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Timestamp: 2017-06-23 19:14:31+00:00

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Resolución de 30 de julio de 1998, de la Secretaría de Estado de Energía y Recursos Minerales, por la que se aprueba un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema eléctrico (Vigente hasta el 01 de Julio de 2005).
Vigencia desde 01 de Septiembre de 1998. Esta revisión vigente desde 04 de Agosto de 2004 hasta 01 de Julio de 2005
Condiciones técnicas de entrega de la energía.-
Determinación de los niveles de reserva.-
Establecimiento de los planes de seguridad.-
Solución de restricción técnicas en el programa diario base.
Solución de restricciones técnicas en el mercado intradiario. -
Solución de situaciones de alerta por restricciones en tiempo real.-
Mecanismos excepcionales de resolución.-
Mecanismos excepcionales de resolución.
Algoritmo de casación.
Tratamiento de las condiciones de rampa.
Tratamiento de la condición de aceptación completa.
Tratamiento de la energía máxima.
Determinación del requerimiento de regulación primaria.-
Obligatoriedad de la prestación del servicio.-
Comunicación de datos.-
Control del cumplimiento de los requisitos.-
Agentes con capacidad de ofertar.-
Determinación de la reserva global necesaria.-
Presentación de las ofertas.-
Asignación de la reserva de regulación.-
Valoración del servicio de regulación secundaria.-
Control de la respuesta de las zonas de regulación.-
Mecanismos excepcionales de asignación.-
Sistema de respaldo de la regulación secundaria.-
Datos de entrada al proceso de asignación.
Asignación de la reserva de regulación secundaria.
Reserva giratoria de regulación
Seguimiento de la regulación
Tratamiento económico de los resultados de la RCP.-
Determinación del intercambio programado y compensación de los desvíos.
Valoración del servicio.-
Control de cumplimiento del servicio asignado.-
Mecanismos excepcionales de asignación .-
Prestación del servicio complementario de control de tensión por los generadores.-
Control del cumplimiento.-
Actuaciones de OS sobre las instalaciones de la red gestionada.-
R Energía 18 May. 2009 (procedimientos de operación del sistema 1.6, 3.1, 3.2, 3.3, 3.7, 7.2, 7.3 y 9 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica) Ocultar / Mostrar comentarios P.O. 1.6 «Establecimiento de los planes de seguridad para la operación del sistema», dejado sin efecto por el apartado tercero de la Res. 18 mayo 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban los procedimientos de operación del sistema 1.6, 3.1, 3.2, 3.3, 3.7, 7.2, 7.3 y 9 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica («B.O.E.» 28 mayo).
R Energía 24 Jun. 2005 (aprobación de los procedimientos de operación 3.1. «Programación de la Generación» y 3.2 «Resolución de Restricciones Técnicas», para su adaptación al RD 2351/2004 de 23 Dic.) Ocultar / Mostrar comentarios Procedimiento P.O. 3.2. 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.
Procedimiento P.O. 3.2. 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 al actualidad el anexo de la citada Resolución.
R Energía 20 Jul. 2004 (modifica R 17 Mar. 2004, que modifica un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema eléctrico) Ocultar / Mostrar comentarios Procedimiento de Operación 3.5 derogado por el apartado segundo 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).
R Economía 17 Mar. 2004 (modifica un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema eléctrico) Ocultar / Mostrar comentarios P.O.-2-5. Planes de mantenimiento de las unidades de producción derogado por el apartado segundo de la Res. 17 marzo 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 («B.O.E.» 16 abril).
P.O.-3-1. Programación de la generación derogado por el apartado segundo de la Res. 17 marzo 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 («B.O.E.» 16 abril).
R 25 Feb. 1999 (sistema eléctrico. Procedimiento de resolución de los desvíos generación-consumo P.O.-3.3. Modificación) Ocultar / Mostrar comentarios Procedimiento de resolución de los desvíos generación-consumo (P.O.-3.3) del anexo redactado por Res. 25 febrero 1999 («B.O.E.» 9 marzo), de la Secretaría de Estado de Industria y Energía, por la que se modifica el procedimiento de resolución de los desvíos generación-consumo (P.O.-3.3) de la gestión técnica del sistema eléctrico.
