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Timestamp: 2018-02-19 12:33:07+00:00

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Resolución de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico (Vigente hasta el 25 de Diciembre de 2011).
Vigencia desde 17 de Abril de 2004. Esta revisión vigente desde 01 de Julio de 2005 hasta 25 de Diciembre de 2011
3.2. Análisis de seguridad.
3.3. Método de estudio.
3.4. Información necesaria.
3.1. Plan Anual de Descargos.
3.2. Plan Semanal de Descargos.
3.3. Programación a corto plazo.
Gestión de las interconexiones internacionales P.O.4
3.1. Interconexión internacional.
3.2. Programa de intercambio.
3.3. Capacidad de intercambio.
3.4. Desvío.
3.5. Intercambio de apoyo entre sistemas.
4.1. Criterios de seguridad y funcionamiento aplicables en el sistema español.
4.2. Horizontes y escenarios.
4.3. Procedimiento de cálculo de la capacidad de intercambio.
4.4. Información que facilitará Red Eléctrica.
8.1. Intercambio de apoyo demandado por el sistema español.
8.2. Apoyo demandado por un sistema exterior.
8.3. Compensación de las energías de apoyo.
ANEXO A . Líneas de interconexión internacional de tensión inferior a 220 kV
4.1. Responsabilidades.
4.2. Contenido y estructura de la Base de Datos.
4.3. Proceso de carga.
4.4. Actualización de la información.
4.5. Confidencialidad de la información.
5.1. Bases de datos del SIOS.
5.2. Acceso al SIOS.
5.3. Gestión de la información.
5.4. Gestión de Datos Estructurales.
6.1. Contenido de la base de datos del Concentrador Principal de Medidas Eléctricas.
6.2. Acceso a la información del Concentrador Principal de Medidas.
6.3. Gestión de la información.
7.1. Despacho delegado de instalaciones de producción.
7.2. Contenido y estructura de la Base de Datos del SCO (BDCO).
8.1. Datos diarios.
8.2. Datos semanales.
8.3. Datos mensuales.
8.4. Información necesaria para la Previsión de Cobertura.
9.1. Información diaria.
9.2. Información a los tres días.
9.3. Información mensual.
9.4. Información anual.
10.1. Incidencias.
10.2. Comunicación a Red Eléctrica.
10.3. Comunicación de Red Eléctrica.
10.4. Investigaciones Conjuntas.
ANEXO 3 . Informes de incidencias
Resolución 17 marzo 2004 rectificada por Corrección de erratas («B.O.E.» 6 julio). Res. 17 marzo 2004, declarada sin efecto por el apartado cuarto de la Res. de 1 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba el procedimiento de operación del sistema 4.0 "Gestión de las Conexiones Internacionales" («B.O.E.» 24 diciembre) el 25 de diciembre de 2011.
P.O-2.2, P.O-9.2, P.O-9.4 y P.O-9.6 aprobados por Resolución de la Secretaría de Estado de Industria y Energía, de 24 de junio de 1999. Téngase en cuenta que conforme dispone la Resolución 20 de julio de 2004, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de la Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico («B.O.E.» 3 agosto): «El apartado 5.3 del Procedimiento de Operación P.O.9, aprobado mediante Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y PYMES de fecha 17 de marzo de 2004 entrará en vigor el 1 de octubre de 2004 manteniéndose de forma transitoria hasta dicha fecha los procesos de intercambio de información conforme a lo establecido en el P.O. 9.4».
Tercero.- La presente Resolución entrará en vigor al día siguiente a su publicación en el Boletín Oficial del Estado. Téngase en cuenta que conforme dispone la Resolución 20 de julio de 2004, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de la Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico («B.O.E.» 3 agosto): «El apartado 5.3 del Procedimiento de Operación P.O.9, aprobado mediante Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y PYMES de fecha 17 de marzo de 2004 entrará en vigor el 1 de octubre de 2004 manteniéndose de forma transitoria hasta dicha fecha los procesos de intercambio de información conforme a lo establecido en el P.O. 9.4».
La presente Resolución pone fin a la vía administrativa de acuerdo con lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común y en la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado, y contra la misma podrá interponer recurso potestativo de reposición, en el plazo de un mes, ante el Excmo. Sr. Secretario de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y de la Pequeña y Mediana Empresa o, directamente recurso contencioso- administrativo ante la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses a contar desde el día siguiente al de su publicación.
P.O.9 Información intercambiada por REE. Téngase en cuenta que conforme dispone la Resolución 20 de julio de 2004, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de la Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico («B.O.E.» 3 agosto): «El apartado 5.3 del Procedimiento de Operación P.O.9, aprobado mediante Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y PYMES de fecha 17 de marzo de 2004 entrará en vigor el 1 de octubre de 2004 manteniéndose de forma transitoria hasta dicha fecha los procesos de intercambio de información conforme a lo establecido en el P.O. 9.4».
