desarrollado en el punto 3.2.1.2
Tanto a la energía eléctrica tomada del exterior, como a la energía eléctrica vertida al 
exterior, se le ha asignado un mismo precio (P ), igual al coste de generación (debido 
CM
al  consumo  de  combustible)  correspondiente  a  los  resultados  de  los  ensayos  de 
funcionamiento a carga mínima que se realicen.
3.2.2  Otros costes de arranque.
Dentro de los costes no puramente energéticos que pueden generarse durante un 
arranque, el consumo de agua desmineralizada inyectada para el control de emisiones 
de la turbina o para la reposición del agua en el ciclo agua-vapor en cada ensayo se 
considera con entidad suficiente como para proceder a su contabilización.
La evaluación de este coste se realizará mediante la expresión:
C  = Q  · P   (14)
a a a
Donde:
C : Coste por consumo de agua desmineralizada durante un arranque de duración t 
a
horas (€).
Q : Consumo de agua desmineralizada durante el arranque de duración t horas (m3).
a
P : Precio del agua desmineralizada (€/m3). Este parámetro será característico de 
a
cada unidad. Deberá justificarse en los procedimientos particularizados.
Alternativamente, una vez contabilizado el consumo de agua desmineralizada durante el 
arranque, la empresa propietaria podrá aportar un cálculo justificado del coste en energía en 
el que se incurre por este motivo. En este caso, se calculará el coste de manera análoga al 
  coste  de la energía consumida por los servicios auxiliares (concepto C .
SA)
 
 
  3.3  Coste de arranque total.
 
  El coste C, correspondiente a un ensayo será:
𝐶 = 𝐶 + ∑4 [𝐶 + 𝐶 − 𝐶 ] 
𝑎 𝑗=1 𝐶 𝑆𝐴 𝐸𝐸   
𝑗 𝑗 𝑗
  (15)
 
 
    064ww
 
      
..
Cuya expresión desarrollada es:
1 4
C  Ca   P Q  PCI  CENG E  E  P 
j j CM SAj Ej c
4186.8
j1   (16)
Donde  P  y  P   son  los  precios  de  las  termias,  ponderadas  según  consumo  de 
c
combustible en arranque (P), y del combustible habitual a carga mínima (P ), definido en 
c
los apartados anteriores.
4. Metodología de correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia
El consumo específico neto del grupo corregido (CENG*) se calcula a partir del 
consumo específico neto de un grupo (obtenido en los ensayos) corregido a unas 
condiciones  de  referencia.  Dichas  condiciones  de  referencia  están  definidas  en  la 
sección 6 del documento anexo A.III.2: Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste 
de arranque de centrales térmicas de ciclo combinado.
Todas las variables corregidas, se señalan a partir de aquí con un asterisco.
Con  objeto  de  minimizar  el  impacto  de  las  correcciones,  los  ensayos  deben 
realizarse para unas condiciones ambientales próximas a las condiciones de referencia.
Así:
CENG* CENG  F
i
i   (17)
Donde los factores F son los factores de corrección por las diferencias entre las 
i
condiciones del ensayo y las condiciones establecidas de referencia.
Las correcciones se deberán aplicar sobre cada uno de los registros obtenidos en 
cada ensayo. En los casos en los que haya variables primarias con una frecuencia de 
muestreo menor al resto, se establecerían las correcciones a partir de los registros 
promediados en estos periodos. A modo de ejemplo, si existiesen variables primarias 
registradas con una frecuencia de 15 minutos, se calcularían las correcciones del res-to 
de  variables  con  los  valores  promediados  que  se  hubieran  registrado  en  estos  15 
minutos.
Se  deberá  tener  en  cuenta  a  la  hora  de  elegir  los  valores  de  referencia  la 
dependencia de algunas variables con la potencia generada por dicho grupo. Para estos 
casos se deberá elaborar una curva que, construida a partir de históricos de dicha 
variable durante al menos un año, permita, en función de la potencia, calcular el valor de 
referencia  de  la  variable  para  cada  prueba  de  consumo  específico.  Se  señalarán 
aquellos casos en los que no se considere adecuada la curva así obtenida a partir de 
históricos  con  un  punto  de  carga  de  operación  habitual,  para  su  aplicación  a  la 
corrección a las cargas de los ensayos.
A  continuación,  se  exponen  ejemplos  de  factores  de  corrección  habituales,  sin 
perjuicio de que, según la documentación del fabricante o norma de aplicación, se 
puedan aplicar correcciones adicionales por otros parámetros previa justificación del 
propietario y aprobación, en su caso, por parte del supervisor de las pruebas.
4.1  Corrección por temperatura del aire a la entrada del compresor F1: w.bo
ccpooannrtssLiruua mmd ceooo   relaresesspc pecceciuócírfnívifc iacopso o  prsoa utr e mlemaisn ptiatese trmcraairtpduceaurarsna  stduptaeroanlr   caeieiarlse . tf Eaaabsb ltreleiacc  faiaedncnattet or acrd odFema1   otddu eerrblbe iecfneroaárm e spnpeacrrrei aase  ol ldarc,i  ovscicdeoiei rdnrooetb ect eceeinnóntdnrtrer eá d  eeealll     OE-A-2021-14able en https://
consumo específico obtenido a la temperatura del ensayo.
..
..
4.2  Corrección por presión barométrica a la entrada del compresor F :
2
La  corrección  por  presión  barométrica,  se  obtendrá  a  partir  de  las  curvas 
suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico a la 
2
presión barométrica establecida como referencia dividido entre el consumo específico 
obtenido a la presión barométrica del ensayo.
4.3  Corrección por humedad del aire a la entrada del compresor F :
3
La corrección por humedad del aire a la entrada del compresor, se obtendrá a partir 
de las curvas suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del consumo 
específico por esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo 
3
específico  a  la  humedad  establecida  como  referencia  dividido  entre  el  consumo 
específico obtenido a la humedad del ensayo. Generalmente las curvas están trazadas 
en función de temperatura y humedad relativa, las cuales fijan una humedad absoluta.
4.4  Corrección por composición del combustible F :
4
La corrección por composición del combustible, se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el fabricante de turbina para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico 
4
para el poder calorífico establecido como referencia dividido entre el consumo específico 
obtenido con el poder calorífico del ensayo.
El poder calorífico utilizado en la corrección debe ser el mismo que el utilizado en la 
definición de consumo específico. La transformación entre poder calorífico inferior y 
superior, si fuese necesario realizarla para un combustible determinado, deberá hacerse 
conforme al procedimiento recogido en el ANSI/ASME PTC 22-2005.
En aquellos casos en los que no se disponga de curvas de fabricante del grupo, la 
empresa propietaria deberá proponer mecanismos para garantizar que el combustible 
usado durante los ensayos es similar al que consume habitualmente el grupo. Dicha 
propuesta será aprobada, en su caso, por el supervisor de las pruebas.
    4.5  Corrección por factor de potencia F :
5
 
  La corrección debida a este factor se hace en función de la diferencia  de pérdidas en 
   
  los alternadores y transformadores que existe entre el factor de potencia de referencia y 
 
  el medido durante el ensayo. Este factor se calcula mediante la expresión  siguiente:
 
   
 
 
  F  WR /WR *  
  5    (18)
 
     WR *  WTP * WAR WE   (19)
   𝑊𝑇𝑃∗ = 𝑊𝑇𝑃+∑𝐿𝑟𝑒𝑓 −∑𝐿𝑝𝑟𝑢    (20)
  Donde:  
∑L : Suma de las pérdidas en el (los) alternador(es) y en el (los) transformador(es) 
pru s
principal(es) correspondientes a la potencia neta en las bornas de salida del alternador  e.
para la misma potencia activa generada con el factor de potencia medido en el ensayo. w.
tsraalnid∑safLo drremef:l a adSltooernr(ne aslad)  oprsr puinamcriaap  alald( eems i)sl amcsoa r prpeéosrtpdeoindncadiasi e anectntei vsa e alg  el(anlo espr)ao dtaealnt eccoriann a nedelo tfraa(e cetso)nr   dylae s ep nbo oterennlca isa( l oddsee)    2021-14064n https://ww
referencia.
 
      
..
 
      
..
 
      
..
El fabricante del alternador suministra las curvas de pérdidas (o las curvas de 
rendimiento) del alternador en función de la potencia de salida para distintos factores de 
potencia.
El fabricante del transformador suministra los valores de los ensayos de cortocircuito 
y vacío de los transformadores a partir de los cuales pueden calcularse las pérdidas en 
el cobre y en el hierro de los mismos.
4.6  Corrección por temperatura del combustible F :
6
La corrección por la temperatura de suministro del combustible, se obtendrá a partir 
de las curvas suministradas por el fabricante de la(s) turbina(s) de gas para la corrección 
del consumo específico por este efecto. Este factor F  deberá ser el cociente entre el 
6
consumo específico para la temperatura de suministro de referencia dividido entre el 
consumo específico obtenido para la temperatura del combustible durante el ensayo.
Este factor de corrección puede despreciarse en función de la diferencia entre la 
temperatura del combustible de referencia y la temperatura del combustible, si así lo 
considera oportuno el comité de ensayos.
4.7  Correcciones por temperatura del foco frío F :
7
La corrección por temperatura del foco frío, se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el responsable de la garantía de funcionamiento del ciclo combinado 
para la corrección del consumo específico generado por este efecto.
En caso de no ser posible la aplicación de la corrección por temperatura del foco frío 
a  un  grupo  debido  a  causas  justificadas;  en  el  procedimiento  particularizado  se 
introducirá un cálculo sustitutivo (como por ejemplo el empleo de curvas genéricas según 
normativa ASME o normas similares) para el factor de corrección afectado, el cual habrá 
de ser aprobado en su caso, por el supervisor de las pruebas.
5. Cálculo de los parámetros técnicos de despacho económico de los TNP resultantes 
de las pruebas
En este capítulo se recoge como se calculan, en función de los resultados anteriores, 
los parámetros de despacho económico de los TNP correspondientes al coste variable 
de funcionamiento y al coste de arranque asociado al combustible acorde con el Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de 
energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares.
5.1  Costes variables de combustible.
En este apartado se calculan los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i) 
según se indica en el Anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, necesarios 
para el cálculo del coste variable de funcionamiento que se evalúa a través de la 
siguiente expresión.
C (i,h,j )= [A(i)+B(i)*p(i,h,j)+C(i)*p2(i,h,j)]*pr(i,h,j)  (22)
combD
Siendo:
C (i,h,j ): Coste variable de combustible expresado en (€/h). o
combD b
p(i,h,j): Potencia media horaria en barras de la central en la hora h aportada por el  064ww
tgérrumpABioc(( iioi)) :: d  hPPeolaar sarrááirsimmote ee–mttcrraooo   neqqsluuéueecmt  rssoicee ov  oos abb pittsiioeelatnnedeeno  caa ji.a  pp naaerrtttiiarr  –dd ee(tllh  aa/hjjuu).ssttee  ccuuaaddrrááttiiccoo  ddee  llaa  ccuurrvvaa  ddee  ccoonnssuummoo   OE-A-2021-14able en https://
térmico horario –consumo vs potencia neta– ((th/h)·MW).
C(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– ((th/h)·MW2).
pr(i,h,j): Precio medio de la termia de combustibles utilizados por el grupo i del 
sistema eléctrico aislado j en la hora h, según se indica en el Anexo III del Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Para el cálculo de A(i), B(i), C(i) es necesario obtener un ajuste cuadrático de la 
curva de consumo térmico (te/h) frente a potencia aportada a la red (MW) a partir de los 
ensayos de consumo específico.
Cada uno de los puntos a partir de los cuales se realizará el ajuste cuadrático se 
obtiene  de  los  resultados  de  una  prueba  de  consumo  específico,  de  forma  que, 
realizando  las  siguientes  operaciones,  se  obtiene  una  pareja  «consumo  térmico  vs 
potencia neta»:
𝐶𝐸𝑁𝐺∗  𝑥  𝑊𝑅
𝐶∗ = 𝑝𝑐𝑖
𝑡𝑒𝑟
4186,8   (23)
Siendo:
C* :Consumo térmico corregido del grupo expresado (th/h).
ter  
CENG* : Consumo específico neto corregido del grupo referido al poder calorífico 
pci 
inferior expresado (kJ/kWh).
WR: Potencia neta cedida sin corregir por el grupo a la red expresada (kW).
Una vez obtenidas las parejas de puntos, una por cada prueba, se efectúa un ajuste 
cuadrático de forma que se obtienen los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i).
En el caso de que los parámetros técnicos A(i), B(i), C(i) así obtenidos arrojasen en 
algún  tramo  de  la  curva  calculada  un  coste  incremental  negativo,  se  valorará  la 
introducción de algún ajuste adicional al ajuste cuadrático para evitar que esto suceda.
5.2  Costes de arranque.
En  este  apartado  se  calculan  los  parámetros  A’(i),  B’(i),  según  se  indica  en  el 
anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en el cálculo del coste de arranque 
asociado al combustible, que se evalúa a través de la siguiente expresión:
C D = A’(i)*[1-exp(-t/B’(i))]*prar(i,h,j) + D(i)  (24)
ar
El  parámetro  D(i)  no  se  calcula  en  este  procedimiento  ya  que  tiene  carácter 
económico y no guarda relación con el resultado de las pruebas de rendimiento, sino con 
el desgaste que cada arranque produce en el grupo. Por ello, debe ser calculado en 
base a la información económica relativa al coste de los ciclos de revisiones.
Para calcular A’(i), B’(i) es necesario realizar un ajuste exponencial de la curva coste 
en termias frente a tiempo de arranque (sin tener en cuenta el parámetro D(i), a partir de 
al menos dos ensayos de coste de arranque. Los resultados obtenidos a partir del coste 
de arranque, expresan el coste de arranque en unidades monetarias (€), de forma que 
para pasar este coste a termias debe operarse del siguiente modo:
Ctermias = Ceuros * 1/P  (25) oe.
Donde: 064ww
CCP:tee uPrrmorisea:sc C:i oCo soptsoetn eed nee nrea utderorom sd ideae sl la da etrelr aramnrrqiaaun edq.eu elo.s combustibles usados en arranque, definido  OE-A-2021-14able en https://
en el apartado 3.2.1.1 (€/th).
..
Adicionalmente, en aquellos casos en los que del ajuste exponencial de todos los 
puntos de la curva se observasen resultados no representativos del funcionamiento real 
del grupo, se podrán proponer criterios adicionales de ajuste exponencial de la curva que 
permitan  obtener  unos  parámetros  técnicos  de  despacho  A’  y  B’  alternativos.  Esta 
propuesta, en su caso, será aprobada por el supervisor de las pruebas.
6. Listado de variables
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.1.1  Variables primarias.
6.1.1.1  Variables medidas directamente.
Medidas primarias de clase 1.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías. En estas 
variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) todas las que en cada prueba particular 
se considere necesario.
Mf/Vf: Caudal de combustible másico/volumétrico a cada turbina de gas (según sea 
el combustible líquido o gaseoso) (kg/h o Nm3/h).
WTP: Potencia activa en bornas de cada trafo principal (kW).
WRET:  Potencia  reactiva  en  bornas  de  cada  transformador  principal  durante  el 
ensayo (kVAr).
WBM: Potencia activa en bornas de cada alternador (kW).
WAR:  Potencia  activa  tomada  de  la  red  a  través  de  transformador  principal  y 
consumida en auxiliares (kW).
WE: Potencia activa de la red a través del transformador principal para servicios no 
continuos –en caso de ser WE medida en vez de determinada a partir de datos de 
balances de la instalación– (kW).
WRE: Potencia reactiva en bornas de cada alternador durante el ensayo (kVAr).
TAEC: Temperatura del aire exterior a la entrada del compresor (°C).
HAEC: Humedad del aire exterior a la entrada del compresor (%).
PA: Presión barométrica (bar).
Tcomb: Temperatura del combustible que alimenta a la(s) turbina(s) de gas (°C) en 
caso de corregir.
TTF: Temperatura del foco frío o sumidero final de calor (°C).
Mag/Vag: Agua inyectada para el control de emisiones (kg o m3).
Las medidas eléctricas de potencia anteriores (WTP, WRET, WAR, WE, WRE y 
WBM) también podrán ser determinadas a partir de la contabilización de la energía, en 
cuyo caso, estas medidas también serán primarias de clase 1.
6.1.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de la recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos  e.e
procedentes de balances térmicos, etcétera. b
PTHPaCCaeeIIc:Rc rPr:::  o PTHdeouemdmrep cree adcrlaaaotldruoí frrdiaícfeo icdl  oiean liif rneaefri eriaoer ir loea drx  eedtenle rctlir ooacmrdo aamb  uldbaseu telsi bnctiltobermla e(dk pdaJre/ ekd sgreoe)l r fcóe do r(eemk nJrpce/rNifaeem sr(eok3n)rJ. c/dkieag  )r( e%of e)(.kreJn/Ncmia 3()°.C). OE-A-2021-14able en https://
Par: Presión barométrica de referencia (bara).
Tcombr: Temperatura del combustible que alimenta a la(s) turbina(s) de gas tomada 
como referencia (°C).
Ttfr: Temperatura del foco frío o sumidero final de calor tomada como referencia (°C).
Lref: Sumatorio de las pérdidas de referencia en cada transformador y alternador (kW).
Lprue:  Pérdidas  del  alternador  y  transformador  con  factor  de  potencia  de  la 
prueba (kW).
F: Curvas de factores de corrección (se introducirán por puntos).
i
6.1.2  Variables secundarias.
Estas medidas serán registradas para confirmar que no han existido condiciones 
anormales en los ensayos. En estas variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) 
todas las que en cada prueba particular se considere necesario, previa aprobación del 
supervisor de las pruebas. Entre estas medidas se encontrarán:
Frecuencia de la red (Hz).
CCON: Caudal de condensado (kg/h).
CAA: Caudal de agua de alimentación (kg/h).
CVAPP: Caudal de vapor principal de entrada a la turbina de vapor (kg/h).
CACIR: Caudal de agua de circulación (kg/h).
CATEM: Caudal de atemperaciones (kg/h).
PET: Presión en el condensador (bar).
TPCAL: Temperatura del pozo caliente (°C).
TCIRE: Temperatura agua circulación entrada al condensador (°C).
TCIRS: Temperatura agua circulación salida del condensador (°C).
PCIRE: Presión agua circulación entrada al condensador (°C).
PCIRS: Presión agua circulación salida del condensador (°C).
PCCON: Caída de presión a través del condensador (mbar).
Número  de  ventiladores  en  funcionamiento  en  caso  de  circuito  de  refrigeración 
cerrado.
TCON: Temperatura de condensado a la entrada y salida de los calentadores de BP 
(°C).
TAA: Temperatura de agua de alimentación a la entrada y salida de los calentadores 
de AP (°C).
Posición válvulas drenajes de calentadores (%).
Posición válvulas bypasses de calentadores (%).
Posición válvulas bypasses (%).
Posición válvula vapor principal (%).
PVAPP: Presión de vapor principal (bar).
TVAPP: Temperatura de vapor principal (°C).
TGAS: Temperatura de gases de escape a la entrada de la caldera de recuperación 
(°C).
TCHIM: Temperatura de gases de escape en chimenea (°C).
WTRAF: Potencia(s) de lo(s) trafo(s) principal(es) (kW).
WBRUTA: Potencia(s) de lo(s) generadores(s) (kW).
WTRAFAUX: Potencia del (de los) trafo(s) auxiliar(s) (kW).
TREF: Temperatura del agua de refrigeración en entrada y salida (°C).
Flujo de combustible a las calderas auxiliares (kg/s).
Adicionalmente, para cada una de las turbinas de gas que conformen el ciclo, se  e.
aportarán las siguientes variables: w.
PPoressicióiónn d deel  cloosm ábluasbteibsl ed igreacsteooresso  dseu meinntirsatdraad aol  a(a l alo tsu)r bcionma p(breasro).r(es) de la(s) turbinas
de gTaesm. Epenr acatusroa  ddee lh caobmerb umsátisb ldee ( °uCn)a. etapa variable se aportarán ambos.
Flujo de combustible a las TGs (kg/s).
Caída de presión en los prefiltros de aire de admisión (mbar).
Caída de presión en los filtros de aire de admisión (mbar).
Presión del aire a la entrada del compresor (bar).
Presión de descarga del compresor (bar).
Temperatura de entrada al compresor (°C).
Temperatura de descarga del compresor (°C).
Temperatura de referencia de combustión (°C).
Temperatura de ingreso del gas en la turbina (°C).
Temperatura de los gases de escape (°C).
Contrapresión de escape a la salida de la turbina (bar).
Presión diferencial en el sistema de escape (bar).
Temperatura del refrigerante en caso de existir unidades enfriadoras (°C).
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
6.2.1  Variables primarias.
6.2.1.1  Variables medidas directamente en el ensayo.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba, según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías.
Todas las variables que se detallan a continuación se registrarán con las condiciones 
de equivalentes a variables primarias de clase 2:
Qi: Consumo de combustible i (Nm3 o kg).
Esa: Energía eléctrica tomada del exterior (kWh).
EE: Energía eléctrica vertida a la red (kWh).
Qa: Consumo de agua desmineralizada (m3).
6.2.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de la recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances térmicos, etc.
PCI: Poder calorífico inferior del combustible i (kJ/m3 o kJ/ kg)
6.2.2  Variables secundarias.
Se verificarán los parámetros de funcionamiento de la instalación que se considere 
necesario a fin de comprobar que el proceso de arranque se lleva a cabo de modo 
normal. Se registrarán, con carácter general, las mismas variables que las indicadas en 
el apartado 6.1.2.
Adicionalmente,  se  deberán  registrar  los  eventos  más  significativos  que  se 
produzcan  en  el  proceso  de  arranque  y  parada  como  son  las  conexiones  y 
desconexiones  de  las  bombas  y/o  compresores  de  los  distintos  circuitos  que  se 
consideren relevantes (Ej. bombas de agua de alimentación, de circulación, etcetera).
ANEXO A.III.2
Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en grupos de 
generación térmica de ciclo combinado
Índice
1.  Objeto.
2.  Responsabilidad de las partes.
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
2.4  Comité de ensayos.
3.  Códigos y normas de aplicación.
4.  Definición y desglose de los costes de arranque.
4.1  Desglose de coste de arranque.
5.  Documentación inicial aportada por la empresa propietaria.
6.  Condiciones generales de realización de los ensayos.
6.1  Estado de la instalación.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de arranque.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
6.4  Cálculos.
7.  Documentación general de los ensayos.
7.1  Recolección de muestras.
7.2  Formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
8.  Aislamiento del grupo.
8.1  Aislamiento eléctrico.
8.2  Interconexiones mecánicas.
8.3  Aislamiento de combustible y agua de aportación.
1. Objeto
El objeto del presente documento es establecer el procedimiento general para la 
realización de los ensayos necesarios conducentes a determinar los parámetros técnicos 
de despacho (A, B, C, A’ y B’) que intervienen en el cómputo de los costes variables de 
las centrales térmicas de ciclo combinado en los territorios no peninsulares.
Con anterioridad a la realización de las pruebas, se adaptarán los protocolos de 
ensayo generales a cada central. Esta adaptación específica para cada unidad objeto de 
las pruebas (procedimiento particularizado), se confeccionará por la empresa propietaria 
de  la  instalación  y  será  revisada  y  aprobada  por  el  operador  del  sistema.  Las 
discrepancias que pudieran surgir se resolverán en el comité de ensayos, definido en 
este procedimiento. Sólo en casos puntuales y debidamente justificados la Dirección  e
General  de  Política  Energética  y  Minas  podrá  ejercer  el  arbitraje  pertinente  previo  bo
informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 064ww
2. Responsabilidad de las partes
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
La empresa propietaria deberá encargarse de:
La  aplicación  de  los  procedimientos  generales  a  cada  instalación  concreta, 
incluyendo el estudio, identificación y actuación ante las particularidades que pueda 
presentar cada grupo.
El reparto justificado de consumos auxiliares y no continuos compartidos por más de 
un grupo que sean propios e inherentes al funcionamiento del grupo.
Asegurar que la instalación opera durante las pruebas en condiciones adecuadas de 
disponibilidad  y  funcionamiento  de  sus  elementos,  de  forma  que  se  garanticen  los 
objetivos de los ensayos de rendimiento y de coste de arranque.
Realizar las pruebas y operar la planta incluyendo el personal para la realización de 
las pruebas y recogida de datos.
La instrumentación y sistema de adquisición de datos necesario para el registro de 
valores de las pruebas.
El análisis de las muestras tomadas en las pruebas.
La realización y envío de la documentación indicada en los apartados 5 y 7.
La empresa propietaria deberá además facilitar las tareas de supervisión durante las 
pruebas, y aportar y justificar la información técnica que se le solicite relativa a los 
materiales y consumibles ligados al funcionamiento directo del grupo y a sus arranques, 
necesaria para el cálculo de los parámetros de despacho técnico.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
El supervisor de las pruebas será el responsable de garantizar que las pruebas se 
realizan con el rigor necesario para que representen fidedignamente el funcionamiento 
real de la instalación.
La supervisión estará a cargo del operador del sistema que podrá contar con el 
apoyo de terceros para realizar esta función. Las terceras partes requeridas por el 
operador del sistema firmarán un acuerdo que garantice el tratamiento confidencial de la 
información y documentación manejada relativa a estos procedimientos.
Esta supervisión incluirá:
La aprobación de la aplicación de los procedimientos generales de las pruebas 
adaptada a cada grupo.
La  supervisión  de  las  pruebas,  con  verificación  de  los  puntos  más  importantes 
recogidos en los procedimientos y del reparto de auxiliares.
La realización de comentarios al informe provisional de resultados enviado por la 
empresa propietaria.
La redacción y el envío a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria del 
informe de supervisión sobre el desarrollo de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
En  cuanto  al  intercambio  de  información  entre  los  sujetos  involucrados  en  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque y sus responsabilidades asociadas se 
atenderá a los siguientes puntos: e.
1.  La empresa propietaria enviará con una antelación de tres meses el borrador del  064ww
rapelr cosecu2pep.cd eiiórmEvniilse  donserut o dpl aeea  rdilnvaaifssop ortpamrr duadoece biy óa lnlasa s. pi napfroraur mehbaaaccseió rn dll iesinpgdoaicnr adadr álaa   edenem  epqlr uaeipnsaace rpt arddoíopa ise5 t ahdráeiab e illseotsse   cpaor ompcaeerndtitiram rdiieoens  tlaao    OE-A-2021-14able en https://
la documentación previa enviada. Alternativamente, si la empresa propietaria ha enviado
la información indicada en el apartado anterior con la antelación de tres meses, el 
supervisor  de  las  pruebas  remitirá  a  la  empresa  propietaria  los  comentarios  a  la 
documentación previa enviada con anterioridad a 45 días a la fecha programada de los 
ensayos.
3.  La empresa propietaria y el supervisor de las pruebas dispondrán de un plazo 
de 10 días hábiles para consensuar, a través del comité de ensayos, el cierre de los 
comentarios realizados y llegar a acuerdos sobre las posibles discrepancias surgidas en 
la adaptación de los procedimientos.
4.  En los casos puntuales de discrepancias no resueltas en el seno del comité de 
ensayos y sin cuya resolución no es posible llevar a cabo los ensayos, el comité de 
ensayos podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que ejerza 
el pertinente arbitraje, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia. Para ello, se remitirá un informe justificativo de dichas discrepancias no 
resueltas. Durante este proceso, se podrá convocar a los miembros del comité de 
ensayos para recabar cuantas aclaraciones se estimen oportunas.
5.  La  empresa  propietaria  deberá  haber  completado  y  enviado  la  información 
indicada en la sección 5 de este procedimiento al supervisor de las pruebas con al 
menos 10 días naturales de antelación a la fecha prevista de inicio de las pruebas.
En caso de que no se hubiera completado con la antelación indicada, al menos, la 
documentación señalada en esa sección como imprescindible, el titular de los grupos no 
podrá iniciar las pruebas de rendimiento en la fecha prevista. Lo anterior sin perjuicio de 
la obligación anteriormente establecida y del resto de documentación requerida.
6.  La empresa propietaria llevará a cabo las pruebas estipuladas sobre el grupo a 
ensayar teniendo en cuenta los posibles acopios, calibraciones de instrumentación y 
otras operaciones necesarias, en base al procedimiento adaptado, que se realizarán 
antes de las pruebas. Las pruebas contarán con la supervisión del operador del sistema.
7.  A la finalización de la prueba la empresa propietaria entregará al supervisor la 
recopilación  de  datos,  información  y  registros  producidos  durante  la  misma. 
Excepcionalmente, dispondrá de, como máximo, 3 días hábiles para proceder al envío 
de todo aquello que hubiera podido quedar pendiente.
8.  La empresa propietaria elaborará un acta provisional de las pruebas que enviará 
al supervisor en un plazo máximo de un mes a partir de la conclusión de las pruebas 
sobre el grupo con la mejor información disponible.
9.  El supervisor remitirá los comentarios al acta provisional a la empresa propietaria 
en un plazo máximo de quince días hábiles a partir de su recepción.
10.  La empresa propietaria tras estudiar los comentarios recibidos y discutirlos con 
el  supervisor  remitirá  el  acta  final  de  las  pruebas  en  un  plazo  de  una  semana  al 
supervisor.  Este  acta  llevará  claramente  identificados  los  posibles  comentarios  del 
supervisor  donde  no  se  hayan  alcanzado  acuerdos  entre  las  partes  así  como  la 
justificación del titular de los grupos.
11.  El operador del sistema elaborará un informe de supervisión sobre el desarrollo 
de las pruebas que remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria en el 
plazo máximo de quince días hábiles desde la recepción del acta final de las pruebas. El 
informe de supervisión deberá contener al menos:
Acta final de la prueba con su correspondiente formato de incidencias (en caso que 
proceda).
Cálculo de contraste, siendo éste un cálculo paralelo del rendimiento de cada grupo  e.
ensayado para comprobar los resultados finales. w.b
Las diferencias con el acta final de la prueba emitido por el propietario deberán ser  064ww
ilnofse qriuoere lsa sa ld 0ife,1r e%nc ieans  lfouse seenns asyuopse rdioer ecso nasl uummob reasl pdeecfiínfiicdoo , ye na reral ninqfuoerm. Ee nd elo ssu cpaesrvoiss ióenn 
sdee  rleacso gperuráenb aloss,  soabltveon idqouse  eenx ieslt acná lcrualzoo ndees c oténctrnaicsates  cqoumeo,  alo sj upicairoá mdeelt rossu preesrvuilstaonr,t elos 
desaconsejen. En todo caso, se hará constar esta situación y hasta donde sea conocido 
el motivo de la diferencia.
Argumentación  de  los  desacuerdos  recogidos  durante  el  transcurso  de  todo  el 
proceso de realización de las pruebas y del cálculo de contraste (en caso de que 
proceda).  Adicionalmente,  este  informe  llevará  claramente  identificadas  las  posibles 
discrepancias donde no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes, su justificación –
que en función de su naturaleza podrá ser en un informe específico–, así como, en su 
caso, los comentarios realizados por el titular de los grupos.
Listado de aquella documentación recogida en el apartado 5 de este procedimiento 
que no se haya puesto a disposición del supervisor con al menos 10 días naturales de 
antelación  a  la  fecha  de  inicio  de  la  prueba  de  rendimiento.  El  propietario  de  la 
instalación  podrá  aportar  las  justificaciones  oportunas,  que  serán  incluidas  en  este 
apartado.
Conclusiones.
2.4  Comité de ensayos.
A fin de coordinar y gestionar el intercambio de información entre las partes en las 
diferentes etapas del proceso descrito, así como llegar a acuerdos en las posibles 
discrepancias y comentarios que pudieran surgir, se constituirá el comité de ensayos.
El comité de ensayos estará formado por un responsable de cada una de las partes 
(empresa propietaria y operador del sistema), pudiendo contar con sus equipos de 
asesores técnicos cuando sea necesario. Dichos responsables serán los encargados de:
Gestionar el intercambio de documentación e información y distribuirla entre sus 
respectivas partes.
Resolver las posibles discrepancias en la adaptación de los procedimientos a cada 
central.
Gestionar la agenda de reuniones necesarias para la resolución de comentarios, 
discrepancias, aclaraciones…
Firma de actas de las pruebas.
Transmitir la documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y 
a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El comité de ensayos deberá quedar identificado y constituido una semana antes del 
primer intercambio de información (envío del borrador del procedimiento particularizado) 
siendo responsabilidad de la empresa propietaria iniciar el contacto con el operador del 
sistema.
3. Códigos y normas de aplicación.
El  presente  procedimiento  constituye  la  norma  general  de  aplicación  para  la 
realización de ensayos y ulterior tratamiento de resultados, y ha sido preparado teniendo 
en cuenta lo señalado en los siguientes códigos:
ASME PTC 46 Overall plant performance.
ASME PTC 19 Instruments and apparatus.
ASME PTC 4.4 Gas turbine heat recovery steam generators.
ASME PTC 22 Gas turbines.
ASME PTC 6.2 Steam turbines in combined cycles. e
ASME PTC 6.1 Interim test code for an alternative procedure for testing steam  bo
turbines. 064ww
Estos códigos, junto con los que se detallan a continuación, serán utilizados como 
bibliografía de consulta para resolver dudas de aplicación que pudiesen surgir en la 
realización de los ensayos:
ASME PTC 1 General instructions.
ASME PTC 2 Definitions and values.
ASME PTC 4.3 Air heaters.
ASME PTC 12.2 Steam surface condensers.
ASME PTC 12.3 Deaerators.
ASME PTC 19.1 Test uncertainty.
ASME PTC 19.2 Pressure measurement.
ASME PTC 19.3 Temperature measurement.
ASME PTC 19.5 Flow measurement.
ASME PTC 19.6 Electrical measurements.
ASME PTC 19.7 Measurement of shaft power.
ASME PTC 19.8 Measurement of indicated power.
ASME PTC 19.10 Flue and exhaust gas analyses.
ASME PTC 19.11 Steam and water sampling. Conditioning and analysis in the power 
cycle.
ASME PTC 19.12 Measurement of time.
ASME PTC 19.13 Measurement of rotary speed.
ASME PTC 19.14 Linear measurements.
ASME PTC 19.16 Density determinations of solids and liquids.
ASME PTC 20.3 Pressure control systems used on steam turbine generator units.
ASME PTC 39.1 Condensate removal devices for steam systems.
ANSI/ASME  MFC  11M  Measurement  of  fluid  flow  by  means  of  coriolis  mass 
flowmeters.
ISO 18888 Gas turbine combined cycle power plants.
4. Definición y desglose de los costes de arranque
Se consideran los estados básicos en los que se puede encontrar un grupo térmico 
durante el funcionamiento, cuya definición es la siguiente:
Carga mínima: se entiende como carga mínima el valor aprobado como tal por la 
Dirección General de Política Energética y Minas y utilizado por el grupo a prueba para 
su  inclusión  en  el  despacho  de  generación.  Este  valor  será  recogido  en  los 
procedimientos particularizados adaptados para cada planta.
Estado de marcha: se define este estado como aquel en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es igual o superior a la carga mínima.
Estado de paro: se define este estado como aquel en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es inferior a la correspondiente a la 
Carga Mínima del grupo y siempre que se encuentre dentro de un proceso de parada.
Estado de embotellamiento: se define este estado como la condición que adopta un 
grupo, tanto en lado vapor como en el lado gases, para minimizar las pérdidas térmicas 
después de una parada del mismo. La posibilidad de embotellamiento total (agua-vapor y 
gases) o parcial (agua-vapor) será verificada previamente a la realización de las pruebas 
para cada unidad.
Arranque: se define como «arranque» de un grupo térmico al proceso de pasar de un  es
estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro también de carga mínima,  bo
pasando por el estado de paro y desacoplamiento de la red. 064ww
Adicionalmente, se define cuando el grupo no está en funcionamiento:
encuEesntatrdao u on  pgerruiopdoo t éinrmteircmoe cduioa nddeo p easrtoe:  sees tád edfiensea ecostpela edsot addeo  lcao rmedo  ya qaujeenl oe na el lp qroucee sseo 
de parada-arranque, manteniéndose en un estado de conservación o de disponibilidad 
que permita el inicio de un proceso de puesta en carga cuando así sea requerido.
El  arranque  del  grupo  térmico  comprende  las  dos  secuencias  de  operación 
siguientes:
Proceso de parada: comprenderá la parte de un arranque entre el estado inicial de 
carga mínima, la bajada de carga, parada y desacoplamiento de la red y la desconexión 
del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro. Normalmente 
esta maniobra corresponde a la parada de equipos principales como bombas y/o la 
entrada del virador (según lo indicado en sus procedimientos de arranque y parada), 
pudiendo encontrarse el grupo en situación de embotellamiento.
Proceso de puesta en carga: comprenderá la parte de un arranque desde la puesta 
en marcha del primer auxiliar para iniciar dicho proceso (saliendo de este modo del 
estado intermedio de paro) con la toma de carga y el acoplamiento a la red, hasta 
alcanzar la carga mínima del grupo.
Entre estas secuencias de operación que comprende el arranque y ajeno a él, el 
grupo podrá haber pasado por un periodo intermedio de paro.
En relación con los procesos anteriores se definen los tiempos y costes siguientes:
Tiempo de arranque: se define como la duración en horas de un proceso de arranque 
completo; suma de los tiempos de parada y de puesta en carga más el tiempo en el que 
el grupo haya estado en un periodo intermedio de paro.
Tiempo de parada: se define como el tiempo transcurrido desde la última vez que el 
grupo estuvo a carga mínima y se inició un proceso de parada hasta que se produce la 
desconexión del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro.
Tiempo intermedio de paro: se define como el tiempo transcurrido desde que se 
desacopla el último auxiliar con el que el grupo llega al estado intermedio de paro hasta 
que se inicia el proceso de puesta en carga.
Tiempo de puesta en carga: se define como el tiempo transcurrido desde que se da 
la orden de comenzar un proceso de puesta en carga hasta que se alcanza la carga 
mínima.
Coste de arranque: se define como coste de un arranque la suma de todos los costes 
producidos  en  los  procesos  de  parada  y  de  puesta  en  carga  del  grupo  o  de  la 
configuración del grupo bajo ensayo.
Se considera la carga mínima como carga de referencia para las situaciones inicial y 
final del proceso de arranque, tal y como ya ha sido definido.
4.1  Desglose de coste de arranque.
La situación de arranque de un grupo termoeléctrico significa a efectos de coste las 
siguientes etapas diferenciadas:
Etapa 1: corresponde a la situación de bajada de carga del grupo desde carga 
mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
Etapa 2: corresponde al periodo comprendido entre desacoplamiento de la unidad y 
la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada del grupo con el que 
éste llega a un estado de intermedio de paro.
Estas dos primeras etapas constituyen el proceso de parada. e.
Etapa 3: incluye el periodo comprendido entre el inicio del proceso de puesta en  w.b
carga y la consecución del acoplamiento de la unidad. 064ww
hastEat alap aco 4n:s eccourrceiósnp odned lea  caal rpgear imodínoi mcao.mprendido entre el acoplamiento de la unidad
Estas dos últimas etapas constituyen el proceso de puesta en carga.
En cada una de las etapas reseñadas, que definen la situación de un arranque 
normal, se producen los siguientes costes diferenciados a analizar en los presentes 
procedimientos:
Etapa 1: en esta etapa los costes se refieren a dos tipos de energía:
La primera corresponde al consumo de combustible, desde el inicio de bajada de 
carga a partir de la carga mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
La segunda se refiere a la diferencia entre la energía eléctrica vertida a la red y la 
consumida  en  servicios  auxiliares  tomada  de  la  red,  contabilizada  mediante  su 
conversión a energía calorífica a través del consumo específico neto a carga mínima.
Etapa 2: se integra por los dos tipos de energía siguientes:
Energía calorífica suministrada por el combustible durante la etapa.
Energía eléctrica suministrada por el exterior, inherente al proceso de parada del 
grupo y valorada en su equivalente calorífico al consumo específico neto a la carga 
mínima.
Etapa 3: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 2.
Etapa 4: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 1.
Entre la etapa 2 y la etapa 3 el grupo habrá podido estar en un estado intermedio de 
paro cuyos consumos y costes no serán considerados para la determinación del coste de 
arranque, si bien, será susceptible de incluirse el consumo asociado al embotellamiento 
   
de la caldera que se pudiera producir en este estado.
 
