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Timestamp: 2020-07-12 00:08:50+00:00

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Publicado en BOE n�m. 197 de 18 de agosto de 1998
Vigencia desde 18 de agosto de 1998. Esta revisi�n vigente desde 1 de julio de 2005hasta 29 de mayo de 2009.
ANEXO. Procedimientos de operaci�n del sistema.
La presente Resolución entrará en vigor a partir del 1 de septiembre de 1998.
Nemesio Fernández-Cuesta Luca de Tena.
Ilmo. Sr. Director general de Energía y Sr. Presidente de la Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima .
El presente documento contiene los siguientes procedimientos de operación del sistema:
P.O.- 1.1. Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
P.O.- 1.2. Establecimiento de los niveles admisibles de carga en la red gestionada por el operador del sistema.
P.O.- 1.3. Establecimiento de las tensiones admisibles en los nudos de la red gestionada por el operador del sistema.
P.O.- 1.4. Condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema.
P.O.- 1.5. Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia/potencia.
P.O.- 1.6. Establecimiento de los planes de seguridad para la operación del sistema.
Previsión de la cobertura:
P.O.- 2.5. Planes de mantenimiento de las unidades de producción.
Programación de la operación:
P.O.- 3.1. Programación de la generación.
P.O.- 3.2. Solución de restricciones técnicas.
P.O.- 3.3. Resolución de los desvíos generación-consumo.
P.O.- 3.4. Programación del mantenimiento de la red de transporte.
P.O.- 3.5. Programación a corto plazo de descargos en la red de transporte.
Gestión de los servicios complementarios:
P.O.- 7.1. Servicio complementario de regulación primaria.
P.O.- 7.2. Servicio complementario de regulación secundaria.
P.O.- 7.3. Servicio complementario de regulación terciaria.
P.O.- 7.4. Servicio complementario de control de tensión por los generadores.
Operación de la red de transporte:
P.O.- 8.1. Red gestionada por el operador del sistema.
P.O.- 1.1.
Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
Este procedimiento debe ser aplicado por el operador del sistema (OS), tanto en los estudios de programación de la operación, como en la operación en tiempo real.
Afecta a todas las instalaciones de la red gestionada por el OS y a todas las instalaciones de producción conectadas directamente a esta red.
4.1. Parámetros de control de la seguridad del sistema eléctrico.
4.2. Contingencias que deben considerarse en los análisis de seguridad.
4.3.1.1. Frecuencia.
4.3.1.2. Tensión.
4.3.1.3. Carga.
Los niveles de carga de los elementos de transporte no superarán la capacidad nominal de los transformadores, ni la capacidad térmica permanente de las líneas de la red de transporte definidos para las diferentes épocas del año, de acuerdo con el procedimiento P.O.- 1.2.
4.3.2. Comportamiento del sistema frente a contingencias.- El sistema deberá mantener sus parámetros de control dentro de los límites que se indican a continuación para las siguientes contingencias:
Fallo simple (criterio N-1):
No se producen cortes de mercado.
No 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 %, con una duración inferior a veinte minutos.
No se producen sobrecargas permanentes en los transformadores respecto a su potencia nominal, salvo en invierno, en que se admite, como criterio general, una sobrecarga máxima de un 10 %, respecto a su potencia nominal. Este límite puede variar en función de las características constructivas de cada transformador y de su respuesta frente a sobrecargas.
Nivel Mínimo Máximo
400 kV...
220 kV... 380 (95 por 100).
205 (93 por 100). 435 (108,7 por 100)
245 (111 por 100)
Pérdida de líneas de doble circuito. No se producen cortes de mercado.parNo existen sobrecargas en las líneas de la red de transporte superiores al 15 % de su límite térmico estacional.
No existen sobrecargas en los transformadores superiores al 20 % en invierno (noviembre a marzo, ambos inclusive), al 10 % en verano (junio, julio y agosto) ni al 15 % en los restantes meses.
220 kV... 375 (93,75 por 100).
200 (90 por 100). 435 (108,7 por 100)
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.
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.
4.4. Medidas extraordinarias a criterio del operador del sistema. El operador del sistema, ante situaciones especiales, como eventos de interés público, condiciones climatológicas adversas, etc., tomará las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro, aplicando, si lo considera necesario, criterios más estrictos de los descritos en puntos anteriores.
sin fallo. La frecuencia sigue las consignas de la UCPTE.
No existen sobregargas.
Las tensiones siguen los valores establecidos
en los Procedimientos de Control de Tensión.
Fallo simple
(N-1) de
mador, grupo
o reactancia. No hay cortes de mercado.
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
- 0 por 100 en el resto del año.
Tensiones comprendidas entre:
- Nivel de 400 kV: 380-435 kV.
- Nivel de 220 kV: 205-245 kV.
más línea. No hay cortes de mercado.
Se admite un 15 por 100 de sobrecarga en las
- 20 por 100 invierno (noviembre a marzo, ambos inclusive)
- 10 por 100 verano (junio, julio y agosto)
- 15 por 100 en los restantes meses
Nivel de 400 kV: 375-435 kV.
Nivel de 220 kV: 200-245 kV.
No hay situación de riesgo de colapso de tensión.
P.O.- 1.2.
Establecimiento de los niveles admisibles de carga en la red gestionada por el operador del sistema.
Las características que determinan la capacidad de transporte de una línea son:
La capacidad de disipación térmica de los conductores y la capacidad de disipación térmica de la aparamenta asociada en las subestaciones, tomándose el valor que resulte más restrictivo. La capacidad de los transformadores será la especificada para las diferentes condiciones de carga y características específicas de cada transformador.
estacional Período
Invierno abril-mayo
4.1. Metodología de cálculo. Los modelos de cálculo que se utilicen para la determinación de las capacidades de transporte y transformación contemplarán, como mínimo, los siguientes aspectos:
Modelo térmico para la aparamenta. Tendrá en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento térmico de la aparamenta, los datos estadísticos históricos de temperaturas y la temperatura máxima de diseño de la aparamenta.