Previsión mensual con horizonte anual móvil
Previsión con horizonte semanal móvil
Previsiones con horizonte anual
3.4.1. Centrales térmicas de carbón.
3.4.2. Centrales de fuelóleo, gas y mixtas.
3.4.3. Centrales hidroeléctricas y de bombeo.
3.4.4. Previsiones del OM.
3.4.5. Contratos de importación o exportación.
Comunicación y tratamiento de indisponibilidades
Compromiso de los plazos anunciados
Mercado intradiario (MI)
Procedimiento P.O. 3.1.derogado por el apartado segundo de la Res. 24 junio 2005, de la Secretaría General de la Energía, por la que se aprueban los Procedimientos de Operación 3.1. «Programación de la Generación» y 3.2 «Resolución de Restricciones Técnicas», para su adaptación al R.D. 2351/2004, de 23 de diciembre («B.O.E.» 30 junio). Véase en la actualidad el anexo de la citada Resolución. Vigencia: 1 julio 2005
3.1.1. Recepción y tratamiento de las propuestas de indisponibilidades.
a) La empresa que solicita los trabajos;
b) Los elementos afectados (línea, transformador, barra, protección, etc.) indicando el estado de disponibilidad previsto durante los trabajos;
c) Una breve descripción de los trabajos a realizar y de sus implicaciones;
d) La duración prevista;
e) Las fechas deseadas de realización;
f) El margen de movilidad posible en el calendario;
g) La posibilidad de reposición diaria y tiempo de la misma;
h) El tiempo de reposición en situación de emergencia;
3.2.1. Criterios de autorización de los trabajos.
3.3.1. Trabajos gestionados en el corto plazo.
3.3.2. Flujo de información.
a) Causa que justifique el tratamiento de la indisponibilidad en el corto plazo;
b) Responsable de los trabajos;
c) Elementos afectados (línea, transformador, barras, protecciones, etc.), indicando el estado de disponibilidad durante los trabajos;
d) Duración prevista;
e) Fecha deseada para su realización;
f) Margen de movilidad posible de la fecha propuesta;
g) Posibilidad de reposición diaria y tiempo de la misma;
h) Tiempo de reposición en situación de emergencia;
Tratamiento de los trabajos en los análisis diarios de seguridad
Criterios para la determinación de las indisponibilidades
g) La disponibilidad de una unidad de producción no se verá afectada cuando no existan medios suficientes en la red de transporte o, en su caso, en la red de distribución, que posibiliten la evacuación de la potencia de dicha unidad de producción, estando ésta en condiciones de generarla. Se considerarán, por el contrario, indisponibilidades del grupo generador todas aquellas situaciones de reducción de su producción debidas a problemas en elementos o equipos de conexión del grupo con el correspondiente punto frontera de la red de transporte, o en su caso, de la red de distribución (transformador de salida de grupo, interruptor de generación, líneas directas de conexión con la red de transporte o red de distribución, etc.).
Cálculo de la capacidad de intercambio
Participación de los agentes externos en los servicios complementarios
Intercambios en tensiones inferiores a 220 kV
Acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas eléctricos respectivos
Procesos de gestión de información en los que interviene Red Eléctrica
Datos estructurales del sistema eléctrico
SIOS (Sistema de Información del Operador del Sistema)
b) Todas las magnitudes económicas están referidas en unidades de céntimos de EURO (cA).
5.2.1. Medios de intercambio de información.
5.2.2. Comunicaciones.
5.2.3. Acceso.
5.2.3.1. Seguridad del servicio de acceso privado.
5.3.1. Intercambios de información.
El detalle de la información intercambiada por Red Eléctrica mediante el sistema SIOS se recoge en los documentos siguientes: «Modelo de Ficheros para el Intercambio de Información entre el OS y Agentes», «Modelo de Ficheros para el Intercambio de Información entre el OS y el OM» y «Modelo de Ficheros de Intercambio de Información para la Gestión del Servicio Complementario de Control de Tensión en la Red de Transporte» o documentos que los sustituyan.
5.3.2. Criterios de publicidad de la información.
5.3.3. Información pública.
5.3.3.1. En tiempo real.
5.3.3.2. Diariamente.
5.3.3.3. A los tres días.
5.3.3.4. Mensualmente.
El primer día del mes M+2 se publicarán las cuotas por agente en el mesMsobre los siguientes mercados o procesos de operación del sistema:
5.3.3.5. A los tres meses.
5.3.4. Información confidencial.
5.3.4.1. Al Operador del Mercado (OM).
5.3.4.2. A los agentes del mercado.
5.3.4.3. A los gestores de las redes de distribución.
5.3.5. Intercambio de datos de medidas.
Téngase en cuenta que conforme dispone el apartado primero de la Resolución 20 de julio de 2004, de la Secretaría General de Energía, por la que se modifica la de 17 de marzo de 2004, de la Secretaría de Estado de la Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, por la que se modifican un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del Sistema Eléctrico («B.O.E.» 3 agosto) «El apartado 5.3 del Procedimiento de Operación P.O.9, aprobado mediante Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y PYMES de fecha 17 de marzo de 2004 entrará en vigor el 1 de octubre de 2004 manteniéndose de forma transitoria hasta dicha fecha los procesos de intercambio de información conforme a lo establecido en el P.O. 9.4»