La evaluación de los parámetros que se han definido anteriorm ente, así como sus 
 
tratamientos  para  la  obtención  del  coste  de  arranque  vienen  establecidos  en  el 
 
anexo A.III.1: metodología de cálculo de consumo específico y costes de arranque en 
 
centrales térmicas de ciclo combinado.
CARGA
DESACOPLAMIENTO ACOPLAMIENTO
DESCONEXIÓN DEL  CONEXIÓN DEL PRIMER 
ÚLTIMO SERVICO  SERVICIO AUXILIAR DEL 
AUXILIAR DEL PROCESO  PROCESO DE PUESTA 
CARGA MÍNIMA DE PARADA EN CARGA
TIEMPO
ETAPA 1 ETAPA 2 PERIODO IPNATREORMEDIO DE  ETAPA 3 ETAPA 4
TIEMPO DE PARADA TIEMPO INPTAERROMEDIO DE TIEMPO DE PUESTA EN CARGA
  oe.
  La empre5sa.   pDroopciuemtaerinat,a rceisópno innsicaiabll ea pdoer tlaad rae aploizra laci óenm dpere slaas  pprroupeiebtaasr,ia deberá enviar  2021-14064n https://ww
al supervisor las adaptaciones de los procedimientos generales de la instalación a probar
 
      
..
de acuerdo con los plazos estipulados en la sección 2 de este documento. Con el envío 
al supervisor de los procedimientos particularizados se incluirá al menos:
Objeto, identificación y breve descripción de la instalación sometida a pruebas.
Declaración  de  cargas  mínima  y  máxima  del  grupo  térmico  y  combustible 
habitualmente utilizado, con el correspondiente análisis.
Croquis  esquemático  de  la  instalación,  del  ciclo,  esquema  eléctrico  unifilar  con 
auxiliares y croquis de la caldera, localizando en todos ellos puntos de medición y toma 
de muestras. Listado clasificado de medidas y posibles medidas adicionales necesarias.
Particularizaciones  (en  los  casos  que  proceda  por  configuración  singular  de  la 
central) de la formulación del procedimiento general para la instalación particular. Deberá 
respetarse la nomenclatura del procedimiento general.
Verificación y confirmación del correcto estado de la instalación acorde a la sección 6 
de este documento, incluyendo desviaciones y acciones correctivas si procede.
Listado y características de los instrumentos usados para tomar medidas primarias.
Lista de válvulas para aislamiento efectivo de la instalación. Posición de las válvulas 
en  los  sistemas  principales  durante  la  prueba.  Posición  de  los  interruptores  en  el 
diagrama unifilar durante la prueba.
Criterios de reparto y factor de utilización a efectos de cálculo de consumo específico 
de auxiliares y servicios comunes.
Resumen de la secuencia de parada y arranque para los ensayos de arranque 
programados.
Valores  finales  justificados  con  registros  históricos  y  hojas  de  datos  de 
funcionamiento de los parámetros de operación a ajustar en la planta que lo requieran.
Adicionalmente a lo anterior, se remitirá anexada la documentación siguiente que se 
considera imprescindible:
a)  Diagramas de tuberías e instrumentación (situación as built) siguientes:
Vapor principal y baipases.
Sistema de condensado y agua de alimentación.
Caldera de recuperación.
Turbina de vapor.
Turbina de gas.
Drenajes y venteos de la caldera de recuperación.
Drenajes y venteos de la turbina de vapor.
Sistema de vapor auxiliar.
Agua desmineralizada.
Sistema de agua de circulación.
Combustibles y sistema de alimentación de combustibles.
Unifilares.
b)  Curvas entregadas por el suministrador principal para la corrección del consumo 
específico del ciclo combinado debido a todos los efectos.
c)  Análisis de los combustibles empleados habitualmente en operación y arranques. 
Este combustible debe coincidir con el declarado para despacho.
d)  Manuales, parámetros y curvas de corrección del alternador y transformadores 
principales y auxiliares necesarios para llevar a cabo las correcciones pertinentes.
e)  Información referente a requisitos de calidad química del agua de caldera y  e.e
niveles habituales de purga en el grupo. b
f)  Historial de datos meteorológicos de la zona de ubicación. La serie histórica de  064ww
dhautmoes dcaodn treenladtriáv ar emgiesdtrioas,  mdíían ima ad íya  mdeá xtiemmap, evraetluorcaid asde cad eml evdieian,t om  míneimdiaa , ym mínáimxima ay, 
mdisápxoimnaib ley sp srees dióenb eartámno tsofméraicra d em elad ieas, tamcíinóinm ma eyt emoráoxlóimgaic.a S qi utea lpeos sdeaat ocso nndoic ieosnteusv iemraáns 
similares.
g)  Manuales de operación y secuencias de arranque.
h)  Certificados de calibración que sean exigibles a los instrumentos de la prueba.
i)  En los casos de circuito abierto de refrigeración, serie histórica de la temperatura 
del medio en el punto de captación con datos diarios de temperatura media, mínima y 
máxima. También se requiere un histórico con los niveles de marea medio máximo y 
mínimo.  Si  tales  datos  no  estuvieran  disponibles  se  deberán  tomar  de  la  estación 
meteorológica o emplazamiento que posea condiciones más similares.
A  continuación,  se  indica  la  documentación  que,  sin  ser  imprescindible  para  la 
obtención de resultados, se considera de gran importancia para el correcto desempeño 
de la labor de supervisión:
a)  Balances térmicos del ciclo combinado a cargas distintas por encima del mínimo 
técnico (uno de ellos corresponderá al 100 % de carga) y en distintas condiciones 
ambientales para los diferentes modos de funcionamiento del ciclo.
b)  Registros históricos del grupo que contengan, al menos los últimos 12 meses 
antes del inicio de las pruebas conteniendo, al menos, registros horarios. Se incluirán en 
el mismo, todas las variables disponibles del ciclo significativas y en un formato digital 
que  será,  en  su  caso,  aprobado  por  el  supervisor.  Adicionalmente,  se  incluirán  si 
procede, hojas de datos de funcionamiento de los parámetros de operación a ajustar en 
la planta que lo requieran.
c)  Registro de consumos específicos históricos del grupo a carga media y, en caso 
de estar disponible, a cualquier otro nivel de carga, y en especial, de aquellas cargas 
susceptibles de ser ensayadas, para el periodo de cuatro (4) años anteriores a la 
realización de las pruebas.
d)  Datos  de  consumo  de  combustible  por  grupo.  Estos  valores  deberán  ser 
coherentes con aquellos que están sujetos a inspección por la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia.
e)  Hojas de datos de funcionamiento de la caldera de recuperación.
f)  Hojas de datos y de funcionamiento del condensador.
g)  Hojas de datos y cálculos de placas de orificio, toberas y venturis que intervienen 
en las pruebas.
h)  Curva de emisiones de NOx en función de la carga en caso de disponer la 
unidades de sistema de medida de emisiones en continuo.
i)  Manual del fabricante de los elementos principales: entre otros, las turbinas de 
gas  y  de  vapor,  de  la  caldera  de  recuperación  de  calor,  sistemas  de  agua  de 
alimentación y de condensado, sistema de agua de circulación y condensador.
j)  Curvas suministradas por el fabricante para la corrección de la potencia generada 
debido a todos los efectos.
La  siguiente  información  deberá  estar  disponible  para  posibles  consultas  y 
verificaciones durante la realización de las pruebas de rendimiento:
a)  Listado de instrumentos del grupo.
b)  Detalle de montaje de instrumentos.
c)  Históricos de calibración de instrumentos que lo requieran.
d)  Lista de señales del SCD.
Adicionalmente,  el  comité  de  ensayos  discutirá,  en  función  de  las  medidas  de 
contraste secundarias, la necesidad de planos de dimensiones específicos de: e.e
Tanque de agua desmineralizada. 064ww
TTTTaaaannnnqqqquuuueeee    ddddeeee    aappgluumurrggaaaac d  ecinenot aneamtrliimmnieuietnaent notdat eedc  eildóa enc c o ldaanel ddcl eeadnrledasse(asard)ai rod(es.ea)  drdeoecr  ur(espcie uerpxaiecsirtóaenc)..ión. OE-A-2021-14able en https://
Tanque de expansión del condensador.
Tanques de almacenamiento de combustible.
Si alguna de la documentación citada en este apartado se considerase necesaria y 
no estuviera disponible, deberá ponerse en conocimiento del comité de ensayos para 
buscar procedimientos alternativos que compensen su falta.
6. Condiciones generales de realización de los ensayos
Para  la  realización  de  las  pruebas  se  verificará  mediante  la  inspección  de  la 
documentación  pertinente  y  las  comprobaciones  que  el  supervisor  de  las  pruebas 
considere necesarias para el cumplimiento de este procedimiento, que la instalación 
opera  en  condiciones  adecuadas  de  forma  que  se  garanticen  los  objetivos  de  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque.
6.1  Estado de la instalación.
La  instalación  sometida  a  pruebas  deberá  encontrarse  en  condiciones  de 
conservación adecuadas para la operación, lo cual incluirá comprobar el cumplimiento 
con el programa de mantenimiento definido para la instalación.
Si de las pruebas se derivan valores de los parámetros de consumo específico y 
costes de arranque que superen a los últimos valores publicados por la administración (o 
en su defecto con respecto a los históricos aportados por el propietario) en más de 
un 3 %, el supervisor de las pruebas, podrá solicitar justificación por ello reflejándose en 
el acta de la prueba.
Los elementos a verificar y la metodología a seguir se especifican en los diferentes 
apartados de este capítulo. El propietario de la instalación deberá aportar información 
suficiente que permita la verificación de los distintos aspectos.
6.1.1  Estado del condensador.
El  estado  de  limpieza  del  condensador  se  verificará  mediante  las  siguientes 
comprobaciones:
Verificación de que la presión por el lado vapor en el condensador y las temperaturas 
de entrada y salida del condensador del agua de circulación están dentro de los valores 
normales de operación del condensador.
Comprobación, mediante inspección del mapa de tubos taponados, de que el número 
de tubos taponados está por debajo del valor garantizado para rendimiento en el punto 
de diseño del condensador.
Registro en los diarios de mantenimiento de la última operación de inspección y 
limpieza manual de las cajas de agua y de los tubos en la última parada general de la 
planta.
Comprobación, mediante la comparación con las curvas del fabricante, de la pérdida 
de carga a través de los tubos del condensador.
Verificación  del  correcto  funcionamiento  del  sistema  de  limpieza  de  tubos  del 
condensador (si existe).
6.1.2  Estado de la caldera de recuperación.
El estado de las superficies de intercambio y equipos de la caldera se verificará 
mediante, al menos, los siguientes puntos: e.e
Verificación de que las temperaturas de salida por el lado gases y las temperaturas  064ww
dlimelp vRieaezpgaoi srd teeros l toáesnn  t dulebonost srd odi aedr eico alsal dsde ceroa n.mdaicniotenneims nieonrtmo adlees  ldae  úolptimeraa coiópne.ración de inspección y  OE-A-2021-14able en https://
6.1.3  Estado del compresor y filtro de aire de la turbina de gas.
El estado de del turbocompresor y de las tomas de aire se verificará mediante, al 
menos, los siguientes puntos:
Comprobar,  mediante  los  diarios  de  mantenimiento,  que  se  ha  realizado  una 
operación previa de lavado del compresor con la planta parada (no serán suficientes 
lavados con el compresor en operación) de manera que se cumplan simultáneamente las 
siguientes dos condiciones para la realización de las pruebas:
1.  Que el último lavado de compresor se hubiera realizado en los últimos 3 meses 
antes de la realización de las pruebas.
2.  Que no se hayan producido más de 700 horas de fuego desde el último lavado 
de compresor realizado antes de la realización de cada ensayo.
En aquellos casos donde, de la política de lavados del titular de los grupos se 
   desprendiese una frecuencia de lavados inferior a las 2.000 horas de fuego, se deberá 
  revisar  el  valor  máximo  de  horas  de  fuego  admisibles  desde  el  último  lavado  del 
 
  compresor de manera que se cumpla siempre que la pérdida de eficiencia estimada en el 
  ensayo [ Eff(t) ], no sea superior a la pérdida de eficiencia promedio (Eff promedio) entre 
  lavados del compresor:
−𝑡
𝐸𝑓𝑓(𝑡) = −(𝑒 𝐶𝑇𝐸  −1) 
𝑡_𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑜𝑠
∫ 𝐸𝑓𝑓(𝑡) 𝑑𝑡
𝐸̅̅𝑓̅̅𝑓̅ = 0  
𝑡_𝑙𝑎𝑣𝑎𝑑𝑜𝑠
𝐸𝑓𝑓(𝑡) ≤ 𝐸̅̅𝑓̅̅𝑓̅ 
  Siendo:  
Eff (t): Estimación de la pérdida de eficiencia que se asume en un compresor 
transcurridas t horas desde la última limpieza realizada.
𝐸̅̅𝑓̅̅𝑓̅: Promedio de la pérdida de eficiencia que se asume en un compresor entre dos 
lavados del mismo.
t: horas de fuego en la turbina desde la última limpieza del compresor realizada.
CTE (horas): Constante de tiempo que caracterizará la rapidez con la que se produce 
el ensuciamiento de un compresor. Tomará el valor de 439 horas por defecto.
t_lavados: horas de fuego en la turbina que se producen habitualmente entre lavados 
de compresor y según la política de limpiezas aplicadas por el propietario. El valor 
máximo de t_lavados por defecto se establece en 2.000 horas.
En aquellos casos en los que se requiera aumentar el número de horas entre lavados 
(«t_lavados») hasta 6.000h (como máximo) por cuestiones justificadas, el propietario 
deberá  proponer  una  curva  particular  de  pérdida  de  eficiencia  de  la  turbina  por 
ensuciamiento del compresor [Eff(t)] basada en la monitorización histórica de los datos 
de proceso de la unidad, en continuo a ser posible, o en información suministrada por el 
fabricante;  ambas  fuentes  de  información  deberán  estar  siempre  referidas  a  las  e.
condiciones de emplazamiento de cada unidad en particular. Esta curva Eff(t) será, en su  w.
caso, aprobada por el supervisor de las pruebas. 064ww
partEicnu laerel sr edsetol  ednes uccaiasmosie, nteol   dperol pcieotmarpiore spoord r[áE ffp(tr)o] pyo/noe rv aulotirliezsa r pcaartriacuctlaerreizsa cdioen elas 
yc ocnosmtaon stee  CinTdEic ao betne neild poásr ara pfoa ratnirt edreio lra. monitorización histórica o datos del fabricante, tal  BOE-A-cable e
 
      
..
..
En cualquier caso, estas curvas particulares deberán ser aportadas por el propietario 
de la instalación siempre que estén disponibles.
Si el suministrador del grupo compresor-turbina especifica en su documentación que 
el lavado debe realizarse también en la turbina, se deberá comprobar también esta parte.
Verificar mediante los diarios y registros de mantenimiento que se han realizado los 
lavados con planta parada y en operación prescritos por el suministrador. Verificar si la 
frecuencia de dichos lavados sigue las mejores prácticas y las recomendaciones del 
fabricante.
Verificar  visualmente  el  estado  de  los  compresores  antes  de  las  pruebas  para 
determinar el grado de ensuciamiento.
Verificar  que  la  relación  de  compresión  alcanzada  está  dentro  del  rango  de 
operación.
Verificar que la caída de presión en los filtros de la toma de aire está dentro de los 
valores de operación.
Verificar, mediante los diarios y registros de mantenimiento, que se ha realizado la 
limpieza o sustitución de los elementos del filtro de aire.
6.1.4  Estado del resto de los equipos principales.
Por  su  repercusión  en  los  resultados,  se  verificará  el  correcto  estado  de 
mantenimiento  y  la  conformidad  de  las  revisiones  con  las  recomendaciones  del 
fabricante de, al menos, los siguientes equipos:
Bombas de refrigeración y del circuito de aceite (si aplica).
Bombas de agua de circulación.
Bombas de agua de alimentación.
Bombas de condensado.
Bombas de vacío del condensador o eyectores.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de arranque.
Se realizará al menos un ensayo de arranque de 2 horas y otro de 24 horas para los 
ensayos de modos de funcionamiento de una turbina de gas en ciclo abierto.
Se realizará al menos un ensayo de arranque de 8, 24 y 60 horas para los ensayos 
de modos de funcionamiento que incluyan la turbina de vapor.
Los tiempos especificados son susceptibles de ser modificados en función de los 
periodos habituales de arranque para cada instalación particular y las características de 
cada grupo.
En aquellos casos que se considere necesario realizar arranques adicionales a los 
indicados anteriormente, estos podrán ser realizados siempre y cuando sean aprobados 
por parte del supervisor de las pruebas.
La realización de estos ensayos estará supeditada a las posibilidades ofrecidas por 
la situación de la red.
El proceso de arranque deberá realizarse según la secuencia habitual que lleve a 
cabo la instalación, siguiendo las instrucciones recogidas en los manuales de operación 
de la central.
Los ensayos de arranque podrán realizarse con el mantenimiento del grupo en estado 
de embotellamiento del ciclo agua-vapor para minimizar las pérdidas de calor después de la 
parada,  según  sea  la  práctica  habitual  con  los  grupos  ensayados.  La  posibilidad  de  es
realización de embotellado, tanto del lado vapor como del lado aire-gases, será establecida  o
con anterioridad a la realización de las pruebas por el comité de ensayos. 064ww
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
espeLcoísfi ceon nseatyoo sd ed cea dcao ngsruumpoo  eens lpaesc cífoicnod ictiieonneens  ecno mquoe  osbeje rteoa ldiceet eerlm einnsaar yeol,  acosín scuommoo 
la corrección de este consumo específico a unas condiciones de referencia previamente
definidas.  Estas  condiciones  de  referencia  serán  las  condiciones  medias  del 
emplazamiento a lo largo de todo el año y se determinarán a partir del tratamiento 
estadístico de los registros históricos y de los datos recogidos en los distintos grupos 
objeto de las pruebas.
Las condiciones para la realización de los ensayos se detallan a continuación:
Se deben realizar ensayos de consumo específico para cada uno de los modos de 
funcionamiento posibles y, además, para cada una de las turbinas de gas y de los 
conjuntos turbina de gas-caldera de recuperación-turbina de vapor con los que pueda 
alcanzarse un modo de funcionamiento.
Por ejemplo, para una configuración 2-2-1 (dos turbinas de gas, dos calderas de 
recuperación y una turbina de vapor), se realizarían ensayos de consumo específico 
para cada una de las turbinas de gas en ciclo abierto (dos grupos de ensayos), para 
cada uno de los conjuntos turbina de gas-caldera de recuperación-turbina de vapor (dos 
grupos de ensayos) y para el ciclo combinado completo con las dos turbinas de gas y la 
turbina de vapor (un grupo de ensayos). De esta forma existirían cinco grupos de 
ensayos y cada uno de ellos con su respectiva curva.
Cada uno de los ensayos de consumo específico para cada turbina de gas se 
realizará, como mínimo, a seis cargas equidistantes operacionales del grupo incluyendo: 
carga base y carga mínima. El supervisor de las pruebas podrá proponer ensayos a 
cargas intermedias adicionales si existiese algún cambio en el modo de operación del 
grupo que deba ser debidamente caracterizado.
Para cada conjunto turbina de gas-caldera de recuperación-turbina de vapor se 
realizarán igualmente seis cargas equidistantes operacionales del grupo incluyendo: 
carga  base  y  carga  mínima  correspondiente  a  este  modo  de  funcionamiento.  El 
supervisor de las pruebas podrá proponer ensayos a cargas intermedias adicionales si 
existiese algún cambio en el modo de operación del grupo que deba ser debidamente 
caracterizado.
El estado de carga mínima correspondiente a un modo de funcionamiento combinado 
de la(s) turbina(s) de gas y turbina de vapor, se obtendrá con la misma carga mínima 
especificada para cada una de la(s) turbina(s) de gas asegurando que el baipás de 
gases esté completamente cerrado de forma que conduzca a un modo de operación 
normal y estable de la turbina de vapor. Esta carga mínima debería coincidir con el valor 
declarado por el titular y aprobado por la administración competente.
Finalmente, para la configuración base (ciclo combinado completo), se realizarán 
igualmente seis cargas equidistantes operacionales del grupo incluyendo: carga base y 
carga mínima, con todas las turbinas de gas a la misma carga para cada escalón de 
carga  ensayado.  El  supervisor  de  las  pruebas  podrá  proponer  ensayos  a  cargas 
intermedias adicionales si existiese algún cambio en el modo de operación del grupo que 
deba ser debidamente caracterizado.
La carga del grupo se ajustará a la señalada mediante el indicador de potencia del 
SCD de la sala de control.
Durante la realización de las pruebas, el grupo deberá operarse en el modo de carga 
preseleccionada, y sin participar en los servicios de complementarios de regulación, a fin 
de garantizar la estabilidad durante los ensayos. Lo anterior no incluye la regulación 
primaria.
La carga del grupo se ajustará a la señalada mediante el indicador de potencia de la 
sala de control durante la prueba y se comprobará que la oscilación de la potencia 
respecto de la media es inferior al 1,3 %. En casos excepcionales podrá permitirse una  e.
oscilación hasta del 5 %. w.b
Las potencias de los ensayos no podrán diferir de la carga especificada para la  064ww
prueLbaas  mcoánsd dicei ounne 5s  d%e. realización del ensayo serán tan próximas como sea posible a las
dfaec torerefesr ednec ciao rr(eccocnidóinc.i oEnne sn inmgeúdni acsa sod esl e edmebpelarzáanm reieanlitzoa),r  lpoas rean sreadyousc irb aajol  cmoínndimicoio nloess 
ambientales tales que exijan extrapolar en alguna de las diferentes curvas de corrección.
Las  pruebas  de  rendimiento  se  realizarán  con  las  mezclas  de  combustible  de 
funcionamiento y de arranque aprobadas por la Dirección General de Política Energética 
y Minas, según se establece en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se 
regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en 
los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
Se tendrán en cuenta las restricciones de condiciones de realización de pruebas por 
condiciones del foco frío recogidas en el procedimiento particularizado para cada caso 
concreto.
Los ensayos deberán realizarse con una generación de potencia reactiva estable. El 
factor de potencia será el valor medio registrado en el último año de operación y lo fijará 
el supervisor de las pruebas. En caso de que fuese imposible fijar este factor, las 
pruebas se harán con el factor de potencia más próximo al nominal del grupo que sea 
posible mantener de manera estable y continua.
El modo de operación del ciclo combinado durante cada ensayo será el habitual del 
mismo  a  excepción  de  los  servicios  complementarios  de  regulación  (regulación 
secundaria) que estarán deshabilitados para garantizar los criterios de estabilidad.
Las series de datos de las variables recogidas en cada ensayo deberán estar dentro 
de los rangos de fluctuaciones respecto a la media indicados en la tabla siguiente:
Variacion admisible 
Parámetros
respecto a la media
± 1,3 %
Potencia eléctrica de salida.
excepcionalmente ± 5 %
Factor de potencia. ± 2 %
Velocidad de rotación. ± 1 %
Temperatura de combustible líquido o gaseoso (gas natural). ± 3 °C
Presión del combustible gaseoso suministrado a la turbina de gas. ± 1 %
Poder calorífico. ± 2 %
Flujo de combustible. ± 1 %
Presión barométrica. ± 0,5 %
Temperatura de aire en toma de entrada. ± 2 °C
Contrapresión de escape en la turbina de gas. ± 5 %
Flujo de agua de alimentación. ± 5 %
Flujo de vapor principal. ± 5 %
Temperatura de agua de alimentación. 3 °C
Temperatura de vapor principal. 3 °C
Flujo de agua de circulación. ± 15 %
Temperatura de agua de circulación a la entrada del 
1 °C
condensador.
Debido a las diferencias entre los distintos grupos para los que es de aplicación este 
procedimiento, el propietario podrá proponer valores alternativos de cumplimiento de  e.
estabilidad de aquellos parámetros previa justificación que serán aprobados, en su caso,  w.b
por el supervisor de las pruebas. 064ww
operLaa  ptaurrab ilnaa c adreg av adpeol er nfsuanycoio.nará a presión fija o deslizante del modo habitual que
EPla rnaiv ceal ddae  epnusragyao  dseel  rceagldisetrraínrá s lear ác aelild naodr dmeal la dgeu ae xdpel octaalcdieórna .teniendo en cuenta los
registros históricos y las hojas de datos de funcionamiento de la caldera.
A los servicios auxiliares que requieran vapor en las condiciones operacionales, se 
les suministrará vapor durante las pruebas.
Se comprobará que la posición de las válvulas de aislamiento sea la adecuada para 
una correcta explotación de la instalación y que esté de acuerdo con las instrucciones 
del fabricante de los equipos y las normas y recomendaciones que sean de aplicación.
El grupo deberá aislarse de otros que hubiera en la misma central conforme a lo 
descrito en el apartado 8.
Durante la realización de los ensayos no se permitirá el arranque del grupo diésel de 
emergencia, caldera auxiliar o cualquier otro equipo ajeno a la operación normal en 
carga del grupo.
En ciclos combinados con varias turbinas de gas, los ensayos a cargas parciales se 
realizarán sin desequilibrar la carga de las distintas turbinas, de forma que la potencia 
producida por cada una de ellas no difiera en más de un 5 %.
Cada ensayo, tendrá una duración mínima de una hora, siendo rechazables aquellas 
en que la duración sea menor.
La toma de datos de variables primarias y secundarias se realizará, siempre que 
estén disponibles, mediante sistemas de adquisición de datos automáticos. La frecuencia 
de lecturas deberá ser, de al menos 1 minuto.
En caso de que sea necesario realizar tomas manuales de variables primarias y 
secundarias, el propietario deberá justificar e indicar las medidas correctivas que prevea 
aplicar en futuras pruebas. En estos casos, con carácter excepcional y debidamente 
justificados se podrán tomar datos con una frecuencia de 15 minutos tanto para variables 
primarias como secundarias.
En los casos en los que no se registren de manera automática todas las variables 
primarias, y aquellas variables secundarias que se consideren de especial importancia a 
juicio del supervisor, la duración de cada ensayo se aumentará a 2 horas.
Las definiciones de variables primarias y secundarias vienen recogidas en el anexo 
A.III.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
centrales de ciclo combinado.
Se deberán extraer de los resultados del ensayo aquellas series de datos en las que 
se  pongan  de  manifiesto  fluctuaciones  o  variaciones  excesivas  de  los  parámetros 
operacionales de acuerdo a la tabla anterior. Los periodos a extraer deberán ser justo 
antes de comenzar la perturbación y hasta, al menos, 10 minutos después. En estos 
casos, se extenderá la duración del ensayo en un tiempo equivalente al de la muestra de 
datos  descartados.  Adicionalmente,  en  caso  de  variaciones  excesivas,  el  test  será 
susceptible de ser repetido.
Se mantendrá la carga seleccionada durante, al menos, una (1) hora para estabilizar 
los parámetros de operación, antes de dar comienzo un ensayo.
El periodo de estabilización concluye cuando se alcanza la estabilidad según se 
indica en la tabla de variación respecto a la media de los parámetros de funcionamiento 
y dicha estabilidad se mantiene durante una (1) hora. Para este registro podrá utilizarse 
la instrumentación normal de la planta.
En  casos  debidamente  justificados,  podrán  reducirse  los  tiempos  de  estabilidad 
previa  a  los  ensayos  a  propuesta  del  propietario  y,  en  su  caso,  aprobado  por  el 
supervisor de las pruebas.
6.4  Cálculos.
La evaluación de los parámetros objeto de este procedimiento de prueba, así como  e
sus tratamientos para la obtención del coste de arranque se han desarrollado en el  bo
documento anexo A.III.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes  064ww
de arranque en centrales térmicas de ciclo combinado.
7. Documentación general de los ensayos
Se hará entrega al supervisor de las pruebas de una copia de toda la documentación 
(datos, información, fotografías y registros producidos) generada en la recogida de datos de 
cada ensayo en un formato que facilite y permita su tratamiento y procesado. Esta información 
deberá ser aportada antes de que se abandonen las instalaciones a la finalización de los 
ensayos. Se establece excepcionalmente y siempre que esté justificado un tiempo máximo 
de 2 días hábiles para proceder al envío de todo aquello que hubiera podido quedar pendiente. 
Cada una de las partes será la responsable de la custodia y preservación de la privacidad de la 
copia que le sea entregada.
7.1  Recolección de muestras.
Durante cada ensayo se realizará una recogida de muestras de combustible. Esta 
recogida se realizará de acuerdo con el procedimiento establecido.
Una vez realizado el acopio de las muestras, se seleccionarán tres muestras de cada 
componente muestreado en tres recipientes distintos que prevengan la entrada de aire y 
humedad, realizando la identificación mediante etiquetado. Estas muestras se lacrarán. 
Se  entregará  una  al  laboratorio  de  ensayo  independiente  debidamente  acreditado, 
previamente acordado con el supervisor de las pruebas, quedando la segunda y tercera 
en la central para contraste en caso necesario.
7.2  Formatos de incidencias.
Cualquier  incidencia  durante  la  realización  de  los  ensayos  o  de  su  posterior 
tratamiento, será recogida en los correspondientes formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
El acta de resultados de la prueba incorporará el siguiente contenido:
Resumen o sumario de la prueba, dando información general sobre la planta, objeto 
de la prueba, fecha y duración de esta, resumen de los resultados principales y cualquier 
incidencia o desviación con respecto al procedimiento aprobado, que se haya acordado 
entre las partes en el momento de realizar los ensayos.
Introducción, incluyendo información adicional de carácter general que no se haya 
incluido en el sumario. Esta información general se referirá a:
1.  Esquema general del grupo, mostrando los puntos donde se toman medidas.
2.  Alineación de los sistemas, con una lista mostrando la posición de todas las 
válvulas principales durante la ejecución de los diferentes ensayos.
3.  Lista completa con todos los representantes de las distintas partes implicadas en la 
prueba.
4.  Condiciones  particulares  que  se  hayan  acordado  entre  las  partes  para  la 
realización de la prueba, que por su extensión no se hayan recogido en el sumario.
5.  Organización del personal que haya intervenido en los ensayos.
6.  El objeto de la prueba, de acuerdo con el procedimiento aprobado.
Cálculos y Resultados basados en el anexo A.III.1: metodología de cálculo del consumo 
específico y de los costes de arranque en centrales térmicas de ciclo combinado, adaptado 
para cada central. Además, se incluirá cualquier otro cálculo especial que haya sido necesario  s
realizar  para  la  obtención  de  los  resultados.  Este  apartado  deberá  incluir  también  la  oe.
comI1pn.as rtarLuciimsótnea nd gteae rcneieóprnea tlid bdeilei dl aain dps rdtureue mlbaaes, ns itenorcsiel uusy sdeaend deoons s,l aainy sodisgic uqaiuneedn otse et i iplnleofov yarm nm aaoc cdióaenblo:o. para cada prueba. 2021-14064n https://www.
2.  Descripción de la localización de los instrumentos.
3.  Descripción  de  los  medios  usados  para  la  toma  de  datos  de  medida  en  cada 
localización.
4.  Identificación de los instrumentos usados como referencia.
5.  Descripción general del sistema de adquisición de datos utilizado.
6.  Hojas  de  los  resultados  de  la  calibración  de  los  instrumentos  utilizados  y 
certificados de calibración de los mismos.
Conclusiones, con una discusión más detallada que pudieran presentar algunos 
resultados  de  los  ensayos  realizados,  incluyendo  también  posibles  cambios  en  el 
procedimiento  general  de  prueba,  entendido  como  lecciones  aprendidas  para  otras 
pruebas posteriores en otras plantas.
Formatos de incidencias y/o discrepancias.
Anexos, tales como hojas de datos de equipos principales, curvas o factores de 
corrección utilizados, copia de los registros de medidas, resultados de los análisis de 
combustible en laboratorio, etc.
8. Aislamiento del grupo
8.1  Aislamiento eléctrico.
Con el fin de poder determinar los consumos eléctricos en auxiliares del grupo 
ensayado,  las  alimentaciones  a  las  barras  de  servicios  eléctricos  auxiliares  se 
dispondrán  de  tal  manera  que  siempre  sea  posible  determinar,  mediante  los 
correspondientes contadores de energía, el consumo de cada grupo.
En caso de no poder realizarse lo anterior, se llevará a cabo un reparto ponderado 
propuesto por el propietario y aprobado, en su caso, por el supervisor, entre los grupos 
que tengan servicios auxiliares comunes.
8.2  Interconexiones mecánicas.
Aquellas interconexiones mecánicas existentes entre grupos para arranques serán 
identificadas. Los intercambios entre grupos durante los arranques serán cuantificados y 
cargados al grupo que se arranca.
Durante los ensayos de consumo específico no se permitirá la interconexión entre 
diversos grupos. Si existiesen dichas interconexiones y, por lo tanto, equipos comunes, 
se establecerá un procedimiento especial, tanto para su funcionamiento como para la 
asignación de la potencia eléctrica consumida, en caso de que la hubiese.
Además de aquellas interconexiones que se señalen en cada caso particular, se 
pondrá especial cuidado en aislar los siguientes sistemas de cada grupo:
Vapor auxiliar.
Vacío del condensador, si estuviera interconectado.
Vapor de cierres si estuviera interconectado.
Aire comprimido.
Agua desmineralizada.
Gasoil.
Gas natural.
Otros.
8.3  Aislamiento de combustible y agua de aportación. e.
En aquellos casos en los que se puedan producir cambios en el combustible utilizado  064ww
daulmraancteen laoms ieennstoa yaols ,t asneq muea ndtieanridor áo  adisela rdeato larn aops odrtealc igórnu pdoe  qcoume bsues teibnlesa dyeas dae  loloss  ttaannqquueess  ddee 
almacenamiento.
La aportación de agua al ciclo se mantendrá en operación durante todo el tiempo que 
dure  cada  ensayo.  Sin  embargo,  el  tanque  de  reserva  de  condensado  se  aislará 
fehacientemente de la aportación de agua desmineralizada.
ANEXO A.IV.1
Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
grupos de generación térmica de turbinas de vapor de carbón
Índice:
1.  Objeto.
2.  Consumo específico neto de un grupo.
2.1  General.
2.2  Cálculo del factor de auxiliares.
2.3  Cálculo del consumo específico del ciclo.
2.4  Cálculo del factor de generación.
2.5  Determinación de caudales.
2.6  Rendimiento de caldera.
2.7  Caudales de aire. Crédito por aire.
2.8  Configuraciones alternativas.
3.  Coste de arranque.
3.1  Introducción.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.3  Coste de arranque total.
4.  Metodología correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia.
4.1  Parámetros afectados.
4.2  Correcciones al consumo específico neto del grupo.
4.3  Correcciones del rendimiento de caldera.
5.  Cálculo de los parámetros técnicos de despacho económico de los sistemas 
eléctricos de los tnp resultantes de las pruebas.
5.1  Costes variables de combustible.
5.2  Costes de arranque.
6.  Listado de variables.
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.2  Procedimiento de evaluación de costes de arranque.
1. Objeto
El presente documento tiene por objeto desarrollar la metodología de cálculo que va 
a ser usada para determinar:
El consumo específico neto del grupo en condiciones de ensayo.
El coste de arranque.
Las correcciones al consumo específico neto del grupo en función de las condiciones 
ambientales. s
Para  el  cálculo  del  consumo  específico  con  combustible  auxiliar  en  operación  oe.
ccoosntteinsu dae s aer raapnlqicuaer áe ne lc eannteraxole sA t.éIVrm.1i.c Mase dtoed toulorbgiínaa sd ed ec ávalcpuolor  ddee  ccaorbnósunm. o específico y  2021-14064n https://www.
2. Consumo específico neto de un grupo
2.1  General.
El consumo específico neto de un grupo se define como:
CC
CENG 
WR   (1)
Siendo:
CENG: Consumo específico neto del grupo (kJ/kWh).
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico superior –
PCS– por unidad de tiempo en (kJ/h).
WR: Potencia neta cedida por el grupo a la red (kW).
Si se desea obtener el consumo específico neto del grupo referido al poder calorífico 
inf erior PCI (kJ/ kg), se debe realizar la siguiente operación:
 
 
  CENG =CENG*PCI/PCS  (2)
(PCI)
 
  Como es evidente, puede escribirse:
Calor total cedido por caldera por unidad de tiempo
   
CTAPC 
/100   (3)
    Siendo:
 
    CTAPC: Calor total aportado po r caldera por unidad de tiempo.  
  η: Rendimiento de caldera cuyo cálculo se desarrolla en el apartado 2.6 (%).
 
Asimismo, pueden escribirse las siguientes relaciones:
Calor total cedido  Calor cedido directamen te  Calor cedido por caldera 
     
por caldera por  por caldera al ciclo por  para caldeo de auxiliares
         
unidad de tiempo     unidad de tiempo   por unidad de tiempo 
 
   
Si  se  denomin a  CCPC  al  primer  sumando  y  CCPA  al  segundo  sumando 
(expresándolos ambo s en kJ/h), puede escribirse:
   
CCPC  CCPA
CENGC  ;    

WR
100   (4)
Siendo:
CENGC: Consum  o específico neto del grupo co nsiderando como calor aportado a  s
caldera  tanto  el  del  combustible  como  el  del  aire  (antes  de  calentadores  de  aire  e.
regenerativo). w.
de tiSCeiCm sOpeoF c  (o=kn JsC/hida)el.orra na paohrotarad ola as l scigiculoie nptoers  odterafisn ifcuioennetess: distintas de la caldera por unidad  OE-A-2021-14able en https://
WB = Potencia activa generada en bornas de alternador (kW).
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
   
Núm. 198  Jueves 19 de agosto de 2021 Sec. III.   Pág. 101869
 
 
 
  Y teniendo en cuenta que:
Calor total recibido 
    por el ciclo por   CCPC  CCOF     
   
   unidad de tiempo    (5)  
 
Se  tendrá:
   
CCPC  CCPA CCPC  CCOF WB
     
CCPC  CCOF WB WR
  CENGC  ;   
 
  /100   (6)
    
   Si ahora se consideran las siguientes definiciones:
 
     
      CCPC  CCPA    
  FG  ;
  CCPC  CCOF   (7)
 
 
  CCOF
    CCCA  ;   
 
      WB   (8)
 
 
  CCPC
CCC  ;  
 
    WB   (9)
WB
FA  ; 
    WR   (10)
Siendo:
  FG = Factor de ge neración.
FA = Factor de auxiliares.
CCCA = Consumo específico del ciclo correspondiente al calor aportado al ciclo por 
  fuente s distintas de la caldera (kJ/kWh).
  CCC = Consumo específico del ciclo teniendo en cuenta exclusivamente el calor 
 
  aportado directamente por la caldera (kJ/kWh).
 
  Finalmente, la ecuación para cálculo del CENGC resulta:
FG  CCC  CCCA  FA
   
CENGC 
/100   (11)
 
   
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
A partir de este consumo específico, calculado en base al total del calor aportado a 
caldera se calcula el consumo específico neto del grupo (CENG), basado únicamente en 
el calor aportado a caldera por el combustible:
1
CENG  CENGC 
 H 
1   c 
 PCS    (12)
Donde:
H : Calor aportado al aire por kg de combustible (kJ/kg), cuyo cálculo se desarrolla 
c
en el capítulo 2.7.
PCS: Poder calorífico superior del combustible (kJ/kg).
2.2  Cálculo del factor de auxiliares.
Para el cálculo del factor de auxiliares FA, se resolverá la ecuación (8) a través de las 
siguientes ecuaciones:
WR = WTP – WAR – WE  (13)
Siendo:
WTP = Potencia activa inyectada por el grupo a la red (kW), medida en bornas del 
transformador principal (lado de alta), y que se corresponde con la diferencia entre la 
potencia  bruta  activa  medida  en  bornes  del  generador  menos  las  pérdidas  en  el 
transformador principal y consumo de los servicios auxiliares propios de grupo, en caso 
de estar localizados entre el generador y el transformador de alta.
WAR = Potencia activa (kW) para consumos auxiliares inherentes al funcionamiento 
del grupo que no son alimentados desde el propio grupo, bien porque esta potencia es 
tomada de la red, bien porque esta potencia es suministrada desde el transformador de 
auxiliares de otro grupo. Estos consumos reflejan los servicios auxiliares variables de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP.
Esta potencia se medirá en bornas (lado de alta) del transformador de auxiliares o 
individualizadamente, cuando es suministrada desde otro grupo.
Los consumos inherentes en el funcionamiento del grupo para los que no sea posible 
la  medida  directa,  serán  identificados  y  desglosados  por  la  empresa  propietaria, 
indicando a qué sistema o subsistema del grupo provee servicio.
Este término podrá incluir el consumo asociado al agua desmineralizada utilizada 
para la reposición del agua en el ciclo agua-vapor. Para ello, será necesario medir 
durante las pruebas el agua utilizada y la empresa propietaria deberá aportar un cálculo 
justificado del coste en energía en el que se incurre por este motivo. El consumo 
estimado por este concepto se denominará WAR .
demi
WE  =  Potencia  activa  (kW)  consumida  para  consumos  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo que, o bien de son de carácter intermitente, o bien no pueden 
ser  individualizados  y  cargados  a  un  solo  grupo  en  centrales  con  varios  grupos 
generadores.  Estos  consumos  reflejan  los  servicios  auxiliares  variables  de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP ni WAR. s
Estos consumos inherentes al funcionamiento de los grupos, se particularizarán para  e.
cada grupo de generadores de una instalación que están sujetos a la compartición de los  w.
mismos. 064ww
Los consumos de servicios auxiliares, incluidos en los términos WAR y WE, serán
revisados y, en su caso, aprobados por el supervisor de las pruebas.
..
   
  Para determinar WE Los consumos serán ponderados de la siguiente manera:
 
 
1.  Consumos que sean directamente imputables a un grupo. Serán ponderamos 
 
por horas de utilización, según la siguiente expresión:
 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙   
 𝑒𝑛 𝑘𝑊   (14)
Siendo el factor de utilización (f ) la fracción de tiempo respecto al total en la que se 
    útil
    incurre en un consumo  del servicio auxiliar.
Este sería el caso típico del consumo de compresores para soplado de ca ldera.
 
2.  Consumos no directamente imputables a un grupo. Se ponderarán según la 
 
  siguiente ecuación:
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙   [  𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜 ]
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑗𝑛𝑢 𝑘𝑛𝑊𝑡𝑜ℎ 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛    
 𝑒𝑛 𝑘𝑊 [ 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑟𝑡𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]
 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ
(15)
  El cálculo de la ener gía generada por el grupo y conjunto de grupos que comparten 
el servicio auxiliar se realizará, como mínimo, con los registros históricos del año natural 
anterior al inicio de las pruebas. Si en dicho periodo la operación de alguno de los grupos 
implicados  no  es  representativa  por  indisponibilidad  del  mismo,  o  en  otros  casos 
debidamente justificados, se podrá utilizar un criterio de ponderación distinto al indicado 
  en  el párrafo anterior debiendo este ser, en su caso, aprobado por el supervisor de las 
  pruebas.
 
  3.  Consumo de potencia del parque de carbón se podrá atribuir de manera similar 
  al método general de cálculo propuesto en los dos puntos anteriores o como se indica a 
  continuación. No obstante, se realizará un estudio particular para cada instalación:
Potencia consumida  Horas diarias  t /h consumo 
 
     
WE   en kW   carboneo  carbón grupo     
i 24  t /h consumo carbón de la central    (16)
   A estos efectos, los consumos respectivos de carbón del grupo y de la central se 
  tomarán según las respectivas «Hojas de datos de diseño de caldera» y en el caso del 
     
  consumo del grupo que se ensaya, interpolado para la carga de la prueba de que se trate.
  La potencia total consumida en servicios no continuos se computará mediante la 
  siguiente expresión:
WE   WE    
i
i   (17)
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
  tanto  sujetas  a  ensay o,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los  es
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que los conceptos WTP,  e.
WAR y WE deberán discriminar los consumos inherentes a la configuración sujeta a  w.
ensayo de los consumos asociados a otros sistemas o subsistemas de la unidad que no  064ww
son Nporo speio ds edbee lraá nc ocnofnigsuidraecraiór nc obmajoo  esenrsvaicyioo.s auxiliares a efectos de cálculo de consumo
eessp percoípfiicoo  et oidnoh eareqnuteel  caol nfusnucmioon, ammeiednidtoo  doe el sgtrimupaod oy  ppoarr ala l ae mcopnrfeigsuar apcroiópnie btaarjioa ,p qruueeb naos   BOE-A-cable e
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
del grupo. A título ilustrativo no limitativo, al objeto de aclarar el concepto de consumo 
inherente al funcionamiento del grupo, quedan excluidos de este concepto:
1)  Todo aquel consumo que se corresponda con el mantenimiento y conservación o 
para posibilitar un estado de disponibilidad para un nuevo arranque de grupos, que se 
produzca en los periodos intermedios de paro.
2)  Todo aquel consumo asociado a la instalación o planta y a sus servicios, tales 
como  edificios  administrativos,  de  mantenimiento,  talleres,  iluminación,  sistemas 
generales de seguridad, etc.
2.3  Cálculo del consumo específico del ciclo.
Para realizar este cálculo es necesario computar los dos sumandos CCCA y CCC, lo 
que se realiza por separado.
  2.3.1   Cálculo del consumo específico del ciclo teniendo en cuenta el calor aportado 
  directamente por caldera (CCC).
 
 
  La determinación de CCC se realiza mediante la ecuación (9), WB se define en el 
  capítulo 2.2. CCPC se calcula utilizando la siguiente ecuación:
CCPC  m i  m i  m i  m i  m i  m i    
VP VP AA AA RC RC RF RF SS SS SR SR  (18)
Siendo:
  ṁ  = Caudal de vapor p rincipal que sale de la caldera (kg/h).
VP
ṁ  = Caudal de agua de alimentación entrada a la caldera (kg/h).
AA
ṁ  = Caudal de vapor recalentado caliente que sale de la caldera (kg/h).
RC
ṁ  = Caudal de vapor recalentado frío que entra a la caldera (kg/h).
RF
ṁ  = Caudal de agua de atemperación del sobrecalentador (kg/h).
SS
ṁ  = Caudal de agua de atemperación del recalentador (kg/h).
SR
i  = Entalpía del vapor principal a la salida de la caldera (kJ/kg).
VP
i  = Entalpía del agua de alimentación a la entrada de la caldera (kJ/kg).
AA
i  = Entalpía del vapor recalentado caliente a la salida de caldera (kJ/kg).
RC
i  = Entalpía del vapor recalentado frío a la entrada de la caldera (kJ/kg).
RF
i  = Entalpía del agua de atemperación del sobrecalentador (kJ/kg).
SS
I  = Entalpía del agua de atemperación del recalentador (kJ/kg).
SR
  2.3.2  Cálculo del consumo específico del ciclo teniendo en cuenta el calor aportado 
  al mismo por otras fuentes distintas de la caldera (CCCA).
 