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.
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.
4.2. Periodicidad del cálculo de los niveles admisibles de carga. Las actualizaciones de las capacidades térmicas de las instalaciones de transporte se realizarán siempre que exista alguna variación de las características de los equipos y serán comunicadas al operador del sistema con la antelación suficiente sobre la fecha prevista de implantación.
P.O.- 1.3.
Establecimiento de las tensiones admisibles en los nudos de la red gestionada por el operador del sistema.
3.1. Márgenes admisibles de tensión de servicio. Las empresas propietarias de las instalaciones de la RG facilitarán al operador del sistema la información relativa a las tensiones máximas que pueden admitir los equipos de su propiedad, en régimen permanente y en período transitorio de duración inferior a veinte minutos.
El operador del sistema elaborará, con la participación de los agentes y antes del 31 de diciembre de 1998, una relación de los márgenes de tensión de servicio admisibles en cada uno de los nudos de la red de transporte, teniendo en cuenta los datos anteriores, las tensiones admisibles en los nudos frontera de la RG con las redes de distribución, con consumidores cualificados conectados directamente en dichos nudos frontera (P.O.- 1.4) y con las unidades de producción.
3.2. Procedimiento de control de tensión.
P.O.- 1.4.
Condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de la red gestionada por el operador del sistema.
3. Condiciones técnicas de entrega de la energía.
3.1. Variaciones de frecuencia. La frecuencia nominal del sistema español es de 50 Hz. Se consideran variaciones normales de la frecuencia aquellas comprendidas entre 49,85 y 50,15 Hz.
3.2. Tensiones en los nudos. En condiciones normales de operación, la tensión en el nivel de 400 kV en los puntos frontera estará comprendida entre 390 y 420 kV. En el nivel de 220 kV la tensión estará comprendida entre 205 y 245 kV.
3.3. Interrupciones del suministro. Las interrupciones accidentales tienen en general como origen causas externas o sucesos que no pueden ser previstos por el operador del sistema.
3.4. Huecos de tensión. Según se define en la norma EN 50160: 1994, de aplicación a redes de hasta 35 kV, hueco de la tensión de alimentación es la disminución brusca de la tensión de alimentación a un valor situado entre el 90 y el 1 % de la tensión declarada Uc, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, un hueco de tensión dura de 10 a un minuto. La profundidad de un hueco de tensión es definida como la diferencia entre la tensión eficaz durante el hueco de tensión y la tensión declarada. Las variaciones de tensión que no reducen la tensión de alimentación a un valor inferior al 90 % de la tensión declarada no son consideradas como huecos de tensión .
3.5. Potencia de cortocircuito. El valor de potencia de cortocircuito afecta a la estabilidad de la onda de tensión y por tanto a la fluctuación de la tensión y a la severidad del parpadeo de la onda (flicker).
P.O.- 1.5.
Establecimiento de la reserva para la regulación frecuencia/potencia.
4. Determinación de los niveles de reserva.
La regulación primaria de los grupos generadores deberá permitir un estatismo en sus reguladores de manera que puedan variar su carga en un 1,5 % de la potencia nominal.
La reserva secundaria a bajar se establecerá, en función de las condiciones de operación, entre el 50 y el 100 % de la reserva a subir.
Reserva de regulación terciaria: La reserva mínima necesaria de regulación terciaria en cada período de programación será, como referencia, igual a la potencia del mayor grupo de generación acoplado mayorada en un 2 % de la demanda prevista en cada hora.
P.O.- 1.6.
Establecimiento de los planes de seguridad, para la operación del sistema.
3.1. Planes de Salvaguarda. El OS establecerá planes de salvaguarda en todos aquellos casos en los que sea necesario para prevenir el desencadenamiento de incidentes que puedan tener una repercusión notable en el suministro o sobre los grupos generadores.
En estos planes de salvaguarda se identificarán las acciones correctivas poscontingencia que deberían tomar los operadores para devolver el sistema a la condición de funcionamiento normal.
Establecerán también las acciones preventivas que será necesario adoptar a priori, en los casos en los que las repercusiones puedan ser graves para el sistema y las posibles acciones correctivas poscontingencia no puedan hacerse efectivas en un tiempo razonablemente corto (caso de requerirse, por ejemplo, la conexión de un nuevo grupo térmico en la zona).
3.2. Planes de emergencia. El objetivo de los planes de emergencia, es minimizar el alcance y la extensión de los incidentes, una vez que se han producido éstos.
Entre los primeros se pueden destacar los siguientes: Planes de teledisparo de grupos térmicos: El OS establecerá planes para el teledisparo de grupos térmicos en aquellas zonas excedentarias de potencia en las que determinadas contingencias que afecten a ejes de interconexión con otras áreas, puedan provocar sobrecargas importantes en los restantes ejes de interconexión, o la pérdida de estabilidad de los grupos de dicha zona.
49,5 Hz: 50 % de los grupos de bombeo de cada emplazamiento.
49,3 Hz: 50 % restante de los grupos de bombeo de cada emplazamiento.
49 Hz: 15 % de la carga total real del sistema.
48,7 Hz: 15 % de la carga total real del sistema.
48,4 Hz: 10 % de la carga total real del sistema.
48,0 Hz: 10 % de la carga total real del sistema.
3.3. Planes de reposición del servicio. Los planes de reposición tienen como objetivo devolver el sistema eléctrico al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan provocado cortes de mercado.
P.O.- 2.5.
Planes de mantenimiento de las unidades de producción.