Preámbulo Vista la propuesta realizada por el operador del sistema para la aprobación de un conjunto de procedimientos de carácter técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema eléctrico, de acuerdo con el apartado 1 del artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
P.O.- 1.1Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico
Estado de emergencia: Situación en la que una o más variables del sistema presentan valores fuera de los márgenes de funcionamiento normal.Se incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupción del suministro eléctrico de carácter local.
Parámetros de control de la seguridad del sistema eléctrico.-
Contingencias que deben considerarse en los análisis de seguridad.-
Márgenes de variación admisibles de los parámetros de control en la operación.
Comportamiento del sistema frente a contingencias.-
Fallo simple (criterio N-1): No se producen cortes de mercadoNo se producen sobrecargas permanentes en las líneas de la red de transporte, respecto a su límite térmico estacional, pudiéndose admitir sobrecargas transitorias de hasta un 15 por 100, con una duración inferior a veinte minutos.
Pérdida de líneas de doble circuito.- No se producen cortes de mercado.No existen sobrecargas en las líneas de la red de transporte superiores al 15 por 100 de su límite térmico estacional.
Fallo simultáneo del mayor grupo generador de una zona y de una línea de interconexión de la misma con el resto del sistema.- No se producen cortes de mercado.Se considerará este tipo de contingencia cuando la puesta en práctica de las medidas de operación paliativas tras el fallo de un grupo requiera un tiempo muy largo, como puede suceder cuando sea necesario el acoplamiento de otro grupo térmico.
Otras consideraciones.- Adicionalmente a los anteriores criterios, deberá garantizarse, en todos los casos, la no existencia de una condición de inestabilidad de las tensiones que pueda derivar en una situación de colapso de tensión. Este requisito puede resultar más restrictivo, en ciertos casos, que la condición de mantener la tensión poscontingencia de los diferentes nudos del sistema dentro de la banda establecida.Existen nudos en la red de transporte alimentados por sólo dos líneas, en los que, ante el fallo o indisponibilidad programada de una de ellas, dejaría de cumplirse automáticamente el criterio N-1.
Medidas extraordinarias a criterio del operador del sistema.-
Tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias:
------------------------------------------------------------------------Condiciones sin fallo     |La frecuencia sigue las consignas de la UCPTE.                |                |No existen sobrecargas.                |                |Las tensiones siguen los valores establecidos                |en los Procedimientos de Control de Tensión.                |Fallo simple (N-1) de    |No hay coretes de mercado.línea, transformador,    |grupo o reactancia.            |No existen sobrecargas en las líneas (transitorias                |de hasta un 15 por 100 y duración inferior a                |veinte minutos.                |                |Se admiten sobrecargas en transformadores de:                |   10 por 100 invierno (noviembre a marzo, ambos                |   inclusive).                |                |   0 por 100 en el resto del año.                |                | Tensiones comprendidas entre:                | Nivel de 400 kV: 380-435 kV.                |  Nivel de 200 kV: 205-245 kV.                |Fallo de doble circuito,    | No hay cortes de mercado.o grupo más línea.            |Se admite un 15 por100 de sobrecarga en                | las líneas.                |                | Se admiten sobrecargas en transformadores de:                |  20 por 100 invierno (noviembre a marzo, ambos                |  inclusive).                |  10 por 100 verano (junio, julio y agosto)                |  15 por 100 en los restantes meses.                |                | Tensiones comprendidas entre.                |  Nivel de 400 kV: 375-435 kV.                |  Nivel de 220 kV: 200-245 kV.                |                | No situación de riesgo de colapso de tensión                |------------------------------------------------------------------------
P.O.- 1.2Establecimiento de los niveles admisibles de carga en la red gestionada por el operador del sistema
Metodología de cálculo.-
Modelo térmico para los conductores.-Tendrá en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento térmico del conductor, los datos estadísticos históricos de temperaturas, la temperatura máxima de diseño del conductor y la radiación solar media del mes. Se considerará una velocidad del viento de 0,6 m/s.Como resultado del proceso, se obtendrán los límites térmicos estacionales y los límites de transporte en situaciones especiales de explotación de duración inferior a veinte minutos.
Modelo térmico para los transformadores.-Los límites térmicos estacionales serán los que se deducen de la norma UNE-20-110-75 «Guía de carga para transformadores en aceite», que toma en consideración las condiciones ambientales y las sobrecargas admisibles en régimen permanente y transitorio.Como resultado de la aplicación de la hipótesis de pérdida de vida estable, se obtendrán los límites térmicos estacionales y la capacidad máxima de transformación en situaciones especiales de explotación de duración inferior a una hora.