 
  El  cálculo  de  CCCA  se  realiza  mediante  la  ecuación  (8).  WB  se  define  en  el 
  capítulo 2.2. CCOF se calcula aplicando la siguiente expresión:
CCOF  m i  m i  m i  m i  m i    
VPC VPC DTA DTA DTP DTP VTP VTP AMU AMU  (19)
Siendo:
  ṁ  = Caudal vapor ven teado al ciclo desde tanque de purga continua (kg/h). es
VPC e.
ṁ  = Caudal drenaje enviado al ciclo desde tanque atmosférico drenajes (kg/h). b
DTA w.
ṁDTP = Caudal drenaje enviado al ciclo desde tanque presurizado drenajes (kg/h). 064ww
ṁṁVATMPU  ==  CCaauuddaall  vdaep aogr uvae ndtee aadpoo ratla cciicólno  adle csidcelo  t(akngq/hu)e. presurizado drenajes (kg/h).
iVPC = Entalpía del venteo del tanque de purga continua (kJ/kg).
i  = Entalpía del drenaje del tanque atmosférico de drenajes (kJ/kg). Bc
DTA
 
      
..
 
      
..
i  = Entalpía del venteo del tanque presurizado de drenajes (kJ/kg).
VTP
i  = Entalpía del agua de aportación al ciclo (kJ/kg).
AMU
i  = Entalpía del drenaje del tanque presurizado de drenajes (kJ/kg).
DTP
  2.4  Cálcu lo del factor de generación.
 
 
  El cálculo del factor de generación (FG) se realiza mediante la resolución de la ecuación 
(7 ),.CCPC y CCOF se definen en los apartados 2.3.1 y 2.3.2 respectivamente. Para 
d eterminar FG sólo resta por calcular CCPA. Para ello se aplicará la siguiente expresión:
   
CCPA  mVAC iVAC  mVS iVS  m PC iPC  m AT iAT  m FC iVAC  (20)
Siendo:
  ṁ  = Caudal de vapor auxil iar tomado de caldera (kg/h).
VAC
ṁ  = Caudal de vapor a sopladores (kg/h).
VS
ṁ  = Caudal de purga continua de caldera (kg/h).
PC
ṁ  = Caudal de vapor de atomización (kg/h).
AT
ṁ  = Caudal de fuga de caldera (kg/h).
FC
i  = Entalpía del vapor auxiliar tomado de caldera (kJ/kg).
VAC
i  = Entalpía del vapor a sopladores (kJ/kg).
VS
i  = Entalpía de la purga continua del calderín (kJ/kg).
PC
i  = Entalpía del vapor de atomización (kJ/kg).
AT
2.5  Determinación de caudales.
La determinación de los caudales, necesarios para la resolución de las ecuaciones 
anteriores,  se  afronta  buscando  un  compromiso  entre  el  necesario  rigor  y  las 
posibilidades reales de la toma de datos en campo.
En este procedimiento general se tiene en cuenta una configuración tipo de los 
grupos de generación, con carbón como combustible principal, en los sistemas eléctricos 
de  los  territorios  no  peninsulares.  Si  procede  alguna  adaptación  se  hará  en  el 
procedimiento particularizado del grupo que se ensaye.
2.5.1  Determinación del caudal de agua de alimentación.
Como norma general, a todos los grupos, el caudal de agua de alimentación se 
determinará como el valor medio de todos los valores deducidos de las lecturas tomadas 
de presión diferencial en la tobera de agua de alimentación existentes en el grupo, con 
las correcciones necesarias por presión y temperatura efectuadas de acuerdo con los 
cálculos según ANSI/ASME PTC 19.
En  aquellos  casos  justificados,  cuando  los  grupos  dispongan  de  tobera  u  orificio 
calibrado al efecto, y previa aprobación por parte del comité de ensayos e inclusión en 
procedimiento particularizado del grupo a ensayar, se aceptará deducir el caudal de agua 
de alimentación a partir de las medidas que se efectúen del caudal de condensado en la 
entrada al desaireador, con los mismos requisitos que los señalados en el párrafo anterior.
Esta medición alternativa será aceptada en lugar de la medida directa cuando se 
verifiquen todas las condiciones siguientes:
Que la tobera de condensado no sea baipaseable. Si lo es, y se coloca en baipás de  bo
la línea de condensado, esta dispondrá de los elementos adecuados de modo que pueda  064ww
ecdonemsteaQprymruooei.bn aaarrds eleam sf áeeshn atsacelipe tínoatmse meqnue ento tpede alrasm  leiatsastn am nreeqadulieidziadasar  dun ned cebe aeslaasntraica eslí  ntdéeeram  pdirceeo s cidóoenn  dlyoe stne csmaalpdeeonr tadatuduroraarne ptsea  dreeal    OE-A-2021-14able en https://
alta presión y del desaireador.
 
      
..
Que además del caudal de condensado, se midan los caudales de cierre de las 
bombas de agua de alimentación y drenajes vertidos al desaireador desde tanques de 
drenajes y otros.
Si no existiera la posibilidad de medir los caudales de cierre de las bombas de agua 
de alimentación y drenajes vertidos al desaireador desde tanques de drenaje y otros se 
incluirá, en el procedimiento particularizado, la metodología a seguir para su cálculo. El 
comité de ensayos decidirá su aprobación o sustitución por una metodología alternativa, 
y se incluirá en el procedimiento particular.
La medida del caudal de condensado deberá realizarse, siempre que la disposición 
de líneas lo permita, a la entrada al desaireador. En caso de realizarse en otro punto, 
aguas  abajo  del  cual  existan  derivaciones  de  la  línea  de  condensado  (sellos, 
recirculación…) se medirán todos estos caudales para, por diferencia, obtener el caudal 
de condensado a la entrada del desaireador. De igual forma las medidas de presión y 
temperatura para determinación de la entalpía deberán realizarse lo más cerca posible 
de la entrada desaireador o, en cualquier caso, aguas abajo del último aporte calórico al 
flujo de condensado.
En este caso, la determinación del caudal de agua de alimentación a partir del de 
  condensa do se realizará mediante la resolución del sistema de ecuaciones formado por 
  las ecuaciones de balance energético en los calentadores junto con el balance másico y 
 
  energético en el desaireador. Esto conforma un sistema de cuatro (4) ecuaciones para 
  obtener el caudal de agua de alimentación, el caudal de la extracción al desaireador y los 
  caudales de extracción a los calentadores de agua de alimentación:
m
m   m  m  m  m  m  m  m  m  
AA vj C DD VD IC DC SS SR
jn
m
m  i  m  i   m  i   
AA sn vn vn vj Dn1
jn1
 m i  m i  m i  m  m  m  m i  
C C DD DD VD VD IC DC SS SR sn
m
m i  i   m  i  i    m  i  i  0 r  n 1, ,m    
AA Sr Er vr Vr Dr Vj Dj Dr
jr1   (21)
  Siendo:  
m = Número de calentadores de agua de alimentación incluyendo el desaireador, los 
de alta y baja.
n  =  Número  de  orden  del  desaireador,  cuando  se  numeran  los  calentadores 
comenzando por el de más baja presión.
r = Número de orden de cualquier calentador de ata, n+1 ≤ r ≤ m.
ṁ = Caudal (kg/h) según indiquen los subíndices, todos ellos directamente medidos 
excepto ṁ  y los ṁ .
AA VJ
i = Entalpía (kJ/kg) según indiquen los subíndices, todas ellas deducidas por tablas  s
de las respectivas medidas de presión y temperatura. oe.
Subíndices: 064ww
AA = Agua de alimentación a caldera
CD D=  =C oDnredneanjseasd ion taro ldau ecnidtroasd aal  adle dseasiraeiraedaodro dr.esde tanque de goteo o similar.
 
      
..
VD  =  Venteos  enviados  al  desaireador  desde  tanque  de  purga  continua  o 
equivalente.
IC = Inyección de condensado en cierres de las bombas de agua de alimentación (en 
caso de que se reinyecten al desaireador)
DC = Drenaje de los cierres de las bombas de agua de alimentación (en caso de que 
la inyección de condensado se reinyecte al desaireador).
SS = Agua de atemperación del sobrecalentador.
SR = Agua de atemperación del recalentador.
Sj = Agua de alimentación a la salida del calentador j.
Ej = Agua de alimentación a la entrada del calentador j.
Vj = Vapor a la entrada del calentador j.
Dj = Drenaje del calentador j.
2.5.2  Determinación de los caudales de agua de atemperación.
Los  caudales  de  agua  de  atemperación  al  sobrecalentador  y  al  recalentador, 
respectivamente  ṁ   y  ṁ   se  determinarán  como  el  valor  medio  de  las 
SS SR
correspondientes lecturas realizadas en cada caso con los dispositivos medidores de 
caudal existentes en la planta.
2.5.3   Determinac ión de los caudales de vapor significativos.
 
 
El ca udal  de vapor prin cipal y los de vapor recalentado caliente y frío, estos últimos 
en los gr upos  en que exista sistema de recalentado, se determinarán de acuerdo con las 
siguiente s ecu aciones:      
   
  m  m    m  m  m  m  m  m      
VP AA FC VAC VS PC SS AT  (22)
 
  m RF   mVP  m ERF  mVARF  m EAP  mCTA   (23) 
  m RC  m RF   m SR   (24) 
Siendo:
ṁ   =  Caudal  de   vapor  de  extracción  tomado   del  recalentado  frío  para 
ERF
calentamiento del agua de alimentación (kg/h).
ṁ  = Caudal de vapor auxiliar tomado del recalentado frío, si existe (kg/h).
VARF
ṁ  = Caudal de vapor de extracción tomado del cuerpo de alta presión de la 
EAP
turbina para calentamiento del agua de alimentación, si existe (kg/h).
ṁ  = Caudal de vapor que no sale por el escape del cuerpo de alta presión de 
CTA
turbina (kg/h).
2.5.4  Determinación de caudales secundarios asociados a turbina de alta presión.
La determinación de ṁ , corresponde al concepto de aquellos caudales que, 
CTA
formando parte del vapor principal, son enviados desde caldera al ciclo y sin embargo ni 
retornan  a  caldera  como  recalentado  frío,  ni  se  utilizan  como  vapor  auxiliar  de 
calentamiento ni como vapor para calentamiento de agua de alimentación.
En cada grupo será necesario identificar este caudal, que será orientativamente la  s
suma de los siguientes: oe.
Vapor a eyectores de servicios. 064ww
VVaappoorr  prericnacliepnatla ad oc iferríore as .cierres.
Fugas de vástagos, fugas de cierres, etc. que no se envíen a recalentado frío.
 
      
..
 
      
..
 
      
..
La  determinación  ṁ   se  realizará  para  cada  prueba  en  base  a  los  balances 
CTA
térmicos del grupo a la carga correspondiente. Para cada uno de los valores nominales 
de vapor a cierres y eyectores que intervienen se interpolarán estos resultados para el 
rango de carga evaluado.
2.5.5  Determinación de los caudales de vapor de extracción.
  S olo se determinan los caudales de vapor de extracción del cuerpo de alta presión 
  de turbina y/o del vapor recalentado frío, en aquellos grupos en que alguno de ellos o 
 
  ambos existan.
  El caudal de vapor extraído del cuerpo de alta presión de la turbina se determina 
  como:
i  i
m  m  SCAP ECAP    
EAP AA
i  i
VCAP DCAP   (25)
Donde:
  i  = Entalpía del  agua de alimentación en la salida del calentador alimentado con 
SCAP
vapor del cuerpo de alta presión de turbina (kJ/kg).
i  = Entalpía del agua de alimentación a la entrada del calentador alimentado con 
ECAP
vapor del cuerpo de alta presión de turbina (kJ/kg).
i  = Entalpía del vapor en la entrada del calentador alimentado desde el cuerpo 
VCAP
  de al ta presión de turbina (kJ/kg).
  i  = Entalpía del drenaje del calentador alimentado desde el cuerpo de alta 
DCAP  
 
presión de turbina (kJ/kg).
 
  El caudal de vapor extraído del recalentado frío se calcula como:
i  i i  i
m  m  SCRF ECRF  m  DCAP DCRF    
ERF AA EAP
i  i i  i
RF DCRF RF DCRF   (26)
Siendo:
  i  = Entalpía de l agua de alimentación en la salida del calentador alimentado 
SCRF
desde el recalentado frío, (kJ/kg).
i  = Entalpía del agua de alimentación en la entrada del calentador alimentado 
ECRF
desde el recalentado frío, (kJ/kg).
i  = Entalpía en drenaje del calentador alimentado desde vapor recalentado frío, 
DCRF
(kJ/kg).
2.5.6  Determinación de caudales intercambiados por el ciclo.
 Corresponde  este concepto a aquellos caudales aportados o detraídos al ciclo, en 
sus  múltiples posibilidades.
 
 Se considerará como fuga de caldera al conjunto de caudales perdidos por el ciclo y 
que  no puedan computarse como pérdida medible o calculable.
 Así pues: es
m FC  m AMU  m FD  m FCP  mVS  m AT  m PC  mVPC  mVTA  (27)   064www.
Siendo:
 ṁFD = Caudal de fuga estimad o por variación de nivel, en tanque del desaireador,
teniendo en cuanta la geometría, (kg/h) (este valor es una medida).
 
      
..
 
      
..
 
      
..
ṁ  = Caudal de fuga estimado por variación de nivel en pozo del condensador, 
FCP
teniendo en cuanta la geometría (kg/h) (este valor es una medida).
   ṁ  = Caudal venteado a la atmósfera desde tanque atmosférico de drenajes, 
VTA
  (kg/h).
 
 
  El caudal de agua de aportación al ciclo se determinará por variación de nivel en 
  tanque de reserva de condensado:
2
  d h  
m  RC  RC RC   
AMU
4 t   (28)
Donde:
  d  = Diámetro int erior del tanque de reserva de condensado (m).
RC
ρ  = Densidad del agua en el tanque de reserva de condensado (kg/m3).
RC
Δh  = Variación de nivel en el tanque de reserva de condensado (m).
RC
Δt = Tiempo de duración de la prueba (h).
Si el tanque es cilíndrico horizontal, el caudal de agua de aportación al ciclo se 
determinará por variación de nivel (∆h ) en tanque de reserva de condensado, a partir del 
RC
cálculo del volumen d e un segmen to de circulo (diámetro interior, longitud y diámetro de 
casquete) que aplica a  los tanques horizontales circulares, teniendo en cuenta la densidad 
 
del agua en el tanque  de reserva de condensado y la duración de la prueba (Δt).
Los caudales de v enteo y drenaje de tanques de drenaje atmosféricos o presurizados 
   
se determinan como s igue:
 
 
     
    m  m  iVTA  iAVAB    
    DTA DAT i  i  
VTA DTA   (29)
 
   
      mVTA  m DAT  m DTA   (30 )
 
 
   m  m  iVTP  iAVAB      
  DTP DPR
i  i
VTP DTP   (31)
    mVTP  m DPR  m DTP   (32 )
Siendo:
ṁ  = Caudal de con densado drenado a tanque atmo sférico (kg/h).
DAT
ṁ  = Caudal de condensado drenado a tanque presurizado (kg/h).
DPR
i  = Entalpía del venteo del tanque atmosférico de drenajes (kJ/kg).
VTA
i  = Entalpía del drenaje del tanque atmosférico de drenajes (kJ/kg).
DTA
i  = Entalpía del venteo del tanque presurizado de drenajes (kJ/kg).
VTP
i  = Entalpía del drenaje del tanque presurizado de drenajes (kJ/kg).
DTP
i  = Entalpía del agua saturada a la presión del vapor auxiliar (ramal baja presión) 
AVAB
(kJ/kg). es
2.5.7  Determinación de los caudales auxiliares. w.
tanqPuaer ad ed edtreernmaijneas ra ltomso csaféurdicaoles so  dpere vsaupriozra daousx,i lisaer,  saesgíu ciroámn olo slo csá dlcruelnoasj esse ñeanlavidaodso sa  alol 
largo de este apartado.
 
      
..
 
      
..
 
      
..  
      
..
 
      
..
   
 
 
     
La   cantidad  de  calor  por  unidad  de  tiempo  requerida  para  atender  diversos 
 
calen tamientos del grupo se determinará del modo siguiente:  
     
 
 
 QAIRE   0,24 m AP x TAECP  TA  m AS  TAECS  TA   (33)   
 
      Q FO  0,45  m  FO  TFOSC  TFOEC    (34 )
 
   
     QSTD  0,45  m FO  m RFO   TFOEC  TFOTD     (35)
  𝑄  =  𝛽⋅ (𝑇  − 𝑇 )·  (𝜋·𝑑 ·ℎ + 𝜋·𝑑𝑇2𝐴)    
𝐹𝑇𝐴 𝐹𝑂𝑇𝐴 𝐴 𝑇𝐴 𝑇𝐴 4   (36)
Donde β, coeficiente global de transferencia de calor, puede estimarse según las 
   
siguientes tablas:
Tanque cubierto (ubicado en un recinto cerrado):
Coeficiente global de 
Temperatura  transferencia de calor, β 
del tanque  (W/m2 °C)
(°C)
No aislado Aislado
10 6,8 1,7
27 7,4 1,8
38 8,0 2,0
Tanque a la intemperie:
Coeficiente global de 
Temperatura  transferencia de calor, β 
del tanque  (W/m2 °C)
(°C)
No aislado Aislado
10 8,0 2,0
27 8,5 2,1
38 9,0 2,3
En cualquier caso, el propietario de las instalaciones podrá proponer métodos de 
cálculo alternativos para obtener Q  siempre que estén debidamente justificados y 
FTA
previa aprobación del supervisor de las pruebas.
Siendo:
Q  = Consumo de calor en calentamiento de aire (kJ/h).
AIRE
Q  = Consumo de calor en calentamiento de fueloil (kJ/h).
FO
Q  = Consumo de calor en calentador de succión del tanque diario (kJ/h).
STD
QFTA = Consumo de calor en calentamiento de fondo del tanque de almacenamiento  e.es
y traceados (kJ/h). bo
primTTaAAr  Eio=C  P°TC e=m. Tpee mra..p  teurraat u°Cra. del aire a la entrada de los calentadores regenerativ  os de aire  2021-14064n https://www.
secuTnAdEaCrSio = ° CTe.mperatura del aire a la entrada de los calentadores regenerativos de aire
 
      
..
 
      
..
 
      
..
T  = Temperatura del fueloil a la entrada del equipo de calentamiento °C.
FOEC
T  = Temperatura del fueloil a la salida del equipo de calentamiento °C.
FOSC
T  = Temperatura del fueloil en el tanque diario °C.
FOTD
T  = Temperatura del fueloil en el tanque de almacenamiento °C.
FOTA
ṁ  = Caudal de aire primario (kg/h).
AP
ṁ  = Caudal de aire secundario (kg/h).
AS
ṁ  = Caudal de fueloil a quemadores (kg/h).
FO
ṁ  = Caudal de recirculación de fueloil (kg/h).
RFO
d  = Diámetro interior del tanque de almacenamiento de fueloil, m.
TA
  h   = Altura del tanque de almacenamiento de fueloil, m.
TA
 
  Los caudales de aire primario y secundario se determinan según apartad  o 7.
  El caudal de fueloil a quemadores, se determinará por variación de nivel en el tanque 
  diario mediante la ecuación (o mediante medida directa):
  d 2    h
m  TD FO rD    
FO
4  t   (37)
Siendo:
  d  = Diámetro inte rior del tanque de almacenamiento diario de fueloil, m.
TD
ρ  = Densidad del fueloil, kg/m3.
FO
  Δ h  = Variación nivel en tanque diario, m.
rD
 
 
  Cuando esta determinación no sea posible se utilizarán las lecturas de los medidores 
  de caudal de fueloil.
  El caudal del retorno de fueloil, se determinará como:
m  1.25  M  m    
RFO FO FO  (38)
Siendo M  la capacidad nominal del grupo para quemar fueloil en kg/h.
FO
  Los consumos de c alor en cada uno de los servicios auxiliares calculados con 
anterioridad  son  atendidos  mediante  vapor  auxiliar  procedente  de  caldera  y/o 
recalentado y/o extracción del ciclo. Por tanto, distinguiendo la fuente de procedencia del 
vapor auxiliar utilizado en cada caso, pueden definirse (este reparto variará según la 
configuración concreta de la central que se esté sometiendo a pruebas):
Q  = Suma consumos caloríficos de auxiliares atendidos desde la caldera (kJ/h).
CALD
Q  = Suma consumos caloríficos de auxiliares atendidos desde el recalentado 
VRF
(kJ/h).
Q  = Suma consumos caloríficos de auxiliares atendidos desde la extracción del 
CICLO
ciclo (kJ/h).
Los caudales de vapor auxiliar se determinarán según su fuente de procedencia del 
modo siguiente. La fórmula de cálculo de estos caudales podrá variar en función de la 
configuración  de  los  consumos  y  ramales  de  vapor  auxiliar.  Cada  emplazamiento 
particular deberá ser estudiado: e.
En la siguiente exposición se ha supuesto que el vapor auxiliar tomado de caldera  w.b
y/o de recalentado frío cede su calor por condensación exclusivamente a la presión de  064ww
cporoleccetdoer ndtee  vdaep ocar laduexraili anro d nee bcaejsai tap reasteiómnp. eArdaecimóná sp seero h saí  seul ppureoscteod qeunete  edl ev arpeocra laeunxtailidaor 
 
      
..
 
      
..
 
 
 
  frío. El vapor auxiliar tomado de una extracción del ciclo cede su calor por condensación 
   
  a la presión de la extracción y no es necesario atemperarlo.
 
 
 
  Q i  i
    m  CALD  VVAB AVAB    
  VAC
i  i i  i
  VVAB AVAB VAC AVAB   (39)
 
 
   m   QVRF  iVVAB  iATVA    
  VARF
i  i i  i
VVAB AVAB RF ATVA   (40)
    m  QCICLO    
EXT
i  i
VEXT AEXT   (41)
Siendo:
  ṁ  = Caudal de  extracción del ciclo para calentamiento de auxiliares (kg/h).
EXT
i  = Entalpía del vapor auxiliar (ramal baja presión) (kJ/kg).
VVAB
i  = Entalpía del vapor auxiliar (ramal alta presión) (kJ/kg).
VAC
i  = Entalpía del agua de atemperación del vapor auxiliar (kJ/kg).
ATVA
i  = Entalpía del vapor de extracción del ciclo para calentamiento de auxiliares 
VEXT
(kJ/kg).
i  = Entalpía del agua saturada a la presión de la extracción de vapor del ciclo 
AEXT
para calentamiento de auxiliares (kJ/kg).
Si alguno de los caudales ṁ , ṁ  se mide directamente, se aceptará este valor 
VAC VARF
medido  en  lugar  del  calculado.  El  valor  ṁ   debe  ser  determinado  (o  medido 
    EXT
directamente e introducido al cálculo, generalmente este valor es cero).
 
Los caudales de dren aje ṁDAT y DPR se determinarán a partir de ṁVAC, repartiendo en   
cada caso los caudales  según el punto de recogida de drenajes de cada uno de los 
sumandos que integran Q  , de modo que:
CALD
m  m  m    
DAT DPR VAC  (42)
2.5.8  Determinación de otros caudales.
Los siguientes caud ales serán medidos durante el  ensayo o si ello no estuviese 
previsto en campo, se determinarán mediante cálculo. A continuación, se expone un 
caso genérico que deberá ser particularizado para el grupo ensayado:
Determinación del caudal de vapor de atomización:
ṁ  = ṁ /10 (Se ha supuesto un 10 % de caudal atomización)  (43)
AT FO
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
  D eterminación del caudal de vapor venteado desde tanque de purga continua al 
  desgasificador:
 
 
   P referiblemente, el caudal de vapor venteado desde el tanque de purga continua al 
  desgasificador se determinará con las siguientes expresiones:
 
 
 
  𝑚̇ = 𝑚̇𝑣𝑝∗𝑇𝐷𝑆𝑎𝑎     
𝑃𝐶
  (𝑇𝐷𝑆𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑖𝑛−𝑇𝐷𝑆𝑎𝑎)  (44)
    𝑚̇ = 𝑚̇ ⋅  𝑖𝑎𝑐− 𝑖𝑎𝑝𝑐   
𝑣𝑝𝑐 𝑃𝐶
𝑖𝑣𝑝𝑐− 𝑖𝑎𝑝𝑐  (45)
TDSaa = TDS (sólidos disueltos totales) en el agua de alimentación en ppm.
  TDScalderin = TDS ( sólidos disueltos totales) en el calderín en ppm.
i  = Entalpía del drenaje del tanque de purga continua (kJ/kg).
APC
i  = Entalpía del vapor venteado del tanque de purga continua (kJ/kg).
VPC
i  = Entalpía del agua saturada a la presión del calderín (kJ/kg).
AC
  L os valores de TDSaa y TDScalderin deben ser sustentados a través de valores 
  históricos del grupo e información del fabricante.
 
  En caso de imposibilidad de aplicación del método propuesto anteriormente, y con la 
  justificación correspondiente y tras aprobación por el supervisor de las pruebas, podrá 
  calcularse el caudal de vapor venteado al desgasificador con las siguientes expresiones:
   
m  f (d ,L ,P ,P T )
VPC PC eq PC DES , PC   (46)
  Donde  f  represent a  la  relación  de  caudal  en  función  del  diámetro,  longitud 
equivalente del trazado, presión y temperatura en el tanque de purga continua y presión 
en el desaireador. Esta relación consiste en la resolución de las siguientes ecuaciones, 
que tienen en cuenta el cambio de sección y las pérdidas de carga en el trazado.
En el siguiente conjunto de ecuaciones para determinar el caudal de purga todas las 
magnitudes deben estar expresadas en unidades del Sistema Internacional.
   
Las ecuaciones se resolverán de una forma iterativa en función del valor de P
  G 
(presión al comienzo del trazado tras el cambio de sección a la salida del tanque de   
 
purga continua).
 
A partir de P  se obtendrá el valor de ṁ  a través de:
  G VPC
 2 1
m  dP2C PPC 2    PG    PG       
VPC 4 TPC R  1  PPC   PPC     (47)
 
   
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
   
Núm. 198 Jueves 19 de agosto de 2021 Sec. III.   Pág. 101882
 
 
 
 
El valor de M  se obtendrá a partir de:
  G
1
 P  
 PC  1
 
     M   PG       
G
  ( 1)/2   (48)  
 
   A partir de estos valore s se obtendrá MDES resolviendo la siguiente ecuación:
 1
1 M 2
P M G
DES  G 2    
P M  1
    G DES 1 M 2
DES
  2   (49)
 
 
   Finalmente se verific ará que se cumple la siguiente ecuación, en caso contrario se 
  repetirá el proceso cambiando el valor supuesto inicialmente de P :
G
  1 
 1 M 2 
Leq  1  1  1    1 ln M G  2 DES     
    dPC   M G2 M D2ES  2  M DES 1  1 M 2 
   2 G   (50)
 
 
   A partir del vapor v enteado desde el tanque de purga continua al desaireador se 
  obtiene la cantidad total purgada mediante la siguiente ecuación:
i  i
m  m  VPC APC    
PC VPC
i  i
AC APC   (51)
Siendo:
  d  = Diámetro inter ior del venteo al desaireador del tanque de purga continua en 
PC
pulgadas.
  PPC = P resión en tanque de purga continua, bar.
  T  = Temperatura en el tanque de purga continua, °K.
PC
   Leq =  Longitud equivalente del trazado entre el tanque de purga continu a y el 
   desaireador, m.
 
   R = Constante de los gases para vapor, tomar la media para las condiciones iniciales 
 
y finales del proceso, J/kg °K.
    = Coe ficiente adiabático del vapor, tomar la media entre las condiciones iniciales y 
finales del proceso.
   
    =  Fact or de fricción entre , tomar 0.012.
M  = Número de Mach al comienzo del trazado al desaireador tras el cam bio de 
  G
   sección desde el tanque a la t ubería. e.e
  MDES = Número de Mach a la descarga del trazado. w.bo
PDES = Presión en desaireador, bar. 064ww
VPC =  V olumen específico del vapor venteado del tanque de purga continua, m3/kg.
  del 1E0n  %la r easnpteecrtioor d efol rcmauuldaacli ó dne  fsuee l ihnay escutapduoe sat oc auldne rava.lor  de  caudal  de  atomización
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..  
      
..
 
      
..
Se  consideran  que  el  venteo  del  tanque  de  purga  al  desaireador  no  presenta 
restricciones a la sección (válvulas de globo, orificios restrictivos…) y el proceso es 
subcrítico. Estos supuestos deberán ser estudiados para caso en particular.
La determinación de ṁ  y ṁ  supone la existencia de purga continua durante el 
VPC PC
ensayo.
Con respecto al caudal de vapor a sopladores (ṁ ) este caudal se determinará 
VS
mediante lectura del correspondiente elemento de medida de caudal existente en el 
grupo. Aquellos grupos que no dispongan de este elemento deberán instalarlo.
No se permite soplar durante los ensayos de rendimiento. La medida del caudal de 
soplado medio, realizada durante un ciclo de soplado se considerará como ṁ , caudal 
VSE
promedio de soplado, Siendo ṁ , calculado a partir de él, para este caso de no 
VS
soplarse durante el ensayo.
2.6  Rendimiento de caldera.
En  este  apartado  se  desarrolla  el  cálculo  del  rendimiento  de  caldera.  Para  su 
determinación se asume la filosofía de cálculo de ASME PTC 4 - en su Sección 5 
apartado 5.14 «Pérdidas separadas» adoptando una simplificación del método.
La simplificación consiste en considerar únicamente las siguientes partidas en su cómputo.
Pérdidas en gases secos (L ).
1
Pérdidas por humedad en el combustible (L ).
2
Pérdidas debidas a la humedad procedente del hidrógeno del combustible (L ).
3
Pérdidas por humedad en el aire (L ).
4
Pérdidas por combustible en cenizas y escorias (generalmente llamadas, pérdidas 
por inquemados) (L ).
5
Pérdidas por convección y radiación al exterior (L ).
6
Pérdidas no medidas (L ).
7
Como calor aportado a caldera por cada kg de combustible se considerará además 
del poder calorífico superior del mismo, el calor aportado al aire por los ventiladores de 
  tiro  fo rzado/aire  primario  y  por  los  calentadores  de  aire  por  vapor  (o  agua 
  sobrecalentada) antes de los calentadores de aire-gases; en adelante a este segundo 
 
  sumando se le denominará «crédito».
  Según esta simplificación el rendimiento de caldera (η) vendrá dado por la expresión 
  siguiente:
100
  PCS  H   L  L  L  L  L  L  L     
c 1 2 3 4 5 6 7
PCS  H
c   (52)
Donde:
  PCS:  Poder  calorífic o  superior  del  combustible  introducido  en  la  caldera  sobre 
muestra húmeda y con cenizas (kJ/kg).
η Rendimiento de la caldera referenciado al PCS establecido (%).
Hc: Crédito por calor aportado por el aire (kJ/kg de combustible).
Antes  de  desarrollar  el  cálculo  de  cada  una  de  las  «pérdidas  separadas»,  es  es
necesario  definir  el  recinto  que  se  entiende  por  «caldera»  a  la  hora  de  hablar  de  o
cctrieoóenndnddiegii mcoci iooernmeneftoeos r  edúnnenoc irccimaaodl adoolee brs(jaAe .dt NiTveSeo nI,o/ iApeeeSnl rdMadoceE ietó enPnr m,Tc uCipnea anr4ret )ac,e  eqle  unfluóe ng ceciucli aoopnn rtoahocma ecaidee inrml atoa ie bonrsbetttoraea lnq ccudcieieóó  nnau  qnddu eeíg  ls rueuon pbe ojvse attaeilvobnorl e  scddueees,ll     2021-14064n https://www.
rendimiento comparable a un valor (garantizado o no) dado en unas ciertas condiciones
de referencia; en tal sentido a efectos del presente procedimiento se considera que
 
      
..
caldera,  en  el  sistema  de  gases  de  combustión,  termina  a  la  salida  de  los 
precalentadores de aire gases regenerativos (de aire primario y secundario) donde el 
aire de entrada a considerar será el que entre en dichos precalentadores y la salida de 
gases será también la salida de dichos precalentadores.
A continuación se desarrolla la filosofía del cálculo de cada una de las pérdidas 
separadas listadas anteriormente, teniendo en cuenta que el único componente en gases 
que se medirá será el oxígeno (contenido en % en volumen sobre muestra seca).
2.6.1  Pérdidas en gases secos.
De acuerdo con ASME PTC 4, esta pérdida se calcula mediante la expresión:
L  = mg (i  – i )  (53)
1 tg ta
Donde:
L  = Pérdidas en gases secos, en kJ/kg de combustible.
1
mg = Caudal de gases en kg/kg de combustible.
i  = Entalpía de los gases (secos) a la salida de los calentadores de aire gases, en 
tg
(kJ/kg).
  ita = Entalpí a de los gases (secos) a la temperatura ambiente expresados en (kJ/kg).
 
Las entalpías de los gases de escape serán calculadas a partir de la temperatu ra, 
 
presión y composición en base a las correlaciones abreviadas de la JANAF/NASA, tal y 
 
co mo se propone en ANSI/ASME PTC 4, en función de la temperatura:
𝑖 = 𝐶0+𝐶1∗𝑇 +𝐶2∗𝑇2 +𝐶3∗𝑇3 +𝐶4∗𝑇4 +𝐶5∗𝑇5    
𝑘 𝑘 𝑘 𝑘 𝑘 𝑘   (54)
Siendo:
   
I  = Entalpía del gas seco a la temperatura k (Btu/lbm).
k
T  = Temperatura del punto k (K).
k
C = Coeficientes para el gas seco empleados para temperaturas entre los 255 K 
i
hasta los 1000 K.
C0 = – 0.1231899 E+03       C1 = + 0.4065568 E+00
C2 = + 0.5795050 E-05        C3 = + 0.6331121 E-07
C4 = – 0.2924434 E-10        C5 = + 0.2491009 E-14
Los coeficientes anteriores están basados en una composición de gases de escape 
de 15.3 % CO , 3.5 % O  y 0.1 % de SO : Se asume que la entalpía de los gases de 
2 2 2
escape  de  combustibles  fósiles  no  varía  significativamente  dado  que  el  nitrógeno 
atmosférico es el componente predominante y las similitudes de características entre los 
componentes que más varían O  y CO .
    2 2
 
2.6.1.1  Cálculo del caudal de gases (mg).
 
 
  La cantidad de gases secos por unidad másica de combustible se determinará a 
  través de la siguiente expresión: s
mg  mgcomb  maire (0,7676  E )     064www.
  100   (55)
    BOE-A-cable e
 
      
..
 
      
..
Siendo:
mg = Caudal de gases secos de escape, kg/kg de combustible.
mgcomb = Caudal de productos secos de combustión, kg/kg de combustible.
maire = Caudal de aire seco para combustión estequiométrica, kg/kg de combustible.
E = Exceso de aire, %.
El aire mínimo teórico necesario por unidad másica de combustible para llevar a cabo 
la reacción de combustión vendrá dado por:
maire = 0,1151 · MpCb + 0,3430 · MpH F + 0,0431 · MpSF – 0,0432 · MpO F  (56)
2 2
Donde  MpCb,  MpH F,  MpSF  y  MpO F  son  los  porcentajes  respectivos  en  la 
2 2
composición  del  combustible  de  carbono  realmente  quemado,  hidrógeno,  azufre  y 
oxígeno expresados en tanto por ciento (%).
El porcentaje de carbono realmente quemado se obtendrá a partir de:
MpCb = 100 · Cb  (57)
  Do nde  Cb  representa  el  carbono  realmente  quemado  por  unidad  másica  de 
  combustible (kg/kg de combustible), cuyo cálculo se detalla en el apartado 2.6.5 de 
 
  pérdidas por combustible en cenizas y escorias.
  El caudal de gases secos que se generan al quemar un kg de combustible se 
  obtendrá a partir de:
   
  mgcomb  MpCb 44 ,01  MpSF 64 ,064  MpN 2F    
 
  1201 3206 ,4 100   (58)
 
  El cálculo del exceso de aire se realizará a partir de la siguiente fórmula:
   
DVpO (mogcomb  0,7905 moaire )
E  100  2    
moaire (20 ,95  DVpO )
2   (59)
Donde:
   D VpO2 = Porcentaje  volumétrico de O2 medido en los gases de escape
  moaire = Moles de aire estequiométricos necesarios para la combustión, mol/kg de 
 
  combustible
  mogcomb = moles de productos de combustión, mol/kg de combustible
  Estos valores se obtendrán con las siguientes expresiones:
maire
   
moaire 
28,963   (60)
MpCb MpSF MpN F
mogcomb    2
    1201 3206,4 100   (61)
  e.e
 
      
..
 
      
..
 
      
..
..
2.6.2  Pérdidas por humedad del combustible.
De acuerdo con ASME PTC 4 estas pérdidas se evalúan mediante la expresión:
L  = mf · (i  – i )  (62)
2 s e
Siendo:
L  = Pérdidas por humedad en el combustible (kJ/kg de combustible).
2
mf = Contenido de humedad en el combustible (kg/kg).
i  = Entalpía del vapor de agua a la presión de 0,069 bara (1 psia) y a la temperatura 
de salida de los gases, ambos parámetros a la salida de los calentadores de aire-gases 
(kJ/kg).
La presión de 0,069 bara (1 psia) es un valor de referencia fijado por el ASME PTC 4 
que es usado dada la poca influencia de la presión en la entalpía del vapor a las 
presiones parciales en que éste se encuentra en los gases de escape. Lógicamente 
también se aceptará dicha presión parcial como dato junto con la temperatura a partir del 
cual calcular la entalpía.
i  = Entalpía del agua en condiciones de líquido saturado a la temperatura de 
incorporación  del  combustible  al  conjunto  «caldera»,  en  este  caso  a  temperatura 
ambiente (kJ/kg).
2.6.2.1  Cálculo de entalpías.
Los cálculos de las diversas entalpías referidas en este procedimiento general se 
incluirán en los procedimientos particularizados y estarán basados en las ASME steam 
properties for industrial use (based on IAPWS-IF97 (professional version).
2.6.3  Pérdidas debidas a la humedad procedente del hidrógeno del combustible.
Según ANSI/ASME PTC 4 estas pérdidas se evalúan mediante la expresión:
L  = 8.936 · (H) · (i  – i )  (63)
3 s e
Donde:
L  = Pérdidas debidas a la humedad procedente de la combustión del hidrógeno del 
3
combustible, en (kJ/kg) de combustible.
H = Contenido de hidrógeno en el combustible (excepción hecha del que está en 
forma de agua), en kg/kg de combustible.
i ,i  = Parámetros definidos en el apartado 2.6.2.
s e
8,936  =  Cantidad  de  agua  en  kg  producida  por  kg  de  hidrógeno  mediante  su 
combustión.
2.6.4  Pérdidas por humedad en el aire.
Siguiendo la metodología de ASME PTC 4, estas pérdidas se evalúan mediante la 
expresión:
L4 = WMA ·WA · (is – iev)  (64) e.es
Donde: w.
de cLo4m =b uPsétirbdlied.as debidas a la humedad aportada por el aire de combustión, en (kJ/kg)
de aWguMaA/ k=g  Cdoen ateirnei dsoe cdoe. humedad en el aire entrante en caldera para combustión, en kg  BOE-A-cable e
W  = Cantidad de aire seco introducido en caldera, expresado en kg de aire seco/kg 
A
de combustible.
i  = La definición es igual a la correspondiente en el párrafo 2.6.2, Siendo idéntico su 
cálculo.
i  = Entalpía del agua en condiciones de vapor saturado seco, a la temperatura 
ev
ambiente; expresada en (kJ/kg).
El parámetro W , es calculado a partir de las temperaturas de bulbo húmedo y de 
MA
bulbo seco (se toma presión atmosférica igual a 1 bara, este valor tiene una influencia 
despreciable).  Los  cálculos  psicométricos  efectuados  se  basarán  en  "ASHRAE 
Fundamentals Handbook".
El W es calculado multiplicando por el factor (1+E/100), el aire mínimo necesario 
A 
para quemar 1 kg de combustible.
W  = maire (1 + E/100)  (65)
A
2.6.5  Pérdidas por combustible en cenizas y escorias.
Estas pérdidas se evalúan mediante la siguiente expresión:
L  = 33729 · (C – C )  (66)
5 b
Donde:
L  = Pérdidas por combustible en cenizas y escorias o pérdidas por inquemados, 
5
expresada en (kJ/kg) de combustible.
33729 = Poder calorífico del carbono, en (kJ/kg).
C = Contenido de carbono en el combustible, expresado en kg/kg de combustible.
C  = Cantidad de Carbono del combustible realmente quemado, expresado en kg/kg 
  de co mbustible.
 
  Este planteamiento presupone que todo el combustible encontrado e n cenizas y 
  escorias se considera como carbono.
  El parámetro C  será calculado mediante la expresión siguiente:
A E C  C C
C  C  s e v c    
b 100 E C  C C
100  s e v
100   (67)
Donde:
  A = Contenido de ce nizas en el combustible (kg/kg de combustible).
E  = Cantidad de las cenizas del combustible que se extraen en caldera en forma de 
escorias (% en peso de A).
C  = Cantidad de las cenizas del combustible que se consideran se extraen (o salen) 
v
de caldera en forma de cenizas volantes (% en peso de A).
C  = Combustible en escorias (% en peso).
Cc = Combustible en cenizas volantes (% en peso). es
Los parámetros Es y Cv serán datos extraídos de la experiencia de funcionamiento  boe.
del grupo; las Ce y Cc serán determinadas mediante análisis de muestras de escorias y  064www.
cenizas recogidas de acuerdo con procedimiento específico.
 