P.O.- 3.1.
Programación de la generación.
P.O.- 3.2.
P.O.- 3.3.
Resolución de los desvíos generación-consumo.
3.1. 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.
3.2. 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 hayan cerrado el proceso de asignación correspondiente.
Tipo de oferta (generación o consumo en bombeo).
Número de oferta (orden correlativo empezando por 1, máximo = 10).
Precio de la energía ofertada (PTA/kWh).
Código de aceptación completa extensivo a todos los períodos de programación (aplica si número de orden de oferta = 1).
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.
3.3. 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.
3.4. Comunicación de las ofertas asignadas a los agentes. El OS comunicará a los productores afectados las asignaciones realizadas para resolverlos 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.
3.5. 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.
Algoritmo para la resolución de desvíos.
Cuando en el proceso de casación se presente el caso de varias, ofertas al mismo precio, en el límite de cobertura del requerimiento, se tendrán en cuenta los siguientes criterios:
Si colocadas éstas fuera aún necesaria alguna oferta indivisible, tendrán preferencia las de menor tamaño
Si al colocar una oferta indivisible se sobrepasa el requerimiento en un valor inferior al 10 %, se asignará la oferta y se finalizará la asignación. Si se sobrepasa este valor, se retirará la oferta. Si una vez retirada la oferta, el requerimiento se cumple con un error menor del 10 %, se finalizará la asignación. Si esto no se cumple, se continúa con las ofertas del precio siguiente, hasta completar la asignación.
Se tomará como referencia para la casación simple de la primera hora del horizonte de programación la energía asignada en el PHO a la hora anterior.
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 (ESn).
Se procederá a la casación simple de la hora n, teniendo en cuenta el límite ESn.
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).
La casación así obtenida no viola ninguna rampa, pero con objeto de minorar cualquier posible efecto perverso de unas ofertas sobre otras cuando éstas tienen rampa, el proceso descrito en los pasos 2 y 3, se repetirá al menos una segunda vez del siguiente modo: En el proceso de ida, se limitará la energía asignable a cada unidad por el menor valor EBn antes calculado, y el nuevo ESn calculado ahora. En el proceso de vuelta la limitación vendrá marcada por el menor valor ESn calculado a la ida y el nuevo EBn ahora calculado. El reajuste de las ofertas en estos nuevos pasos podría dar lugar en casos extremos a que en el proceso de ida se violase alguna rampa de bajada, y en el de vuelta se violase alguna rampa de subida. Si esto se produce, se procederá a un nuevo reajuste de ida y vuelta. Si al final de este tercer proceso existiera alguna violación de rampa, se tomaría como válida la casación obtenida antes de iniciar este reajuste de mejora (final del paso 3).
Este proceso no garantizará la asignación exacta de la energía máxima, ya que en el proceso de reajuste de rampas pueden incorporarse energías más baratas que desplacen en una hora partes de la oferta limitada en energía Sí se garantiza, sin embargo, que el límite ofertado no es excedido.
P.O.- 3.4.
Programación del mantenimiento de la red de transporte.
P.O.- 3.5.
Programación a corto plazo de descargos en la red de transporte.
P.O.- 7.1.
Servicio complementario de regulación primaria.
4. Determinación del requerimiento de regulación primaria.
El OS establecerá, antes del 31 de octubre de cada año, los requerimientos de regulación primaria para el conjunto del sistema eléctrico conforme al procedimiento P.O.- 1.5.
La regulación primaria de los grupos generadores deberá permitir establecer un estatismo en su regulador de manera que puedan variar su carga en un 1,5 % de la potencia nominal. La variación de potencia resultante deberá realizarse en quince segundos ante perturbaciones que provoquen desvíos de frecuencia inferiores a 100 mHz, y linealmente entre quince y treinta segundos para desvíos de frecuencia entre 100 y 200 mHz.
La insensibilidad de los reguladores de los grupos debe ser inferior a ± 10 mHz y la banda muerta voluntaria nula.
5. Obligatoriedad de la prestación del servicio.
7. Control del cumplimiento de los requisitos.
P.O.- 7.2.
4. Agentes con capacidad de ofertar.
5. Determinación de la reserva global necesaria.
El OS establecerá y comunicará cada día a las empresas generadoras la reserva necesaria de regulación secundaria en el sistema para cada período de programación del día siguiente, estableciendo la relación de reserva a subir y bajar requerida para las zonas de regulación, y el valor máximo y mínimo de la banda de regulación admisible en cada oferta. Para ello se seguirán los criterios establecidos en el procedimiento P.O.- 1.5.
Oferta de reserva a subir RNSsubir (MW).
Oferta de reserva a bajar RNSbajar (MW).
Precio de la banda de regulación PSbanda (pesetas/kW).
7. Asignación de la reserva de regulación.
La suma de las bandas asignadas deberá estar comprendida en un intervalo de ± 10 % en torno a la banda de regulación requerida.
8. Valoración del servicio de regulación secundaria.
9. Control de la respuesta de las zonas de regulación.
10. Mecanismos excepcionales de asignación.
La banda de potencia y los redespachos que sean necesarios para obtener la reserva requerida se valorarán, respectivamente, al 115 % del precio marginal de banda de potencia y al 115 % del precio marginal del mercado diario, cuando se trate de redespachos a subir, y al precio de recompra equivalente al 85 % del precio marginal del mercado diario, cuando se trate de redespachos a bajar.
11. Sistema de respaldo de la regulación secundaria.
1.1. 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:
Reserva a subir en el sistema RSSUBh (MW).
Reserva a bajar en el sistema RSBAJh (MW).
Valor máximo y mínimo de banda de regulación por oferta (suma de la reserva a subir y a bajar de una oferta individual), denominado respectivamente como RSBANmáx (MW) y RSBANmín (MW).