Concentrador principal de medidas eléctricas
6.2.1. Información de libre acceso.
6.2.2. Información para los participantes de algún punto frontera del sistema de medidas.
6.2.3. Información para el Operador del Mercado.
6.2.3.1. Carga Inicial de Datos Estructurales de Medidas.
6.2.3.2. Modificación de Datos Estructurales de Medidas.
6.2.3.3. Valores de Medidas Diarias.
6.2.3.4. Modificaciones a Medidas Enviadas en Días Anteriores.
6.2.3.5. Valores de Medidas Mensuales.
6.2.3.6. Pérdidas en la Red de Transporte.
6.3.1. Alta de puntos frontera y datos estructurales.
Los productores (o, en su caso, agentes vendedores en su representación), transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes cualificados dentro del ámbito de sus competencias están obligados a facilitar la información actualizada estructural y de inventarios a Red Eléctrica de acuerdo a la versión vigente del documento «Información de Medidas entre Agentes y Red Eléctrica».
6.3.2. Recepción de medidas del Concentrador Principal.
6.3.3. Difusión de información de medidas de Red Eléctrica a los participantes del Sistema de información de medidas.
6.3.4. Envío de información de medidas de Red Eléctrica al OM.
La información descrita en el apartado 6.2.3 de este documento se pondrá a disposición del OM de acuerdo con la versión vigente del documento «Modelo de ficheros para el intercambio de información entre REE y OM/Agentes».
6.3.5. Otras consideraciones sobre la información de medidas.
SCO (Sistema de Control de la Operación en tiempo real)
7.2.1. Requerimientos Técnicos.
La información a intercambiar con Red Eléctrica se realizará de acuerdo a un protocolo de comunicación estándar a determinar por Red Eléctrica. La periodicidad de la información a intercambiar para los datos de regulación secundaria será igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la información será intercambiado con una periodicidad a determinar por Red Eléctrica con cada agente, que en ningún caso superará a 12 segundos.
7.2.2. Información necesaria.
7.2.2.1. Definición y criterios generales de captación normalizada de señales y medidas.
Otras informaciones que los sujetos deben enviar a red eléctrica
Los sujetos del sistema facilitarán a Red Eléctrica la información necesaria para realizar la previsión de cobertura y análisis de seguridad, de acuerdo con lo recogido en el procedimiento por el que se establece la previsión de la cobertura y los análisis de seguridad del sistema eléctrico. Esta información será la siguiente:
8.4.1. Centrales térmicas de carbón.
8.4.2. Centrales de fuelóleo, gas y mixtas.
8.4.3. Centrales hidroeléctricas y de bombeo.
8.4.4. Previsiones del OM.
8.4.5. Contratos de importación o exportación.
Estadísticas e información pública relativa a la operación del sistema
Análisis e información de incidencias
a) La pérdida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema eléctrico (generación y/o transformación transporte- distribución) cuando ésta resulte en una violación de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema eléctrico establecidos en el correspondiente procedimiento de operación o en una pérdida directa de mercado.
Cuando se produzca una incidencia de las que son objeto de un informe preliminar, Red Eléctrica incluirá la información correspondiente en un «Parte Diario de Incidencias» que se pondrá a disposición de los agentes antes de las doce horas del día siguiente a la ocurrencia de la misma.
Curva cota/volumen (mínimo 3.o grado).
- rango de ajuste
Constante de inercia del aerogenerador referida al lado eléctrico (s). Relación de multiplicación, en su caso.
Resistencias y reactancias estatórica y rotórica; esta última para diferentes valores de deslizamiento (Z).
Características de regulación (arrollamiento con tomas, n.o de tomas, relación máxima y mínima).
6.1 Protecciones del parque: Condiciones de sincronismo para el acoplamiento.
Automatismos y ajustes.
El presente epígrafe es de aplicación a los transformadores conectados entre red de transporte, red complementaria y red observable. Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el epígrafe «Instalaciones de consumo».
Tipo de transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador/ transformador, circuito magnético (n.o de columnas).
El presente epígrafe es de aplicación a los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables. Los transformadores conectados entre red de transporte, red complementaria y red observable se tratan bajo el epígrafe «Transformadores».
Características y ajuste del relé de frecuencia. Este punto es adicional a los recogidos bajo en epígrafe «Protecciones»:
1.- Los valores que se dejen en blanco se supondrá que son mayores del doble del límite térmico estacional de invierno del elemento que protegen.
2.- Si fuese necesario se distinguirá entre factor de potencia inductivo y capacitivo.
Los transformadores conectados a la red de transporte y a la red complementaria se tratan en el capítulo de «Sistema de Transporte y Red Complementaria».

References: Resolución 
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