      
..
2.6.6  Pérdidas por convección y radiación al exterior.
El cálculo de las pérdidas por convección y radiación al exterior Q  se realizará tal y 
per
como se describe en la norma EN 12952-15:2003.
Finalmente, las pérdidas por unidad de combustible introducido a caldera debidas a 
pérdidas por convección y combustión L  se obtienen dividiendo el Q  calculado entre 
6 per
el gasto de combustible de la prueba, cuyo valor se estimará, sobre este valor se iterará 
hasta que converja con el gasto de combustible resultado de los cálculos. La primera 
iteración se obtendrá prorrateando a partir del de potencia nominal según la potencia del 
ensayo.
L  = Q *3.6/GCOMB  (68)
6 per
Para la primera iteración GCOMB se estimará a partir de GCOMB=GN*WB/PN.
Q : Es el calor perdido por unidad de tiempo por la caldera expresado en kJ/s.
per
WB: Potencia en bornas del alternador en (kW).
GCOMB: Gasto nominal del grupo a potencia nominal en (Tn/h).
GN: Gasto nominal del grupo a potencia nominal en (Tn/h).
PN: Potencia nominal del grupo (kW).
L  = Pérdidas por convección y radiación, en (kJ/kg) de combustible.
6
2.6.7  Pérdidas no medidas.
Esta partida será el balance de pérdidas que no se evalúan por su menor importancia 
frente a las anteriores, y por la dificultad de medición de los parámetros necesarios para 
su determinación.
Como cifra de cierre para contabilización de las partidas citadas que componen el 
capítulo de pérdidas no medidas se asume en todos los casos y a todas las cargas un 
valor del 1 % de rendimiento, o sea:
L  = 0,01 · PCS  (69)
7
L  = Pérdidas no medidas en (kJ/kg) de combustible.
7
PCS = Poder calorífico superior del combustible empleado en prueba, en (kJ/kg).
2.7  Caudales de aire. Crédito por aire.
2.7.1  Caudales de aire.
En la introducción del capítulo 6 ya se indicaba la filosofía de contabilización del calor 
necesario  para  calentamiento  del  aire  ambiente  hasta  el  punto  de  entrada  a  los 
calentadores de aire-gases. El procedimiento que se ha establecido y que aquí se 
desarrolla, obliga a que se suministren los caudales de aire primario y aire secundario, 
así como la temperatura de estos aires a la entrada a sus respectivos precalentadores 
de aire-gases. Las temperaturas para el cálculo correspondiente a cada ensayo serán 
medidas directamente en la planta. Los caudales se calcularán mediante las siguientes 
expresiones:
W  = 10 · A  · Cc · W   (70) s
ap p A e
Was = 10 · As · Cc · WA  (71) 064www.
Donde:
WWaaps  ==  CCaauuddaall  ddee  aaiirree  spericmuanrdioa r(ikog (/khg)./h). BOE-A-cable e
A  = Tanto por ciento de aire total que va hacia calentadores de aire primario (% en 
p
peso).
A  = Tanto por ciento de aire total que va hacia calentadores de aire secundario (% 
en peso),
C  = Consumo de carbón a la carga de ensayo prorrateado del de garantía (t/h).
c
W  = Caudal total de aire de combustión (kg/kg de combustible).
A
   
  2.7.2  Crédito por aire (H ).
c
 
 
  Tal y como se ha definido H , en la introducción de la sección 2, H  responderá a la 
c c
  expresión:
0,24
H  W A T T  A T T    
c A p p a s s a
100   (72)
Donde:
  H  = Crédito por aire , en (kJ/kg) de combustible.
c
0,24 = Calor específico del aire a presión constante, en (kJ/kg·°C).
W  = Caudal total de aire de combustión (kg de aire/kg de combustible).
A
A  = % de aire total que va a los calentadores de aire primario (en peso).
p
A  = % de aire total que va a los calentadores de aire secundario (en peso).
T  = Temperatura del aire delante de los calentadores de aire primario (°C).
p
T  = Temperatura del aire delante de los calentadores de aire secundario (°C).
T  = Temperatura ambiente (°C).
a
2.8  Configuraciones alternativas.
El esquema de cálculo recogido hasta ahora corresponde a una central en la que el 
último calentador de agua de alimentación está alimentado por una extracción desde la 
turbina de alta presión y el penúltimo calentador por vapor procedente del recalentado 
frío procedente del escape de la turbina de alta presión.
El procedimiento de cálculo para centrales térmicas cuyo último calentador se alimente 
desde el recalentado frío y el penúltimo con una extracción desde la turbina de media presión 
(o en general cualquier otro punto situado aguas abajo de la salida del recalentador de vapor) 
es equivalente si se hacen los cambios que se recogen a continuación:
Igualar la temperatura y presión de salida del penúltimo calentador a las del último.
Igualar la temperatura y presión de entrada del penúltimo calentador a las del último.
Igualar la temperatura y presión de entrada al último calentador con las de salida de 
ese mismo calentador.
Otras posibles configuraciones de alimentación de calentadores desde el lado vapor 
requerirán un estudio más detallado a fin de adecuar la metodología general expuesta al 
esquema particular de la central. La adaptación de la metodología de cálculo habrá de 
ser aprobada por el comité de ensayos e incluida en el procedimiento particularizado.
3. Coste de arranque es
3.1  Introducción. w.
cualA u lno sg reufpeoct opsa sdae  dees teu np reosctaeddoim dieen tmo asrec hdae feinne  ceoln adricraionnqeuse  dceo mcaor geal  pmroínciemsao  ap oor treol 
 
      
..
estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro. El 
coste de arranque asociado se puede definir mediante la siguiente expresión:
C = C  (1 – e-αt)  (73)
Donde:
C = Coste de arranque, para un tiempo de arranque t (€).
C  = Constante del grupo equivalente al coste de arranque en frío para un tiempo de 
parada infinito (€).
α = Constante del grupo.
t = Tiempo de arranque en (h).
Una vez obtenidos los pares de valores (C,t) se podrán estimar las constantes de 
cada grupo Co y α, mediante el método de mínimos cuadrados.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.2.1  Costes de arranque asociados al combustible.
Etapa 1:
Se define la etapa 1 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad baja 
progresivamente, según su rampa característica, desde mínimo técnico hasta la potencia 
en la que se produce el desacoplamiento del grupo de la red.
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el(los) combustible(s), hasta el momento de desacoplamiento.
2.  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares propios e inherentes al 
funcionamiento del grupo, tomada de la red.
3.  Energía eléctrica vertida a la red.
Etapa 2:
Se define la etapa 2 como aquella etapa comprendida entre el desacoplamiento del 
grupo de la red y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada, tras 
el cual el grupo comienza un periodo intermedio de paro. En esta etapa se contabilizarán 
los siguientes costes:
1.  Calor  aportado  a  caldera  por  el(los)  combustible(s),  hasta  el  momento  de 
apagado de la misma o para mantenimiento de las condiciones de reserva caliente.
2.  Energía  eléctrica  consumida  por  los  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Esta etapa no incluye, por tanto, los consumos que se producen en el periodo 
intermedio de paro ajeno al proceso de parada-arranque que se produce entre la parada 
y el arranque de un grupo. Sí se considerarán cuando sean de aplicación, los consumos 
asociados al embotellamiento de calderas.
Etapa 3:
Se define la etapa 3 como aquella etapa comprendida entre el entre el inicio del  s
proceso de puesta en carga y la consecución del acoplamiento de la unidad. Comienza  e.
por  tanto  con  la  conexión  del  primer  auxiliar  asociado  al  arranque  del  grupo  w.
(habitualmente coincidirá con el momento del encendido de la caldera). 064ww
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
acop1l.a mCieanlotor  daep loar tuandiod ada.  caldera  por  el(los)  combustible(s),  hasta  el  momento  de
2.  Energía eléctrica tomada consumida por los servicios auxiliares inherentes al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Etapa 4:
Se define la etapa 4 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad sube 
progresivamente hasta alcanzar un estado de funcionamiento en las mismas condiciones 
en las que se inició la etapa 1.
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado a caldera por el(los) combustible(s) hasta alcanzar la carga mínima.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo.
3.  Energía eléctrica vertida a red.
3.2.1.1  Calor aportado a caldera por el(los) combustible(s).
La estimación de este coste se realiza mediante la expresión:
P
C   Q  (PCI)
c i i
4186.8 i   (74)
Donde:
C  = Coste del calor aportado a la caldera por el(los) combustible(s) en euros.
c
Q = Consumo de cada uno de los combustibles «i» utilizados durante la etapa 
    i
  considerada, expresado en kg.
  (PCI)i = Poder calorífico inferior del combustible «i», en (kJ/kg).  
  P = Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque, en 
  euros/th.
 Q  PCI   P 
i i i
P  i     
 Q  PCI  
i i
i   (75)
P = Precio de la termia del combustible «i», en (€/th). A estos efectos se tomará el 
  i  
último precio publicado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la 
fecha en la que se inicien los ensayos
Para la determinación de los distintos caudales durante el arranque (gasoil, fueloil y/o 
carbón) se atenderá a lo establecido en el apartado 2.5.3 del anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías.
3.2.1.2  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares.
Se define el coste de la energía consumida por los servicios auxiliares como:
C  = E  · P   (76) s
SA SA CM e
Donde: w.
provCeSnAie =n teC odsetle  gdreubpiod oe nas laay aednoe,r gcíaal ceulélacdtroic aa l cpornescuiom didea  gpeonr elorasc isóenr vpicoior sc oamuxbiuliasrtiebsle n oa 
carga mínima (€).
..
 
      
..
E  = Energía eléctrica consumida a través de las redes de transporte o distribución 
SA
por los sistemas auxiliares del grupo, inherentes al mismo, durante la etapa que se 
considera (kWh).
P  = Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima, en euros/kWh.
Este último parámetro se determina mediante la expresión:
CENG 
P  PCI CM  P
CM c
4186.8   (77)
Donde:
(CENG ) = Consumo específico neto del grupo obtenido de los ensayos a carga 
PCI CM 
mínima realizados sobre el grupo (kJ/kWh) referido al PCI.
P  = Precio de la termia del combustible normalmente usado en carga mínima (€/th) 
C
referido a PCI. A estos efectos se tomará el último precio publicado por la Dirección 
General de Política Energética y Minas en la fecha en la que se inicien los ensayos.
Para cada instalación se analizará en detalle la posición de los puntos de medida 
reflejándose en los procedimientos particularizados.
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que bajo el término E
SA 
deberán considerarse sólo los consumos inherentes a dicha configuración.
3.2.1.3  Energía eléctrica vertida a red.
Los ingresos por la energía vertida a la red se definen como:
C  = E  · P   (78)
EE E CM
Donde:
C  = Ingreso debido a la energía eléctrica vertida a red (€).
EE
E  = Energía eléctrica vertida a red durante la etapa considerada (kWh).
E
P  = Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Su cálculo está desarrollado en el punto 3.2.1.2.
Tanto a la energía eléctrica tomada del exterior, como a la energía eléctrica vertida al 
exterior, se le ha asignado un mismo precio (P ), igual al coste de generación (debido 
CM
al consumo de combustible) correspondiente a los resultados de funcionamiento a carga 
mínima que se realicen.
3.2.2  Otros costes de arranque.
Dentro de los costes no puramente energéticos que pueden generarse durante un 
arranque, el consumo de agua desmineralizada se considera con entidad suficiente 
como para proceder a su contabilización. es
La evaluación de este coste se realizará mediante la expresión: o
  Ca = Qa · Pa  (79)
..
Donde:
Ca = Coste por consumo de agua desmineralizada durante un arranque de duración t 
horas (€).
Qa = Consumo de agua desmineralizada durante el arranque de duración t horas (m3).
Pa = Precio del agua desmineralizada (€/m3). Este parámetro será característico de 
cada unidad. Deberá justificarse en los procedimientos particularizados.
Alternativamente, una vez contabilizado el consumo de agua desmineralizada durante el 
arranque, la empresa propietaria podrá aportar un cálculo justificado del coste en energía en 
el que se incurre por este motivo. En este caso, se calculará el coste de manera análoga al 
  coste  de la energía consumida por los servicios auxiliares (concepto C ).
SA
 
 
  3.3  Coste de arranque total.
 
  El coste C, correspondiente a un ensayo será:
   
 
𝐶 = 𝐶𝑎+∑4 ∑ [𝐶 +𝐶 −𝐶 ]     
  𝑗=1 𝑖 𝐶𝑗,𝑖 𝑆𝐴𝑗 𝐸𝐸𝑗   (80)
 
  Cuya expresión desarrollada es:
   
1 4  
C  Ca   P  Q  PCI    CENG  E  E  P    
 i i CM SAj Ej c
4186 .8 j1  i   (81)
Donde  P  y  P   son  los  precios  de  las  termias,  ponderada  según  consumo  de 
c
  combustible en arranq ue (P), y del combustible habitual a carga mínima (Pc) definidos en 
los apartados anteriores.
4. Metodología correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia
El consumo específico neto del grupo corregido, CENG*, se calcula a partir del 
consumo específico neto de un grupo (obtenido en los ensayos) corregido a unas 
condiciones  de  referencia.  Dichas  condiciones  de  referencia  están  definidas  en  la 
sección  6  del  Anexo  A.IV.2:  procedimiento  de  ensayos  de  rendimiento  y  coste  de 
arranque de centrales térmicas de turbinas de vapor de carbón.
Se  deberá  tener  en  cuenta  a  la  hora  de  elegir  los  valores  de  referencia  la 
dependencia de algunas variables con la potencia generada por dicho grupo. Para estos 
casos se deberá elaborar una curva que, construida a partir de históricos de dicha 
variable durante al menos un año, permita, en función de la potencia, calcular el valor de 
referencia  de  la  variable  para  cada  prueba  de  consumo  específico.  Se  señalarán 
aquellos casos en los que no se considere adecuada la curva así obtenida a partir de 
históricos  con  un  punto  de  carga  de  operación  habitual,  para  su  aplicación  a  la 
corrección a las cargas de los ensayos.
A  continuación,  se  exponen  ejemplos  de  factores  de  corrección  habituales,  sin 
perjuicio de que, según la documentación del fabricante o norma de aplicación, se 
puedan aplicar correcciones adicionales por otros parámetros previa justificación del  s
propietario y aprobación, en su caso, por parte del supervisor de las pruebas. oe.
Todas las variables corregidas, se señalan a partir de aquí con asterisco. w.
 
      
..
 
      
..
Así:
FG *  CCC*  CCCA* FA*
CENGC* 
*/100
  (82)
1
CENG*  CENGC*
1H C* / PCS*   (83)
4.1  Parámetros afectados.
Los  parámetros  básicamente  afectados  por  las  condiciones  ambientales  son  la 
presión de escape y los caudales de vapor para calentamientos diversos.
4.1.1  Consumo calorífico en calentamiento de aire.
En caso de que mVAC sea medido, la corrección de este valor por consumo calórico 
   
en calentamiento de aire debe realizar con información de las curvas del fabricante, si 
 
están disponibles, En caso de que no se disponga de las mismas, el valor no podrá ser   
 
corregido.
 
Cuando mVAC no sea medido, la corrección por consumo calórico en calentamiento 
 
de aire  puede realiza rse según se describe a continuación:
 
Co n  una  temperatura  ambiente  TA*  y   dado  que  los  caudales  de  aire  no  están   
básicam  ente afectados por las condiciones atmosféricas, pero sí por la variación del 
combu stible, se tendrá:
   
Q*aire  0,24 [m *AP (TAECP  TA*)  m *AS (TAECS  TA*)]   (84)  
Los caudales de aire primario y secundario corregidos se obtienen rehaciendo el 
cálculo  de  caudales  de  aire  a  partir  de  la  nueva  composición  del  combustible  de 
   
referencia.
  4.1 .2  Consumo calorífico en los calentadores de fueloil.
 
  Por otra parte, los sistemas de control del grupo permiten que el consum o de calor 
  de los calentadores de fueloil sea constante, al margen de las condiciones ambientales, 
  dada la acción de los calentadores de succión. Luego:
QF*O  QFO  0   (85)  
 
   
  4.1.3  Consumo calorífico en calentadores de succión.
     
 
  Por lo que atañe al calor utilizado en calentador de succión del tanque diario de 
  fueloil, se aproxima su cálculo de la siguiente forma:
𝑞 ∗ = 𝑞     
𝑆𝑇𝐷 𝑆𝑇𝐷  (86) es
  o
    2021-14064n https://ww
..
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
    4.1.4  Consumo calorífico en el calentador de fondo del tanque de almacenamiento 
  y traceados.
 
 
  Para el consumo calorífico en calentador del fondo del tanque de almacenamiento y 
  traceados, se aproxima su cálculo de la siguiente forma:
𝑞∗  = 𝑞   
𝐹𝑇𝐴 𝐹𝑇𝐴  (87)
   
  4.1.5  Caudales de vapor.
 
 
   
  La corrección de los distintos caudales de vapor se calcula mediante las siguientes 
   fórmul as:
 
 
 
*
q
  m *  m  CALD     
     VAC VAC q
CALD   (88)
 
 
 
    q *
  m *  m  VRF     
  VARF VARF q
VRF   (89)
        q *
  m *  m  CICLO     
  EXT EXT qCICLO   (90)  
 
     Lo s caudales de dren aje del sistema de vapor auxiliar de caldera serán:
 
 
  *
m
  m *  m VAC    
  DAT DAT m *
    VAC   (91)
 
     mVAC *  m DAT *  m DPR *   (92)    
     
  Con ello se pueden obtener los siguientes valores corregidos:  
 
   
     
 
       m DTA *  m DTA  m DAT * /m DAT  (9 3)  
 
 
    mVTA *  mVTA  m DAT * /m DAT   (94 )  
    
    m DTP *  m DTP  m DPR * /m DPR   (95)
       
   mVTP *  mVTP  m DPR * /m DPR  (96 )  
     
 
  Por su parte el caudal de vapor a sopladores debe considerarse como:
   
n T e.
m *  m  DSC     bo
VS VSE 24   (97) 064www.
  un sSoipelnaddoo  «conm» pelle ntoú.m ero de soplados por día y TDSC el tiempo en horas de duración de  OE-A-2021-14able en https://
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
 
      
..
   
Por otra parte, el caudal de agua de aportación al ciclo habrá también variado. Si se 
 
considera que en funcionamiento normal.  
 
 ṁFD* = ṁFCP* = 0 (ya que el agua de aportación mantiene los niveles).
 Entonces se tendrá:
m AMU *  m AMU  m FD  m FCP  mVS *  mVS  mVTA *  mVTA   ( 98)
En el procedimiento particularizado para el ensayo del grupo podrá concretarse la 
formulación anterior, teniendo en cuenta la distinción entre sopladores cortos y largos, 
   
previa aprobación del comité de ensayos.
4.2  Correcciones al consumo específico neto del grupo.
4.2.1  Correcciones a CCC.
Se corrige CCC de acuerdo con la siguiente ecuación:
CCC* = CCC/(FC1 · FC2 · FC3· FC4)  (99)
   
Siendo FC1,2, …4 los distintos factores de corrección descritos a continuación.
 
 
 
4.2.1.1  Corrección por agua de aportación (FC1).
 
Se  define el factor de corrección de acuerdo con ANSI/ASME PTC 6.1.
% CORR .  m m * 
FC 1  1   100 AMU  100 AMU     
100  m m 
  VP VP   (100)
%  CORR  se  define  como  el  resultado  de  aplicar  la  curva  de  corrección  de  la 
instalación para corrección del consumo específico por variación del agua de aportación 
   
al ciclo o, en su defecto, la figura A-7 de ANSI/ASME PTC 6, considerando el 100 % del 
caudal de vapor principal con válvulas abiertas como 1,05·m  en prueba al 100 %. Si se 
VP
utiliza otra corrección distinta a la recogida en el código ANSI/ASME PTC 6.1, ésta 
deberá tener los mismos datos de entrada y la misma forma de corrección del consumo 
   
específico.
 
 
 
4.2.1.2  Corrección por vapor auxiliar tomado del recalentado frío (FC2).
 
Se  define de acuerdo con ANSI/ASME PTC 6.1, como:
% CORR .  m m * 
FC 2  1   100 VARF  100 VARF     
100  m m 
  VP VP   (101)
% CORR es el resultado de aplicar la curva de corrección de la instalación para 
corrección  del  consumo  específico  por  variación  del  vapor  auxiliar  tomado  del 
   
recalentado frío o, en su defecto, la figura A-4 de ANSI/ASME PTC 6.1. Si se utiliza otra 
corrección distinta a la recogida en el código ANSI/ASME PTC 6.1, ésta deberá tener los  es
mismos datos de entrada y la misma forma de corrección del consumo específico. bo
 
      
..
 
      
..
 
      
..
   
 
 
 
4.2.1.3  Corrección por vapor auxiliar tomado de extracción del ciclo (FC3).
 
  Se define de acuerdo con ANSI/ASME PTC 6.1, como:
% CORR .  m m * 
FC 3  1   100 EXT  100 EXT     
100  m m 
  VP VP   (102)
% CORR se define según figura A-3 de ANSI/ASME PTC 6.1 u otra curva de 
corrección  específica  del  consumo  específico  de  la  instalación  para  corrección  del 
   
consumo específico por variación del vapor auxiliar tomado del recalentado frío. Si se 
utiliza otra corrección distinta a la recogida en el código ASME PTC 6.1, ésta deberá 
tener  los  mismos  datos  de  entrada  y  la  misma  forma  de  corrección  del  consumo 
específico (Heat Rate).
4.2.1.4  Corrección por temperatura del foco frío (FC4).
La corrección por temperatura del foco frío, se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el fabricante para la corrección del consumo específico generado por 
este efecto.
En caso de no ser posible la aplicación de la corrección por temperatura del foco frío 
a  un  grupo  debido  a  causas  justificadas;  en  el  procedimiento  particularizado  se 
introducirá un cálculo sustitutivo (como por ejemplo el empleo de curvas genéricas según 
normativa ASME o normas similares) para el factor de corrección afectado, el cual habrá 
de ser aprobado, en su caso, por el supervisor de las pruebas.
4.2.2  Correcciones a CCCA.
Se corrigen por separado los factores que integran CCCA, de modo que:
CCOF*
CCCA* 
WB*   (103)
4.2.2.1  Correcciones a WB.
Se define WB* = WB/ (FACTOR CORRECCION POTENCIA)  (104)
  Si endo:
 
 
 
FACTOR CORREC. POTENCIA = (2 – FC1) · (2 – FC3) · FP2 · (2 – FC4)  (105)
 
  Siendo:
% CORR .  m m * 
FP 2  1   100 VARF  100 VARF     
100  m m 
  VP VP   (106)
Para esta expresión % CORR. se define según la figura A4 de ANSI/ASME PTC 6.1 
  u otra curva de correcció n específica de la instalación para la corrección de la carga en  oe.
función del vapor auxiliar tomado de recalentado frío. Si se utiliza otra corrección distinta  w.b
a la recogida en el código ASME PTC 6.1, ésta deberá tener los mismos datos de  064ww
entrada y la misma forma de corrección de la potencia (load).
 
      
..
..
 
      
..
   
 
 
  4.2.2.2  Correcciones a CCOF.
 
  La corrección a CCOF se realizará mediante la siguiente expresión:
CCOF *  CCOF  (m *  m ) i  (m *  m ) i   
DTA DTA DTA DTP DTP DTP
           (mVTP *  mVTP ) iVTP  (m AMU *  m AMU ) iAMU     ( 107)
 
 
  4.2.3  Correcciones a FG.
 
    Se corrigen separadamente  cada uno de los factores, de modo que.
CCPC *  CCPA *
FG *     
CCPC *  CCOF *   (108)
4.2.3.1  Correcciones a CCPC.
  Se calculan median te:
CCPC* = CCC* · WB*  (109)
   
4 .2.3.2  Correcciones a CCPA.
 
 
D  e acuerdo con la ecuación (19) y considerando que ṁPC, ṁAT y ṁFC no varían se 
tiene  que:
CCPA *  CCPA  (mVAC *  mVAC ) iVAC  (mVS *  mVS ) iVS   (1 10)
4.2.4  Correcciones a FA.
L a corrección de este factor se h ace en base a la variación de la potencia vertida a 
red por el grupo en función del rendimiento del alternador y transformador principal al 
trabajar a distintos factores de potencia y diferentes condiciones ambientales. Por lo cual 
se  da  la  opción  de  corregir  este  parámetro  de  las  condiciones  de  prueba  a  unas 
condiciones  de  referencia  correspondientes  al  factor  de  potencia  histórico  de  esa 
instalación.
FA* = WB/WR*  (111)
Donde:
WR* = WTP* – WAR – WE  (112)
WTP* = WTP + L   L   (113)
ref prue
Donde L y L  son las pérdidas del alternador y transformador principal con factor 
ref  prue
de potencia de referencia y factor de potencia de la prueba, y potencias vertidas a red de 
la prueba y de referencia que se obtendrán a partir de las curvas de corrección y/o  e.
circuitos equivalentes suministrados por el fabricante para este efecto. w.b
 
      
..
 
      
..
 
      
..
4.3  Correcciones del rendimiento de caldera.
4.3.1  Correcciones por cambio de combustible.
La corrección del rendimiento de caldera por efecto de modificación del combustible, 
se  realizará  mediante  la  aplicación  del  párrafo  5.18.3  del  código  ASME  PTC-4 
referenciado;  o  sea,  se  calculará  el  rendimiento  en  base  a  la  nueva  composición 
elemental del combustible y su correspondiente poder calorífico superior conservando 
como fijos los valores de inquemados, exceso de aire, temperaturas de aire y gases y 
temperatura de superficie de paredes exteriores de caldera determinados en prueba. 
Para definir la composición del combustible para la corrección se tomará una media 
ponderada de los análisis realizados en el último año sobre el carbón suministrado.
4.3.2  Corrección por condiciones ambientales.
Tal y como se ha establecido la metodología de cálculo del rendimiento de caldera, 
tres son los parámetros ambientales que influyen en el cálculo del rendimiento, a saber:
1.  Presión atmosférica.
2.  Humedad relativa del aire.
3.  Temperatura de bulbo seco.
La presión atmosférica es un parámetro de influencia mínima sobre los valores 
calculados  para  este  tipo  de  centrales,  por  lo  que  su  corrección  se  considera 
despreciable y no se incluye en la metodología.
Las pérdidas por humedad relativa del aire influyen en las pérdidas por humedad en 
el aire de combustión.
La variación de la temperatura de bulbo seco tiene influencia en el crédito por calor 
aportado por el aire de combustión, pérdidas en gases secos, pérdidas por humedad en 
el combustible, pérdidas por humedad debida al hidrógeno del combustible, pérdidas por 
humedad del aire y pérdidas por radiación y convección.
A continuación se calcularán los términos de pérdidas de caldera corregidos por 
separado para modificar el rendimiento de caldera.
4.3.2.1  Pérdidas corregidas por gases secos L *.
1
El cálculo para las pérdidas corregidas de gases secos es análogo al descrito para 
estas mismas pérdidas en la sección de rendimiento de la caldera con las únicas 
diferencias  del  cambio  de  la  temperatura  ambiente,  que  ahora  se  utilizará  la  de 
condiciones de referencia y el cambio de la masa de gases, cuyo cálculo se realizará en 
base a la nueva composición de combustible de referencia.
4.3.2.2  Pérdidas corregidas por humedad en el combustible L *.
2
El cálculo para las pérdidas corregidas de humedad en el combustible es análogo al 
descrito para estas mismas pérdidas en la sección de rendimiento de la caldera con las 
únicas diferencias del cambio de la temperatura ambiente, que ahora se utilizará la de 
condiciones de referencia y el cambio de la humedad en el combustible, que ahora 
deberá utilizar las del combustible de referencia.
4.3.2.3  Pérdidas  corregidas  por  humedad  proveniente  del  hidrógeno  del  s
combustible L3*. boe.
El cálculo para las pérdidas corregidas por humedad proveniente del hidrógeno del  064ww
rceonmdbimusietinbtloe  dees  laan áclaolgdoe raa l codne sclarsit o únpiacraas  edsiftearse nmciiasms adse l pcéardmidbaios  deen  lala  tseemcpceiórna tudrea 
ambiente,  que  ahora  se  utilizará  la  de  condiciones  de  referencia  y  el  cambio  del
contenido de hidrógeno en el combustible, que ahora deberá utilizar el del combustible 
de referencia.
4.3.2.4  Pérdidas corregidas por humedad en el aire L *.
4
El cálculo para las pérdidas corregidas por humedad en el aire es análogo al descrito 
para estas mismas pérdidas en la sección de rendimiento de caldera con las únicas 
diferencias de la cantidad de aire seco introducido en caldera, calculado en base a la 
nueva  composición  del  combustible,  y  las  temperaturas  de  bulbo  húmedo  y  seco 
utilizadas para calcular la humedad en el aire y las entalpías necesarias.
4.3.2.5  Pérdidas corregidas del combustible en cenizas y escorias L *.
5
El cálculo para las pérdidas corregidas del combustible en cenizas y escorias es 
análogo al descrito para estas mismas pérdidas en la sección de rendimiento de caldera 
con la única diferencia de que se calcularán en base a la composición del combustible de 
referencia.  En  un  principio  estos  porcentajes  permanecen  constantes  respecto  al 
combustible real.
4.3.2.6  Pérdidas corregidas por radiación y convección L *.
6
Al aplicarse el cálculo de las pérdidas por convección y radiación al exterior según 
norma EN 12952-15:2003, no aplica corrección por condiciones ambientales. Por tanto, 
L * será igual a L  en todos los casos.
6 6
4.3.2.7  Pérdidas no medidas corregidas L .
7
El procedimiento de cálculo para las pérdidas no medidas corregidas es análogo al 
descrito en la sección de rendimiento de caldera con la diferencia de que el valor del 
PCS que se utiliza es el del combustible de referencia.
4.3.3  Crédito corregido por calor cedido al aire de combustión Hc*.
El  cálculo  del  crédito  de  aire  corregido  es  análogo  al  cálculo  de  este  mismo 
parámetro descrito en la sección 2.7 con la diferencia de que los caudales de aire 
usados están calculados en base al nuevo combustible de referencia y la temperatura 
   
ambiente es la temperatura de aire de referencia.
 
 
 
4.3.4  Cálculo del rendimiento corregido de caldera.
 
  La expresión para el cálculo del rendimiento corregido de caldera es:
100
*  [(PCS *  Hc *)  (L*  L*  L*  L*  L*  L*  L* )]   
PCS *  Hc * 1 2 3 4 5 6 7   (114)
5. Cálculo de los parámetros técnicos de despacho económico de los sistemas 
eléctricos de los TNP resultantes de las pruebas
   
En este capítulo se recoge como se calculan en función de los resultados anteriores 
los parámetros de despacho económico y liquidación de los TNP correspondientes al 
coste variable de funcionamiento y al coste de arranque asociado al combustible acorde  e
con el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de  bo
producción  de  energía  eléctrica  y  el  procedimiento  de  despacho  en  los  sistemas  064ww
eléctricos de los territorios no peninsulares.
 