1.2. 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):
1.3. Zona de regulación: Este valor es leído de la base de datos estructural de las unidades de oferta, siendo obligatorio que el 100 % de la unidad de oferta esté en una única zona de regulación:
Precio de la banda de regulación PSbandah (pesetas/kW).
Variación de energía necesaria respecto del PDVP, VEPh (+/- MWh).
La suma de la reserva a subir y bajar de una oferta RNSsubirh + RNSbajarh deberá cumplir con los límites máximo y mínimo declarados por el OS (RSBANmáx y RSBANmin).
2.1. Criterios generales: Para la asignación de la reserva secundaria de regulación se tendrán en cuenta los siguientes criterios:
Cada zona de regulación debe cumplir en cada período de programación la relación entre la reserva a subir y bajar establecida RSBh [RSBh = RSSUBh /RSBAJh (p.u.)].
2.2. Desarrollo de proceso: El proceso de asignación sigue los siguientes pasos de forma secuencial:
Si RSBANmáx<RNSsubirhi + RNSbajarhi se elimina la oferta i.
Si RSBANmín>RNSsubirhi + RNSbajarhi se elimina la oferta i.
Rsubirnh = Banda a subir asignada a la oferta n.
Rbajarnh = Banda a bajar asignada a la oferta n.
El proceso de asignación de reserva a subir y a bajar termina cuando el valor de asignada se encuentra en el intervalo de ± 10 % en torno al valor de la reserva de regulación secundaria establecida como requerimiento (RSSUBh y RSBAJh):
Frente a las desviaciones debidas a las variaciones continuas y aleatorias de la demanda, a las rampas de subida y bajada programadas de los grupos y a los cambios de programas de intercambio horarios, así como frente a los desequilibrios permanentes que puedan existir en una o varias zonas hasta que pueda efectuarse la reasignación de generación y en su caso la modificación correspondiente en los programas de generación.
Frente a los desequilibrios bruscos entre producción y consumo originados por la pérdida de grupos generadores o por desviaciones esporádicas importantes de la demanda.
Para realizar la función de la Regulación Compartida, Red Eléctrica dispondrá de los medios adecuados para coordinar directamente los reguladores de zona, actuando de Regulador Maestro , es decir, de repartidor de señal de regulación, y transmitiendo a los diversos reguladores de zona, los valores de potencia que deben aportar a la Regulación Compartida, de acuerdo con los factores de participación vigentes en cada momento.
La instalación y mantenimiento de los equipos reguladores de zona y de los canales de comunicación con el Regulador Maestro serán responsabilidad de cada empresa cabeza de zona de regulación, hasta su frontera con Red Eléctrica. Cuando el equipo regulador del Cecoel de Red Eléctrica no esté disponible, el centro de control de la Dirección Regional Centro de Red Eléctrica en Tres Cantos (Madrid) asumirá la función de Regulador Maestro , actuando como respaldo del sistema.
2.1. Concepto y necesidades. Se refiere a la reserva de potencia positiva y/o negativa disponible en las zonas de Regulación, en la forma que se establece en este Reglamento, que el Sistema Eléctrico Peninsular debe tener controlada por el Regulador Maestro, para atender las necesidades de Regulación.
2.2. Reparto de reservas entre zonas. El criterio de reparto que más adelante se define, se refiere a cada empresa individualmente tratada. En el caso de existir zonas formadas por más de una empresa, la obligación de regulación resultante será la suma aritmética de los valores calculados individualmente para cada una de las empresas de dicha zona. Para que dos o más empresas puedan ser consideradas como una sola empresa a estos efectos de reparto, será preciso en todo caso que estén controladas por un único regulador respecto al Regulador Maestro, y que esta agrupación cumpla los requisitos técnicos del propio Sistema de Regulación Compartida.
2.2.1. Asignación de reservas en la programación de la explotación. Como parte de la Programación Diaria se establecerán por períodos de programación las asignaciones de las reservas tanto para el conjunto peninsular español como para cada unidad de oferta, en función de las ofertas que el OS reciba de las empresas generadoras. Una vez asignados estos valores, se determinarán las reservas de cada zona de regulación. En cualquier caso estos criterios serán coherentes con los que en cada momento rijan en la operación general del sistema eléctrico y que estarán reflejados en las correspondientes guías de carácter general.
Finalmente, como consecuencia de las circunstancias que se presenten en la explotación en tiempo real, puede ser necesario efectuar nuevas asignaciones de las reservas entre las unidades de ofertas. Estas asignaciones se regirán según los procedimientos reglamentarios establecidos dando lugar a su vez a las asignaciones de las reservas de zonas, RASi y RABi (de subir y bajar) establecidas por períodos de programación que serán las utilizadas por el Regulador Maestro, a efectos del establecimiento de los coeficientes asignados de participación KAi . Estos valores se denominarán Reservas Asignadas (independientes para subir y para bajar).
3.1. Respuesta de regulación. Las situaciones en que puede encontrarse una zona de Regulación con respecto a la Regulación Compartida, son las siguientes:
Estado OFF: Ausencia total de regulación por estar fuera de servicio el sistema de regulación de la zona con respecto al Regulador Maestro, por causas internas a la zona.
Estado OFF por orden de Red Eléctrica: Ausencia total de regulación a petición de Red Eléctrica o como consecuencia de condicionantes de la explotación o de la indisponibilidad de los equipos responsabilidad de Red Eléctrica. Este Estado será equivalente al modo OFF a todos los efectos, excepto que no será computado como tiempo en OFF.
Estado Inactivo: Ausencia transitoria de participación en la Regulación Compartida debida a fallos técnicos, principalmente en los canales de comunicación.