Periodicidad del cálculo de los niveles admisibles de carga.-
P.O.- 1.3Establecimiento de las tensiones admisibles en los nudos de la red gestionada por el operador del sistema
Márgenes admisibles de tensión de servicio.-
Procedimiento de control de tensión.-
P.O.- 1.4Condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema
Variaciones de frecuencia.-
Tensiones en los nudos.-
Interrupciones del suministro.-
Huecos de tensión.-
Potencia de cortocircuito.-
P.O.- 1.5Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia/potencia
P.O.- 1.6Establecimiento de los planes de seguridad, para la operación del sistema
Planes de Salvaguarda.-
Planes de emergencia.-
Planes de reposición del servicio.-
P.O.- 2.5Planes de mantenimiento de las unidades de producción
P.O.- 3.1Programación de la generación
P.O.- 3.2Solución de restricciones técnicas
Desagregación de las unidades de producción: Una vez publicado el PBC, los AM responsables de cada unidad de producción incluida en el PBC, enviarán al OM y al OS el reparto físico asignado a las diferentes unidades que integran cada unidad de producción y unidad de bombeo.
Identificación de las restricciones técnicas: Los análisis de seguridad para la identificación de las restricciones técnicas tendrán en cuenta la demanda prevista y la producción y los intercambios internacionales incluidos en el programa diario base.
Solución de las restricciones: Para solventar las restricciones técnicas, el OS acordará con el OM la retirada de la casación de las ofertas de venta que sean precisas y la entrada de otras ofertas presentadas en dicha sesión, respetando el orden de precedencia económica.
Anulación de los descuadres introducidos por la solución de restricciones: El operador del mercado, una vez recibida del operador del sistema la solución de restricciones, procederá a modificar el resultado de la casación incorporando o retirando aquellas ofertas señaladas por el operador del sistema. A continuación el operador del mercado procederá hora por hora a reajustar el resultado de la casación de forma que se respete el equilibrio generación-demanda en todas las horas, de conformidad con la información enviada por el operador del sistema.
P.O.- 3.3Resolución de los desvíos generación-consumo
Definición del proceso.- Los productores deberán comunicar al OS, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades o modificaciones obligadas de programa, debidamente justificadas, que se presenten en sus equipos de generación, explicitando su duración prevista. Los agentes compradores de energía deberá comunicar al OS, tan pronto como sea posible, todas las variaciones que prevean en su demanda respecto de la casada en la anterior sesión del MI.
Presentación de ofertas.- Una vez publicados los desvíos a cubrir por el operador del sistema, los productos deberán presentar, en el plazo de treinta minutos, ofertas para cada una de sus unidades de producción y de bombeo por la energía disponible en ellas para cubrir el desvío. Dichas ofertas serán válidas solamente para la convocatoria efectuada, siendo anuladas cuando se haya cerrado el proceso de asignación correspondiente.
2) Energía a subir:Para todo el horizonte de resolución de desvíos se indicará:
3) Energía a bajar: La misma información que la indicada en el apartado anterior teniendo en cuenta que las energías llevarán signo negativo, y que en el campo 3 se especificará al precio ofertado por la recompra de dicha energía.El valor de energía horaria a subir o a bajar de una oferta indivisible no podrá ser superior, en ningún caso, a 300 MWh.
Asignación de ofertas.- El OS analizará las ofertas recibidas y en caso de detectar alguna incompatibilidad con los programas asignados en procesos anteriores (incluyendo la asignación realizada de banda secundaria) la oferta será limitada. Este proceso se realizará mediante un chequeo respecto de la potencia máxima de las unidades térmicas y de bombeo. En caso de sobrepasarse se restringirá la energía total asignada a las ofertas hasta ese valor.
Comunicación de las ofertas asignadas a los agentes.- El Os comunicará a los productores afectados las asignaciones realizadas para resolver los desvíos, que se considerarán firmes. Quince minutos antes del cambio de hora, transmitirá a los productores del nuevo programa, que incluirá la producción adicional que deberá incorporarse o reducirse en la programación de cada unidad.