      
..
5.1  Costes variables de combustible.
En este apartado se calculan los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i) 
según se indica en el Anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, necesarios 
para el cálculo del coste variable de funcionamiento que se evalúa a través de la 
siguiente expresión.
C (i,h,j )= [A(i)+B(i)*e(i,h,j)+C(i)*ep2(i,h,j)]*pr(i,h,j)  (115)
fcombD
Siendo:
C (i,h,j ): Coste variable de combustible expresado (€/h).
combD
p(i,h,j): Potencia media horaria en barras de la central en la hora h aportada por el 
grupo i del sistema eléctrico aislado j.
A(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– (th/h).
B(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– [(th/h)·MW].
C(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– [(th/h)·MW2)].
pr(i,h,j): Precio medio de la termia de combustibles utilizados por el grupo i del 
sistema eléctrico aislado j en la hora h, según se indica en el anexo III del Real 
Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Para el cálculo de A(i), B(i), C(i) es necesario obtener un ajuste cuadrático de la 
curva de consumo térmico (th/h) frente a potencia aportada a la red (MW) a partir de los 
ensayos de consumo específico.
Cada uno de los puntos a partir de los cuales se realizará el ajuste cuadrático se 
obtiene de los resultados de una prueba de consumo específico, de forma que se 
obtiene una pareja «consumo térmico vs potencia neta»:
𝐶𝐸𝑁𝐺∗  𝑥  𝑊𝑅
𝐶∗ = 𝑝𝑐𝑖
𝑡𝑒𝑟
4186,8   (116)
Siendo:
C* Consumo térmico corregido del grupo expresado en (th/h).
ter: 
CENG* : Consumo específico neto corregido del grupo referido al poder calorífico 
pci
inferior expresado en (kJ/kWh).
WR: Potencia neta cedida sin corregir del grupo a la red expresada (kW).
Una vez obtenidas las parejas de puntos, una por cada prueba, se efectúa un ajuste 
cuadrático de forma que se obtienen los parámetros A(i), B(i), C(i).
En el caso de que los parámetros técnicos A(i), B(i), C(i) así obtenidos arrojasen en 
algún  tramo  de  la  curva  calculada  un  coste  incremental  negativo,  se  valorará  la 
introducción de algún ajuste adicional al ajuste cuadrático para evitar que esto suceda.
..
5.2  Costes de arranque.
En  este  apartado  se  calculan  los  parámetros  A’(i),  B’(i),  según  se  indica  en  el 
anexo III del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, en el cálculo del coste de arranque 
asociado al combustible, que se evalúa a través de la siguiente expresión:
C D= A’(i)*[1-exp(-t/B’(i))]*prar(i,h,j) + D(i)  (117)
ar
El  parámetro  D(i)  no  se  calcula  en  este  procedimiento,  ya  que  tiene  carácter 
económico y no guarda relación con el resultado de las pruebas de rendimiento, sino con 
el desgaste que cada arranque produce en el grupo. Por ello, debe ser calculado en 
base a la información económica relativa al coste de los ciclos de revisiones.
Para calcular A’(i), B’(i) es necesario realizar un ajuste exponencial de la curva coste 
en termias frente a tiempo de arranque (sin tener en cuenta el parámetro D(i)), a partir de 
al menos dos ensayos de coste de arranque. Los resultados obtenidos a partir del coste 
de arranque, expresan el coste de arranque en unidades monetarias €, de forma que 
para pasar este coste a termias debe operarse del siguiente modo:
C  = C  * 1/P  (118)
termias euros
Donde:
C  = Coste en termias del arranque.
termias
C  = Coste en euros del arranque.
euros
P = Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque, en 
euros/th, definido en el apartado 3.2.1.1.
Adicionalmente, en aquellos casos en los que del ajuste exponencial de todos los 
puntos de la curva se observasen resultados no representativos del funcionamiento real 
del grupo, se podrán proponer criterios adicionales de ajuste exponencial de la curva que 
permitan obtener unos parámetros A’ y B’ alternativos. Esta propuesta, en su caso, será 
aprobada por el supervisor de las pruebas.
6. Listado de variables
A continuación se recogen las variables principales que deben ser recogidas en cada 
ensayo sea como inputs de cálculo o como condiciones para verificar la aceptación del 
ensayo.  La  medida  de  estas  variables,  en  aquellos  casos  que  se  precise,  deberá 
realizarse de acuerdo a lo especificado en el anexo B. Procedimiento específico de 
medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías. En estas variables se 
incluirán (o suprimirán si no aplica) todas las que en cada prueba particular se considere 
necesario.  El  criterio  de  clasificación  de  variables  está  también  recogido  en  este 
documento y cumple las directrices recogidas en el código ASME PTC 46.
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.1.1  Variables primarias de clase 1.
6.1.1.1  Variables medidas directamente.
Las siguientes variables se recogerán partir de las lecturas de los instrumentos  oe.
dquurea WenntTe Pc la:a dP apo rtpuerenubceaiba.a  aE pcntai vretaisc teuanlsa  brv osarerni acabosln edssei dl seterra efi nonc eplucriienráscanipr ia(ool.,  lsaudpor iamltiará (nk Wsi) .no aplica) todas las  2021-14064n https://www.
WRET: Potencia reactiva en bornas del trafo principal lado alta (kVAR).
WAR: Potencia activa tomada de la red a través de trafo principal y consumida en 
auxiliares (kW).
WE: Potencia activa de la red a través del transformador principal para servicios no 
continuos –en caso de ser WE medida en vez de determinada a partir de datos de 
balances la instalación– (kW).
WBM: Potencia activa en bornas del alternador durante el ensayo (kW).
WRE: Potencia reactiva en bornas del alternador durante el ensayo (KVAR).
Paa: Presión de agua de alimentación entrada economizador (barg).
Prc: Presión vapor recalentado caliente entrada turbina MP (barg).
Prf: Presión vapor recalentado frío salida turbina AP (barg).
Pvp: Presión vapor principal entrada turbina (barg).
Maa: Caudal de agua de alimentación a la entrada del economizador (kg/h).
Taa: Temperatura agua alimentación entrada economizador (°C).
Trc: Temperatura recalentado caliente entrada turbina MP (°C).
Trf: Temperatura recalentado frío salida turbina AP (°C).
Tvp: Temperatura vapor principal entrada turbina (°C).
PCond: Presión en el condensador (bara).
Las medidas eléctricas anteriores (WTP, WRET, WAR, WE, WRE y WBM) podrán ser 
determinadas a partir de la contabilización de la energía, en cuyo caso, también serán 
primarias de clase 1.
En caso de que el caudal de agua de alimentación no sea medido, y se calcule a 
partir de la medición de caudal de condensado, deberán medirse además las siguientes 
variables con categoría de variables primarias de clase 1 junto con las adicionales que 
se necesitasen para determinar el caudal de condensado por diferencia (si hubiese 
derivaciones aguas debajo del punto de medida) además de las variables primarias de 
clase 2 que se listarán en la sección correspondiente:
mc: Caudal de condensado a la entrada al desaireador (kg/h).
tc1: Temperatura del condensado a la entrada al desaireador (°C).
pc1: Presión de condensado a la entrada del desaireador (barg).
Pdes: Presión en el desaireador (barg).
6.1.2  Variables primarias de clase 2.
6.1.2.1  Variables medidas directamente en el ensayo.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba. En estas variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) todas las 
que en cada prueba particular se considere necesario.
Ppc: Presión en el tanque de purga contínua (barg).
Pdes: Presión en el desaireador (barg).
Pss: Presión del agua de atemperación en el sobrecalentador (barg).
Psr: Presión del agua de atemperación del recalentador (barg).
Pamu: Presión de agua de Make up (aporte al ciclo) (barg).
Pvac: Presión de vapor auxiliar tomado de caldera AP (barg).
Patva: Presión de atemperación del caudal auxiliar (barg).
Pvs: Presión de vapor a sopladores (barg).
Pat: Presión de vapor de atomización (barg). es
Pscap: Presión agua de alimentación a la salida del último calentador (barg). o
Pecap: Presión agua de alimentación a la entrada del último calentador (barg). 064ww
PPPPvseaccccarr:f fp:P:  :PPr ePrresereissóisiónóión nen  dnd de eeell  lal a cvggaauulpdaaoe  ddrr íeedn  e aa( blleiimmaxretegrnan).tctaacccióiióónnn e  aan  tllaraa  sedanalt irdaaal dú dalte idml epole  pcneaúnlletúinmlttiaomd cooa rcl e(abnleatanrgdta)o.dro (rb (abragr)g.). OE-A-2021-14able en https://
Patm: Presión atmosférica (bara). Esta presión será la que se utilice para transformar 
las medidas de presión relativa que recogen los instrumentos.
mss: Caudal de atemperación del sobrecalentador (kg/h).
msr: Caudal de agua de atemperación al recalentador (kg/h).
mcta: Caudal de vapor que no sale por el escape de la turbina (kg/h), se deberán 
contabilizar  vapor  a  eyectores  de  servicios,  vapor  principal  a  cierres,  vapor  de 
recalentado frío a cierres, fugas de vástagos, cierres… Este caudal se estimará a partir 
de los balances térmicos o con las medidas a las que se pueda proceder.
mfd: Caudal de fuga estimado por variación de nivel en el desaireador (kg/h).
mfcp: Caudal de fuga estimado por variación de nivel en el condensador (kg/h).
mdat: Caudal de drenaje de condensado a tanque atmosférico (kg/h).
mvs: Caudal de vapor de soplado (kg/h).
mcomb: Masa de combustible medido directamente, si se dispone de un mecanismo 
fiable para hacerlo, o indirectamente a través de la medida de algún parámetro indirecto 
a determinar para cada instalación (ejemplo velocidad de cintas alimentadoras…). Este 
valor deberá registrarse para ser utilizado en el cálculo de los costes de arranque, no 
influye en el cálculo de consumo específico.
tss: Temperatura de agua de atemperación al sobrecalentador (°C).
tsr: Temperatura de agua de atemperación al recalentador (°C).
tpc: Temperatura en el tanque de purga continua (°C).
tdta: Temperatura en el tanque atmosférico de drenajes (°C).
ttp: Temperatura en el tanque presurizado (°C).
tamu: Temperatura de agua de make up (°C).
tvac: Temperatura de vapor auxiliar de caldera (°C).
tvvab: Temperatura de vapor auxiliar de baja presión (°C).
tatva: Temperatura de atemperación de vapor auxiliar (°C).
tavab: Temperatura de atemperación de vapor auxiliar (°C).
tvs: Temperatura de vapor a sopladores (°C).
tat: Temperatura de vapor de atomización (°C).
tscap: Temperatura de agua de alimentación a la salida del último calentador (°C).
tecap: Temperatura de agua de alimentación a la entrada del último calentador (°C).
tvcap: Temperatura del vapor de extracción del último calentador (°C).
tdcap: Temperatura de drenaje del último calentador (°C).
tscrf: Temperatura del agua de alimentación a la salida del penúltimo calentador (°C).
tecrf: Temperatura del agua de alimentación a la entrada del penúltimo calentador (°C).
tdcrf: Temperatura del drenaje del penúltimo calentador (°C).
ta: Temperatura ambiente (°C).
taecp:  Temperatura  del  aire  a  la  entrada  de  cambiadores  de  aire  regenerativo 
primario (°C).
taecs:  Temperatura  del  aire  a  la  entrada  de  cambiadores  de  aire  regenerativo 
secundario (°C).
tfoec: Temperatura del fuel a la entrada del grupo de calentamiento temperatura del 
aire a la entrada de cambiadores de aire regenerativo primario (°C).
tfosc: Temperatura de fuel a la salida del grupo de calentamiento (°C).
tfotd Temperatura del fuel en el tanque diario (°C).
tfota: Temperatura del fuel en el tanque de almacenamiento permanente (°C).
tg: Temperatura de los gases a la salida de los calentadores de aire (°C).
te: Temperatura de incorporación del combustible a la caldera (°C). s
tp: Temperatura del aire antes de los calentadores de aire primario (°C). oe.
ts: Temperatura del aire antes de los calentadores de aire secundario (°C). w.
dt: Tiempo de duración de la prueba (horas). 064ww
mmafom: uC:a Cuaduadl dael d feu eml (akkge/ hu)p. o consumo de agua desmineralizada (kg/h).
A  continuación  se  recogen  una  serie  de  variables  cuya  medida  mejorará 
notablemente la precisión del ensayo, por lo cual su registro se recomienda, no obstante 
si estas variables no se recogieran podrían estimarse.
mvpc: Vapor venteado al ciclo desde el tanque de purga continua (kg/h).
mvarf: Vapor auxiliar de recalentado frío (kg/h).
mvac: Vapor auxiliar de caldera (kg/h).
mat: Caudal de vapor de atomización (kg/h).
mpc: Caudal de purga continua (kg/h).
En caso de que el caudal de agua de alimentación no sea medido, y se calcule a 
partir de la medición de caudal de condensado, deberán medirse las siguientes variables 
con categoría de variables primarias de clase 2, (además de las variables primarias de 
clase 1 que se listaron en la sección correspondiente):
Pvepc: Presión de vapor de extracción entrada al penúltimo calentador (barg).
tvpe: Temperatura vapor entrada penúltimo calentador (°C).
mdd1:  Suma  de  otros  caudales  de  drenajes  enviados  al  desaireador  no 
contabilizados (kg/h). En cada uno de estos caudales será necesario también determinar 
su presión y temperatura para determinar su entalpía, que deberá promediarse entre 
todos para ser introducida en los cálculos.
mvd1: Suma de otros caudales de venteos enviados al desaireador no contabilizados 
(kg/h). En cada uno de estos caudales será necesario también determinar su presión 
(bara) y temperatura (°C) para determinar su entalpía, que deberá promediarse entre 
todos para ser introducida al cálculo.
mic:  Caudal  de  inyección  de  condensado  en  cierres  de  bombas  de  agua  de 
alimentación, en caso de que éstos luego se reinyecten al desaireador (kg/h).
mdc: Fugas de las empaquetaduras (leakeage flows) de las bombas de agua de 
alimentación, en caso de que el caudal de inyección de condensado se reinyecte al 
desaireador (kg/h).
tved: temperatura de vapor de extracción al desaireador (°C).
mvpc: Vapor venteado al ciclo desde el tanque de purga continua (kg/h).
6.1.2.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances o similar…
η  his:  rendimiento  del  alternador  a  factor  de  potencia  (y  carga)  histórico 
(adimensional).
η prue: Rendimiento del alternador con factor de potencia (y carga) de prueba 
(adimensional).
η ref: Rendimiento del alternador con factor de potencia de referencia con carga de 
prueba (adimensional).
L : Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de la prueba (kW).
prue
L : Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de referencia (kW).
ref
PN: Potencia nominal del grupo (kW).
Gn: Gasto de carbón nominal del grupo (tn/h). e.e
PCS: Poder calorífico Superior del combustible (kJ/kg). b
PCI: Poder calorífico Inferior del combustible (kJ/kg). 064ww
MMppCH2FF: :P Poorcrceenntatajeje e enn p peessoo d deel  chaidrbróogneon eon e enl  ecol cmobmubsutibstleib l(e% ()%. ).
MMppSOF2F: :P Poorcrecenntatajeje e enn p peesoso d dee a ozuxífgree neon  eenl  ceol mcobmusbtuibsletib (l%e )(.%). BOE-A-cable e
MpN F: Porcentaje en peso de nitrógeno en el combustible (%).
2
O : Concentración volumétrica de O  en gases de escape medido en base seca (%).
2 2
A: Contenido de cenizas en el combustible (kg/kg).
Es: Cantidad de cenizas en el combustible a escorias (% de A).
Cenv: Cantidad de cenizas de combustible a volantes (% de A).
Ce: Cantidad de combustible a escorias (% en peso).
Cc: Cantidad de combustible en cenizas volantes (% en peso).
mf: Contenido en humedad del combustible (kg/kg).
C: Contenido en carbono del combustible (kg/kg).
H: Contenido en hidrógeno del combustible (kg/kg).
PCSr: Poder calorífico superior del combustible de referencia (kJ/kg).
PCIr: Poder calorífico inferior del combustible de referencia (kJ/kg).
MpCF: Porcentaje en peso del carbono en el combustible de referencia (%).
MpH F: Porcentaje en peso de hidrógeno en el combustible de referencia (%).
2
MpSF: Porcentaje en peso de azufre en el combustible de referencia (%).
MpO F: Porcentaje en peso de oxígeno en el combustible de referencia (%).
2
MpN F: Porcentaje en peso de nitrógeno en el combustible de referencia (%).
2
Ar: Contenido en cenizas en el combustible de referencia: (kg/kg).
Esr: Cantidad de cenizas en el combustible de referencias a escorias (% de Ar).
Cvr: Cantidad de cenizas del combustible de referencia a volantes (% de Ar).
Cer: Combustible de referencia en escorias (% en peso).
Ccr: Combustible de referencia en cenizas volantes (% en peso).
mfr: Contenido de humedad en el combustible de referencia (kg/kg).
Cr: Contenido en carbono en el combustible de referencia (kg/kg).
Hr: Contenido en hidrógeno en el combustible de referencia (kg/kg).
dta: Diámetro interior en el tanque de almacenamiento de fuel permanente (m).
hta: Altura del tanque de almacenamiento de fuel permanente (m).
dtd: Diámetro interior del tanque de almacenamiento diario de fuel (m).
htd: Altura del tanque de almacenamiento diario de fuel (m).
dpc: Diámetro interior del venteo del tanque de purga continua al desaireador (pulgadas).
Mfo: Capacidad nominal del grupo para quemar fuel (kg/h).
Apared: Área exterior de la caldera (m2).
Ap: Porcentaje en peso de aire a calentadores de aire primario (%).
As: Porcentaje en peso de aire a calentadores de aire primario (%).
Paux: Tanto por uno de calor de servicios auxiliares aportado desde vapor auxiliar 
procedente de caldera (tpu).
tar: Temperatura ambiente de referencia (tar).
vwo: Porcentaje del flujo de vapor principal respecto a válvulas totalmente abiertas 
en el ensayo (%).
idd1:  Entalpía  ponderada  de  otros  drenajes  introducidos  al  desaireador  no 
contabilizados en otras corrientes (kJ/kg).
ivd1:  Entalpía  ponderada  de  otros  venteos  introducidos  al  desaireador  no 
contabilizados en otras corrientes (kJ/kg).
6.1.3  Listado de variables secundarias.
Estas variables serán registradas para confirmar que no han existido condiciones 
anormales en los ensayos. En estas variables se incluirán todas las que en cada prueba  s
particular se considere necesario, previa aprobación del supervisor de las pruebas, 
además de las siguientes:
6.1.3.1  Variables medidas directamente en el ensayo.
Las siguientes variables se recogerán partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba, según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico para Medida y Toma de Muestras aplicable a todas las tecnologías.
mvapp: Flujo de vapor principal (kg/h).
Tn: Tensión en bornas del alternador (KV).
mc: Caudal de condensado (kg/h).
tc: Temperatura de condensado a su paso por los diferentes calentadores (°C).
tdes: Temperatura en el desaireador (°C).
V: Velocidad del viento (m/s).
Frecuencia de la red (Hz).
MACC: Caudal agua circulación (m3/h) (o medidas indirectas necesarias para su 
determinación).
TACC1: Temperatura de agua de circulación entrada condensador (°C).
TACC2: Temperatura de agua de circulación salida condensador (°C).
NACC: Nivel del mar (m).
6.2  Procedimiento de evaluación de costes de arranque.
6.2.1  Medidas primarias.
6.2.1.1  Variables medidas directamente en el ensayo.
Las siguientes variables se recogerán partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba, según las condiciones especificadas en el Anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías.
Todas las variables que se detallan a continuación se registrarán con las condiciones 
de equivalentes a variables primarias de clase 2:
Q1: Consumo de gasoil (en cada una de las etapas) (kg).
Q2: Consumo de fueloil (en cada una de las etapas) (kg).
Q3: Consumo de carbón (en cada una de las etapas) (kg).
Esa: Energía eléctrica tomada del exterior (en cada una de las etapas) (kWh).
EE: Energía eléctrica vertida a la red (en cada una de las etapas) (kWh).
Qa: Consumo de agua desmineralizada (m3).
6.2.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances o similar.
Pa: Precio del m3 de agua desmineralizada (€/m3).
PCI1: Poder calorífico inferior del gas oil (kJ/kg).
PCI2: Poder calorífico inferior del fueloil (kJ/kg).
PCI3: Poder calorífico inferior del carbón (kJ/kg). e.
6.2.2  Medidas secundarias. 064ww
asen ocrSmoena svl.ie dSreiferice raner gáninse tclroaesrsá apnra,i orcásom nae  ctrafoinrsá  cfduteen rd vgaeemrnifeeicnraatarl, l eqlasus ed m eé ifssumtnaca isno onv aaemrisaitebánl etfosu  ndqceui eola nl aainsn sditnoad laidcceaió dnma sqo eudneo    OE-A-2021-14able en https://
el apartado 6.1.
Adicionalmente,  se  deberán  registrar  los  eventos  más  significativos  que  se 
produzcan  en  el  proceso  de  arranque  y  parada  como  son  las  conexiones  y 
desconexiones  de  las  bombas  y/o  compresores  de  los  distintos  circuitos  que  se 
consideren  relevantes  (Ej.  bombas  de  agua  de  alimentación,  molinos,  ventiladores, 
etcétera).
ANEXO A.IV.2
Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en grupos de 
generación térmica de turbinas de vapor de carbón
Índice:
1.  Objeto.
2.  Responsabilidad de las partes.
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
2.4  Comité de Ensayos.
3.  Códigos y normas de aplicación.
4.  Definición y desglose de los costes de arranque.
4.1  Desglose de coste de arranque.
5.  Documentación inicial aportada por la empresa propietaria.
6.  Condiciones generales de realización de los ensayos.
6.1  Estado de la instalación.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de arranque.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
6.4  Cálculos.
7.  Documentación general de los ensayos.
7.1  Recolección de muestras.
7.2  Formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
8.  Aislamiento del grupo.
8.1  Aislamiento eléctrico.
8.2  Interconexiones mecánicas.
8.3  Aislamiento de combustible y agua de aportación.
1. Objeto
El objeto del presente documento es establecer el procedimiento general para la 
realización de los ensayos necesarios conducentes a determinar los parámetros técnicos 
de despacho (A, B, C, A’ y B’) que intervienen en el cálculo de los costes variables de las 
centrales térmicas de turbinas de vapor de carbón en los territorios no peninsulares.
Con anterioridad a la realización de las pruebas, se adaptarán los protocolos de 
ensayo generales a cada central. Esta adaptación específica para cada unidad objeto de 
las pruebas (procedimiento particularizado), se confeccionará por la empresa propietaria 
de  la  instalación  y  será  revisada  y  aprobada  por  el  operador  del  sistema.  Las 
discrepancias que pudieran surgir se resolverán en el comité de ensayos, definido en 
este procedimiento. Sólo en casos puntuales y debidamente justificados la Dirección  e
General  de  Política  Energética  y  Minas  podrá  ejercer  el  arbitraje  pertinente  previo  bo
informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 064ww
2. Responsabilidad de las partes
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
La empresa propietaria deberá encargarse de:
La  aplicación  de  los  procedimientos  generales  a  cada  instalación  concreta, 
incluyendo el estudio, identificación y actuación ante las particularidades que pueda 
presentar cada grupo.
El reparto justificado de consumos auxiliares y no continuos compartidos por más de 
un grupo que sean propios e inherentes al funcionamiento del grupo.
Asegurar que la instalación opera durante las pruebas en condiciones adecuadas de 
disponibilidad  y  funcionamiento  de  sus  elementos,  de  forma  que  se  garanticen  los 
objetivos de los ensayos de rendimiento y de coste de arranque.
La realización de las pruebas y operar la planta, incluyendo el personal para la 
realización de las pruebas y recogida de datos.
La instrumentación y sistema de adquisición de datos necesario para el registro de 
valores de las pruebas.
El análisis de las muestras tomadas en las pruebas.
La redacción y el envío de la documentación indicada en los apartados 5 y 7.
La empresa propietaria deberá además facilitar las tareas de supervisión durante las 
pruebas, y aportar y justificar la información técnica que se le solicite relativa a los 
recursos humanos, materiales y consumibles ligados al funcionamiento directo del grupo 
y a sus arranques, necesaria para el cálculo de los parámetros de despacho técnico.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
El supervisor de las pruebas será el responsable de garantizar que las pruebas se 
realizan con el rigor necesario para que representen fidedignamente el funcionamiento 
real de la instalación.
La supervisión estará a cargo del operador del sistema que podrá contar con el 
apoyo de terceros para realizar esta función. Las terceras partes requeridas por el 
operador del sistema firmarán un acuerdo que garantice el tratamiento confidencial de la 
información y documentación manejada relativa a estos procedimientos.
Esta supervisión incluirá:
La aprobación de la aplicación de los procedimientos generales de las pruebas 
adaptada a cada grupo.
La  supervisión  de  las  pruebas,  con  verificación  de  los  puntos  más  importantes 
recogidos en los procedimientos y del reparto de auxiliares.
La realización de comentarios al informe provisional de resultados enviado por la 
empresa propietaria.
La redacción y envío a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, y a la empresa propietaria del 
informe de supervisión sobre el desarrollo de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
En  cuanto  al  intercambio  de  información  entre  los  sujetos  involucrados  en  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque y sus responsabilidades asociadas se  e
atenderá a los siguientes puntos: bo
aplr oscu1ep.d eirmLviaise onertm od pear delaasspa t paprdruooep byiea ltsaa. riniaf oernmvaiacriáó nc oinnd iucnaad aa netne lealc aiópna rdtaed tore 5s  dmee essetse  epl rboocerrdaidmoire ndteol   2021-14064n https://ww
2.  El supervisor de las pruebas dispondrá de quince días hábiles a partir de la
recepción de la información para hacer llegar a la empresa propietaria los comentarios a  Bc
la documentación previa enviada. Alternativamente, si la empresa propietaria ha enviado 
la información indicada en el apartado anterior con la antelación de tres meses, el 
supervisor  de  las  pruebas  remitirá  a  la  empresa  propietaria  los  comentarios  a  la 
documentación previa enviada con anterioridad a 45 días a la fecha programada de los 
ensayos.
3.  La empresa propietaria y el supervisor de las pruebas dispondrá de un plazo 
de 10 días hábiles para consensuar, a través del comité de ensayos, el cierre de los 
comentarios realizados y llegar a acuerdos sobre las posibles discrepancias surgidas en 
la adaptación de los procedimientos.
4.  En los casos puntuales de discrepancias no resueltas en el seno del comité de 
ensayos, sin cuya resolución no es posible llevar a cabo los ensayos, el comité de 
ensayos podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que ejerza 
el pertinente arbitraje, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia. Para ello, se remitirá un informe justificativo de dichas discrepancias no 
resueltas. Durante este proceso, se podrá convocar a los miembros del comité de 
ensayos para recabar cuantas aclaraciones se estimen oportunas.
5.  La  empresa  propietaria  deberá  haber  completado  y  enviado  la  información 
indicada en la sección 5 de este procedimiento al supervisor de las pruebas con al 
menos 10 días naturales de antelación a la fecha prevista de inicio de las pruebas.
En caso de que no se hubiera completado con la antelación indicada, al menos, la 
documentación señalada en esa sección como imprescindible, el titular de los grupos no 
podrá iniciar las pruebas de rendimiento en la fecha prevista. Lo anterior sin perjuicio de 
la obligación anteriormente establecida y del resto de documentación requerida.
6.  La empresa propietaria llevará a cabo las pruebas estipuladas sobre el grupo a 
ensayar teniendo en cuenta los posibles acopios, calibraciones de instrumentación y 
otras  operaciones  necesarias,  en  base  al  procedimiento  particularizado,  que  se 
realizarán antes de las pruebas. Las pruebas contarán con la supervisión del operador 
del sistema.
7.  A la finalización de la prueba la empresa propietaria entregará al supervisor la 
recopilación  de  datos,  información  y  registros  producidos  durante  la  misma. 
Excepcionalmente, dispondrá de, como máximo, 3 días hábiles para proceder al envío 
de todo aquello que hubiera podido quedar pendiente.
8.  La empresa propietaria elaborará un acta provisional de las pruebas que enviará 
al supervisor en el plazo máximo de un mes a partir de la conclusión de las pruebas 
sobre el grupo con la mejor información disponible.
9.  El supervisor remitirá los comentarios al acta provisional a la empresa propietaria 
en el plazo máximo de quince días hábiles a partir de su recepción.
10.  La empresa propietaria, tras estudiar los comentarios recibidos y discutirlos con 
el supervisor, remitirá el acta final de las pruebas en un plazo de una semana al 
supervisor. Este acta llevará identificados los posibles comentarios del supervisor donde 
no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes así como la justificación del titular de 
los grupos.
11.  El operador del sistema elaborará un informe de supervisión sobre el desarrollo 
de las pruebas que remitirá a la Dirección General de Política energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria en el 
plazo máximo de quince días hábiles desde la recepción del acta final de la prueba. El 
informe de supervisión deberá contener al menos:
Acta final de la prueba con su correspondiente formato de incidencias (en caso que  e.
proceda). w.b
Cálculo de contraste, siendo éste un cálculo paralelo del rendimiento de cada grupo  064ww
ensaLyaasd doi fpeareran ccioams pcroonb aerl  laocst are fsinualtla ddeo sl afi nparuleesb.a emitido por el propietario deberán ser
lionsfe qriuoere lsa sa ld 0if,e1r e%nc eians  lofuse esennsa syuopse drieo rceosn aslu ummob reaslp deecfíifnicidoo y,  eanrr ealn iqnufoersm. eE nd elo ssu cpaesrvoiss ióenn 
se recogerán los obtenidos en el cálculo de contraste como los parámetros resultantes
de las pruebas, salvo que existan razones técnicas que, a juicio del supervisor, lo 
desaconsejen. En todo caso, se hará constar esta situación y hasta donde sea conocido 
el motivo de la diferencia.
Argumentación  de  los  desacuerdos  recogidos  durante  el  transcurso  de  todo  el 
proceso de realización de las pruebas y del cálculo de contraste (en caso de que 
proceda).  Adicionalmente,  este  informe  llevará  claramente  identificadas  las  posibles 
discrepancias donde no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes, su justificación –
que en función de su naturaleza podrá ser en un informe específico–, así como, en su 
caso, los comentarios realizados por el titular de los grupos.
Listado de aquella documentación recogida en el apartado 5 de este procedimiento 
que no se haya puesto a disposición del supervisor con al menos 10 días naturales de 
antelación  a  la  fecha  de  inicio  de  la  prueba  de  rendimiento.  El  propietario  de  la 
instalación  podrá  aportar  las  justificaciones  oportunas,  que  serán  incluidas  en  este 
apartado.
Conclusiones.
2.4  Comité de ensayos.
A fin de coordinar y gestionar el intercambio de información entre las partes en las 
diferentes etapas del proceso descrito, así como llegar a acuerdos en las posibles 
discrepancias y comentarios que pudieran surgir, se constituirá el comité de ensayos.
El comité de ensayos estará formado por un responsable de cada una de las partes 
(empresa propietaria y operador del sistema), pudiendo contar con sus equipos de 
asesores técnicos cuando sea necesario. Dichos responsables serán los encargados de:
Gestionar el intercambio de documentación e información y distribuirla entre sus 
respectivas partes.
Resolver las posibles discrepancias en la adaptación de los procedimientos a cada 
central.
Gestionar la agenda de reuniones necesarias para la resolución de comentarios, 
discrepancias, aclaraciones.
Firma de las actas de las pruebas.
Transmitir la documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y 
a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El comité de ensayos deberá quedar identificado y constituido una semana antes del 
primer  intercambio  de  información  (envío  del  borrador  del  procedimiento  adaptado) 
siendo responsabilidad de la empresa propietaria iniciar el contacto con el operador del 
sistema.
3. Códigos y normas de aplicación
El presente protocolo constituye la norma general de aplicación para la realización de 
ensayos y ulterior tratamiento de resultados, y ha sido preparado teniendo en cuenta lo 
señalado en los siguientes códigos:
ANSI/ASME PTC 4 Steam generating units.
ANSI/ASME PTC 6.1 Interim test code for an alternative procedure for testing steam 
turbines.
ANSI/ASME PTC 6 Performance test code on steam turbines.
ANSI/ASME PTC 23 Atmospheric water cooling equipment. e.
ANSI/ASME PTC 19 Instruments and apparatus. w.b
ANSI/ASME PTC 46 Performance test code on overall plant performance. 064ww
Estos códigos, junto con los que se detallan a continuación, serán utilizados como 
bibliografía de consulta para resolver dudas de aplicación que pudiesen surgir en la 
realización de los ensayos:
ANSI/ASME PTC 1 General instructions.
ANSI/ASME PTC 2 Definitions and values.
ANSI/ASME PTC 3.2 Coal and coke.
ANSI/ASME PTC 4.2 Coal pulverizers.
ANSI/ASME PTC 4.3 Air heaters.
ANSI/ASME PTC 6A Apendix A to test code for steam turbines.
ANSI/ASME PTC 65 Procedures for routine performance test of steam turbines.
ANSI/ASME PTC 12.1 Closed feedwater heaters.
ANSI/ASME PTC 12.2 Steam surface condensers.
ANSI/ASME PTC 12.3 Deareators.
ANSI/ASME PTC 19.1 Test uncertainty.
ANSI/ASME PTC 19.2 Pressure measurement.
ANSI/ASME PTC 19.3 Temperature measurement.
ANSI/ASME PTC 19.5 Flow measurement.
ANSI/ASME PTC 19.6 Electrical measurements.
ANSI/ASME PTC 19.7 Measurement of shaft power.
ANSI/ASME PTC 19.8 Measurement of indicated power.
ANSI/ASME PTC 19.10 Flue and exhaust gas analyses.
ANSI/ASME PTC 19.11 Steam and water sampling. Conditioning and analysis in the 
power cycle.
ANSI/ASME PTC 19.12 Measurement of time.
ANSI/ASME PTC 19.13 Measurement of rotary speed.
ANSI/ASME PTC 19.14 Linear measurements.
ANSI/ASME PTC 19.16 Density determinations of solids and liquids.
ANSI/ASME PTC 20.3 Pressure control systems used on steam turbine generator 
units.
ANSI/ASME PTC 39.1 Condensate removal devices for steam systems.
ANSI/ASME  MFC  11M  Measurement  of  fluid  flow  by  means  of  coriolis  mass 
flowmeters.
4. Definición y desglose de los costes de arranque
Se consideran los estados básicos en los que se puede encontrar un grupo térmico 
durante el funcionamiento, cuya definición es la siguiente:
Carga mínima: se entiende como carga mínima el valor aprobado como tal por la 
Dirección General de Política y Energética de Minas y utilizado por el grupo a prueba 
para  su  inclusión  en  el  despacho  de  generación.  Este  valor  será  recogido  en  los 
procedimientos particularizados adaptados para cada planta.
Estado de marcha: se define este estado, como aquel en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es igual o superior a la carga mínima.
Estado de paro: se define este estado, como aquel en que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es inferior a la correspondiente a 
carga mínima del grupo y siempre que se encuentre dentro de un proceso de parada.
Estado de embotellamiento: se define este estado como la condición que adopta un  es
grupo tanto en lado vapor como en el lado gases para minimizar las pérdidas térmicas  bo
después de una parada del mismo. La posibilidad de embotellamiento total (agua-vapor y  064ww
gepasatsraaeAd scro)ra  aoddn aeqp  uaumernc:aid iarsacel dh( d.aaeg efuinna e-vc caoopnmodrioc)  ios«enarerársa  vndeqerui feicc»aa rddgaea   pumrneí ngviirmaumpao,e  natét erom tari ocla ot  araeml apblirizoéacnce isdóoen   ddceea  rplgaaass  apmrr uídneeimb uaans,    OE-A-2021-14able en https://
pasando por el estado de paro y desacople de la red.
Adicionalmente, se define cuando el grupo no está en funcionamiento:
Estado o periodo intermedio de paro: se define este estado como aquel en el que se 
encuentra un grupo térmico cuando este está desacoplado de la red y ajeno al proceso 
de parada-arranque, manteniéndose en un estado de conservación o de disponibilidad 
que permita el inicio de un proceso de puesta en carga cuando así sea requerido.
El  arranque  del  grupo  térmico  comprende  las  dos  secuencias  de  operación 
siguientes:
Proceso de parada: somprenderá la parte de un arranque entre el estado inicial de 
carga mínima, la bajada de carga, parada y desacoplamiento de la red y la desconexión 
del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro. Normalmente 
esta maniobra corresponde a la parada de ventiladores y/o otros equipos principales 
como bombas y/o la entrada del virador (según lo indicado en sus procedimientos de 
arranque y parada), pudiendo encontrarse el grupo en situación de embotellamiento.
Proceso de puesta en carga: comprenderá la parte de un arranque desde la puesta 
en marcha del primer auxiliar para iniciar dicho proceso (saliendo de este modo del 
estado intermedio de paro) con la toma de carga y el acoplamiento a la red, hasta 
alcanzar  la  carga  mínima  del  grupo.  Normalmente  esta  maniobra  corresponde  al 
arranque del (de los) ventilador(es) de tiro inducido del grupo.
Entre estas secuencias de operación que comprende el arranque y ajeno a él, el 
grupo podrá haber pasado por un periodo intermedio de paro.
En relación con los procesos anteriores se definen los tiempos y costes siguientes:
Tiempo de arranque: se define como tiempo de arranque la duración en horas de un 
proceso de arranque completo. Suma de tiempos de parada y puesta en carga más el 
tiempo en el que el grupo haya estado en un periodo intermedio de paro.
Tiempo de parada: se define como tiempo transcurrido desde la última vez que el 
grupo estuvo a carga mínima y se inició un proceso de parada hasta que se produce la 
desconexión del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro.
Tiempo intermedio de paro: se define como el tiempo transcurrido desde que se 
desacopla el último auxiliar con el que el grupo llega al estado de intermedio de paro 
hasta que se inicia el proceso de puesta en carga.
Tiempo de puesta en carga: se define como el tiempo transcurrido desde que se da 
la orden de comenzar un proceso de puesta en carga hasta que se alcanza la carga 
mínima.
Coste de arranque: se define como coste de un arranque, la suma de todos los 
costes producidos en los procesos de parada y de puesta en carga del grupo o de la 
configuración del grupo bajo ensayo.
Se considera la carga mínima como carga de referencia para las situaciones inicial y 
final del proceso de arranque, tal y como ya ha sido definido.
4.1  Desglose de coste de arranque.
La situación de arranque de un grupo termoeléctrico significa a efectos de coste las 
siguientes etapas diferenciadas:
Etapa 1: corresponde a la situación de bajada de carga del grupo desde carga  e
mínima hasta el desacoplamiento de la unidad. bo
Etapa 2: corresponde al periodo comprendido entre desacoplamiento de la unidad y  064ww
léas tdeEEe lsstleactagposaan   eda3xo :uis óni nnp e crdislmuetayle edrú aolets idml  eepot aie npartiaeuosrxdm ioclie aocdrn oisoamt sidtpouercye iepannadd roeiod l. oap l reopncroterceseo se dol e id npeica irpoaa ddraae.dl ap rdoecle gsrou pdoe  cpoune setla q eune   OE-A-2021-14able en https://
carga y la consecución del acoplamiento de la unidad.
Etapa 4: corresponde al periodo comprendido entre el acoplamiento de la unidad 
hasta la consecución de la carga mínima.
Estas dos últimas etapas constituyen el proceso de puesta en carga.
En cada una de las etapas reseñadas, que definen la situación de un arranque 
normal, se producen los siguientes costes diferenciados a analizar en los presentes 
procedimientos:
Etapa  1:  en  esta  etapa  se  incluyen  dos  tipos  de  energía,  que  producirán  sus 
correspondientes costes.
La primera corresponde al consumo de combustible, desde el inicio de bajada de 
carga a partir de la carga mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
La segunda se refiere a la diferencia entre la energía eléctrica vertida a la red y la 
consumida en servicios auxiliares inherentes al funcionamiento del grupo tomada de la 
red, contabilizada mediante su conversión a energía calorífica a través del consumo 
específico neto a carga mínima.
Etapa 2: se integra por los dos tipos de energía siguientes:
Energía calorífica suministrada por el combustible durante la etapa.
Energía eléctrica suministrada por el exterior, inherente al proceso de parada del 
grupo, y valorada en su equivalente calorífico al consumo específico neto a la carga 
mínima.
Etapa 3: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 2.
Etapa 4: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 1.
Entre la etapa 2 y la etapa 3 el grupo habrá podido estar en un estado intermedio de 
paro cuyos consumos y costes no serán considerados para la determinación del coste de 
arranque, si bien, será susceptible de incluirse el consumo asociado al embotellamiento 
   
de la caldera que se pudiera producir en este estado.
 
La evaluación de los parámetros que se han definido anteriorm ente, así como sus 
 
tratamientos para la obtención del coste de arranque vienen establecidos en el anexo 
 
A.IV.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
 
centrales térmicas de turbinas de vapor de carbón.
CARGA
DESACOPLAMIENTO ACOPLAMIENTO
DESCONEXIÓN DEL  CONEXIÓN DEL PRIMER 
ÚLTIMO SERVICO  SERVICIO AUXILIAR DEL 
AUXILIAR DEL PROCESO  PROCESO DE PUESTA 
CARGA MÍNIMA DE PARADA EN CARGA
TIEMPO
ETAPA 1 ETAPA 2 PERIODO IPNATREORMEDIO DE  ETAPA 3 ETAPA 4 064www.
TIEMPO DE PARADA TIEMPO INPTAERROMEDIO DE TIEMPO DE PUESTA EN CARGA
 
 
      
..
5. Documentación inicial aportada por la empresa propietaria
La  empresa  propietaria,  responsable  de  la  realización  de  las  pruebas,  deberá 
informar al supervisor mediante el envío de las adaptaciones de los procedimientos 
generales  de  la  instalación  a  probar  de  acuerdo  con  los  plazos  estipulados  en  la 
sección  2  de  este  documento.  Con  el  envío  al  supervisor  de  las  pruebas  de  los 
procedimientos particularizados se incluirá al menos:
Objeto, identificación y breve descripción de la instalación sometida a pruebas.
Declaración de cargas mínima y máxima del grupo y combustible habitualmente 
utilizado, con el correspondiente análisis.
Croquis esquemático de la instalación, esquema eléctrico unifilar con auxiliares y 
croquis de la caldera, localizando en todos ellos los puntos de medición y toma de 
muestras. Listado clasificado de medidas y posibles medidas adicionales necesarias.
Particularizaciones  (en  los  casos  que  proceda  por  configuración  singular  de  la 
central) de la formulación del procedimiento general para la instalación particular. Deberá 
respetarse la nomenclatura del procedimiento general.
Verificación y confirmación del correcto estado de la instalación acorde a la sección 6 
de este documento, incluyendo desviaciones y acciones correctivas si procede.
Listado y características de los instrumentos usados para tomar medidas primarias.
Lista de válvulas para aislamiento efectivo de la instalación. Posición de las válvulas 
en  los  sistemas  principales  durante  la  prueba.  Posición  de  los  interruptores  en  el 
diagrama unifilar durante la prueba.
Criterios de reparto y factor de utilización a efectos de cálculo de consumo específico 
de auxiliares y servicios comunes.
Resumen de la secuencia de parada y arranque para los ensayos de arranque 
programados.
Valores  finales  justificados  con  registros  históricos  y  hojas  de  datos  de 
funcionamiento de los parámetros de operación a ajustar en la planta que lo requieran 
(niveles de purga, exceso de aire de caldera, etcétera).
Adicionalmente a lo anterior, se remitirá anexada la documentación siguiente que se 
considera imprescindible:
a)  Diagramas de tuberías e instrumentación (situación as built) siguientes:
Vapor principal, recalentado y bypasses.
Sistema de condensado y sistema de agua de alimentación.
Purgas de caldera y turbina.
Sistema de vapor auxiliar.
Sistema de agua desmineralizada.
Sistema de agua de circulación.
Aire-gases caldera.
Sistema de tratamiento de gases de escape (por ejemplo, sistema de desulfuración, 
filtro de partículas, según corresponda).
Combustibles y sistema de alimentación de combustibles.
Unifilar.
Vapor de sellos de turbina.
b)  Curvas,  suministradas  por  el  fabricante  de  la  turbina  para  corrección  del  es
consumo específico generada en turbina debido a todos los efectos. o
c)  Análisis de los combustibles empleados habitualmente en operación y arranques.  064ww
Emdasínttoeidms )c  aod míHayb  iasmut sodátríixiabai mlled  aedd  eety eb dmeva eptcoleoosrican imdtcuiaderdaitre   scdoeoerocnl al óve igmle idnceeotdocsi al am,dr aemed díloniaa i mp, zamaor naíyna  di mmedásaepx  iayumc bahmic,o áa.hxcuiimómnae.. d SaSedi r tireae lleahstiis vtdaóa rmticoeasd  dniaeo,    OE-A-2021-14able en https://
estuvieran  disponibles  se  deberán  tomar  de  la  estación  meteorológica  que  posea 
condiciones más similares.
e)  En los casos de circuito de refrigeración abierto, serie histórica de la temperatura 
del medio en el punto de captación con los datos diarios de temperatura media, mínima y 
máxima. También se requiere un histórico con los niveles de marea medio máximo y 
mínimo.  Si  tales  datos  no  estuvieran  disponibles  se  deberán  tomar  de  la  estación 
meteorológica o emplazamiento que posea condiciones más similares.
f)  Exceso de oxígeno (o de aire) con el que habitualmente operan a distintas 
cargas, indicando si llevan o no apoyo de combustible (gasoil) para estabilización de la 
llama. Estos valores deberán ser justificados con información del fabricante y valores 
históricos de operación.
g)  Manuales,  hojas  de  datos  y  curvas  de  corrección  del  alternador  y 
transformadores principal y de auxiliares necesarios para llevar a cabo las correcciones 
pertinentes.
h)  Manuales de operación y secuencias de arranque.
i)  Certificados de calibración que sean exigibles a los instrumentos de la prueba.
A  continuación,  se  indica  la  documentación  que,  sin  ser  imprescindible  para  la 
obtención de resultados, se considera de gran importancia para el correcto desempeño 
de la labor de supervisión:
a)  Registro de consumos específicos históricos del grupo a carga media y, en caso 
de estar disponible, a cualquier otro nivel de carga, y en especial, de aquellas cargas 
susceptibles de ser ensayadas, para el periodo de cuatro (4) años anteriores a la 
realización de las pruebas.
b)  Datos  de  consumo  de  combustible  por  grupo.  Estos  valores  deberán  ser 
coherentes con aquellos que están sujetos a inspección por la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia.
c)  Balances térmicos del grupo (o en su defecto de ciclo de turbina) a tres cargas 
distintas por encima del mínimo técnico (una de ellas corresponderá al 100 % de carga). 
Si el grupo en su operación normal no opera según algún parámetro de los balances, 
deberá identificarse y justificarse mediante argumentación técnica y registros históricos.
d)  Hojas de datos de funcionamiento de la caldera.
e)  Hojas de datos y de funcionamiento del condensador.
f)  Manual del fabricante de los elementos principales: entre otros, turbina de vapor, 
de la caldera, sistemas de agua de alimentación y de condensado, sistema de agua de 
circulación y condensador.
g)  Curvas, suministradas por el fabricante de la turbina para corrección de potencia 
generada en turbina debido a todos los efectos.
h)  Hojas  de  datos  y  cálculos  de  placas  de  orificio,  toberas  y  venturis  que 
intervengan en las pruebas.
i)  Información referente a requisitos de calidad química del agua de caldera y 
niveles habituales de purga en el grupo.
La  siguiente  información  deberá  estar  disponible  para  posibles  consultas  y 
verificaciones durante la realización de las pruebas de rendimiento:
a)  Listado de instrumentos del grupo.
b)  Detalle de montaje de instrumentos.
c)  Históricos de calibración de instrumentos que lo requieran. e.
d)  Lista de señales del SCD. w.
contAradsicteio sneaclmunednateri,a se,l  lac onmeciteés iddaed  ednes palyaonso sd disec duitmiráe nesnio nfeusn ceisópne cdíefic olass d em:edidas  de
Tanque de almacenamiento de agua del desaireador, y de agua desmineralizada.
Tanque de reserva de condensado.
Tanque de goteo o similar.
Tanque de recogida de retornos de combustible.
En su caso, tanques de almacenamiento de combustible.
Croquis  de  dimensiones  de  los  conductos  de  humos  a  la  salida  de  los 
precalentadores regenerativos de aire, con indicación de las conexiones existentes para 
toma de muestras de gases e instalación de termopares.
Croquis de dimensiones de los conductos de aire a la entrada de los precalentadores 
regenerativos de aire, con indicación de las conexiones disponibles existentes.
Superficie de paredes externas de caldera con indicación de su situación intemperie 
o cubierta.
Si alguna de la documentación citada en este apartado se considerase necesaria y 
no estuviera disponible, deberá ponerse en conocimiento del comité de ensayos para 
buscar procedimientos alternativos que compensen su falta.
6. Condiciones generales de realización de los ensayos
Para  la  realización  de  las  pruebas  se  verificará  mediante  la  inspección  de  la 
documentación pertinente y las comprobaciones que el operador del sistema considere 
necesarias para el cumplimiento de este procedimiento, que la instalación opera en 
condiciones adecuadas de forma que se garanticen los objetivos de los ensayos de 
rendimiento y coste de arranque.
6.1  Estado de la instalación.
La  instalación  sometida  a  pruebas  deberá  encontrarse  en  condiciones  de 
conservación  adecuadas  para  la  operación,  lo  cual  incluirá  el  cumplimiento  con  el 
programa de mantenimiento definido para la instalación.
Si de las pruebas se derivan valores de los parámetros de consumo específico y 
costes de arranque que superen a los últimos valores publicados por la administración (o 
en su defecto con respecto a los históricos aportados por el propietario) en más de 
un  3  %,  el  operador  del  sistema,  como  supervisor  de  las  pruebas,  podrá  solicitar 
justificación por ello reflejándose en el acta de la prueba.
Los elementos a verificar y la metodología a seguir se especifican en los diferentes 
apartados de este capítulo. El propietario de la instalación deberá aportar información 
suficiente que permita la verificación de los distintos aspectos.
6.1.1  Estado del condensador.
El  estado  de  limpieza  del  condensador  se  verificará  mediante  las  siguientes 
comprobaciones:
Verificación de que la presión por el lado vapor en el condensador y las temperaturas 
de entrada y salida del condensador del agua de circulación están dentro de los valores 
normales de operación del condensador.
Comprobación mediante inspección del mapa de tubos taponados, que el número de 
tubos taponados está por debajo del valor garantizado para rendimiento en el punto de 
diseño del condensador.
Registro en los diarios de mantenimiento de la última operación de inspección y 
limpieza manual de las cajas de agua y de los tubos en la última parada general de la  s
planta. o
dcoen cdCVaeeorngrmisafiap cadrao octbrriaó a(vncsé iió sedn xde iemls  tleecodo)s.ir arteuncbtetoo sl a df ucenol cmcioopnnadareamncisieóanndt ooc ro.dne lla ss icsutermvaas  ddeel  flaimbrpicieaznat e ddee  ltau bpoésr ddideal   2021-14064n https://www.
6.1.2  Estado de la caldera.
El estado de las superficies de intercambio y equipos de la caldera se verificará 
mediante los siguientes puntos al menos:
Verificación de que las temperaturas de salida por el lado gases y las temperaturas 
del vapor están dentro de las condiciones normales de operación.
Registro en los diarios de mantenimiento de la última operación de inspección y 
limpieza de los tubos de caldera.
Verificación del correcto funcionamiento del sistema de soplado de hollín de los tubos 
de caldera.
Comparación de los consumos eléctricos de los equipos de impulsión de aire-gases 
con los del histórico o valores normales de operación o, en su caso, los de garantía.
6.1.3  Estado de los calentadores de agua de alimentación.
Para  comprobar  que  el  estado  de  limpieza  de  los  calentadores  de  agua  de 
alimentación es adecuado se verificará que la presión por el lado vapor en el calentador y 
las temperaturas de entrada y salida del calentador del agua de alimentación están dentro 
de los valores normales de operación del equipo, respecto a lo recogido en los balances.
6.1.4  Estado del resto de equipos principales.
Por su repercusión en los resultados, se verificará además el correcto estado de 
mantenimiento  y  la  conformidad  de  las  revisiones  con  las  recomendaciones  del 
fabricante al menos de los siguientes equipos:
Bombas de agua de circulación.
Bombas de agua de alimentación.
Bombas de condensado.
Bombas de vacío del condensador o eyectores.
Molinos de carbón y cintas trasportadoras.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de determinación de costes de 
arranque.
Se realizará al menos al menos un ensayo de arranque de 8, 24 y 60 horas. Estos 
tiempos son susceptibles de ser modificados en función de los periodos habituales de 
arranque para cada instalación particular y las características de cada grupo.
En aquellos casos que se considere necesario realizar arranques adicionales a los 
indicados anteriormente, estos podrán ser realizados siempre y cuando sean aprobados 
por parte del supervisor de las pruebas.
La realización de estos ensayos estará supeditada a las posibilidades ofrecidas por 
la situación de la red.
El proceso de arranque deberá realizarse según la secuencia habitual que lleve a 
cabo la instalación, siguiendo las instrucciones recogidas en los manuales de operación 
de la central.
Los ensayos de arranque se realizarán con el mantenimiento del grupo en estado de 
embotellamiento del ciclo agua-vapor para minimizar las pérdidas de calor después de la 
parada, como es práctica habitual en estas centrales. La posibilidad de realización de 
embotellado,  tanto  del  lado  vapor  como  del  lado  aire-gases,  será  establecida  con  e
anterioridad a la realización de las pruebas por el comité de ensayos. bo
6Lo.3s   eCnosnadyiocsio ndees  dcoen rseuamlizoa ceiósnp edceíf ilcoos  etinesnaeyno sc odme oc onosbujemtoo  edsepteercmífiincaor.  el  consumo  2021-14064n https://ww
ceosrpreeccícfiicóon  ndeeto  edsete c acdoan sgurumpoo  eesnp leacsí fcicoon daic iounneass  ecno nqduiec iosnee rse adliec e reefl eernesnacyiao , parseív ciaommeon tlea   BOE-A-cable e
definidas. Estas condiciones de referencia serán las condiciones medias del emplazamiento 
a lo largo de todo el año y se determinarán a partir del tratamiento estadístico de los 
registros históricos y de los datos recogidos en los distintos grupos objeto de las pruebas.
Las condiciones para la realización de los ensayos se detallan a continuación:
Los ensayos de consumo específico se realizarán a seis cargas operacionales del grupo 
aproximadamente equidistantes, incluyendo 100 % y carga mínima. El supervisor de las 
pruebas podrá proponer ensayos a cargas intermedias adicionales si existiese algún cambio 
en el modo de operación del grupo que deba ser debidamente caracterizado.
La carga del grupo se ajustará a la señalada mediante el indicador de potencia de la 
sala de control. Durante la prueba se comprobará que la oscilación de la potencia 
respecto de la media es inferior al 1 %. En casos excepcionales podrá permitirse una 
oscilación hasta del 5 %.
Las potencias de los ensayos no podrán diferir de la carga especificada para la 
prueba más de un 5 %.
Las condiciones de realización del ensayo serán tan próximas como sea posible a las 
de  referencia  (condiciones  medias  del  emplazamiento),  para  reducir  al  mínimo  los 
factores de corrección. Las pruebas de rendimiento se realizarán con las mezclas de 
combustible de funcionamiento y de arranque aprobadas por la Dirección General de 
Política Energética y Minas, según se establece en el Real Decreto 738/2015, de 31 de 
julio,  por  el  que  se  regula  la  actividad  de  producción  de  energía  eléctrica  y  el 
procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
En ningún caso se deberán realizar los ensayos bajo condiciones ambientales tales 
que exijan extrapolar en alguna de las diferentes curvas de corrección.
Se tendrán en cuenta las restricciones de condiciones de realización de pruebas por 
condiciones  del  foco  frío  recogidas  en  el  procedimiento  particularizado  para  cada  caso 
concreto.
Durante la realización de las pruebas, el grupo deberá operarse en el modo de carga 
preseleccionada, y sin participar en los servicios de complementarios de regulación, a fin 
de garantizar la estabilidad durante los ensayos. Esto no incluye la regulación primaria.
Los ensayos deberán realizarse con una generación de potencia reactiva estable. El 
factor de potencia será el valor medio registrado en el último año de operación y lo fijará 
el operador del sistema. En caso de que fuese imposible fijar este factor, las pruebas se 
harán con el factor de potencia más próximo al nominal del grupo que sea posible 
mantener de manera estable y continua.
Los parámetros de operación de los grupos sometidos a pruebas deberán ajustarse, 
durante  los  ensayos,  a  las  condiciones  de  operación  normales  (recogidas  en  los 
balances, registros históricos, hojas de funcionamiento, etc.) en lo relativo a exceso de 
aire empleado, molinos en operación, caudal de agua de circulación, niveles de purga 
para mantenimiento de la calidad de agua en el ciclo, caudal de aporte, alineamiento de 
válvulas,  etcétera.  Las  posibles  excepciones  serán  debidamente  identificadas, 
justificadas e incluidas en los procedimientos particularizados.
Las series de datos de las variables recogidas en cada ensayo deberán estar dentro 
de los rangos de fluctuaciones indicados en la siguiente tabla:
Parámetro Variación pico-valle * Variación respecto a la media **
Flujo de agua de alimentación. 10 % ± 3 %
Presión en vapor principal: e.
>35 bara. 4 % ± 3 % w.b
<35 bara. 1,4 bar ± 1 bar 064ww
pFrloudjou**  *cd ideVVa aaV rrpiiaaaopccr oiiuóórnnn.a  mm pááexxritimmuraab  aaacddimómniis sciibbollneec  draeent tace)a .udnaa d apteor tcuorbna rceisópn4e  dc%utora an tlea  mel eednias adyeo  lo(ess d daetocsir., la±  v3a r%iación pico-valle  BOE-A-2021-14cable en https://
Parámetro Variación pico-valle * Variación respecto a la media **
% Volumen O  salida precalentadores. 0,4 puntos de O ± 0,2 puntos de O
2 2 2
Temperatura del vapor. 11 °C ± 5,5 °C
Flujo de combustible. 10 % N/A
Temperatura de agua de alimentación. 11 °C ± 5,5 °C
± 1 %
Potencia de salida. 1,8 %
Excepcionalmente el ± 5 %
Factor de potencia. N/A 1 %
*  Variación máxima admisible ante una perturbación durante el ensayo (es decir, la variación pico-valle 
producida por una perturbación concreta).
**  Variación máxima admisible de cada dato con respecto a la media de los datos.
Debido a las diferencias entre los distintos grupos para los que es de aplicación este 
procedimiento, el propietario podrá proponer valores alternativos de cumplimiento de 
estabilidad de aquellos parámetros previa justificación que serán aprobados, en su caso, 
por el supervisor de las pruebas.
La posición de las válvulas de control de turbina del grupo será la que resulte 
necesaria para el control de carga para mantener la potencia seleccionada. En cada 
ensayo se tomará nota de dicha posición, quedando prohibido ajustar la posición de las 
válvulas, de manera que cada ensayo se realizará en puntos de carga y no en puntos de 
apertura de válvulas; en caso de que la carga mínima coincidiera con un punto de 
apertura de válvula, el ensayo se realizará a una carga un 5 % mayor.
Aquellos grupos diseñados para funcionar en presión deslizante y que habitualmente 
operan de este modo, mantendrán dicha forma de operación para los ensayos. La misma 
filosofía se aplicará a grupos con funcionamiento híbrido.
Para cada ensayo se registrará la calidad del agua de caldera.
El nivel de purga del calderín será el normal de explotación teniendo en cuenta los 
registros históricos y hojas de datos de funcionamiento de caldera.
La caldera y el precalentador de aire deben estar limpios durante los ensayos de 
acuerdo a los planes habituales de soplado de la central. No se soplará la caldera 
durante la duración de cada ensayo.
A los servicios auxiliares que requieran vapor en las condiciones operacionales se 
les suministrará vapor durante las pruebas.
Se comprobará que la posición de las válvulas de aislamiento sea la adecuada para 
una correcta explotación de la instalación y, en todo caso deberán estar de acuerdo con 
las instrucciones del fabricante de los equipos y las normas y recomendaciones que 
sean de aplicación. Ninguna válvula de drenajes de emergencia de calentadores estará 
abierta ni se abrirá durante el ensayo. En caso de que en alguna de ellas existiera fuga, 
se debe aislar con la válvula manual de aislamiento tomando las precauciones de 
seguridad que esta acción requiera (principalmente vigilancia del nivel de condensado en 
el calentador).
El grupo deberá aislarse de otros que hubiera en la misma central conforme a lo 
descrito en el apartado 8.
Durante la realización de los ensayos no se permitirá el arranque del grupo diésel de 
emergencia, caldera auxiliar o cualquier otro equipo ajeno a la operación normal en  s
carga del grupo. oe.
svmiatoulodaAriref áicfsi án enn lod dvreoma lfolaioj alrde ruse er nadl  neeat xqeocu peleaesl r oarqe cudaieóeli n zoe adxscíteigióm eanenc  douce eo(lro nde vodne escn aoiaeyninro elt.ae )E s d alh eneo toxejacpssee  sdrdaoeec l  didóceano t maodisireee  dn ceezaos lfdt uaednrreáca  i,old alnea apn pmrtruroioee pbndiateeo,d   ladnodeos     2021-14064n https://www.
caldera y los registros históricos.
Antes del comienzo de cada prueba se realizará un vaciado de aquel, o aquellos 
elementos en los que el procedimiento específico determine que se van a extraer las 
muestras representativas de cenizas y escorias.
El número de molinos en operación no será modificado durante la realización de 
cada ensayo.
Cada ensayo, tendrá una duración mínima de dos (2) horas, siendo rechazables 
aquellas en que la duración sea menor por motivos imprevistos.
La  toma  de  datos  de  variables  primarias  y  secundarias  se  realizará  mediante 
sistemas de adquisición de datos automáticos. La frecuencia de lecturas deberá ser de al 
menos 1 minuto.
En caso de que sea necesario realizar tomas manuales de variables primarias y 
secundarias, el propietario deberá justificar e indicar las medidas correctivas que prevea 
aplicar en futuras pruebas. En estos casos, con carácter excepcional y debidamente 
justificados se podrán tomar datos con una frecuencia de 15 minutos tanto para variables 
primarias como secundarias.
Las definiciones de variables primarias y secundarias vienen recogidas en el anexo 
A.IV.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
centrales térmicas de turbinas de vapor de carbón.
Se deberán extraer de los resultados del ensayo aquellas series de datos en las que 
se  pongan  de  manifiesto  fluctuaciones  o  variaciones  excesivas  de  los  parámetros 
operacionales de acuerdo a la tabla anterior. Los periodos a extraer deberán ser justo 
antes de comenzar la perturbación y hasta, al menos, 10 minutos después. En estos 
casos, se extenderá la duración del ensayo en un tiempo equivalente al de la muestra de 
datos  descartados.  Adicionalmente,  en  caso  de  variaciones  excesivas,  el  test  será 
susceptible de ser repetido.
Se mantendrá la carga seleccionada durante, al menos, una (1) hora para estabilizar 
los parámetros de operación, antes de dar comienzo a un ensayo. El grupo tendrá que 
haber estado en funcionamiento las 24 horas previas al inicio del periodo de estabilidad.
El periodo de estabilización concluye cuando se alcanza la estabilidad según se 
indica en la tabla de variación respecto a la media de los parámetros de funcionamiento 
y dicha estabilidad se mantiene durante una (1) hora. Para este registro podrá utilizarse 
la instrumentación normal de la planta.
En  casos  debidamente  justificados,  podrán  reducirse  los  tiempos  de  estabilidad 
previa  a  los  ensayos  a  propuesta  del  propietario  y,  en  su  caso,  aprobado  por  el 
supervisor de las pruebas.
6.4  Cálculos.
La evaluación de los parámetros objeto de este procedimiento de prueba, así como 
sus tratamientos para la obtención del coste de arranque se han desarrollado en el 
documento anexo A.IV.1 «Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes 
de arranque de centrales térmicas de turbinas de vapor de carbón».
7. Documentación general de los ensayos
Se hará entrega al supervisor de las pruebas de una copia de toda la documentación 
(datos, información, fotografías y registros producidos) generada en la recogida de datos 
de cada ensayo en un formato que facilite y permita su tratamiento y procesado. Esta 
información deberá ser aportada antes de que se abandonen las instalaciones a la  es
finalización  de  los  ensayos.  Se  establece  excepcionalmente  y  siempre  que  esté  bo
justificado un tiempo máximo de 2 días hábiles para proceder al envío de todo aquello  064ww
ecqunustert eohgduaibadi eayr.a  pproedseidrov aqcuióend adr ep elan dpiernivtaec. iCdaadd ad uen ala d ec olapsia  pdaert elsa  sienrfáo rlma arecsiópno nqsuaeb lele d es elaa   OE-A-2021-14able en https://
7.1  Recolección de muestras.
Durante cada ensayo se realizará una recogida de muestras de carbón, escorias y 
cenizas. Esta recogida se realizará de acuerdo con el procedimiento establecido.
Una vez realizado el acopio de las muestras, se seleccionarán tres muestras de cada 
componente muestreado en tres recipientes distintos que prevengan la entrada de aire y 
humedad, realizando la identificación mediante etiquetado. Estas muestras se lacrarán y 
se  entregarán  una  al  laboratorio  de  ensayo  independiente  debidamente  acreditado, 
previamente acordado con el supervisor, quedando la segunda y tercera en la central 
para contraste en caso necesario.
7.2  Formatos de incidencias.
Cualquier  incidencia  durante  la  realización  de  los  ensayos  o  de  su  posterior 
tratamiento, será recogida en los correspondientes formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
El acta de resultados de la prueba incorporará el siguiente contenido:
Resumen o sumario de la prueba, dando información general sobre la planta, objeto 
de  la  prueba,  fecha  y  duración  de  esta,  resumen  de  los  resultados  principales,  y 
cualquier incidencia o desviación con respecto al procedimiento aprobado, que se haya 
acordado entre las partes en el momento de realizar los ensayos.
Introducción, incluyendo información adicional de carácter general que no se haya 
incluido en el sumario. Esta información general se referirá, por ejemplo, a:
1.  Esquema general del ciclo de la planta, mostrando los puntos donde se toman 
medidas.
2.  Alineación de los sistemas, con una lista mostrando la posición de todas las 
válvulas principales durante la ejecución de los diferentes ensayos.
3.  Una  lista  completa  con  todos  los  representantes  de  las  distintas  partes 
implicadas en la prueba.
4.  Las condiciones particulares que se hayan acordado entre las partes para la 
realización de la prueba, que por su extensión no se hayan recogido en el sumario.
5.  La organización del personal que haya intervenido en los ensayos.
6.  El objeto de la prueba, de acuerdo con el procedimiento aprobado.
Cálculos  y  Resultados  basados  en  el  anexo  A.IV.1  metodología  de  cálculo  de 
consumo específico y costes de arranque de centrales térmicas de turbinas de vapor de 
carbón adaptado para cada central. Además, se incluirá cualquier otro cálculo especial 
que haya sido necesario realizar para la obtención de los resultados. Este apartado 
deberá incluir también la comparación de repetibilidad de las series de ensayos que se 
llevan a cabo para cada prueba.
Instrumentación de la prueba, incluyendo la siguiente información:
1.  Lista general de instrumentos usados, indicando tipo y modelo.
2.  Descripción de la localización de los instrumentos.
3.  Descripción de los medios usados para la toma de datos de medida en cada 
localización.
4.  Identificación de los instrumentos usados como referencia. e
5.  Descripción general del sistema de adquisición de datos utilizado. bo
6.  Hojas  de  los  resultados  de  la  calibración  de  los  instrumentos  utilizados  y  064ww
certiCficoandcoluss idoen ecsa,l ibcroanc ióunn dae  dloissc umsiisómn oms.ás detallada que pudieran presentar algunos
resultados  de  los  ensayos  realizados,  incluyendo  también  posibles  cambios  en  el
procedimiento  general  de  prueba,  entendido  como  lecciones  aprendidas  para  otras 
pruebas posteriores en otras plantas.
Formatos de incidencias y/o discrepancias.
Anexos, tales como hojas de datos de equipos principales, curvas o factores de 
corrección utilizados, copia de los registros de medidas, resultados de los análisis de 
combustible en laboratorio, etcétera.
8. Aislamiento del grupo
8.1  Aislamiento eléctrico.
Con el fin de poder determinar los consumos eléctricos en auxiliares del grupo 
ensayado,  las  alimentaciones  a  las  barras  de  servicios  eléctricos  auxiliares  se 
dispondrán  de  tal  manera,  que  siempre  sea  posible  determinar  mediante  los 
correspondientes contadores de energía el consumo de cada grupo.
En caso de no poder realizarse lo anterior, se llevará a cabo un reparto ponderado 
propuesto por el propietario y aprobado, en su caso, por el supervisor, entre los grupos 
que tengan servicios auxiliares comunes.
8.2  Interconexiones mecánicas.
Aquellas interconexiones mecánicas existentes entre grupos para arranques serán 
identificadas. Los intercambios entre grupos durante los arranques serán cuantificados y 
cargados al grupo que se arranca.
Dentro de estas interconexiones mecánicas entre grupos para arranques, se prestará 
especial atención, al vapor de agua procedente de otros grupos y que habitualmente se 
usa durante los procesos de arranque.
Durante los ensayos de consumo específico no se permitirá la interconexión entre 
diversos grupos. Si existiesen dichas interconexiones y, por lo tanto, equipos comunes, 
se establecerá un procedimiento especial, tanto para su funcionamiento como para la 
asignación de la potencia eléctrica consumida, en caso de que la hubiese.
Además de aquellas interconexiones que se señalen en cada caso particular, se 
pondrá especial cuidado en aislar los siguientes sistemas de cada grupo:
Vapor auxiliar.
Vacío del condensador, si estuviera interconectado.
Recalentado frío y/o vapor de cierres si estuviera interconectado.
Aire de servicios e instrumentos.
Agua desmineralizada.
Fuel y gasoil.
Otros.
8.3  Aislamiento de combustible y agua de aportación.
En aquellos casos en los que se puedan producir cambios en el combustible utilizado 
durante los ensayos, se mantendrá aislada la aportación de combustible desde los 
tanques de almacenamiento al tanque diario o de retornos del grupo que se ensaya a los 
tanques de almacenamiento.
La aportación de agua al grupo se mantendrá en operación durante todo el tiempo 
que dure cada ensayo. Sin embargo, el tanque de reserva de condensado se aislará  s
fehacientemente de la aportación de agua desmineralizada. o
ANEXO A.V.1
Metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
grupos de generación térmica diésel
Índice:
1.  Objeto.
2.  Consumo específico neto de un grupo.
2.1  General.
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
3.  Coste de arranque.
3.1  Introducción.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.3  Coste de arranque total.
4.  Metodología correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia.
4.1  Corrección por temperatura del aire a la entrada del equipo f .
1
4.2  Corrección por presión barométrica f .
2
4.3  Corrección por composición del combustible f .
4
4.4  Correcciones por factor de potencia f .
5
5.  Cálculo del los parámetros de despacho económico y de liquidación de los seie 
resultantes de las pruebas.
5.1  Costes variables de combustible.
5.2  Costes de arranque.
6.  Listado de variables.
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
1. Objeto
El presente documento tiene por objeto desarrollar la metodología de cálculo que va 
a utilizarse para determinar:
El consumo específico neto del grupo en condiciones de ensayo.
El coste de arranque.
Las correcciones al consumo específico neto del grupo en función de las condiciones 
ambientales.
2. Consumo específico neto de un grupo
2.1  General. e.e
El consumo específico neto de un grupo se define como: 064www.
CENG CC
  WR   (1) BOE-A-cable e
..
Siendo:
CENG: Consumo específico neto del grupo (kJ/kWh).
CC: Calor total aportado por el combustible basado en el poder calorífico inferior 
–PCI– por unidad de tiempo (kJ/h).
WR: Potencia neta cedida por el grupo a la red (kW).
2.2  Cálculo de la potencia neta cedida a la red.
La potencia neta cedida por el grupo a la red (WR), se calculará mediante la 
siguiente expresión:
WR = WTP – WAR – WE  (2)
WTP: Potencia activa inyectada por el grupo a la red (kW), medida en bornas del 
transformador principal (lado de alta), y que se corresponde con la diferencia entre la 
potencia  bruta  activa  medida  en  bornes  del  generador  menos  las  pérdidas  en  el 
transformador principal y consumo de los servicios auxiliares propios de grupo, en caso 
de estar localizados entre el generador y el transformador de alta.
WAR: Potencia activa (kW) para consumos auxiliares inherentes al funcionamiento 
del grupo que no son alimentados desde el propio grupo, bien porque esta potencia es 
tomada de la red, bien porque esta potencia es suministrada desde el transformador de 
auxiliares de otro grupo. Estos consumos reflejan los servicios auxiliares variables de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP.
Esta potencia se medirá en bornas (lado de alta) del transformador de auxiliares o 
individualizadamente, cuando es suministrada desde otro grupo.
Los consumos inherentes en el funcionamiento del grupo para los que no sea posible 
la  medida  directa,  serán  identificados  y  desglosados  por  la  empresa  propietaria, 
indicando a qué sistema o subsistema del grupo provee servicio.
WE:  Potencia  activa  (kW)  consumida  para  consumos  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo que, o bien de son de carácter intermitente, o bien no pueden 
ser  individualizados  y  cargados  a  un  solo  grupo  en  centrales  con  varios  grupos 
generadores.  Estos  consumos  reflejan  los  servicios  auxiliares  variables  de 
funcionamiento del grupo no contabilizados en el término WTP ni WAR.
Estos consumos inherentes al funcionamiento de los grupos, se particularizarán para 
cada grupo de generadores de una instalación que están sujetos a la compartición de los 
mismos.
Los consumos de servicios auxiliares, incluidos en los términos WAR y WE, serán 
  rev isados y, en su caso, aprobados por el supervisor de las pruebas.
  Para determinar WE los consumos serán ponderados de la siguiente manera:
 