Estado Emer: Falta de seguimiento adecuado a las solicitaciones de la Regulación Compartida, debido o bien al agotamiento de la reserva de la zona o a una insuficiente velocidad de la misma.
3.2.1. Tiempo de respuesta. Teniendo en cuenta criterios de seguridad y calidad global exigida, la velocidad de respuesta requerida para el conjunto regulador-grupos que participan en la regulación se fijará de manera uniforme para todas las zonas que participan en la regulación.
3.2.2. Umbrales de regulación. El valor del umbral de regulación de cada una de las zonas se calculará teniendo en cuenta el mantenimiento de una calidad de regulación global con Francia sin que puedan ocasionarse falsas detecciones de mal comportamiento en la regulación de las zonas.
4. Tratamiento económico de los resultados de la RCP
Esta determinación, así como una mayor precisión sobre los diferentes conceptos de reserva, está recogida en documento aparte que se adjunta como anexo a este Reglamento, y titulado Tratamiento de las transferencias de reserva en la RCP .
4.1. Transferencias de reserva de regulación entre zonas. El anexo mencionado anteriormente expone la metodología de evaluación de las transferencias efectivas medias por bloque horario (TEMi) ya corregidas para tener en cuenta el tiempo real de funcionamiento de la RCP durante cada bloque.
4.2. Valoración de las transferencias de reserva. Las transferencias de reserva de regulación darán origen a un intercambio de compensación de 0,20 kWh por cada hora y kW transferido, concentrado uniformemente en el período de ocho a veinticuatro horas de cada día de la semana.
Las energías intercambiadas como compensación de las transferencias de reserva de regulación, se incluirán en las liquidaciones mensuales de energías asignadas al pool , sumándose con su signo al resto de las energías que se liquidan, de forma que la empresa que pone la reserva de regulación recibirá un programa de energía a cargo de la empresa que deja de ponerla, en la cuantía y tiempo anteriormente expresados, por el cual se le reconocerá a la primera un coste de explotación equivalente al coste estándar en horas punta de la energía hidráulica, en tanto que a la segunda se le descontará de sus costes reconocidos este mismo valor, con el fin de que el procedimiento guarde simetría y resulte neutro para el resto de los subsistemas.
5. Determinación del intercambio programado y compensación de los desvíos
La integración de los intercambios programados determina la energía programada a intercambiar entre zonas.
Las horas de los reguladores de las diferentes zonas deberán estar sincronizadas.
5.2. Definición de desvío. Para tener en cuenta una programación de la generación variable durante los períodos de programación es conveniente diferenciar entre los desvíos en potencia y los desvíos en energía.
5.2.1. Desvíos en potencia. A efectos de regulación instantánea el desvío en potencia, en un momento dado, es la diferencia entre el intercambio programado definido en 5.1, e introducido en el regulador de cada zona, y la potencia realmente intercambiada en las interconexiones fronteras de regulación que cierran cada zona y que son consideradas por el mencionado regulador.
5.2.2. Desvíos en energía. Es el saldo entre la energía programada a intercambiar entre zonas y la diferencia de las lecturas de contadores oficiales del período de que se trate.
5.3. Reprogramación de los intercambios de energía. Salvo los desvíos internacionales, los desvíos de energía entre zonas de regulación pueden ser liquidados por simple reprogramación de los intercambios de energía, inmediata a la realización de su cálculo.
5.4. Control de los desvíos en energía. La lectura de contadores continuará siendo horaria, puesto que permite obtener un balance general de la empresa de tipo horario, necesario para multitud de aplicaciones de explotación.
Una vez calculados los desvíos por bloques se repartirán en los intercambios horarios respectivos. Estos intercambios modificarán los intercambios horarios del pool , de tal manera que se anulen los desvíos calculados.
Los intercambios del pool modificados serán objeto de la liquidación correspondiente a dicho mes.
Las fiestas nacionales y laborables se definen por Resolución en el Boletín Oficial del Estado .
Tratamiento de las transferencias de reserva en la RCP.
El procedimiento de evaluación de reservas para las zonas de la Regulación Compartida Peninsular (RCP) que se desarrolla en el presente documento tiene por objeto posibilitar la determinación de las transferencias de reserva que deben ser consideradas en el tratamiento económico de los resultados de la regulación.
Tal como se ha expuesto en el reglamento, si bien en función de las características de cada zona existen unas obligaciones nominales de contribución en la regulación conjunta, en cada circunstancia de explotación, la asignación real de reserva a las zonas puede ser muy diferente de la nominal. Esto origina que la obligación teórica de regulación de cada zona sea cubierta en la práctica por otras cuyos medios disponibles sean prioritarios. Al objeto de compensar estas transferencias de obligaciones e incentivar al mismo tiempo el buen uso y mantenimiento de reserva se establece a continuación una metodología que permite evaluar las mencionadas transferencias.
De acuerdo con lo que se acaba de exponer, y a efectos del presente documento, se consideran los siguientes tipos de reserva:
Se denomina Reserva Absoluta la reserva total puesta en juego por una determinada zona de regulación, y que comprende las siguientes tres componentes:
Reserva invertida en afrontar las desviaciones del mercado y/o de la generación respecto a los valores de previsión.
Reserva invertida con motivo de las aportaciones realizadas a solicitaciones de la RCP.
Margen de Reserva, que se define a continuación.
Se define el Margen de Reserva como la capacidad de subir o bajar generación en control es decir, aquella operación que se encuentra bajo control del regulador y se utiliza en la corrección del error de área que tiene una zona de regulación en un determinado instante.
Finalmente, el concepto de Reserva Residual comprende el Margen de Reserva y la reserva invertida en las aportaciones a las solicitaciones de la RCP.