Valoración.- La valoración de las modificaciones programadas para la resolución de los desvíos corresponderá al precio marginal de las ofertas asignadas en cada período horario, calculado de acuerdo con el mecanismo especificado en el anexo.
ANEXOAlgoritmo para la resolución de desvíos
2. Desde la primera hora hasta la última:En función de la energía casada en cada unidad oferente en la hora n-1, si ésta tiene condición de rampa, se calculará la máxima energía que puede casarse en la siguiente hora por rampa de subida (ES n).
3. Desde la penúltima hora hasta la primera:En función de la energía casada en cada unidad oferente en la hora n + 1, si ésta tiene condición de rampa se calcula la máxima energía que puede casarse en la hora anterior por rampa de bajada (EBn ).
P.O.- 3.4Programación del mantenimiento de la red de transporte
P.O.- 7.1Servicio complementario de regulación primaria
P.O.- 7.2Servicio complementario de regulación secundaria
ANEXO 1Asignación del servicio complementario de regulación secundaria
Reserva de regulación secundaria: La reserva de regulación secundaria necesaria para el funcionamiento del sistema es calculada por el operador del sistema (OS) y comunicada a los agentes productores. La información comunicada se compone de los siguientes datos:
Programa viable provisional (PVP): Estos valores corresponden al valor en energía del programa viable provisional para cada unidad de oferta de generación (j), y para cada período de programación (h):
Zona de regulación: Este valor es leído de la base de datos estructural de las unidades de oferta, siendo obligatorio que el 100 por 100 de la unidad de oferta esté en una única zona de regulación:
Ofertas presentadas por los agentes productores.
Criterios generales: Para la asignación de la reserva secundaria de regulación se tendrán en cuenta los siguientes criterios:
Desarrollo de proceso: El proceso de asignación sigue los siguientes pasos de forma secuencial:
ANEXO 2Reglamento de la regulación secundaria
B) Frente a los desequilibrios bruscos entre producción y consumo originados por la pérdida de grupos generadores o por desviaciones esporádicas importantes de la demanda.En este Sistema de Regulación Compartida, coordinado y controlado por Red Eléctrica, el conjunto de la reserva rodante asignada será compartido por todas las empresas en orden a:
Concepto y necesidades.-
Reparto de reservas entre zonas.-
Asignación de reservas en la programación de la explotación.-
Respuesta de regulación.-
Estado Inactivo: Ausencia transitoria de participación en la Regulación Compartida debida a fallos técnicos, principalmente en los canales de comunicación.En caso de prolongarse la avería, y una vez determinado el responsable de solucionarla, se pasará la zona a uno de los estados OFF.
Estado Emer: Falta de seguimiento adecuado a las solicitaciones de laRegulación Compartida, debido o bien al agotamiento de la reserva de la zona o a una insuficiente velocidad de la misma.
Tiempo de respuesta y umbrales de regulación.
Tiempo de respuesta.-
Umbrales de regulación.-
Transferencias de reserva de regulación entre zonas.-
Valoración de las transferencias de reserva.-
Determinación del intercambio programado.-
Definición de desvío.-
Desvíos en potencia.-
Desvíos en energía.-
Reprogramación de los intercambios de energía.-
Control de los desvíos en energía.-
P.O.- 7.3Servicio complementario de regulación terciaria
En energía, como diferencia entre el programa de la unidad de producción (resultado de la superposición del programa horario operativo, los requerimientos de regulación secundaria y la asignación de regulación terciaria), y el valor real horario de generación de la unidad. Se considerará como energía de regulación terciaria programada la que resulte de aplicar una rampa de quince minutos desde el momento asignado de inicio y final de la rampa de modificación de potencia.Imagen publicada en el «B.O.E.» núm. 197, 18 agosto 1998.
P.O.- 7.4Servicio complementario de control de tensión por los generadores
P(MW)             P1     P2 -  - -  - - -  -  PnQgen(MVAr)  Qg1  Qg2  -  -  -  -  -  QgnQabs(MVAr)  Qa1  Qa2  -  -  -  -  -  Qan
ANEXO 1Información complementaria que deben facilitar los propietarios de los grupos acoplados a la red de transporte
P.O.- 8.1Red gestionada por el operador del sistema
Red gestionada por el operador del sistema (RG).-
Red observable.-

References: Resolución 
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 resolución 
 artículo 31
 Real Decreto 
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