 
1.  Consumos que sean directamente imputables a un grupo. Serán ponderados por 
 
horas de utilización, según la siguiente expresión:
 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙 
 𝑒𝑛 𝑘𝑊   (3)
Siendo el factor de utilización (fútil) la fracción de tiempo respecto al total en la que se  e.es
  incurre en un consumo  del servicio auxiliar. bo
 
      
..BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
   
Núm. 198 Jueves 19 de agosto de 2021 Sec. III.   Pág. 101927
 
 
 
 
2.  Consumos no directamente imputables a un grupo. Se ponderarán según la 
 
siguiente ecuación:
 
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙   [  𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜 ]
𝑊𝐸𝑖 =[ 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]∗ 𝑓ú𝑡𝑖𝑙∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑗𝑛𝑢 𝑘𝑛𝑊𝑡𝑜ℎ 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑢𝑝𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛    
 𝑒𝑛 𝑘𝑊 [ 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑟𝑡𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 ]
 𝑒𝑛 𝑘𝑊ℎ
(4)
   
El cálculo de la energía generada por el grupo y conjunto de grupos que comparten 
el servicio auxiliar se realizará, como mínimo, con los registros históricos del año natural 
anterior al inicio de las pruebas. Si en dicho periodo la operación de alguno de los grupos 
implicados  no  es  representativa  por  indisponibilidad  del  mismo,  o  en  otros  casos 
  debi damente justificados, se podrá utilizar un criterio de ponderación distinto al indicado 
  en el párrafo anterior debiendo este ser, en su caso, aprobado por el supervisor de las 
 
  pruebas.
  La potencia total consumida en servicios no continuos se computará mediante la 
  siguiente expresión:
WE   WE    
i
i   (5)
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
   
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que los conceptos WTP, 
WAR y WE deberán discriminar los consumos inherentes a la configuración sujeta a 
ensayo de los consumos asociados a otros sistemas o subsistemas de la unidad que no 
son propios de la configuración bajo ensayo.
No se deberán considerar como servicios auxiliares a efectos de cálculo de consumo 
específico todo aquel consumo, medido o estimado por la empresa propietaria, que no 
es propio e inherente al funcionamiento del grupo y para la configuración bajo pruebas 
del grupo. A título ilustrativo no limitativo, al objeto de aclarar el concepto de consumo 
inherente al funcionamiento del grupo, quedan excluidos de este concepto:
1)  Todo aquel consumo que se corresponda con el mantenimiento y conservación o 
para posibilitar un estado de disponibilidad para un nuevo arranque de grupos, que se 
produzca en los periodos intermedios de paro.
2)  Todo aquel consumo asociado a la instalación o planta y a sus servicios, tales 
como  edificios  administrativos,  de  mantenimiento,  talleres,  iluminación,  sistemas 
generales de seguridad, etcétera.
2.3  Cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo.
El cálculo del calor aportado por el combustible por unidad de tiempo, para el caso 
de combustibles líquidos, se evalúa mediante la siguiente expresión:
CC = m * PCI  (6)
f
Donde: e
CmPCCf: I:F: C lPuaojlood rem troá ctsaailcl oaorp ídfoiecrt oac doinomf epbrouiors ret idbl ecleol  mc(kobgmu/hbs)tui.bslteib blea seaxdpore esna deol p (okdJe/krg c)a.lorífico inferior (kJ/h). 2021-14064n https://www.
 
      
..
 
      
..
3. Coste de arranque
3.1  Introducción.
A los efectos de este procedimiento se define el arranque como el proceso por el 
cual un grupo pasa de un estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro 
estado de marcha en las mismas condiciones, con un estado intermedio de paro.
C = C  (1 – e-αt)  (7)
Siendo:
C: Coste de arranque para un tiempo de arranque t (€).
C : Constante del grupo equivalente al coste de arranque en frío para un tiempo de 
parada infinito (€).
α: Constante del grupo.
t: Tiempo de arranque (h).
Una vez obtenidos los pares de valores (C, t) se podrán estimar las constantes de 
cada grupo C  y α, mediante el método de mínimos cuadrados.
3.2  Determinación de los costes de arranque.
3.2.1  Costes de arranque asociados al combustible.
Etapa 1:
Se define la etapa 1 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad baja 
progresivamente (según su rampa característica) desde su mínimo técnico hasta la 
potencia en la que se produce el desacoplamiento del grupo de la red.
En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de desacoplamiento.
2.  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares propios e inherentes al 
funcionamiento del grupo, tomada de la red.
3.  Energía eléctrica vertida a la red.
Etapa 2:
Se  define  la  etapa  2  como  aquella  etapa  durante  la  cual  se  produce  el 
desacoplamiento del grupo y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de 
parada, tras el cual el grupo comienza un periodo intermedio de paro. Los conceptos que 
se contabilizarán en esta etapa son:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de apagado del grupo.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Esta etapa no incluye, por tanto, los consumos que se producen en el periodo 
intermedio de paro ajeno al proceso de parada-arranque que se produce entre la parada 
y el arranque de un grupo.
Etapa 3: o
Se define la etapa 3 como aquella que incluye el periodo comprendido entre el inicio del  064ww
proceso de puesta en carga y la consecución del acoplamiento de la unidad. Comienza por
tanto con la conexión del primer auxiliar asociado al arranque del grupo. En esta etapa se 
contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible, hasta el momento de acoplamiento del grupo.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento y conservación del grupo.
Etapa 4:
Se define la etapa 4 como aquella etapa durante la cual la carga de la unidad sube 
progresivamente hasta alcanzar un estado de funcionamiento en las mismas condiciones 
en las que se inició la etapa 1. En esta etapa se contabilizarán los siguientes costes:
1.  Calor aportado por el combustible hasta alcanzar la carga mínima.
2.  Energía  eléctrica  tomada  del  exterior  para  servicios  auxiliares  inherentes  al 
funcionamiento del grupo.
3.  Energía eléctrica vertida a red.
3.2.1.1  Calor aportado por el combustible.
El coste del calor aportado por el combustible se define como:
P
C    (Q x PCI )
c i i
4186,8
i1   (8)
Donde:
C : Coste del calor aportado por el combustible (€).
c
Q: Consumo de combustible «i» utilizados durante la etapa considerada (kg).
i
PCI: Poder calorífico inferior del combustible «i» (kJ/kg).
i
P: Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque (€/th).
 Q  PCI   P 
i i i
P  i
 Q  PCI 
i i
i   (9)
Pi: Precio de la termia de combustible «i» (€/th). A estos efectos se tomará el último 
precio publicado por la Dirección General de Política Energética y Minas en la fecha en 
la que se inicien los ensayos.
3.2.1.2  Energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares.
Se define el coste de la energía consumida por los servicios auxiliares como:
C  = E  x P   (10)
SA SA CM
Donde:
CSA: Coste debido a la energía eléctrica consumida por los servicios auxiliares no  e.e
proveniente del grupo ensayado, calculado al precio de generación por combustible a  w.b
carga mínima (€). 064ww
por EloSsA : sEisnteemrgaías  ealéucxtilriiacrae sc odneslu mgriudpao a,  itnrahveéresn dtees  laasl  rmedisemso d, ed turraannstpeo rlate  eot adpiast rqibuuec iósen 
considera (kWh).
..
..
P : Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Se determina mediante la expresión:
CENG
P  CM P
CM c
4186,8   (11)
 
Donde:
(CENG) : Consumo específico neto del grupo obtenido de los ensayos a carga 
CM
mínima realizados sobre el grupo (kJ/kWh).
P : Precio de la termia del combustible normalmente usado en carga mínima (€/th). 
C
A estos efectos se tomará el último precio publicado por la Dirección General de Política 
Energética y Minas en la fecha en la que se inicien los ensayos.
En el caso de que el grupo disponga de distintas configuraciones declaradas, y por 
tanto  sujetas  a  ensayo,  los  consumos  auxiliares  deben  considerar  únicamente  los 
consumos inherentes a la configuración sujeta a pruebas, por lo que bajo el término E
SA 
deberán considerarse sólo los consumos inherentes a dicha configuración.
3.2.1.3  Energía eléctrica vertida a red.
Los ingresos por la energía vertida a la red se definen como:
C  = E  · P   (12)
EE E CM
Donde:
C : Ingreso debido a la energía eléctrica vertida a red (€).
EE
E : Energía eléctrica vertida a red durante la etapa considerada, en kWh
E
P : Precio del kWh calculado como coste de generación por combustible a carga 
CM
mínima (€/kWh). Su cálculo está desarrollado en el punto 3.2.1.2
Tanto a la energía eléctrica tomada del exterior, como a la energía eléctrica vertida al 
exterior, se le ha asignado un mismo precio (P ), igual al coste de generación (debido 
CM
al  consumo  de  combustible)  correspondiente  a  los  resultados  de  los  ensayos  de 
  funciona miento a carga mínima que se realicen.
 
 
  3.3  Coste de arranque total.
 
  El coste C, correspondiente a un ensayo será:
   
  𝐶 = 𝐶𝑎𝑐 + ∑4𝑗=1∑𝑖[𝐶𝐶𝑗,𝑖 + 𝐶𝑆𝐴𝑗 − 𝐶𝐸𝐸𝑗]     
    (14)
     
  Cuya expresión desarrollada es:
𝐶 = 𝐶 + 1  ∑4 [𝑃 ∑ ((𝑄 ∗𝑃𝐶𝐼 )+𝐶𝐸𝑁𝐺 ∗(𝐸 −𝐸 )∗𝑃)]    
𝑎𝑐 4186,8 𝑗=1 𝑖 𝑖 𝑖 𝐶𝑀 𝑆𝐴𝑗 𝐸𝑗 𝑐 es
(15) b
  comDbounstdibel eP e ny  aPrrca nsqoune  (loPs),   yp rdeecli ocso mdbeu slatisb lete hrmabiaitsu,a lp ao ncadregraa dmasín imseag ú(Pnc )c doenfsinuimdoos  edne 
los apartados anteriores.
..
 
      
..
 
      
..
4. Metodología correcciones al consumo específico neto de un grupo por variación 
respecto de las condiciones de referencia
El consumo específico neto del grupo corregido, CENG*, se calcula a partir del 
consumo específico neto de un grupo (obtenido en los ensayos) corregido a unas 
condiciones  de  referencia.  Dichas  condiciones  de  referencia  están  definidas  en  la 
sección  6  del  anexo  A.V.2:  procedimiento  de  ensayos  de  rendimiento  y  coste  de 
arranque de grupos diésel.
Todas las variables corregidas, se señalan a partir de aquí con asterisco.
Así:
CENG* CENG  F
i
i   (16)
Donde los factores F son los factores de corrección por las diferencias entre las 
i
condiciones del ensayo y las condiciones establecidas de referencia.
Las correcciones se deberán aplicar sobre cada uno de los registros obtenidos en 
cada ensayo. En los casos en los que haya variables primarias con una frecuencia de 
muestreo menor al resto, se establecerían las correcciones a partir de los registros 
promediados en estos periodos. A modo de ejemplo, si existiesen variables primarias 
registradas con una frecuencia de 15 minutos, se calcularían las correcciones del resto 
de  variables  con  los  valores  promediados  que  se  hubieran  registrado  en  estos  15 
minutos.
Se  deberá  tener  en  cuenta  a  la  hora  de  elegir  los  valores  de  referencia  la 
dependencia de algunas variables con la potencia generada por dicho grupo. Para estos 
casos se deberá elaborar una curva que, construida a partir de históricos de dicha 
variable durante al menos un año, permita, en función de la potencia, calcular el valor de 
referencia  de  la  variable  para  cada  prueba  de  consumo  específico.  Se  señalarán 
aquellos casos en los que no se considere adecuada la curva así obtenida a partir de 
históricos  con  un  punto  de  carga  de  operación  habitual,  para  su  aplicación  a  la 
corrección a las cargas de los ensayos.
A  continuación,  se  exponen  ejemplos  de  factores  de  corrección  habituales,  sin 
perjuicio de que, según la documentación del fabricante o norma de aplicación, se 
puedan aplicar correcciones adicionales por otros parámetros previa justificación del 
propietario y aprobación, en su caso, por parte del supervisor de las pruebas.
4.1  Corrección por temperatura del aire a la entrada del equipo F :
1
La corrección por temperatura del aire a la entrada del motor (en el caso de ser de 
aspiración  natural),  o  la  temperatura  de  entrada  al  compresor  (en  el  caso  de  ser 
sobrealimentado), se obtendrá a partir de las curvas suministradas por el fabricante del 
motor para la corrección del consumo específico por esta circunstancia. En el caso de no 
contar con dichas curvas se utilizará la metodología estipulada en la norma ISO 3046-1. 
Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico a la temperatura 
1
establecida  como  referencia  dividido  entre  el  consumo  específico  obtenido  a  la 
temperatura del ensayo.
En aquellos casos en los que el grupo realiza su aspiración dentro de una nave, la 
empresa propietaria deberá aportar datos históricos suficientes para caracterizar las  s
condiciones medias del aire aspirado considerando factores como la estacionalidad, el  oe.
número  de  grupos  en  funcionamiento,  etc.  de  manera  que  se  garantice  su  w.
representatividad  estadística.  Estas  mediciones  se  podrán  realizar  con  estaciones  064ww
imnsettreuomroelnótgaicciaósn  epsopretáctíifliecsa  pdaera  emsaten efirna.  que  no  será  necesaria  la  instalación  de
..
4.2  Corrección por presión barométrica F :
2
La  corrección  por  presión  barométrica,  se  obtendrá  a  partir  de  las  curvas 
suministradas por el fabricante del motor para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico a la 
2
presión barométrica establecida como referencia dividido entre el consumo específico 
obtenido a la presión barométrica del ensayo.
En aquellos casos en los que el grupo realiza su aspiración dentro de una nave, la 
empresa propietaria deberá aportar datos históricos suficientes para caracterizar las 
condiciones medias del aire aspirado considerando factores como la estacionalidad, el 
número  de  grupos  en  funcionamiento,  etc.  de  manera  que  se  garantice  su 
representatividad  estadística.  Estas  mediciones  se  podrán  realizar  con  estaciones 
meteorológicas  portátiles  de  manera  que  no  será  necesaria  la  instalación  de 
instrumentación específica para este fin.
4.3  Corrección por composición del combustible F :
4
La corrección por composición del combustible se obtendrá a partir de las curvas 
suministradas por el fabricante del motor para la corrección del consumo específico por 
esta circunstancia. Este factor F  deberá ser el cociente entre el consumo específico 
4
para el poder calorífico establecido como referencia dividido entre el consumo específico 
obtenido con el poder calorífico del ensayo.
El poder calorífico utilizado en la corrección debe ser el mismo que el utilizado en la 
definición de consumo específico. La transformación entre poder calorífico inferior y 
superior, si fuese necesario realizarla para un combustible determinado, deberá hacerse 
conforme al procedimiento recogido en el ANSI/ASME PTC 17.
En aquellos casos en los que no se disponga de curvas de fabricante del motor, la 
empresa propietaria deberá proponer mecanismos para garantizar que el combustible 
usado durante los ensayos es similar al que consume habitualmente el grupo. Dicha 
propuesta será aprobada, en su caso, por el supervisor de las pruebas.
4.4  Correcciones por factor de potencia F :
5
   
Con la corrección del fa ctor de potencia se tiene en cuenta la variación de la potencia 
vertida a red por el grupo a l trabajar con factores de potencia diferentes al de referencia,   
   
lo que provoca una variació n del rendimiento del alternador y transformador (es).
 
Este factor vale:    
    
  
   F5  WR /WR *   (17)  
 
  WR *  WTP * WAR WE  (18) 
   
WTP *  WTP  L  L   
ref prue  (19)
   
Donde L y L  son el conjunto de las pérdidas del alternador y transformador 
ref  prue
principal para la misma potencia activa generada con factor de potencia de referencia y 
   
factor de potencia de la prueba, que se obtendrán a partir de las curvas de corrección y/o 
circuitos equivalentes suministrados por el fabricante para este efecto. e
5. Cálculo de los parámetros técnicos de despacho económico de los TNP resultantes  064ww
los pEanr áemsteet rcoasp ídtuel od sees praecchoog ee ccoomnóom dsieeco  cla adslec p urllouasen b,T aeNsnP f ucnocriróens pdoen ldoise nretessu latal dcooss taen tvearrioiarbelse,   OE-A-2021-14able en https://
de funcionamiento y al coste de arranque asociado al combustible acorde con el Real
 
      
..
 
      
..
 