La reserva que debe ser objeto de evaluación de transferencias es la Reserva Absoluta. No obstante, desde el punto de vista de la RCP, sólo son directamente mensurables el Margen de Reserva y la Reserva Residual, no siéndolo la reserva absoluta por no serlo, a su vez, la primera de sus componentes.
Por consiguiente, y teniendo en cuenta el hecho de que la reserva invertida en la Regulación de la propia zona puede suponerse, en cierta forma, proporcional a su mercado y, por tanto, a la reserva nominal, será la Reserva Residual la que, bajo el punto de vista de evaluación de las transferencias de reservas, será contabilizada por la RCP.
Debe entenderse que todos estos conceptos de reserva tienen carácter instantáneo y tanto en el sentido de subir como de bajar.
2. Límites de la generación en control de zona.
La determinación de los valores de reserva de zona se hará en base a dos señales transmitidas por cada zona, PGCSUPi y PGCINFi, representativas de los límites superior e inferior, respectivamente, de la generación total en control de la zona, PGCi. La generación total en control de la zona solamente debe incluir los grupos que están asignados, en el instante considerado, para corregir, en régimen automático, el error de área de la zona.
Estos límites serán fijados, en principio, por cada zona y no tienen por qué corresponder a los límites físicos, pudiendo ser más estrechos, debido a limitaciones impuestas por las circunstancias de la explotación.
Para evitar inconsistencias, los valores a utilizar realmente como límites superior e inferior de la generación en control de la zona, PGCi, serán respectivamente, LIMSUPi y LIMINFi, como sigue:
PGCi > PGCSUPi
Se tomarán como limites los siguientes valores:
LIMSUPi = PGCi
LIMINFi = PGCINFi
PGCSUPi >= PGCi >= PGCINFi
Se tornarán como límites los siguientes valores:
LIMSUPi = PGCSUPi
PGCINFi > PGCi
Se tomarán como límites los siguientes, valores:
LIMSUPi= PGCSUPi
LIMINFi = PGCi
Lo que asegura que la generación real en control no está nunca fuera de límites. Por supuesto debe cumplirse siempre para las dos señales trasmitidas que:
PGCSUPi >= PGCINFi
Si no es así la zona pasará al estado INACT, emitiéndose la alarma correspondiente.
Los valores PGCSUPi y PGCINFi, transmitidos por las zonas, además, serán contrastados por el algoritmo de la RCP con los correspondientes a los grupos en control de la zona, de forma que no puedan superar, en el sentido correspondiente. a los que el Sistema de Control del CECOEL tiene asignados para dichos grupos, siendo sustituidos por ellos en caso de producirse esta circunstancia.
Es conveniente señalar aquí que los valores de reserva asignados a las zonas por REE tienen el carácter de valores de consigna de los márgenes de regulación de las zonas. siendo los valores a determinar aquellos realmente existentes en las mismas. En este sentido las zonas deberán enviar a la RCP los valores límite reales de la generación en control de que disponen. independientemente de que coincidan o no con los correspondientes a las reservas asignadas. De esta forma la RCP podrá hacer uso, en caso de que sea necesario. de márgenes suplementarios de reserva, tal como se expone más adelante.
3. Determinación del sentido de la reserva demandada por la RCP.
En cada ciclo de ejecución de la RCP se hace necesario, en primer lugar, determinar el sentido de la reserva que la propia RCP demanda al conjunto de las zonas, independientemente de si esta reserva ha sido ya aportada, total o parcialmente, por las mismas. Este sentido es el que va a permitir determinar el valor de la reserva de cada zona en el sentido demandado por la RCP, tal como se expone en los puntos siguientes.
El sentido de la reserva exigida por la RCP a las zonas se determina de acuerdo con los siguientes criterios:
Para las zonas en estado ACTIV dicho sentido viene dado por el signo de la magnitud MNIDi-10 * Bi * t que constituye la aportación de la zona a las solicitaciones de la RCP. Según esto:
Si MINDi * Bi * f <= 0 la RCP demanda reserva de subir a la zona i.
Si MINDi * Bi * f > 0 la RCP demanda reserva bajar a la zona 1.
Para el resto de zonas dicho sentido viene determinado por el signo de la magnitud PRR0, dada por:
El PRR0 representa el incremento de generación (positivo o negativo)que deben experimentar en conjunto las zonas en ACTIV para anular el desvío con Francia a partir de la suma conjunta de sus desvíos.
Según esto, el sentido de la reserva demandada por la RCP vendrá dado por:
Si PRRO >= O la RCP demanda reserva de subir.
Si PRRO < O la RCP demanda reserva de bajar.
Si no existen zonas en ACTIV, el sentido de la reserva demandada por la RCP viene definido por el sentido del desvío con Francia, ya que en este caso se cumple que:
PRR0 = NIDR
4. Determinación de las reservas de zona. En la operación real y tal como se ha expuesto anteriormente, los valores absolutos de reserva existentes en cada momento no pueden, en rigor, determinarse, puesto que conllevan una componente, de reserva difícilmente cuantificable, ya utilizada para efectuar la adaptación a las condiciones reales de explotación sobre los valores de previsión. Solamente los márgenes de reserva existentes, tanto para subir como para bajar, son los que conservan una significación precisa. Esto significa que la existencias de un margen pequeño en un momento determinado no implica necesariamente que no se ha puesto la reserva.
A efectos de reconocimiento de colaboración en la regulación conjunta, la reserva residual es una estimación razonable de la reserva de la zona válida para la determnación de las transferencias efectivas de reserva entre las mismas.
En los apartados siguientes se indica el procedimiento práctico de obtención de los valores medios residuales de zona:
En primer lugar se determinará, en cada ciclo de ejecución de la RCP, las reservas residuales tanto a subir como a bajar que cada zona tiene a disposición de la regulación para atender tanto a las solicitaciones actuales o futuras de la RCP, como a cualquier tipo de desviación que pueda presentarse en la propia zona, tomando para ello como referencia el valor de la generación en control de la misma correspondiente a la corrección del propio desvío (MNIDi), que está dado por:
Que sería el valor de la generación en control PGCi con el que la zona anularía su propio desvío, MNIDi, más su término de frecuencia.
Pues bien, en el caso de que la RCP demande , según se determina en el apartado 3, para una determinada zona i, reserva de subir, primero se determinarán los márgenes de subir y bajar de la zona, comparando los límites de generación en control, LIMSUPi LIMINFi con el valor de la Generación en control PGCi,según:
MSUBi = LIMSUPi - PGCi >= 0
MBAJi = PGCi - LIMINFi >= 0
Por otra parte, la reserva de subir y bajar invertida por la zona, RISi y RlBi, con motivo de las solicitaciones de la RCP pueden calcularse de la siguiente forma:
Si la zona está en estado ACTIV:
si PGCi - PGCOi >= 0
RISi = PGCi - PGCOi
RIBi = 0
si PGCi - PGCOi < 0
RISi = 0
RIBi = PGCOi - PGCi
Si la zona está en estado EMER:
Con lo que las Reservas Residuales de la Zona pueden ponerse de forma:
RRSi=RISi + MSUBi
RRBi=RIBi + MBAJi
Ahora bien, si dichas Reservas Residuales resultaren superiores a las Reservas Asignadas de subir y bajar, RASi y RABi, es decir, si:
RRSi > RASi
RRBi > RABi
y con el fin de evitar que una zona aumente su reserva y por tanto su transferencia, los márgenes de la zona se limitarán según:
quedando unos márgenes de reserva de subir y bajar suplementarios, dados por:
MSSUBi=(LIMSUPi-PGCi)-MSUBi
MSBAJi=(PGCi-LIMINFi)- MBAJi
Que pueden utilizarse, tal y como se expone a continuación, en el caso de que la RCP no disponga, en total, de márgenes de reserva suficientes.
Las Reservas Residuales Totales de subir y bajar vendrán dadas por:
Los márgenes de reserva total serán:
Y los márgenes totales suplementarios serán:
El correcto funcionamiento de la regulación exige mantener un margen global de reserva mínimo (de subir en este caso) simultáneamente con un valor apropiado de la reserva residual total RRTS, de tal manera que se deberá efectuar una reasignación de reserva de subir siempre que se cumpla alguna de las dos inecuaciones siguientes:
Que se reparte entre las zonas con margen suplementario (MSSUPi>0) proporcionalmente a estos márgenes, incrementando de esta forma su margen de subir, MSUBi, hasta sus valores definitivos. La forma de efectuar esta asignación se expone con más detalle en el punto 6.
Una vez determinados, según se acaba de exponer, los valores definitivos de los márgenes a subir, MSUBi , los valores de la Reserva Residual de subir de Zona vendrían dados por:
RRSi=RISi+MSUBi
La cual puede tomar valores positivos o negativos (RRSi< > O).
En el caso de que el estado de la zona sea EMER, se consideran dos posibles supuestos:
Que la generación en control haya llegado al límite en el sentido de la reserva solicitada por la RCP (signo del PRRo), situación que se detecta cuando PGCi-LIMSUPiU0, siendo U0 un valor umbral lo suficientemente pequeño de forma que pueda admitirse que PGCi está en el límite. En este caso, se le reconoce a la zona capacidad de poner a disposición de la RCP toda su reserva disponible. El tratamiento en este caso es similar al de las zonas en estado ACTIV:
Que la generación en control no haya llegado al límite en el sentido de la solicitación de la RCP, en cuyo caso, sólo se le reconoce a la zona la reserva real-mente aportada:
RISi=PGCi -PGCOi
RIBi=0
MSUBi=0 MBAJi=0
MSSUBi=0 MSBAJi=0
En los casos en que el estado de la zona es 0FF o INACT los valores, tanto de Reserva Residual como márgenes, no pueden determinarse debido a la de valores válidos de las variables. En estos casos, con objeto de uniformizar el cálculo de las Transferencias de Reserva y sin perjuicio de un tratamiento posterior individualizado para estas zonas, se hará:
RISi=0 RIBi=0
RRSi=0 RRBi=0
MSSUBi=0 MSABJi=0
En el caso de que la RCP demande reserva de bajar se calculan, de forma paralela, los valores de la Reserva Residual de subir/bajar de la Zona, RRSi /RRBi, del Margen la de subir/bajar de la Zona, MSUBi/MBAJi , y del Margen de subir/bajar.
Suplementario, MSSUPi /MBSUPi la lógica correspondiente a ambos casos se expone con mayor precisión en el punto 6.
Una vez obtenido en cada ciclo de ejecución de la RCP, según se ha expuesto en los párrafos anteriores, los valores de las Reservas Residuales de Zona (RRSi y RRBi), su suma se integrará a lo largo de los períodos de cada hora en los que la zona esté en los estados ACTIV, EMER o INACT para obtener los valores medios de las Reservas de subir y bajar de la zona, RMRSi y RMRBi, en dicha hora.
5. Liquidación de los pagos fijos. Las zonas de regulación serán acreedoras por los derechos de cobro correspondientes a la banda de regulación puesta a disposición del sistema.
El operador del sistema una vez publicado el Programa Diario Viable Provisional (PDVP) comunicará sus necesidades de reserva a subir y a bajar para las veinticuatro horas del día siguiente.
Las zonas de regulación efectuarán las ofertas de la banda que ponen a disposición del sistema y su precio en pesetas/kW. Así mismo indicarán, si es necesario, la energía mínima a producir para disponer de dicha banda.