      
..
Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de 
energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares.
5.1  Costes variables de combustible.
En este apartado se calculan los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i) 
según se indica en el anexo III del Real Decreto 738/2017, de 31 de julio, necesarios 
para el cálculo del coste variable de funcionamiento que se evalúa a través de la 
siguiente expresión.
C (i,h,j )= [A(i)+B(i)*p(i,h,j)+C(i)*p2(i,h,j)]*pr(i,h,j)  (20)
combD
Siendo:
C (i,h,j ): Coste variable de combustible expresado (€/h).
combD
p(i,h,j): Potencia media horaria en barras de la central en la hora h aportada por el 
grupo i del sistema eléctrico aislado j.
A(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– (th/h).
B(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– ((th/h)·MW)
C(i): Parámetro que se obtiene a partir del ajuste cuadrático de la curva de consumo 
térmico horario –consumo vs potencia neta– ((th/h) MW2).
pr(i,h,j): Precio medio de la termia de combustibles utilizados por el grupo i del 
sistema eléctrico aislado j en la hora h, según se indica en el anexo III del Real 
Decreto 738/2017, de 31 de julio.
Para el cálculo de A(i), B(i), C(i) es necesario obtener un ajuste cuadrático de la 
curva de consumo térmico (th/h) frente a potencia aportada a la red (MW) a partir de los 
ensayos de consumo específico.
Cada uno de los puntos a partir de los cuales se realizará el ajuste cuadrático se 
obtiene  de  los  resultados  de  una  prueba  de  consumo  específico,  de  forma  que, 
realizando  las  siguientes  operaciones,  se  obtiene  una  pareja  «consumo  térmico  vs 
potencia neta»:
𝐶𝐸𝑁𝐺∗  𝑥  𝑊𝑅
𝐶∗ = 𝑝𝑐𝑖
𝑡𝑒𝑟
4186,8   (21)
Siendo:
C* :Consumo térmico corregido del grupo expresado (th/h).
ter  
CENG* : Consumo específico neto corregido del grupo referido al poder calorífico 
pci
inferior expresado (kJ/kWh).
WR: Potencia neta cedida sin corregir del grupo a la red expresada (kW).
Una vez obtenidas las parejas de puntos, una por cada prueba, se efectúa un ajuste 
cuadrático de forma que se obtienen los parámetros técnicos de despacho A(i), B(i), C(i).
En el caso de que los parámetros técnicos A(i), B(i), C(i) así obtenidos arrojasen en  e
algún  tramo  de  la  curva  calculada  un  coste  incremental  negativo,  se  valorará  la  bo
introducción de algún ajuste adicional al ajuste cuadrático para evitar que esto suceda. 064ww
..
5.2  Costes de arranque.
En  este  apartado  se  calculan  los  parámetros  A’(i),  B’(i),  según  se  indica  en  el 
anexo III del Real Decreto 738/2017, de 31 de julio, en el cálculo del coste de arranque 
asociado al combustible, que se evalúa a través de la siguiente expresión:
C D = A’(i)*[1-exp(-t/B’(i))]*prar(i,h,j) + D(i)  (22)
ar
El  parámetro  D(i)  no  se  calcula  en  este  procedimiento,  ya  que  tiene  carácter 
económico y no guarda relación con el resultado de las pruebas de rendimiento, sino con 
el desgaste que cada arranque produce en el grupo. Por ello, debe ser calculado en 
base a la información económica relativa al coste de los ciclos de revisiones.
Para calcular A’(i), B’(i) es necesario realizar un ajuste exponencial de la curva 
«coste en termias frente a tiempo de arranque» (sin tener en cuenta el parámetro D(i)), a 
partir de, al menos, dos ensayos de coste de arranque. Los resultados obtenidos a partir 
del coste de arranque, expresan el coste de arranque en unidades monetarias (€), de 
forma que para pasar este coste a termias debe operarse del siguiente modo:
C  = C  * 1/P  (23)
termias euros
Donde:
C : Coste en termias del arranque.
termias
C : Coste en euros del arranque.
euros
P: Precio ponderado de la termia de los combustibles usados en arranque, definido 
en el apartado 3.2.1.1 (€/th).
Adicionalmente, en aquellos casos en los que del ajuste exponencial de todos los 
puntos de la curva se observasen resultados que pudieran no ser representativos del 
funcionamiento  real  del  grupo,  se  podrán  proponer  criterios  adicionales  de  ajuste 
exponencial de la curva que permitan obtener unos parámetros técnicos de despacho A’ 
y B’ alternativos. Esta propuesta, en su caso, será aprobada por el supervisor de las 
pruebas.
6. Listado de variables
6.1  Variables para los ensayos de consumo específico.
6.1.1  Variables primarias.
6.1.1.1  Variables medidas directamente.
Medidas primarias de clase 1.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías. En estas 
variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) todas las que en cada prueba particular 
se considere necesario.
m: Caudal de combustible másico (kg/h). e.
f o
WTP: Potencia activa en bornas del transformador principal lado alta (kW). w.
WRET: Potencia reactiva en bornas del transformador principal lado alta (kVAR). 064ww
consWuAmRid: a Peont eanucxiialia raecst iv(kaW  t)o.mada  de  la  red  a  través  de  transformador  principal  y
WE: Potencia activa de la red a través del transformador principal para servicios no 
continuos (kW) –en caso de ser WE medida en vez de determinada a partir de datos de 
balances la instalación– (kW).
WRE: Potencia reactiva en bornas del alternador durante el ensayo (KVAR).
WBM: Potencia activa en bornas del alternador durante el ensayo (kW).
Taec:  Temperatura  del  aire  de  entrada  al  compresor  –si  el  motor  es 
sobrealimentado–, o a la entrada del motor –si es de aspiración natural– (°C).
Pa: Presión barométrica (bar).
HRa: Humedad relativa del aire de entrada (%).
TCx: Temperatura de agua de refrigeración del aire de carga.
Las medidas eléctricas anteriores (WTP, WRET, WAR, WE, WRE y WBM) podrán ser 
determinadas a partir de la contabilización de la energía, en cuyo caso, también serán 
primarias de clase 1.
6.1.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de la recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances térmicos, etcétera.
PCI: Poder calorífico inferior del combustible (kJ/kg).
PCIr: Poder calorífico inferior del combustible de referencia (kJ/kg).
ηhis: rendimiento del alternador a factor de potencia histórico (adimensional).
ηprue: Rendimiento del alternador con factor de potencia de prueba (adimensional).
L : Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de la prueba (kW).
prue
L : Pérdidas del alternador y transformador con factor de potencia de referencia (kW).
ref
Taecr: Temperatura del aire a la entrada del compresor en condiciones de referencia 
(°C).
Par: Presión barométrica en condiciones de referencia (bar).
F,: Curvas de factores de corrección (se introducirán por puntos).
i
6.1.2  Variables secundarias.
Estas medidas serán registradas para confirmar que no han existido condiciones 
anormales en los ensayos. En estas variables se incluirán (o suprimirán si no aplica) 
todas las que en cada prueba particular se considere necesario, previa aprobación del 
supervisor de las pruebas. Entre estas medidas se encontrarán:
Pg: Presión del combustible suministrado al motor (bar).
Tcomb: Temperatura del combustible (°C).
Pes: Contrapresión de escape a la salida del motor (bar).
Pim: Presión del aire a la entrada del motor antes de filtros (bar).
Tref: Temperatura del refrigerante después del motor (°C).
Pdes: Presión diferencial en el sistema de escape (bar).
Adicionalmente, se registrarán las siguientes variables:
Frecuencia de la red.
Caída de presión en los filtros de aire de admisión (bar). s
Temperatura del aire antes del compresor y después de filtros (°C). oe.
Temperatura de aire después del compresor (°C). w.
PTTeeremmsppióeenrraa dttuuerr aaa  irddeee dll  aaeiisrreep  uadénests epdsue dél ceso  dcmaepd craae dsinoatre i nr(cbteoarorc)l.eoro l(e°rC ()°.C). 2021-14064n https://ww
Presión del aire de carga o barrido en el colector de entrada cilindros (bar).
Temperatura de gases de escape a la salida de cilindros (°C). Bc
Temperatura de gases antes de cada turbo (°C).
Temperatura de gases después de cada turbo (°C).
Revoluciones del turbocompresor (rpm).
Temperatura del refrigerante antes del motor (°C).
Temperatura del aceite antes del motor (°C).
Temperatura del aceite después del motor (°C).
Posición del dumper de gases de escape antes de la caldera.
6.2  Variables para evaluación de costes de arranque.
6.2.1  Variables primarias.
6.2.1.1  Variables medidas directamente.
Las siguientes variables se recogerán a partir de las lecturas de los instrumentos 
durante la prueba, según las condiciones especificadas en el anexo B. Procedimiento 
específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las tecnologías.
Todas las variables que se detallan a continuación se registrarán con las condiciones 
de equivalentes a variables primarias de clase 2:
Qi: Consumo de combustible (kg).
Esa: Energía eléctrica tomada del exterior (kWh).
EE: Energía eléctrica vertida a la red (kWh).
6.2.1.2  Variables no medidas directamente.
Las siguientes variables no son obtenidas de lecturas procedentes de instrumentos 
durante la prueba, siendo resultado de recopilación de información existente, cálculos 
intermedios  a  partir  de  otras  variables,  análisis  realizados  en  laboratorios,  datos 
procedentes de balances, etcétera.
PCI: Poder calorífico inferior del combustible i (kJ/kg).
6.2.2  Variables secundarias.
Se verificarán los parámetros de funcionamiento de la instalación que se considere 
necesario a fin de comprobar que el proceso de arranque se lleva a cabo de modo 
normal. Se registrarán, con carácter general, las mismas variables que las indicadas en 
el apartado 6.1.2.
Adicionalmente,  se  deberán  registrar  los  eventos  más  significativos  que  se 
produzcan  en  el  proceso  de  arranque  y  parada  como  son  las  conexiones  y 
desconexiones  de  las  bombas  y/o  compresores  de  los  distintos  circuitos  que  se 
consideren relevantes (Ej. bombas de agua de refrigeración, de combustible, etcétera).
ANEXO A.V.2
Procedimiento de ensayos de rendimiento y coste de arranque en grupos de 
generación térmica diesel
Índice:
1.  Objeto.
2.  Responsabilidad de las partes.
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
2.4  Comité de ensayos.
3.  Códigos y normas de aplicación.
4.  Definición y desglose de los costes de arranque.
4.1  Desglose de coste de arranque.
5.  Documentación inicial aportada por la empresa propietaria.
6.  Condiciones generales de realización de los ensayos.
6.1  Estado de la instalación.
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de costes de arranque.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
6.4  Cálculos.
7.  Documentación general de los ensayos.
7.1  Recolección de muestras.
7.2  Formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
8.  Aislamiento del grupo.
8.1  Aislamiento eléctrico.
8.2  Interconexiones mecánicas.
8.3  Aislamiento de combustible.
1. Objeto
El objeto del presente documento es establecer el procedimiento general para la 
realización de los ensayos necesarios conducentes a determinar los parámetros técnicos 
de despacho (A, B, C, A’ y B’) que intervienen en el cálculo de los costes variables de los 
grupos diésel en los territorios no peninsulares.
Con anterioridad a la realización de las pruebas, se adaptarán los protocolos de 
ensayo generales a cada central. Esta adaptación específica para cada unidad objeto de 
las pruebas (procedimiento particularizado), se confeccionará por la empresa propietaria 
de  la  instalación  y  será  revisada  y  aprobada  por  el  operador  del  sistema.  Las 
discrepancias que pudieran surgir se resolverán en el comité de ensayos, definido en 
este procedimiento. Sólo en casos puntuales y debidamente justificados la Dirección  e
General  de  Política  Energética  y  Minas  podrá  ejercer  el  arbitraje  pertinente  previo  bo
informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 064ww
2. Responsabilidad de las partes
2.1  Responsabilidad de la empresa propietaria.
La empresa propietaria deberá encargarse de:
La  aplicación  de  los  procedimientos  generales  a  cada  instalación  concreta, 
incluyendo el estudio, identificación y actuación ante las particularidades que pueda 
presentar cada grupo.
El reparto justificado de consumos auxiliares y no continuos compartidos por más de 
un grupo que sean propios e inherentes al funcionamiento del grupo.
Asegurar que la instalación opera durante las pruebas en condiciones adecuadas de 
disponibilidad  y  funcionamiento  de  sus  elementos,  de  forma  que  se  garanticen  los 
objetivos de los ensayos de rendimiento y de coste de arranque.
Realizar las pruebas y operar la planta incluyendo el personal para la realización de 
las pruebas y recogida de datos.
La instrumentación y sistema de adquisición de datos necesario para el registro de 
valores de las pruebas.
El análisis de las muestras tomadas en las pruebas.
La realización y envío de la documentación indicada en los apartados 5 y 7.
La empresa propietaria deberá además facilitar las tareas de supervisión durante las 
pruebas y aportar y justificar la información técnica que se le solicite necesaria para la 
obtención de los parámetros técnicos de despacho.
2.2  Responsabilidades del supervisor de las pruebas.
El supervisor de las pruebas será el responsable de garantizar que las pruebas se 
realizan con el rigor necesario para que representen fidedignamente el funcionamiento 
real de la instalación.
La supervisión estará a cargo el operador del sistema, que podrá contar con el apoyo 
de terceros para realizar esta función. Las terceras partes requeridas por el operador del 
sistema firmarán un acuerdo que garantice el tratamiento confidencial de la información y 
documentación manejada relativa a estos procedimientos.
Esta supervisión incluirá:
La aprobación de la aplicación de los procedimientos generales de las pruebas 
adaptada a cada grupo.
La  supervisión  de  las  pruebas,  con  verificación  de  los  puntos  más  importantes 
recogidos en los procedimientos y del reparto de auxiliares.
La realización de comentarios al informe provisional de resultados enviado por la 
empresa propietaria.
La redacción y el envío a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria del 
informe de supervisión sobre el desarrollo de las pruebas.
2.3  Intercambio de información y responsabilidades.
En  cuanto  al  intercambio  de  información  entre  los  sujetos  involucrados  en  los 
ensayos de rendimiento y coste de arranque y sus responsabilidades asociadas se 
atenderá a los siguientes puntos:
1.  La empresa propietaria enviará con una antelación de tres meses el borrador del  bo
procedimiento adaptado y la información indicada en la sección 5 de este procedimiento  064ww
draeol csceuu2pmp.c eieórnEvntil as docseiruó  lpdnaee  ipr nlvrafieossvor mpira r audeceenibó vanliaa spsd. aarp.a rA uheltaebcranesar  tldilveiasgpmaore nand tlreaá,   esdmi elp arq eeusmian pcperre osdpaíiea ptsar orhipaái eblotialser sica o amh aep naetrnativrrii oasdd eoa   lllaaa    OE-A-2021-14able en https://
información indicada en el apartado anterior con la antelación de tres meses, el supervisor
de las pruebas remitirá a la empresa propietaria los comentarios a la documentación previa 
enviada con anterioridad a 45 días a la fecha programada de los ensayos.
3.  La empresa propietaria y el supervisor de las pruebas dispondrá de un plazo de 10 
días hábiles para consensuar el cierre de los comentarios realizados y llegar a acuerdos 
sobre las posibles discrepancias surgidas en la adaptación de los procedimientos.
4.  En los casos puntuales de discrepancias no resueltas en el seno del comité de 
ensayos y sin cuya resolución no es posible llevar a cabo los ensayos, el comité de 
ensayos podrá solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que ejerza 
el pertinente arbitraje, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia. Para ello, se remitirá un informe justificativo de dichas discrepancias no 
resueltas. Durante este proceso, se podrá convocar a los miembros del comité de 
ensayos para recabar cuantas aclaraciones se estimen oportunas.
5.  La  empresa  propietaria  deberá  haber  completado  y  enviado  la  información 
indicada en la sección 5 de este procedimiento al supervisor de las pruebas con al 
menos 10 días naturales de antelación a la fecha prevista de inicio de las pruebas.
En caso de que no se hubiera completado con la antelación indicada, al menos, la 
documentación señalada en esa sección como imprescindible, el titular de los grupos no 
podrá iniciar las pruebas de rendimiento en la fecha prevista. Lo anterior sin perjuicio de 
la obligación anteriormente establecida y del resto de documentación requerida.
6.  La empresa propietaria llevará a cabo las pruebas estipuladas sobre el grupo a 
ensayar teniendo en cuenta los posibles acopios, calibraciones de instrumentación y 
otras operaciones necesarias en base al procedimiento adaptado, que se realizarán 
antes de las pruebas. Las pruebas contarán con la supervisión del operador del sistema.
7.  A la finalización de la prueba la empresa propietaria entregará al supervisor la 
recopilación  de  datos,  información  y  registros  producidos  durante  la  misma. 
Excepcionalmente, dispondrá de, como máximo, 3 días hábiles para proceder al envío 
de todo aquello que hubiera podido quedar pendiente.
8.  La empresa propietaria elaborará un acta provisional de las pruebas que enviará 
al supervisor en un plazo máximo de un mes a partir de la conclusión de las pruebas 
sobre el grupo con la mejor información disponible.
9.  El supervisor remitirá los comentarios al acta provisional a la empresa propietaria 
en un plazo máximo de quince días hábiles a partir de su recepción.
10.  La empresa propietaria tras estudiar los comentarios recibidos y discutirlos con el 
supervisor, remitirá el acta final de las pruebas en un plazo de una semana al supervisor. 
Este acta llevará identificados los posibles comentarios del supervisor donde no se hayan 
alcanzado acuerdos entre las partes así como la justificación del titular de los grupos.
11.  El operador del sistema elaborará un informe de supervisión sobre el desarrollo 
de las pruebas que remitirá a la Dirección General de Política energética y Minas, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la empresa propietaria en el 
plazo máximo de quince días hábiles desde la recepción del acta final de las pruebas. El 
informe de supervisión deberá contener al menos:
Acta final de la prueba con su correspondiente formato de incidencias (en caso que 
proceda).
Cálculo de contraste, siendo éste un cálculo paralelo del rendimiento de cada grupo 
ensayado para comprobar los resultados finales.
Las diferencias con el acta final de la prueba emitido por el propietario deberán ser 
inferiores al 0,1 % en los ensayos de consumo específico y arranques. En los casos en 
los que las diferencias fuesen superiores al umbral definido, en el informe de supervisión  e.
se recogerán los obtenidos en el cálculo de contraste como los parámetros resultantes  w.b
de las pruebas, salvo que existan razones técnicas que, a juicio del supervisor, lo  064ww
edle msaoctoivnos deeje nla.  dEinfe troednoc iac.aso, se hará constar esta situación y hasta donde sea conocido
procAersgou mdeen traecailóizna cdióen  lodse  dlaess apcruueerbdaoss  yr edceolg icdáolsc udlou rdaen tec oenlt ratrsatnes c(eunrs oc adseo  tdoed oq ueel 
proceda).  Adicionalmente,  este  informe  llevará  claramente  identificadas  las  posibles
discrepancias donde no se hayan alcanzado acuerdos entre las partes, su justificación –
que en función de su naturaleza podrá ser en un informe específico–, así como, en su 
caso, los comentarios realizados por el titular de los grupos.
Listado de aquella documentación recogida en el apartado 5 de este procedimiento que 
no  se  haya  puesto  a  disposición  del  supervisor  con  al  menos  10  días  naturales  de 
antelación a la fecha de inicio de la prueba de rendimiento. El propietario de la instalación 
podrá aportar las justificaciones oportunas, que serán incluidas en este apartado.
Conclusiones.
2.4  Comité de ensayos.
A fin de coordinar y gestionar el intercambio de información entre las partes en las 
diferentes etapas del proceso descrito, así como llegar a acuerdos en las posibles 
discrepancias y comentarios que pudieran surgir, se constituirá el comité de ensayos.
El comité de ensayos estará formado por un responsable de cada una de las partes 
(empresa propietaria y operador del sistema), pudiendo contar con sus equipos de 
asesores técnicos cuando sea necesario. Dichos responsables serán los encargados de:
Gestionar el intercambio de documentación e información y distribuirla entre sus 
respectivas partes.
Resolver las posibles discrepancias en la adaptación de los procedimientos a cada 
central.
Gestionar la agenda de reuniones necesarias para la resolución de comentarios, 
discrepancias, aclaraciones.
Firma de actas de las pruebas.
Transmitir la documentación a la Dirección General de Política Energética y Minas y 
a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El comité de ensayos deberá quedar identificado y constituido una semana antes del 
primer intercambio de información (envío del borrador del procedimiento adaptado) siendo 
responsabilidad de la empresa propietaria iniciar el contacto con el operador del sistema.
3. Códigos y normas de aplicación
El  presente  procedimiento  constituye  la  norma  general  de  aplicación  para  la 
realización de ensayos y ulterior tratamiento de resultados, y ha sido preparado teniendo 
en cuenta lo señalado en los siguientes códigos:
ANSI/ASME PTC 17 Reciprocating internal-combustion engines.
ANSI/ASME PTC 19 Instruments and apparatus.
ANSI/ASME PTC 46 Performance test code on overall plant performance.
ISO  15550  Internal  combustion  engines  –determination  and  method  for  the 
measurement of engine power– general requirements.
ISO  3046-1  Reciprocating  internal  combustion  engines-performance.  Part  1: 
declarations of power, fuel and lubricating oil consumptions, and test methods.
ISO  8528-1  Reciprocating  internal  combustion  engine  driven  alternating  current 
generating sets. Part 1: application, ratings and performance.
ISO  8528-5  Reciprocating  internal  combustion  engine  driven  alternating  current 
generating sets. Part 5: generating sets.
Estos códigos, junto con los que se detallan a continuación, serán utilizados como  o
rbeiballiiIozSgaOrca iófí8na5  d2de8e -l 2oc so Renenscsuialptyaroo spc:aatrian gr eisnotelvrenra ld ucdoamsb udset ioanp liceancgiiónne  qdureiv epnu daieltseernna stiunrgg irc uernre nlat   2021-14064n https://www.
generating sets. Part 2: engines.
ISO  8528-3  Reciprocating  internal  combustion  engine  driven  alternating  current 
generating sets. Part 3: alternating current generators for generating sets.
ISO  8528-4  Reciprocating  internal  combustion  engine  driven  alternating  current 
generating sets. Part 4: controlgear and switchgear.
ISO  8528-6  Reciprocating  internal  combustion  engine  driven  alternating  current 
generating sets. Part 6: test methods.
ANSI/ASME PTC 1 General instructions.
ANSI/ASME PTC 2 Definitions and values.
ANSI/ASME PTC 19.1 Test uncertainty.
ANSI/ASME PTC 19.2 Pressure measurement.
ANSI/ASME PTC 19.3 Temperature measurement.
ANSI/ASME PTC 19.5 Flow measurement.
ANSI/ASME PTC 19.6 Electrical measurements.
ANSI/ASME PTC 19.7 Measurement of shaft power.
ANSI/ASME PTC 19.8 Measurement of indicated power.
ANSI/ASME PTC 19.10 Flue and exhaust gas analyses.
ANSI/ASME PTC 19.12 Measurement of time.
ANSI/ASME PTC 19.13 Measurement of rotary speed.
ANSI/ASME PTC 19.14 Linear measurements.
ANSI/ASME PTC 19.16 Density determinations of solids and liquids.
ANSI/ASME  MFC  11M  Measurement  of  fluid  flow  by  means  of  coriolis  mass 
flowmeters.
4. Definición y desglose de los costes de arranque
Se consideran los estados básicos en los que se puede encontrar un grupo térmico 
durante el funcionamiento, cuya definición es la siguiente:
Carga mínima: se entiende como carga mínima el valor aprobado como tal por la 
Dirección General de Política Energética y Minas y utilizado por el grupo a prueba para 
su  inclusión  en  el  despacho  de  generación.  Este  valor  será  recogido  en  los 
procedimientos particularizados adaptados para cada planta.
Estado de marcha: se define este estado como aquel en el que se encuentra un 
grupo térmico cuando la potencia generada por el mismo es igual o superior a la carga 
mínima.
Estado de paro: se define este estado como aquel en el que se encuentra un grupo 
térmico cuando la potencia generada por el mismo es inferior a la correspondiente a 
carga mínima del grupo y siempre que se encuentre dentro de un proceso de parada.
Arranque: se define como «arranque» de un grupo térmico al proceso de pasar de un 
estado de marcha en condiciones de carga mínima, a otro también de carga mínima, 
pasando por el estado de paro y desacoplamiento de la red.
Adicionalmente, se define cuando el grupo no está en funcionamiento:
Estado o periodo intermedio de paro: se define este estado como aquel en el que se 
encuentra un grupo térmico cuando este está desacoplado de la red y ajeno al proceso 
de parada-arranque, manteniéndose en un estado de conservación o de disponibilidad 
que permita el inicio de un proceso de puesta en carga cuando así sea requerido.
El  arranque  del  grupo  térmico  comprende  las  dos  secuencias  de  operación  s
siguientes: oe.
Proceso de parada: comprenderá la parte de un arranque entre el estado inicial de  064ww
cdaerl gúalt immíon iamuax,i lilaar  bcaojna deal  qduee c ealr ggrau, ppoa lrlaedgaa  ya ld eesstaacdoop ilnatmerimenetdoi od ed ela p raerdo .y la desconexión
en mPraorccehsao  ddeel  ppuriemsetar  eanu xcilaiargr ap: acroam inpirceianrd edriác hlao  pparortcee dseo  u(sna alierrnadnoq udee d eesstdee  mlao pduoe sdteal 
estado intermedio de paro) con la toma de carga y el acoplamiento a la red hasta 
alcanzar la carga mínima del grupo.
Entre estas secuencias de operación que comprende el arranque y ajeno a él, el 
grupo podrá haber pasado por un periodo intermedio de paro.
En relación con los procesos anteriores se definen los tiempos y costes siguientes:
Tiempo de arranque: se define como la duración en horas de un proceso de arranque 
completo; suma de tiempos de parada y puesta en carga más el tiempo en el que el 
grupo haya estado en un periodo intermedio de paro.
Tiempo de parada: se define como el tiempo transcurrido desde la última vez que el 
grupo estuvo a carga mínima y se inició un proceso de parada hasta que se produce la 
desconexión del último auxiliar con el que el grupo llega a un estado intermedio de paro.
Tiempo intermedio de paro: se define como el tiempo transcurrido desde que se 
desacopla el último auxiliar con el que el grupo llega al estado intermedio de paro hasta 
que se inicia el proceso de puesta en carga.
Tiempo de puesta en carga: se define como el tiempo transcurrido desde que se da 
la orden de comenzar un proceso de puesta en carga hasta que se alcanza la carga 
mínima.
Coste de arranque: se define como coste de un arranque, la suma de todos los 
costes producidos en los procesos de parada y puesta en carga del grupo o de la 
configuración del grupo bajo ensayo.
Se considera la carga mínima como carga de referencia para las situaciones inicial y 
final del proceso de arranque, tal y como ya ha sido definido.
4.1  Desglose de coste de arranque.
La situación de arranque de un grupo termoeléctrico significa a efectos de coste las 
siguientes etapas diferenciadas:
Etapa 1: corresponde a la situación de bajada de carga del grupo desde carga 
mínima hasta el desacoplamiento de la unidad.
Etapa 2: corresponde al periodo comprendido entre el desacoplamiento de la unidad 
y la desconexión del último auxiliar asociado al proceso de parada del grupo con el que 
éste llega a un estado de intermedio de paro.
Estas dos primeras etapas constituyen el proceso de parada.
Etapa 3: incluye el periodo comprendido entre el inicio del proceso de puesta en 
carga y la consecución del acoplamiento de la unidad.
Etapa 4: corresponde al periodo comprendido entre el acoplamiento de la unidad 
hasta la consecución de la carga mínima.
Estas dos últimas etapas constituyen el proceso de puesta en carga.
En cada una de las etapas reseñadas, que definen la situación de un arranque 
normal, se producen los siguientes costes diferenciados a analizar en los presentes 
procedimientos:
Etapa 1: en esta etapa los costes se refieren a dos tipos de energía:
La primera corresponde al consumo de combustible, desde el inicio de bajada de 
carga a partir de la carga mínima hasta el desacoplamiento de la unidad. e
La segunda se refiere a la diferencia entre la energía eléctrica vertida a la red y la  bo
consumida en servicios auxiliares inherentes al funcionamiento del grupo tomada de la  064ww
reesdp,e ccíofinctoa bnieliztoa daa c amrgead imanínteim sau. conversión a energía calorífica a través del consumo
Etapa 2: se integra por los dos tipos de energía siguientes:
Energía calorífica suministrada por el combustible durante la etapa.
Energía eléctrica suministrada por el exterior, inherente al proceso de parada del 
grupo, y valorada en su equivalente calorífico al consumo específico neto a la carga 
mínima.
Etapa 3: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 2.
Etapa 4: se contabilizarán los mismos conceptos que en la etapa 1.
Entre la etapa 2 y la etapa 3 el grupo habrá podido estar en un estado intermedio de 
paro cuyos consumos y costes no serán considerados para la determinación del coste de 
arranque, si bien, será susceptible de incluirse el consumo asociado al embotellamiento 
   
de la caldera que se pudiera producir en este estado.
   
La evaluación de los parámetros que se han definido anteriorm  ente, así como sus 
 
tratamientos para la obtención del coste de arranque vienen establecidos en el anexo 
 
A.V.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
 
centrales térmicas de grupos diésel.
 
CARGA
DESACOPLAMIENTO ACOPLAMIENTO
DESCONEXIÓN DEL  CONEXIÓN DEL PRIMER 
ÚLTIMO SERVICO  SERVICIO AUXILIAR DEL 
AUXILIAR DEL PROCESO  PROCESO DE PUESTA 
CARGA MÍNIMA DE PARADA EN CARGA
TIEMPO
ETAPA 1 ETAPA 2 PERIODO IPNATREORMEDIO DE  ETAPA 3 ETAPA 4
TIEMPO DE PARADA TIEMPO INPTAERROMEDIO DE TIEMPO DE PUESTA EN CARGA
 
5. Documentación inicial aportada por la empresa propietaria
La empresa propietaria, responsable de la realización de las pruebas, deberá enviar 
al supervisor las adaptaciones de los procedimientos generales de la instalación a probar 
de acuerdo con los plazos estipulados en la sección 2 de este documento. Con el envío 
al supervisor de las pruebas de los procedimientos particularizados se incluirá al menos:
Objeto, identificación y breve descripción de la instalación sometida a pruebas.
Declaración de cargas mínima y máxima del grupo y combustible habitualmente 
utilizado, con el correspondiente análisis. e.
Croquis esquemático de la instalación, esquema eléctrico unifilar con auxiliares,  w.b
localizando en todos ellos puntos de medición y toma de muestras. Listado clasificado de  064ww
medPidaartsic yu lpaorisziabcleiosn mese d(ideans  laodsi cicoansaoles s qnueec epsraorciaesd.a  por  configuración  singular  de  la
rceesnptreatal) rdsee  llaa  nfoormmeunlacclaiótunr ad edl epl rporcoecdeimdimienietnot og egneenrearl apl.ara la instalación particular. Deberá
 
      
..
Verificación del correcto estado de la instalación acorde a la sección 6 de este 
documento, incluyendo desviaciones y acciones correctivas si procede.
Listado y características de los instrumentos usados para tomar medidas primarias.
Lista de válvulas para aislamiento efectivo de la instalación, posición de las válvulas 
en  los  sistemas  principales  durante  la  prueba.  Posición  de  los  interruptores  en  el 
diagrama unifilar durante la prueba.
Criterios de reparto y factor de utilización a efectos de cálculo de consumo específico 
de auxiliares y servicios comunes.
Resumen de la secuencia de parada y arranque para los ensayos de arranque 
programados.
Adicionalmente a lo anterior, se remitirá anexada la documentación siguiente que se 
considera imprescindible:
a)  Diagramas de tuberías e instrumentación (situación as built) siguientes:
Sistema de refrigeración.
Aire-gases.
Combustibles y sistema de alimentación de combustibles.
Unifilar.
b)  Curvas suministradas por el fabricante del motor para la corrección del consumo 
específico debido a todos los efectos.
c)  Historial de datos meteorológicos de la zona de ubicación. Serie histórica de 
datos día a día de temperatura seca, presión y humedad relativa media, mínima y 
máxima.  Si  tales  datos  no  estuvieran  disponibles  se  deberán  emplear  en  su  lugar 
registros de otras medidas representativas de estas variables, debidamente calibradas, 
con las que pudiera contar el grupo (como, por ejemplo, la temperatura de aire a la 
entrada de los compresores: Taec) o, en su defecto, de la estación meteorológica que 
posea condiciones más similares.
En aquellos casos en los que el grupo realiza su aspiración dentro de una nave, la 
empresa propietaria deberá aportar datos históricos suficientes para caracterizar las 
condiciones medias del aire aspirado considerando factores como la estacionalidad, el 
número  de  grupos  en  funcionamiento,  etc.,  de  manera  que  se  garantice  su 
representatividad  estadística.  Estas  mediciones  se  podrán  realizar  con  estaciones 
meteorológicas  portátiles  de  manera  que  no  será  necesaria  la  instalación  de 
instrumentación específica para este fin.
d)  Análisis  de  los  combustibles  empleados  habitualmente  en  operación  y 
arranques. Este combustible debe coincidir con el declarado para despacho.
e)  Manuales, parámetros y curvas de corrección del alternador y transformadores 
necesarios para llevar a cabo las correcciones pertinentes.
f)  Certificados de calibración que sean exigibles a los instrumentos de la prueba.
g)  Manuales de operación y secuencias de arranque.
A  continuación,  se  indica  la  documentación  que,  sin  ser  imprescindible  para  la 
obtención de resultados, se considera de gran importancia para el correcto desempeño 
de la labor de supervisión:
a)  Registros históricos del grupo que contengan, al menos los últimos 12 meses 
antes del inicio de las pruebas conteniendo, al menos, registros horarios. Se incluirán en  es
el mismo, todas las variables disponibles del grupo significativas y en un formato digital  o
que será, en su caso, aprobado por el supervisor. 064ww
técncbic))  o (HBuoanjlaaa snd cede ees l dlataéstro mcso iocrro epssa prdáoemnld eegtrrroáus pa odl  e1a 0f u0tn r%ecsi od necaa cmragireagnsa t)od. idsetiln mtaost opr.or encima del mínimo  OE-A-2021-14able en https://
d)  Registro de consumos específicos históricos del grupo a carga media y, en caso de 
estar disponible, a cualquier otro nivel de carga, y en especial, de aquellas cargas susceptibles 
de ser ensayadas, para el periodo de cuatro (4) años anteriores a la realización de las pruebas.
e)  Datos  de  consumo  de  combustible  por  grupo.  Estos  valores  deberán  ser 
coherentes con aquellos que están sujetos a inspección por la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia.
f)  Fichas técnicas de los elementos primarios de medida de caudal que intervengan 
en las pruebas.
g)  Curva de emisiones del motor en función de la carga en caso de disponer dicho 
grupo de sistemas de medida de emisión en continuo.
h)  Manuales del fabricante.
i)  Curvas suministradas por el fabricante del motor para la corrección de la potencia 
generada debido a todos los efectos.
La  siguiente  información  deberá  estar  disponible  para  posibles  consultas  y 
verificaciones durante la realización de las pruebas de rendimiento:
a)  Listas de instrumentos del grupo.
b)  Detalle de montaje de instrumentos.
c)  Históricos de calibración de instrumentos que lo requieran.
Adicionalmente,  el  comité  de  ensayos  discutirá  en  función  de  las  medidas  de 
contraste secundarias la necesidad de planos de dimensiones específicos de:
Tanque de recogida de retornos de gasoil.
Croquis de dimensiones de los conductos de salida de gases.
Croquis de dimensiones de los conductos de refrigerante.
Si alguna de la documentación citada en este apartado se considerase necesaria y 
no estuviera disponible, deberá ponerse en conocimiento del comité de ensayos para 
buscar procedimientos alternativos que compensen su falta.
6. Condiciones generales de realización de los ensayos
Para  la  realización  de  las  pruebas  se  verificará,  mediante  la  inspección  de  la 
documentación pertinente y las comprobaciones que el supervisor considere necesarias para el 
cumplimiento de este procedimiento, que la instalación opera en condiciones adecuadas, de 
forma que se garanticen los objetivos de los ensayos de rendimiento y coste de arranque.
6.1  Estado de la instalación.
La  instalación  sometida  a  pruebas  deberá  encontrarse  en  condiciones  de 
conservación  adecuadas  para  la  operación,  lo  cual  incluirá  el  cumplimiento  con  el 
programa de mantenimiento definido para la instalación.
Si de las pruebas se derivan valores de los parámetros técnicos de despacho de 
consumo específico y costes de arranque que superen a los últimos valores publicados 
por la administración (o en su defecto con respecto a los históricos aportados por el 
propietario) en más de un 3 %, el supervisor de las pruebas podrá solicitar justificación 
por ello, reflejándose en el acta de la prueba.
Se deberá verificar el estado de los siguientes puntos:
6.1.1  Estado del circuito de toma de aire. b
las sEigl ueisetnatdeos  daeclc giornuepso: diésel y de las tomas de aire se comprobará mediante, al menos,
valoVreesri fdicea dr isqeuñeo l.a caída de presión en los filtros de la toma de aire está dentro de los  BOE-A-cable e
Verificar, mediante los diarios y registros de mantenimiento, que se ha realizado la 
limpieza o sustitución de los elementos del filtro de aire.
6.1.2  Estado del resto de los equipos principales.
Por su repercusión en los resultados, se verificará además el correcto estado de 
mantenimiento  y  la  conformidad  de  las  revisiones  con  las  recomendaciones  del 
fabricante al menos de los siguientes equipos:
Radiadores de refrigeración.
Bombas de refrigeración y del circuito de aceite (si aplica).
6.2  Condiciones de realización de los ensayos de costes de arranque.
Se realizará al menos un ensayo de arranque de 2 horas y otro de 24 horas. Estos 
tiempos son susceptibles de ser modificados en función de los periodos habituales de 
arranque para cada instalación particular y las características de cada grupo.
En aquellos casos que se considere necesario realizar arranques adicionales a los 
indicados anteriormente, estos podrán ser realizados siempre y cuando sean aprobados 
por parte del supervisor de las pruebas.
La realización de estos ensayos estará supeditada a las posibilidades ofrecidas por 
la situación de la red.
En  grupos  diésel  que  requieren  la  utilización  de  un  combustible  auxiliar  al 
combustible  principal  en  paradas  prolongadas,  el  tiempo  del  ensayo  del  arranque 
caliente (estimativamente unas 2 horas) se propondrá por la empresa propietaria para 
reproducir  una  secuencia  representativa  de  una  parada-arranque  sin  aporte  de 
combustible auxiliar. En caso de imposibilidad técnica de reproducir dicha secuencia sin 
el aporte de combustible auxiliar, esto será debidamente justificado por la empresa 
propietaria  sobre  la  base  de  la  mejor  información  disponible  (manuales,  históricos, 
etcétera).
El proceso de arranque deberá realizarse según la secuencia habitual que lleve a 
cabo la instalación, siguiendo las instrucciones recogidas en los manuales de operación 
del grupo.
6.3  Condiciones de realización de los ensayos de consumo específico.
Los ensayos de consumo específico tienen como objeto determinar el consumo 
específico neto de cada grupo en las condiciones en que se realice el ensayo, así como 
la corrección de este consumo específico a unas condiciones de referencia previamente 
definidas.  Estas  condiciones  de  referencia  serán  las  condiciones  medias  del 
emplazamiento a lo largo de todo el año y se determinarán a partir del tratamiento 
estadístico de los registros históricos y de los datos recogidos en los distintos grupos 
objeto de las pruebas.
Las condiciones para la realización de los ensayos se detallan a continuación:
Los ensayos de consumo específico se realizarán a seis cargas operacionales del 
grupo aproximadamente equidistantes, incluyendo 100 % y carga mínima. El supervisor 
de las pruebas podrá proponer ensayos a cargas intermedias adicionales si existiese 
algún  cambio  en  el  modo  de  operación  del  grupo  que  deba  ser  debidamente 
caracterizado.
Durante la realización de las pruebas, el grupo deberá operarse en el modo de carga  e.
preseleccionada, y sin participar en los servicios de complementarios de regulación, a fin  w.b
de garantizar la estabilidad durante los ensayos. Lo anterior no incluye la regulación  064ww
primLaar iac.arga del grupo se ajustará a la señalada mediante el indicador de potencia de la
rseaslap edceto  cdoen tlrao l mdeudraian tees  lain fperruioerb aa l y3  s%e.  cEonm cparosboasr áe xqcueep cliao noaslecsil apcoiódnr ád aed lma itpirostee nucniaa 
oscilación hasta del 5 %.
Las potencias de los ensayos no podrán diferir de la carga especificada para la 
prueba más de un 5 %.
Las condiciones de realización del ensayo serán tan próximas como sea posible a las 
de  referencia  (condiciones  medias  del  emplazamiento),  para  reducir  al  mínimo  los 
factores de corrección. En ningún caso se deberán realizar los ensayos bajo condiciones 
ambientales tales que exijan extrapolar en alguna de las diferentes curvas de corrección. 
Las  pruebas  de  rendimiento  se  realizarán  con  las  mezclas  de  combustible  de 
funcionamiento y de arranque aprobadas por la Dirección General de Política Energética 
y Minas, según se establece en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.
Se tendrán en cuenta las restricciones de condiciones de realización de pruebas por 
condiciones del foco frio recogidas en el procedimiento particularizado para cada caso 
concreto.
Los ensayos deberán realizarse con una generación de potencia reactiva y un factor 
de potencia que establecerá el supervisor de las pruebas y estará basado en el factor de 
potencia habitual de trabajo del grupo obtenido a partir de valores registrados en el 
último año de operación. En caso de que fuese imposible fijar este factor, la pruebas se 
harán con el factor de potencia más próximo al nominal del grupo que sea posible 
mantener de manera estable y continua.
Los parámetros de operación de los grupos sometidos a pruebas, deberán ajustarse 
a  dichas  condiciones  de  operación  normal  recogidas  registros  históricos,  hojas  de 
funcionamiento, etc., durante los ensayos. Las posibles excepciones serán debidamente 
identificadas, justificadas e incluidas en los procedimientos particularizados.
Las series de datos de las variables recogidas deberán estar dentro de los rangos de 
fluctuaciones indicados en la siguiente tabla.
Parámetro Variación respecto a la media
± 3%
Potencia eléctrica de salida
excepcionalmente ± 5 %
Factor de potencia ± 2 %
Velocidad de rotación ± 1 %
Presión barométrica entrada motor ± 0,5 %
Temperatura de aire en toma de entrada motor ± 3 °C
Poder calorífico ± 0,5 %
± 3 %
Flujo de combustible
excepcionalmente ± 5 %
Temperatura de combustible ± 3 °C
Temperatura de gases de escape ± 10 °C
Contrapresión de escape en el motor (en valores absolutos) ± 0,33 %
Presión absoluta del aire a la entrada a cilindros del motor ± 0,5 %
Temperatura de salida del refrigerante ± 2 °C
Velocidad de giro del turbocompresor ± 2 %
Presión del aire de carga ± 2 %
Temperatura del aire de carga ± 4 °C o
esteD perboidceod aim liaesn tdoi,f eerle pnrcoiapsie teanrtiore  ploods rád isptrinotpoosn emr ovtoarloerse sp aarlate rlonsa tiqvuoes  edse  dceu mapplliimcaiecnióton 
dcaes eos, tpaobri leidl asdu pdeer vaisqoure dlleo sla psa prráumeebtarso.s previa justificación que serán aprobados, en su
El modo de operación del grupo durante cada ensayo será el habitual del mismo a 
excepción de los servicios complementarios de regulación (regulación secundaria) que 
estarán deshabilitados para garantizar los criterios de estabilidad.
La posición de las válvulas de aislamiento será la adecuada para una correcta 
explotación  de  la  instalación  y,  en  todo  caso  deberán  estar  de  acuerdo  con  las 
instrucciones del fabricante de los equipos y las normas y recomendaciones que sean de 
aplicación. Se inspeccionará cuidadosamente este aspecto.
El grupo deberá aislarse de otros que hubiera en la misma central conforme a lo 
descrito en el apartado 8.
Durante la realización de los ensayos no se permitirá el arranque de cualquier equipo 
ajeno a la operación normal en carga del grupo.
Cada uno de los ensayos que se realizarán en cada nivel de carga seleccionado 
tendrá una duración de, al menos, una hora.
La  toma  de  datos  de  variables  primarias  y  secundarias  se  realizará  mediante 
sistemas de adquisición de datos automáticos. La frecuencia de lecturas deberá ser, de 
al menos 1 minuto.
En caso de que sea necesario realizar tomas manuales de variables primarias y 
secundarias, el propietario deberá justificar e indicar las medidas correctivas que prevea 
aplicar en futuras pruebas. En estos casos, con carácter excepcional y debidamente 
justificados se podrán tomar datos con una frecuencia de 15 minutos tanto para variables 
primarias como secundarias.
En los casos en los que no se registren de manera automática todas las variables 
primarias, y aquellas variables secundarias que se consideren de especial importancia a 
juicio del supervisor, la duración de cada ensayo se aumentará a 2 horas.
Las definiciones de variables primarias y secundarias vienen recogidas en el anexo 
A.V.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque en 
centrales térmicas de grupos diésel.
Se deberán extraer de los resultados del ensayo aquellas series de datos en las que 
se  pongan  de  manifiesto  fluctuaciones  o  variaciones  excesivas  de  los  parámetros 
operacionales de acuerdo a la tabla anterior. Los periodos a extraer deberán ser justo 
antes de comenzar la perturbación y hasta, al menos, 10 minutos después. En estos 
casos, se extenderá la duración del ensayo en un tiempo equivalente al de la muestra de 
datos  descartados.  Adicionalmente,  en  caso  de  variaciones  excesivas,  el  test  será 
susceptible de ser repetido.
Se mantendrá la carga seleccionada durante, al menos, una (1) hora para estabilizar 
los parámetros de operación, antes de dar comienzo a un ensayo.
El período de estabilización concluye cuando se alcanza la estabilidad según se 
indica en la tabla de variación respecto a la media de los parámetros de funcionamiento 
y dicha estabilidad se mantiene durante una (1) hora. Para este registro podrá utilizarse 
la instrumentación normal de la planta.
En  casos  debidamente  justificados,  podrán  reducirse  los  tiempos  de  estabilidad 
previa  a  los  ensayos  a  propuesta  del  propietario  y,  en  su  caso,  aprobado  por  el 
supervisor de las pruebas.
6.4  Cálculos.
La evaluación de los parámetros objeto de este procedimiento de prueba, así como 
sus tratamientos para la obtención del coste de arranque, se han desarrollado en el 
anexo A.V.1: metodología de cálculo del consumo específico y de los costes de arranque  e
en grupos diésel. bo
(datSose,  hinafroár menatcrieógna,  faolt 7os.gu rpaeDfríoavcissu oymr  redenegt ialsactsrioó psnr  upgereobndaeusrca dild edo esu )nl oags ec neoenprsiaaad ydaoe se tno dlaa  rleac doogciduam deen tdaacitóons   OE-A-2021-14able en https://
de cada ensayo en un formato que facilite y permita su tratamiento y procesado. Esta
información deberá ser aportada antes de que se abandonen las instalaciones a la 
finalización  de  los  ensayos.  Se  establece  excepcionalmente  y  siempre  que  esté 
justificado un tiempo máximo de 2 días hábiles para proceder al envío de todo aquello 
que hubiera podido quedar pendiente. Cada una de las partes será la responsable de la 
custodia y preservación de la privacidad de la copia de la información que le sea 
entregada.
7.1  Recolección de muestras.
Durante cada ensayo se realizará una recogida de muestras de combustible. Esta 
recogida se realizará de acuerdo con el procedimiento establecido.
Una vez realizado el acopio de las muestras, se seleccionarán tres muestras de cada 
componente muestreado y se introducirán en tres recipientes distintos que prevengan la 
entrada  de  aire  y  humedad,  realizando  la  identificación  mediante  etiquetado.  Estas 
muestras  se  lacrarán.  Se  entregará  una  al  laboratorio  de  ensayo  independiente 
debidamente  acreditado,  previamente  acordado  con  el  supervisor  de  las  pruebas, 
quedando la segunda y tercera en la central para contraste en caso necesario.
7.2  Formatos de incidencias.
Cualquier  incidencia  durante  la  realización  de  los  ensayos  o  de  su  posterior 
tratamiento será recogida en los correspondientes formatos de incidencias.
7.3  Acta de los resultados de la prueba.
El acta de resultados de la prueba incorporará el siguiente contenido:
Resumen o sumario de la prueba, dando información general sobre la planta, objeto 
de  la  prueba,  fecha  y  duración  de  esta,  resumen  de  los  resultados  principales,  y 
cualquier incidencia o desviación con respecto al procedimiento aprobado que se haya 
acordado entre las partes en el momento de realizar los ensayos.
Introducción, incluyendo información adicional de carácter general que no se haya 
incluido en el sumario. Esta información general se referirá a:
1.  Esquema general del grupo, mostrando los puntos donde se toman medidas.
2.  Alineación de los sistemas, con una lista mostrando la posición de todas las 
válvulas principales durante la ejecución de los diferentes ensayos.
3.  Lista completa con todos los representantes de las distintas partes implicadas en 
la prueba.
4.  Las condiciones particulares que se hayan acordado entre las partes para la 
realización de la prueba, que por su extensión no se hayan recogido en el sumario.
5.  La organización del personal que haya intervenido en los ensayos.
6.  El objeto de la prueba, de acuerdo con el procedimiento aprobado.
Cálculos  y  Resultados  basados  en  el  anexo  A.V.1  metodología  de  cálculo  del 
consumo específico y de costes de arranque en centrales térmicas de grupos diésel, 
adaptadas para cada central. Además se incluirá cualquier otro cálculo especial que 
haya sido necesario realizar para la obtención de los resultados. Este apartado deberá 
incluir también la comparación de repetibilidad de las series de ensayos que se llevan a 
cabo para cada prueba.
Instrumentación de la prueba, incluyendo la siguiente información: e
loca213li...z   acDLDióieesnstsa.cc rrgiippeccniieóórnna  dld deee  la lion lsos tcrmaulemizdeaioncsitóo nsu  sduaesda loodsso  spin,a sinrtardu iclmaa entnodtmoo sati. pdoe y  dmaotodse ldoe. medida en cada  2021-14064n https://www.
4.  Identificación de los instrumentos usados como referencia.
5.  Descripción general del sistema de adquisición de datos utilizado. Bc
6.  Hojas  de  los  resultados  de  la  calibración  de  los  instrumentos  utilizados,  y 
certificados de calibración de los mismos.
Conclusiones, con una discusión más detallada que pudieran presentar algunos 
resultados  de  los  ensayos  realizados,  incluyendo  también  posibles  cambios  en  el 
procedimiento general de prueba, entendidas como lecciones aprendidas para otras 
pruebas posteriores en otras plantas.
Formatos de incidencias y/o discrepancias
Anexos tales como hojas de datos de equipos principales, curvas o factores de 
corrección utilizados, copia de los registros de medidas, resultados de los análisis de 
combustible en laboratorio, etcétera.
8. Aislamiento del grupo
8.1  Aislamiento eléctrico.
Con el fin de poder determinar los consumos eléctricos en auxiliares del grupo 
ensayado las alimentaciones a las barras de servicios eléctricos auxiliares se dispondrán 
de  tal  manera  que  siempre  sea  posible  determinar,  mediante  los  correspondientes 
contadores de energía, el consumo de cada grupo.
En caso de no poder realizarse lo anterior, se llevará a cabo un reparto ponderado 
propuesto por el propietario y aprobado, en su caso, por el supervisor, entre los grupos 
que tengan servicios auxiliares comunes.
8.2  Interconexiones mecánicas.
Aquellas interconexiones mecánicas existentes entre grupos para arranques serán 
identificadas. Los intercambios entre grupos durante los arranques serán cuantificados y 
cargados al grupo que se arranca.
Dentro de estas interconexiones mecánicas entre grupos para arranques, se prestará 
especial atención, al vapor de agua procedente de otros grupos y que habitualmente se 
usa durante los procesos de arranque.
Durante los ensayos de consumo específico no se permitirá la interconexión entre 
diversos grupos. Si existiesen dichas interconexiones y, por lo tanto, equipos comunes, 
se establecerá un procedimiento especial, tanto para su funcionamiento como para la 
asignación de la potencia eléctrica consumida, en caso de que la hubiese.
Además de aquellas interconexiones que se señalen en cada caso particular, se 
pondrá especial cuidado en aislar los siguientes sistemas de cada grupo:
Aire de servicios.
Combustible.
Otros.
8.3  Aislamiento de combustible
En aquellos casos en los que se puedan producir cambios en el combustible utilizado 
durante los ensayos, se mantendrá aislada la aportación de combustible desde los 
tanques de almacenamiento al tanque diario o de retornos del grupo que se ensaya a los 
tanques de almacenamiento.
ANEXO B
Procedimiento específico de medida y toma de muestras aplicable a todas las 
tecnologías
Índice:
1.  Objeto.
2.  Procedimientos de medida.
2.1  Clasificación de variables.
2.2  Redundancia.
2.3  Recogida de datos.
2.4  Comprobación de la instrumentación.
2.5  Requisitos básicos de instrumentación.
3.  Procedimiento para la toma de muestras.
3.1  Toma de muestras de combustible.
3.2  Variables fundamentales de cálculo.
4.  Calibración de los instrumentos.
4.1  Instrumentos exentos de calibración.
4.2  Requisitos de calibración.
4.3  Instrumentación de calibración.
1. Objeto
El objeto de este documento es fijar el método utilizado para la toma de medidas, con 
el fin de obtener los datos necesarios para realizar los cálculos expuestos en los anexos 
A.I.1, A.II.1, A.III.1, A.IV.1 y A.V.1 relativos a la metodología de cálculo del consumo 
específico y de los costes de arranque para cada tecnología.
Como criterio general con el fin de reducir costes y facilitar el proceso, siempre que la 
instrumentación de la planta objeto de las pruebas cumpla con los requisitos de precisión 
necesarios será ésta la empleada en la toma de medidas. Las condiciones que se 
requieren de la instrumentación están recogidas en la sección 2 de este documento. En 
caso de que la instrumentación de la planta no cumpla los requisitos adecuados o no se 
disponga de alguna instrumentación, deberá preverse la instrumentación adicional e 
instalarse en los puntos necesarios previamente a la realización de los ensayos.
2. Procedimientos de medida
La instrumentación empleada en las medidas deberá cumplir con las diferentes 
especificaciones incluidas en este procedimiento según se define en los siguientes 
apartados. En caso de dudas de aplicación, se deberá atender en particular a lo recogido 
en el código ANSI/ASME PTC 46.
2.1  Clasificación de variables.
Variables primarias: son variables empleadas en los cálculos. Se dividen en variables  s
primarias de clase 1 y variables primarias de clase 2. Las variables primarias de clase 1  e.
son aquellas que tienen un coeficiente de sensibilidad relativa mayor o igual de 0,2. Las  w.
variables primarias de clase 2 tienen un coeficiente de sensibilidad relativa menor de 0,2.  064ww
rEels cpoeecftioci ean teu dne  isnecnresmibeilindtaod  udnei tuanriao  vadreia belsea i ndviacraia lbal ev.a rLiaac iódne fdineilc rióensu lmtaadtoe mdeált iecnas adyeol 
coeficiente de sensibilidad relativo se encuentra en ANSI/ASME PTC 19.1.
Variables secundarias: se trata de variables que no intervienen en los cálculos y se 
procede a su medida sólo para verificar (en los casos que proceda) que se encuentran 
en un rango que no invalida las condiciones de realización de las pruebas. Para estas 
variables no se fijan requisitos especiales de sensibilidad, salvo que se especifique lo 
contrario. Sin embargo, se requerirá verificación de la salida del instrumento previa a la 
prueba. Esta verificación podrá ser mediante calibración en planta. Dicha calibración no 
será obligatoria si se dispone de instrumentación de contraste.
2.2  Redundancia.
Se entiende por medidas redundantes aquellas que son equivalentes y disponen de 
la calidad suficiente.
Se contará con medida redundante simple en todas las medidas primarias tanto de la 
clase 1 como de la clase 2.
La  redundancia  debe  ser  realizada  mediante  instrumentos  situados 
aproximadamente en la misma ubicación, aceptándose otra diferente si la variable que 
se está evaluando es conservativa. Si existe instrumentación local en la ubicación, ésta 
podrá  utilizarse  para  comprobar  el  correcto  funcionamiento  de  los  instrumentos 
utilizados.
No obstante, para variables primarias, podrán hacerse las excepciones debidamente 
justificadas por excesivo coste o dificultad técnica al requisito de redundancia para cada 
planta particular, que se deberán recoger en los procedimientos particularizados como 
pueden ser medidores de combustible, energía o estaciones meteorológicas, etcétera.
2.3  Recogida de datos.
La recogida de datos se realizará preferentemente mediante el sistema de control de 
la central y según se indica en el apartado de condiciones de realización del ensayo de 
los anexos A.I.2, A.II.2, A.III.2, A.IV.2 y A.V.2 relativos a los procedimientos de ensayos 
de rendimiento y coste de arranque de cada tecnología.
Sólo para variables en que no se disponga de ningún sistema automatizado de 
registro de datos se procedería a la toma de datos manual, siempre que se cumplan 
todos  los  requisitos  necesarios  de  precisión,  redundancia  y  frecuencia  de  lecturas 
registradas. En caso de que fuese necesario realizar tomas de datos manuales de 
alguna variable, el propietario deberá indicar las acciones de mejora que prevea aplicar 
con objeto de que, en la medida de lo posible, la toma de datos de dicha variable sea 
automática en futuras pruebas.
Los  instrumentos  locales  podrán  ser  utilizados  para  comprobar  el  correcto 
funcionamiento del sistema de recogida de datos del sistema de control.
Para la recogida de datos desde el sistema de control distribuido (en caso de existir) 
se establecerán las frecuencias de recogida de valores especificadas y se eliminará la 
tolerancia de filtrado que hace al sistema de control ignorar el cambio en el valor de la 
lectura si la variación respecto al anterior registro es inferior a una cantidad (esta 
cantidad deberá a ser nula o al menos 4 órdenes de magnitud inferior a la medida a fin 
de no influir en los resultados).
Los valores finales suministrados deberán ser valores promedio corregidos (en los 
casos  que  proceda)  por  calibración  de  instrumentos,  corrección  del  cero,  presión 
barométrica y temperatura ambiente, etc. (en unidades de ingeniería). Para variables 
primarias, se remitirá la señal primaria del instrumento, realizándose posteriormente la 
transformación y cálculos necesarios. Para estas variables primarias también podría  e.
aceptarse la medida en unidades de ingeniería corregida por el sistema de control sólo  w.
en caso de que se verifique que todos los cálculos intermedios y mecanismos de  064ww
tAraNnSsIf/oArSmMacEi óPnT dCe 1 s9e ñdael  msoend irdigau droes toesm dpee raactuurear,d coa au dloa lr,e pcroegsiidóon .en los diferentes códigos
2.4  Comprobación de la instrumentación.
Antes del comienzo de las pruebas se comprobará el correcto funcionamiento e 
instalación de los instrumentos que se usen en las mismas.
La  central  dispondrá  y  facilitará  la  documentación  correspondiente  para  la 
comprobación  de  la  calibración  de  los  elementos  de  medida,  presión,  temperatura, 
caudal y nivel, así como para realizar las correcciones necesarias. También facilitará los 
instrumentos necesarios para medida de las condiciones ambientales necesarias para 
realizar compensaciones.
2.5  Requisitos básicos de instrumentación.
Si no se especifica lo contrario, cuando se defina una incertidumbre máxima para la 
determinación  de  una  variable,  ésta  incluirá  tanto  la  incertidumbre  del  instrumento 
propiamente dicha como la de sistema de acondicionamiento de señal, de forma que la 
combinación de ambas incertidumbres (instrumento sensor y equipo acondicionador de 
señal) ha de ser menor que el valor especificado. En cualquier caso, en dudas de 
aplicación, se atenderá a lo indicado en la ASME PTC 46.
2.5.1  Medidas de presión.
Las medidas de presión se harán preferiblemente por medio de transmisores que 
cumplan los requisitos que se establecen en los puntos siguientes.
El  registro  de  medidas  de  presión  recomendado  es  mediante  instrumentos 
electrónicos. Todos los cables de estos equipos deben ser puestos a tierra con el fin de 
derivar cualquier corriente inducida desde equipos eléctricos cercanos. También podrían 
utilizarse otros instrumentos manuales como manómetros o balanzas de pesos muertos, 
siempre que se satisfagan los requerimientos de precisión, redundancia y frecuencia de 
medidas registradas.
2.5.1.1  Requerimientos de precisión:
Las variables primarias de clase 1 serán medidas con transmisores de presión con 
una  incertidumbre  sistemática  del  instrumento  máxima  de  0,3  %  en  el  rango  de 
calibración. Estos transmisores de presión deberán ser compensados por temperatura. 
Si tal compensación no es posible, la temperatura ambiente en la localización de la 
medición debe ser comparada con la temperatura durante la calibración para determinar 
si la disminución de la precisión es aceptable.
Las variables primarias de clase 2 deberán ser medidas con transmisores de presión 
cuya incertidumbre sistemática del instrumento sea inferior a 0,5 % en el rango de 
calibración.  Estos  transmisores  de  presión  no  necesitan  ser  compensados  por 
temperatura.
2.5.1.2  Tipos de transmisores de presión:
Se recogen tres tipos de transmisores de presión:
Transmisores de presión absoluta.
Transmisores de presión manométrica.
Transmisores de presión diferencial.
Transmisores de presión absoluta: los transmisores de presión absoluta miden la  e.
presión  referenciada  al  cero  absoluto  de  presión.  Deberán  ser  usados  para  medir  w.
presiones cuyo valor sea igual o inferior a la presión atmosférica. Estos instrumentos  064ww
tambTiréann spmodisroárne ss edr eu spardeosisó np amraa mnoemdiér tprirceas: iolonse sm seudpideoriroerse sd ae  lpar eastmióons fméraicnao.métrica sólo
serán utilizados para medir presiones cuyo valor sea superior a la atmosférica. La
presión  atmosférica  de  referencia  será  medida  mediante  un  transmisor  de  presión 
absoluta.
Transmisores de presión diferencial: estos dispositivos son utilizados donde el flujo 
es determinado mediante una medida de presión diferencial.
2.5.2  Medidas de temperatura.
Las medidas de temperatura se harán preferiblemente por medio de transmisores de 
temperatura que cumplan los requisitos que se establecen a continuación.
El registro de medidas de temperatura recomendado es mediante procedimientos 
electrónicos. Todos los cables de señal de la instrumentación deberán ser puestos a 
tierra para derivar cualquier corriente inducida por instrumentos eléctricos cercanos. 
También podrían utilizarse otros instrumentos manuales siempre que se satisfagan los 
requerimientos de precisión, redundancia y frecuencia de medidas registradas.
2.5.2.1  Precisión.
Todos los instrumentos utilizados en la medida de variables primarias de clase 1 
deben tener una incertidumbre sistemática del instrumento no superior a 0,28 °C para 
temperaturas menores a 90 °C y una incertidumbre sistemática del instrumento, no 
superior a 0,56 °C para temperaturas de más de 90.°C.
Los instrumentos utilizados para medir variables primarias de clase 2 deben tener 
una incertidumbre sistemática del instrumento no superior a 1,7 °C.
A los instrumentos usados en el registro de variables secundarias se les exige una 
incertidumbre sistemática del instrumento no superior a 3,9 °C.
2.5.2.2  Dispositivos medidores de temperatura.
Termómetros.
Termopares.
Termorresistencias.
Termómetros: el uso de termómetros queda restringido a aquellas medidas cuyo 
número de lecturas y su frecuencia sea reducida. Deberán ser usados a la misma 
profundidad de inmersión que la usada en la calibración, o aplicar la corrección recogida 
a este respecto en el código ANSI/ASME PTC 19.3.
Termopares: los termopares serán utilizados para medir la temperatura de cualquier 
fluido por encima de 90 °C. La máxima temperatura dependerá del tipo de termopar y del 
material del revestimiento utilizado.
Para rangos de temperaturas entre 90 °C y 760 °C se recomiendan termopares tipo 
E. Si la temperatura se encuentra entre 760 °C y 1350 °C se recomiendan termopares 
tipo  K.  No  obstante  se  permitirá  el  uso  de  cualquier  dispositivo  que  cumpla  los 
requerimientos de precisión y calibración solicitados.
Los termopares para medidas primarias de clase 1 deberán tener una unión fría de 
referencia a 0 °C o a temperatura ambiente si la unión está bien aislada y el dispositivo 
de medida de referencia calibrado. El punto de referencia de hielo podrá ser un baño de 
hielo agitado o un baño de hielo calibrado electrónicamente.
Los termopares usados en medidas primarias de clase 2 pueden tener uniones en 
los hilos de medida. La unión de dos hilos de medida deberá ser mantenida a la misma 
temperatura. La unión fría estará a la temperatura ambiente, no obstante, la temperatura  s
ambiente será registrada y la medida se compensará por cambios en la temperatura de  oe.
la unión fría. w.
Termorresistencias: las termorresistencias podrán ser usadas para medir temperatura  064ww
dhea s6ta5 0l a°C m).áxima temperatura recomendada por el fabricante (típicamente alrededor
2.5.2.3  Indicaciones para algunas mediciones.
Medida de temperatura de un fluido en una línea o vasija.
La  medida  de  la  temperatura  de  un  fluido  en  el  interior  de  una  línea  o  vasija 
(sometida  a  presión)  se  llevará  a  cabo  mediante  la  instalación  de  un  pocillo  de 
temperatura. El pocillo deberá estar dimensionado de forma adecuada para garantizar la 
no interferencia entre el dispositivo de medida y el pocillo. Este aspecto se valorará 
principalmente en instrumentación instalada para la realización de ensayos.
Como alternativa a la medida mediante el uso de pocillo de temperatura, si el fluido 
está a una presión suficientemente baja (entre 0,5 y 1,5 bara), el dispositivo medidor 
puede ser instalado directamente.
Medida de la temperatura de productos de combustión en un conducto.
La determinación de este tipo de lecturas requiere diferentes puntos de medida para 
minimizar  los  efectos  sobre  la  incertidumbre  de  los  gradientes  de  temperatura. 
Normalmente las presiones en estos conductos son bajas o negativas, por lo que no es 
necesario el uso de pocillos de temperatura.
El número de puntos de medida necesarios es determinado experimentalmente. Se 
deberá realizar la medición de dos perfiles completos de medidas de los conductos de 
los gases de escape.
El plano de medición se deberá situar en un punto de temperatura y velocidad 
uniforme.  Respecto  al  número  de  puntos  de  medida  se  recomienda  que  estén 
localizados cada 0,8 m2 y haya un mínimo de cuatro (4) y un máximo de treinta y seis 
(36).
  E l código ANSI/ASME PTC 19.1 recoge el método para calcular la incertidumbre de 
  la me dia de múltiples medidas que varían con el tiempo.
 
  Para  conductos  circulares  los  puntos  de  medida  deben  ser  instalados  en  dos 
 
diámetros situados a 90 grados uno de otro. Los puntos de medida tendrán un espaciado 
 
radial según la fórmula que se recoge a continuación:
 
2 * N  1
r  R a  
n
N
T
Donde:
r  Es la distancia desde el punto de muestra al centro de la tubería (m).
n
R Es el radio de la tubería (m).
N  Es el número de punto de medida contado desde el centro
a
N  Es el número total de puntos de medida en un diámetro
T
Para conductos cuadrados o circulares, los puntos de medida se deben disponer de 
forma que ocupen regiones con el mismo área. Los puntos de medida deben disponerse 
según  un  patrón  rectangular  que  tenga  en  cuenta  los  gradientes  de  temperatura 
horizontal y vertical en la sección de medida. La dirección con el mayor gradiente de 
temperatura deberá tener un espaciamiento menor entre puntos de medida.
Habitualmente,  este  tipo  de  mediciones  solo  son  necesarias  para  cálculos  de 
rendimiento por método indirecto. e.
2.5.3  Medidas de caudal. 064ww
om eednTi dosadu asds er e lalvosi s pmioonesiedbsilde ap, sola sdstee d rciioraeruecdstra ircle eqssup eree cactoo cg oaidn lataisns u edanics ietóaln nc cósideai sgd ode etAa lNtluaSbnIe /dAríeaSb MreerEcá tnPa  ToaCbgs u1ea9rsv.5 aa r(r,2 rei0bn0a 4 lay)    OE-A-2021-14able en https://
abajo necesarias para una correcta medición de caudal.
 
      
..
2.5.3.1  Medidas de caudal de combustible líquido.
El combustible líquido será medido utilizando medidores de flujo que hayan sido 
calibrados en todo el rango del número de Reynolds esperado durante el ensayo. Para 
las medidas de flujo, la temperatura del combustible debe ser determinada con precisión 
para calcular el caudal correctamente. Otros medidores de caudal serán aceptados 
siempre que la incertidumbre sistemática total sea del 0,7 % o inferior (se aconseja un 
valor del 0,5 %). Esta recomendación será obligatoria si se está evaluando el consumo 
específico de forma directa (mediante medida de combustible y potencia vertida a la red). 
Estos requisitos solo afectan a variables primarias.
2.5.3.1.1  Medidores de flujo de desplazamiento positivo.
Este tipo de medidores irá sin compensación de temperatura. Los efectos de la 
temperatura en el fluido pueden ser tenidos en cuenta calculando el flujo másico basado 
en la densidad específica, según la siguiente formulación:
q  = 999,015 × 60 × q  × S
mh v g
Donde:
q : Caudal másico (kg/h).
mh
q : Caudal volumétrico (m3/min).
v
S : densidad específica (adimensional) en condiciones de presión y temperatura del 
g
ensayo.
60: minutos por hora.
999,015: Densidad del agua a 15,5 °C (kg/ m3).
El análisis del combustible debe ser llevado a cabo sobre muestras tomadas durante 
las pruebas. El poder calorífico superior e inferior así como la densidad específica 
deberá determinarse a partir de dichos ensayos. La densidad específica se determinará 
a tres temperaturas cubriendo el rango de temperaturas medidas durante el ensayo. La 
densidad  específica  del  fluido  a  la  temperatura  de  trabajo  será  determinada  por 
interpolación.
2.5.3.1.2  Medidores de flujo de tipo coriolis.
Este tipo de medidores podrán ser utilizados para medidas primarias obteniendo 
directamente valores de flujo másico. Se deberá haber verificado previamente la lectura 
a cero de dicho instrumento por parte del propietario. Para más detalles, se atenderá a lo 
dispuesto  en  la  ASME  MFC11,  haciendo  especial  hincapié  en  lo  dispuesto  a  la 
periodicidad de las calibraciones requeridas en este tipo de equipos.
2.5.3.2  Medidas de caudal de combustible gaseoso.
Los  flujos  de  combustibles  gaseosos  serán  medidos  principalmente  mediante 
medidores del tipo turbina u orificio. El flujo final de combustible debe ser determinado 
con  una  incertidumbre  sistemática  total  inferior  al  0,8  %.  Este  requisito  fija  las 
incertidumbres de todas las medidas utilizadas para determinar el caudal de combustible 
(densidad, presión estática y diferencial, temperatura…) de forma que la incertidumbre 
total esté por debajo del rango especificado. Otras medidas para flujo serán aceptadas  e.
siempre que pueda demostrarse que la incertidumbre total en la medida final es inferior  w.
al 0,8 %. Si se está evaluando el consumo específico de forma directa (mediante medida  064ww
idnefe crioomr ablu 0s,t5ib %le . yE sptootse nrecqiau isvietortsid saó lao  alaf ercetda)n  laa  vianrciaebrtliedsu mprbimrea reians .la medida deberá ser
cálcDuleobse irnát evrmereifdiciaorss. eP aqruae  uenl  oprrioficceios od ed ed ecsáclacrugloa , uetsilitzoasd coá lecsu lorisg udreobseon  einn cltuoidr,o se nltores 
otros, el coeficiente de descarga, el diámetro corregido para expansión térmica, el factor 
de expansión… En caso de un medidor de turbina, los resultados intermedios deberán 
incluir las constantes de medida usadas en el cálculo y los cálculos realizados a partir de 
frecuencia, temperatura y presión. Para ambos dispositivos se verificarán el análisis del 
combustible y los resultados intermedios usados en el cálculo de la densidad.
En caso de que el punto de medida de combustible gaseoso se trate de un punto 
frontera bajo el amparo del control metrológico del estado bastará con el cumplimiento 
de dicha reglamentación según se define en la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de 
Metrología y su desarrollo normativo así como los protocolos de detalle referentes a las 
normas  de  gestión  técnica  del  sistema  gasista.  En  todo  caso  el  propietario  de  la 
instalación deberá aportar los certificados de calibración y/o verificación en vigor exigidos 
por dicha regulación.
2.5.3.3  Medidas de caudal de agua y vapor.
Por motivos de precisión, siempre que sea posible se medirán los caudales de agua 
y a partir de ellos se deducirán los de vapor.
2.5.3.3.1  Instrumentos de medida de caudal.
La información relativa a la fabricación, calibración e instalación de caudalímetros se 
puede encontrar en ANSI/ASME MFC-3M. Estos elementos pueden ser utilizados para 
medidas  de  caudal  de  variables  primarias  de  clase  2  y  de  variables  secundarias. 
También podrán ser utilizadas para medidas de caudales primarios de clase 1 siempre 
que no se precise extrapolación para el máximo número de Reynolds con que fueron 
calibrados.  Como  norma  general  estos  instrumentos  tendrán  una  incertidumbre 
sistemática en la medida inferior a 0,5 % para vapor y 0,4 % para agua líquida y deberán 
cumplir los siguientes requisitos:
El coeficiente β debería estar limitado al rango de 0,25-0,5 para toberas wall-tap 
(tomas de presión en las paredes) y venturis y 0,30-0,60 para orificios.
Las medidas de variables primarias de clase 1 requieren calibración en todo el rango
Para medidas de variables primarias de clase 2 y variables secundarias, podrá ser 
utilizado el coeficiente de referencia apropiado recogido en el ANSI/ASME MFC-3M.
En medidas de variables primarias de clase 1 se recomienda el uso de una tobera 
del tipo «throat tap nozzle» (tomas de presión en la garganta) como la descrita en el 
código ANSI/ASME PTC 6 (para medida de condensado) o del tipo descrito en el 
ANSI/ASME PTC 6.1 (para medida de agua de alimentación). Estos dispositivos tendrán 
una incertidumbre inferior al 0,25 %. Estos dispositivos serán usados preferentemente si 
el número de Reynolds en el ensayo es mayor que el número de Reynolds máximo con 
el que se ha hecho la calibración de la tobera.
2.5.3.3.2  Indicaciones para la medida del caudal de agua.
Las medidas de caudal de agua serán recogidas cuando el flujo sea estacionario o 
siempre que sea posible una frecuencia de adquisición tal que permita registrar todas las 
oscilaciones del caudal durante el ensayo. Se evitará que el agua sufra vaporización en 
su paso por el instrumento de medida.
2.5.3.3.3  Indicaciones para la medida del caudal de vapor. e
ysd oeebbl reAae  gcsuaistaulue a ndrptesaa edas otaoe.g  mPuapaa esra rtraa alrcívrniióébensaa.  sdd ede ele  svitanopssto,r ruy mc ooebnnt etaont eemrd eep le crmaaeudddoiardela sf,i, n laael l  mcovemadpiodo asr  udmdee acb aedu ed pdaeilc rdhmeoa  vnvaaeppcoeorrr    2021-14064n https://www.
El cálculo del caudal de vapor a través de una tobera, orificio o venturi debe estar
basado en las condiciones de presión, temperatura y viscosidad aguas arriba. A fin de  Bc
evitar la distorsión introducida por un pocillo de temperatura localizado aguas arriba del 
elemento de medida, las medidas aguas abajo de temperatura y presión son utilizadas 
para  determinar  la  entalpía  del  vapor,  que  se  supone  constante  en  una  línea 
convenientemente aislada. Basado en esta entalpía y con la presión aguas arriba el resto 
de propiedades pueden ser calculadas.
2.5.3.4  Medición del caudal de carbón.
El procedimiento de determinación, para los ensayos de arranque, del caudal de 
carbón  aportado  será  ajustado  para  cada  instalación  particular,  fijándose  unas 
precisiones  en  la  medida  mínimas  según  la  tabla  4.3-1  del  ANSI/ASME  PTC  6 
dependiendo  del  modo  de  aporte  de  caudal  a  la  caldera,  el  cual  deberá  estar 
convenientemente calibrado.
2.5.4  Medidas de generación eléctrica.
Las medidas eléctricas en puntos frontera se realizarán con los equipos de medida 
instalados que cumplirán con el reglamento unificado de puntos de medida del sistema 
eléctrico (RPM) y sus instrucciones técnicas complementarias (ITC).
Con carácter particular, en aquellos puntos de medida que dispongan de equipos de 
medida eléctrica redundante bajo el amparo del reglamento unificado de puntos de 
medida (RPM), se podrá exigir la redundancia durante las pruebas de rendimiento.
Si fuese necesario realizar alguna medida eléctrica en algún punto donde no se 
encuentren instalados equipos que cumplan el RPM, dicha medida se llevará a cabo 
según uno de los esquemas de medidas de instalaciones polifásicas recogidas en el 
código ANSI/ASME PTC 46 mediante la conexión de los pertinentes medidores de 
potencia y/o energía activa y/o reactiva a los transformadores de tensión e intensidad 
instalados a tal efecto.
A  continuación  se  procede  a  recoger  los  requerimientos  de  cada  instrumento 
particular  para  medidas  de  generación  eléctrica  que  no  estén  bajo  el  amparo  del 
reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico (RPM):
2.5.4.1  Medidores de potencia activa (vatímetros).
Los  vatímetros  serán  utilizados  para  registrar  las  medidas  de  potencia  activa 
instantáneas.
Los vatímetros empleados en la medición de variables primarias de clase 1 deberán 
tener una incertidumbre inferior al 0,2 % en sus lecturas. Para las medidas de variables 
primarias de clase 2 se utilizarán instrumentos con una incertidumbre menor al 0,5 %. No 
se establecen requerimientos de precisión especiales para variables secundarias. La 
potencia activa deberá ser medida con una frecuencia suficiente como para alcanzar una 
exactitud aceptable. Se aconseja no efectuar mediciones en intervalos superiores al 
minuto.
2.5.4.2  Medidores de energía activa.
Estos  medidores  serán  utilizados  para  registrar  la  energía  activa  durante  la 
realización de los ensayos.
Los medidores de energía activa empleados en la medición de variables primarias de 
clase 1 deberán tener una incertidumbre inferior al 0,2 % en sus lecturas. Para las 
medidas  de  variables  primarias  de  clase  2  se  utilizarán  instrumentos  con  una  e.
incertidumbre menor al 0,5 %. No se establecen requerimientos de precisión especiales  w.b
para variables secundarias. 064ww
2.5.4.3  Medidores de potencia reactiva (varímetro).
Estos  medidores  serán  empleados  para  registrar  medidas  de  potencia  reactiva
instantánea. Bc
Para la medición de variables primarias tanto de clase 1 como de clase 2 se requiere 
una incertidumbre inferior al 0,5 % en la lectura. No se establecen requerimientos de 
precisión especiales para variables secundarias. La potencia reactiva deberá ser medida 
con una frecuencia suficiente como para alcanzar una exactitud aceptable. Se aconseja 
no efectuar mediciones en intervalos superiores al minuto.
2.5.4.4  Medidores de energía reactiva.
Estos  medidores  serán  empleados  para  registrar  la  energía  reactiva  durante  la 
realización de los ensayos.
Para la medición de variables primarias tanto de clase 1 como de clase 2 se requiere 
una incertidumbre inferior al 0,5 % en sus lecturas. No se establecen requerimientos de 
precisión especiales para variables secundarias.
2.5.4.5  Transformadores de tensión.
Para la medida de variables primarias sean de la clase 1 o de la clase 2 se deberán 
utilizar equipos con una incertidumbre inferior al 0,3 %. En el caso de variables primarias 
de clase 1 el transformador debe haber sido calibrado en su ratio de espiras y su ángulo 
de fase y operado dentro de su rango de carga de diseño.
Para  el  caso  concreto  de  transformadores  de  tensión  instalados  en  bornas  de 
alternador con anterioridad a 2012 será admisible una clase de 0,5 para tipos de punto 1 
y una clase de 1 para tipos de punto 2.
2.5.4.6  Transformadores de intensidad.
Para la medida de variables primarias sean de la clase 1 o de la clase 2 se deberán 
utilizar equipos con una incertidumbre inferior al 0,3 %. En el caso de variables primarias 
de clase 1 el transformador, debe haber sido calibrado en su ratio de espiras y su ángulo 
de fase y operado dentro de su rango de carga de diseño.
Para el caso concreto de transformadores de intensidad instalados en bornas de 
alternador con anterioridad a 2012 será admisible una clase de 0,5 para tipos de punto 1 
y una clase de 1 para tipos de punto 2.
2.5.5  Medidas de nivel.
Las  mediciones  de  nivel  se  llevarán  a  cabo  preferiblemente  mediante  los 
transmisores  de  nivel  existentes  en  la  planta,  debidamente  calibrados  antes  de  la 
prueba.
Estos dispositivos podrán ser del tipo magnético local o similar también con una 
precisión  del  rango  de  calibración  de  0,5  %  para  medidas  primarias  aunque  se 
recomienda una precisión superior al 0,25 %.
2.5.6  Medida de la humedad.
La medida de humedad será obtenida con la lectura de un higrómetro o psicrómetro 
con una incertidumbre inferior al 2 % para variables primarias de clase 1. Para variables 
primarias de clase 2 se deberá utilizar un instrumento cuya incertidumbre sea inferior 
al 4 %. La humedad absoluta se determinará por cálculo a partir de las temperaturas 
seca y de la temperatura de bulbo húmedo o humedad relativa.
2.5.7  Medidas de tiempo. e.
Para medidas primarias que necesiten un cómputo de tiempo (ejemplo potencia  064ww
msisetdeimdaa sa  ctoranv uéns ad per epcuilssioósn  dmea eynoer rag í0a, 5o s veugeultnadso es ne nu nu ncao nhtoardao.r de energía) se utilizarán
No se establecen requerimientos especiales para el resto de medidas de tiempo.
2.5.8  Medida del oxígeno en los gases de escape.
Para la determinación de la concentración de O  en los gases de escape (base seca) 
2
se utilizarán analizadores portátiles de O  de célula de óxido de circonio o cualquier otro 
2
dispositivo que tenga una incertidumbre inferior a la especificada. La incertidumbre de 
medida de este instrumento será de un 2 % como máximo.
Se realizarán medidas a la salida de cada calentador regenerativo de aire tanto 
primario como secundario. Se deberá realizar, al menos, la medición de dos perfiles 
completos de medidas de los conductos de los gases de escape.
Como  norma  se  dispondrá  de  un  analizador  portátil  para  cada  calentador 
regenerativo (pudiendo variar el número de ellos dependiendo del sistema de conexiones 
que se realicen en cada grupo).
Se  fabricarán  sondas  de  tomas  de  muestras  múltiples  de  acuerdo  con  las 
características de los conductos de salida de gases de los calentadores siguiendo las 
directrices recogidas en el código ANSI/ASME PTC 19.10. Se dispondrá de una sonda 
por calentador, como mínimo, de tal forma que se obtengan muestras simultáneas de 
cada uno de ellos. Las muestras serán limpias y secas, instalándose los elementos 
adecuados para su consecución.
3. Procedimiento para la toma de muestras
3.1  Toma de muestras de combustible.
3.1.1  Toma de muestras de combustibles líquidos y gaseosos.
Se tomarán (3) muestras de combustible, al principio, al final y en la parte central del 
ensayo, procedente del tanque de alimentación. Se verificará que en todo momento el 
combustible procede de esa única fuente. Al término de la prueba las tres muestras se 
mezclarán en un único recipiente del cual una vez homogeneizado se tomarán tres (3) 
porciones, las cuales se lacrarán. En caso de que la viscosidad de un combustible no 
permita la mezcla al final de la prueba, se propondrá otro método alternativo.
De las muestras obtenidas, se entregará una al laboratorio de análisis, quedando la 
segunda y tercera en la central para contraste en caso necesario. Las muestras para 
contraste se guardarán en la central hasta que se proceda al envío del informe de 
supervisión a la Dirección General de Política Energética y Minas.
Para el caso de combustible gaseoso, si así lo acuerda el comité de ensayos, podrá 
efectuarse este análisis a partir del cromatógrafo instalado en la planta, siempre que se 
encuentre bajo el control metrológico correspondiente o se encuentre adecuadamente 
calibrado.
Para las pruebas de arranque podrá utilizarse el análisis de combustible efectuado 
en las pruebas de rendimiento siempre que haya certeza de que se trata exactamente 
del  mismo  combustible,  sin  que  haya  sido  de  nuevo  rellenado  el  tanque  de 
almacenamiento, en caso contrario se tomará una nueva muestra.
El análisis de las muestras de combustible, en la medida de lo posible, deberá 
llevarse a cabo de acuerdo con los métodos y la incertidumbre indicados en la ASME 
PTC 46 o similares. En cualquier caso, el poder calorífico deberá determinarse por un 
laboratorio acreditado. El análisis del combustible debe comprender:
Poder calorífico superior e inferior. s
Densidad a 15 °C, 25 °C y 40 °C. oe.
Composición química elemental. w.
comCpoonsi ceiló fnin  qdueím nioc ain eculermrire ennta el xyc elas ivdoesn sciodsatde sa,  sdeirsáti nstuafsic iteenmtep ereraatluizraars  edl ea nuánlias isd ed el alas 
mquuee setxraissta ann caolinzaddicaiosn daen tleoss  qeunes,a ay ojusi cqiuoe d esel  sruepaelircveisno sr,o abcreo nusne jdeent earmmpinliaadr oe sgtorusp aon sáalilsvios 
a otras muestras.
Todos  los  requisitos  especificados  aplican  también  a  la  toma  de  muestras  de 
combustibles auxiliares.
3.1.2  Toma de muestras de carbón.
Esta muestra se realizará preferentemente en cada uno de los conductos de entrada 
a los alimentadores desde las tolvas de almacenamiento, con objeto de tomar el carbón 
de la vena en movimiento. Si esto no fuese posible físicamente, entonces, la muestra se 
extraerá en las propias tolvas de almacenamiento, a ser posible en la parte inferior a 
través de las puertas de acceso o bien de los accesos para picar o desatascar pero 
siempre tomando de la vena en movimiento.
La muestra se tomará cada 15 minutos una vez comenzado el ensayo de cada uno 
de los conductos o tolvas que estén trabajando y se irán echando a un bidón, del cual 
una vez finalizado dicho ensayo, se cuarteará, mezclará y se recogerán tres muestras 
para análisis de 5 kg aproximadamente, las cuales se lacrarán. Se entregará una al 
laboratorio de análisis quedando la segunda y tercera en la central para contraste en 
caso necesario.
El total de carbón recogido en el ensayo (supuesto un tiempo de 2 horas con 
muestras cada 15 minutos) será de unos 135 kg aproximadamente. Cada toma para 
muestreo será por tanto de unos 15 kg que se repartirán según el número de conductos 
o tolvas que se muestreen.
El análisis de las muestras de carbón en la medida de lo posible, deberá llevarse a 
cabo de acuerdo con los métodos y la incertidumbre marcados en el ANSI/ASME PTC 4 
capítulo 4 (u otros métodos de precisión equivalente) por un laboratorio acreditado. El 
análisis de carbón deberá contemplar:
Humedad.
Volátiles.
Poder Calorífico Superior (a volumen constante).
Poder Calorífico Inferior (a presión constante).
Análisis elemental: C, H, N, O, S.
Cenizas.
Elementos solubles en ácido Ca, K, NA.
Cloro y Flúor.
Composición de las cenizas (XRF).
Solamente será necesario el análisis de los elementos solubles en ácido (Ca, K, NA), 
cloro, flúor y composición de las cenizas (XRF) en una de las muestras que se analicen 
en los ensayos que se realicen con el objeto de reducir costes.
3.1.3  Toma de muestra de cenizas volantes.
La toma de las muestras de ceniza volante se hará condicionada a la posibilidad 
física de su realización. Ésta se hará preferentemente, o en las tolvas de primero y 
segundo campo de precipitador o en los silos de almacenamiento.
Previamente al comienzo del ensayo, tanto en un caso como en el otro, según el sitio 
donde se realice la toma de las muestras, se vaciarán las tolvas o el silo de recogida de 
cenizas.
Si la toma se realiza del silo, una vez determinado el lugar adecuado, cada 15 
minutos se realizará un muestreo y se irá echando a un bidón del cual una vez finalizado  es
el ensayo, se cuarteará y se recogerán las tres muestras de la misma forma que se ha  o
expresado en las tomas de muestras del carbón. 064ww
etpienem rtbSepanio sel aecd  iteaeo lnm tdroaeom p duaaenr  tamdo e uad ele msp tucrriaeemsnse tiszrra eacs  ar qemduaeeplip zoiean ny de dioqnetu rreáeal    paedrllee  s fcaeliapbgsiruti acnsdadeonocrt,eu  la dedsene tcmeli arupmser eisndctáeripan isdeta oxfdistnroeaar c.lle ocEsisó l s niienn rqtyáeu nreév mdsatolaeobd  ldeoseess     OE-A-2021-14able en https://
determinará para cada caso, así como la forma y el punto de extracción de cada tolvín.
La ceniza de cada línea se recogerá en un bidón y al final del ensayo se cuartearán y 
recogerán las muestras para análisis tal como se indicó en el caso anterior (muestra de 
carbón).
La cantidad de muestra para análisis en este caso es de 0,5 kg.
El análisis de las cenizas incluirá:
Cantidad total de carbono, carbono libre y carbono en forma de carbonatos.
Composición química (XRF).
Azufre.
Solamente será necesario el análisis de los elementos composición de las cenizas 
(XRF) y azufre en una de las muestras que se analicen en los ensayos que se realicen 
con el objeto de reducir costes.
3.1.4  Toma de muestras de escorias.
Dependiendo del tipo de cenicero: racletas o extracción discontinua, se realizará la 
toma de muestras, o a la salida del cenicero antes de los trituradores, o en la descarga al 
silo de almacenamiento.
En ambos casos la muestra se realizará cada 15 minutos llenando un cubo en cada 
muestra que se verterá a un bidón del que se realizará el cuarteo y toma de las muestras 
para análisis tal como se ha indicado en apartados anteriores.
La cantidad de muestra para análisis en este caso es de 0,5 kg.
Los parámetros analizados serán los mismos que los requeridos para las cenizas 
volantes.
3.2  Variables fundamentales de cálculo.
Se puede encontrar un listado general de variables en los anexos A.I.1, A.II.1, A.III.1, 
A.IV.1 y A.V.1 en donde indican para cada tecnología la metodología de cálculo del 
consumo específico y de los costes de arranque de las distintas tecnologías.
4. Calibración de los instrumentos
4.1  Instrumentos exentos de calibración.
Se podrá eximir de calibración previa al ensayo a un instrumento siempre que el 
propietario  pueda  acreditar  un  certificado  de  calibración  que  garantice  que  la 
incertidumbre máxima del instrumento a fecha de realización de la prueba cumple con 
los requisitos especificados.
4.2  Requisitos de calibración.
Toda  la  instrumentación  que  se  utilice  durante  los  ensayos  para  la  medida  de 
variables primarias deberá disponer de un certificado de calibración en vigor emitido por 
un  laboratorio  de  calibración  independiente  debidamente  acreditado.  En  casos 
debidamente justificados, previa aprobación por el comité de ensayos, se podrá permitir 
la calibración interna de la instrumentación que se utilice para la medida de variables 
primarias.
En estos casos, la calibración interna de la instrumentación se realizará con patrones 
que cuenten con su correspondiente certificado emitido por un laboratorio acreditado. El  es
procedimiento de calibración empleado deberá contar con un dictamen, elaborado por un  o
laboratorio acreditado, en cuanto a su adecuación a la normativa vigente. 064ww
peornbo licgvLeaiogdtsooim rr,i aiienq nsustteroiu   iminentexceinlrsunttioeroás    dilenad ssect  aruclivombarrerraeinacstibapólconein sód dnei es pendlctaeeun snt acdho ayonr jitdaareass bs dteeper áo ndqd ruadáetinos  sp.pos eneErerms rt aidcta eac  lihabvolriebajarrdi afodiccseaió  rcn sa eelnigblo úr abnscu eióerenánl     OE-A-2021-14able en https://
funcionamiento del instrumento.
Los resultados de la calibración se reflejarán en hojas y curvas de calibración que 
estarán disponibles en las instalaciones para su comprobación y posible contraste por el 
personal responsable de los ensayos. La calibración de los instrumentos se realizará, en 
la medida de lo posible, acorde con lo recogido en el código ANSI/ASME PTC 46 y 
ANSI/ASME PTC 19.
La  empresa  propietaria,  responsable  de  la  realización  de  las  pruebas,  deberá 
identificar en los procedimientos particularizados los instrumentos utilizados para la toma 
de  variables  detallando  las  fechas  de  calibración  de  los  mismos  de  manera  que 
garanticen que la incertidumbre a la fecha de la prueba sea inferior a la requerida. Estos 
requisitos temporales, serán revisados y, en su caso, aprobados por el supervisor de las 
pruebas.
Como norma general para los instrumentos que no garanticen estabilidad de la 
calibración en el tiempo (stability) la calibración deberá llevarse a cabo en un plazo 
máximo de un mes previo a la realización de las pruebas. Si el instrumento cuenta con 
un valor de estabilidad (aumento de incertidumbre máximo garantizado en función del 
tiempo), la calibración podrá realizarse en cualquier fecha que permita garantizar durante 
la prueba la precisión requerida. En cualquier caso, se atenderá a la vigencia de los 
certificados de calibración emitidos por los laboratorios acreditados para los distintos 
instrumentos, normas de referencia que puedan ser de aplicación o al requisito temporal 
indicado en el párrafo anterior.
Los procedimientos relativos a estándares de referencia con los que se calibran los 
instrumentos de medida de variables primarias de clase 1 y de clase 2 deben estar 
reconocidos por organizaciones de estandarización. Los estándares de referencia deben 
tener una precisión al menos cuatro veces mayor que el instrumento de prueba que se 
desea calibrar. Solo se podrán utilizar estándares con una precisión menor si cumplen 
con todos los requisitos de calibración recogidos en el código ANSI/ASME PTC 46 
sección 4.1.
Los instrumentos de medida de variables primarias de clase 1 deben estar calibrados 
al menos en dos puntos más que el orden de ajuste de la curva de calibración. Cada 
instrumento debe ser calibrado de forma que el punto de medida sea aproximado de una 
forma  descendente  y  ascendente.  Los  instrumentos  que  tengan  diferentes  rangos 
deberán ser calibrados en cada uno de los rangos que sean usados durante el período 
de pruebas. En los instrumentos que no pueden ser calibrados en todo el rango de 
operación y se calibran hasta valores inferiores al esperado en las pruebas, se permitirá 
la extrapolación de la curva de calibración previendo un tratamiento especial recogido en 
el correspondiente procedimiento particularizado. Este es el caso de los dispositivos 
medidores de caudal. Los instrumentos de variables primarias de clase 1 deberán contar 
con una certificación de calibración.
Los instrumentos de medida de variables primarias de clase 2 deben ser calibrados 
en un número de puntos igual al orden de ajuste de la curva de calibración. Si se puede 
demostrar que el instrumento tiene una histéresis típica inferior a la precisión requerida, 
el  punto  de  medida  sólo  necesita  ser  aproximado  en  una  dirección  (creciente  o 
decreciente).Los instrumentos usados en medidas primarias serán también calibrados o 
chequeados  tras  los  ensayos  (si  se  detectase  inconsistencia  en  los  registros  y  no 
existiese una fuente de medida redundante fiable a petición del supervisor de la prueba). 
En el caso de instrumentos usados para medir caudales pertenecientes a variables de 
clase 1 el instrumento podrá ser inspeccionado terminadas las pruebas, en vez de 
recalibrado. Los elementos de medida de flujo usados en variables secundarias no  s
necesitan ser inspeccionados si no han experimentado soplado con vapor o limpieza  oe.
química. En cualquier caso no se requiere test de recalibración de los transformadores. w.
En caso de detectarse una diferencia significativa (superior a la precisión exigida del  064ww
irneshtarucmere lnotso )c áelcnutrleo sl ac ocna lliab rcaacliibórna caiónnte sfi nya l,d seis apsuíé lso  adceu elarsd ap erul ecboamsi,t ép doed reían soapytoasrs. eD ep olor 
contrario se procedería a la anulación de las pruebas.
Todos  los  instrumentos  utilizados  para  medir  variables  primarias  deberán  ser 
calibrados en lazo (cadena de medida completa). La calibración en lazo implica la 
calibración del instrumento a través del equipo de acondicionamiento de señal. Esto 
podrá llevarse a cabo calibrando el instrumento incluyendo conjuntamente el equipo de 
acondicionamiento  de  señal.  Alternativamente  también  se  podrá  calibrar  de  forma 
separada el sistema de acondicionamiento aplicando una señal conocida mediante un 
sistema generador de señales de precisión.
Cada laboratorio de calibración deberá disponer de la pertinente acreditación, que 
deberá estar disponible para presentarse si fuese requerido por el supervisor de las 
pruebas.
4.3  Instrumentación de calibración.
Toda la instrumentación y documentación necesaria para realizar la calibración o 
comprobación de la instrumentación fija y temporal deberá estar disponible en el propio 
laboratorio de la central a ensayar, siendo responsabilidad de la empresa propietaria el 
cumplimiento de este punto particular.