El operador del sistema efectuará una casación con las ofertas recibidas y determinará el precio marginal horario (PMHRCP) al que se retribuirán las bandas seleccionadas.
Cada zona de regulación percibirá un coste fijo por la potencia contratada que es:
CFCi=[KAi * RTNS + KAi * RNTB] * TRCP * PMHRCP
Siendo PMHRCP el precio marginal horario de la RCP en pesetas/MW.
En los ciclos en que una zona de regulación está en 0FF deberá efectuar un pago por valor de:
CFOi = -KN * [KAi * RTNB + KAi * RNTB] TOFFi
Siendo KN un coeficiente corrector (K=1'5).
El operador del sistema calculará e informará al operador del mercado de los siguientes valores tomados de la explotación en tiempo real.
En los ciclos en los que la zona de regulación esta en ACTIVO, INACTIVO, o EMERGENCIA calculará los siguientes parámetros:
El coste fijo reconocido por Reserva Residual superior a la asignada será:
CFRRi= KP * [RRSPi + RRBPi]
CFRRi: Coste fijo por Reserva Residual superior a la asignada.
KP: Factor de bonificación = 1,5
La penalización por Reserva Residual inferior a la asignada será:
CFIi = KN * [RRSNi + RRBNi]
La variación del coste fijo como resultado de la explotación en tiempo real para la zona será:
y su coste fijo total reconocido:
CFTi = CFi + VCFi
6. Cálculo de las reservas residuales de zona y asignación de márgenes.
6.1 Caso de reserva de subir.
6.1.1 Cálculo de la reserva invertida de la zona, de los márgenes y de los márgenes suplementarios.
Si el estado de la zona es ACTIV o EMER (t < 1 minuto) se procede como sigue:
Cálculo de las reservas invertidas por la zona:
RISi=PGCi - PGCOi
Cálculo de los márgenes de subir:
Si RISi >= RASi
MSUBi = 0
MSSUBi = LIMSUPi - PGCi
Si RISi < RASi
Si LIMSUPi - PGC0i >= RASi
MSUBi = RASi - RISi
MSSUBi = (LIMSUPi - PGCi) - RASi
Si LIMSUPi - PGC0i < RASi
MSUBi = LIMSUPi - PGCi
MSSUBi = 0
Cálculo de los márgenes de bajar:
Si PGCi - LIMINFi >= RABi
MBAJi = RABi
MSBAJi = (PGCi - LIMINFi) - RABi
Si PGCi - LIMINFi < RABi
MBAJi = PGCi - LIMINFi
MSBAJi = 0
Si el estado de la zona es EMER (t > 1 minuto)se procede como sigue:
Si |PGCi - LIMSUPi| <= Uo (la generación en control está en su límite superior), se considera que la RCP tiene a su disposición la reserva de la zona, por lo que se sigue un tratamiento similar al del Estado ACTIV:
Si |LIMSUPi - PGCi| > Uo, entonces, en este caso, sólo se reconoce la reserva aportada:
Si el estado de la zona es OFF o INACT se hace:
6.1.2 Cálculo preliminar de las reservas residuales.- Las Reservas Residuales de zonas se calculan a partir de los valores anteriomente deducidos, según:
RRSi = RISi + MSUBi
RRBi = RIBi+ MBAJi
Las Reservas Residuales totales para la RCP serán:
6.1.3 Reasignación de márgenes suplementarios de reserva de subir.
Si MRS > 0 se reasignan los márgenes suplementarios de subir la forma siguiente:
Si MRS = 0 los márgenes de subir suplementarios se anulan para todas las zonas.
6.1.4 Cálculo definitivo de las reservas residuales de subir.
Los valores definitivos de las Reservas Residuales de subir, una vez efectuadas las reasignaciones anteriores, vienen dados de la siguiente forma, para todas las zonas a partir de los valores provisionales anteriormente calculados:
RRSi = RRSi + MSSUBi
Y la reserva residual total de subir para la RCP, es:
6.2 Caso de reserva de bajar.
6.2.1 Cálculo de la reserva invertida de la zona, de tos márgenes y de los márgenes suplementarios.
Si el estado de la zona es ACTIV o EMER (t<1 minuto) se procede como sigue:
RISi=0
RISi=PGCOi- PSCi
Si el estado de la zona es EMER (t < 1 minuto) se procede como sigue:
Si | PGCi- LIMINFi | < Uo, entonces:
RIBi = PGC0i - PGCi
MBAJi = 0
Si LIMSUPi - PGCi >= RASi
MSUBi = RASi
MSSUBi = (LIMSUBi - PGCi) - RASi
Si LIMSUPi - PGCi < RASi
Si | PGCi - LIMINFi | > Uo, entonces, en este caso, sólo se reconoce la reserva aportada:
6.2.2 Cálculo preliminar de Reservas Residuales. -Las Reservas Residuales de zona se calculan a partir de los valores anteriormente deducidos, según:
RRBi=RISi+MBAJi
6.2.3 Reasignación de márgenes suplementarios de reserva de bajar.
Si MRB > 0 se reasignarán los márgenes suplementarios de bajar en la forma siguiente:
Si MRB = 0 los márgenes de subir suplementarios se anulan para todas las zonas.
6.2.4 Cálculo definitivo de las Reservas Residuales de bajar. Los valores definitivos de las Reservas Residuales de bajar, una vez efectuadas las reasignaciones anteriores, vienen dadas, para todas las zonas, a partir de los valores preliminares anteriormente calculados, por:
RRBi = RRBi + MSBAJi
Y la Reserva Residual total de bajar para la RCP es:
P.O.- 7.3.
El OS establecerá el valor de la reserva de regulación terciaria mínima necesaria en el sistema para cada período de programación del día siguiente, conforme al procedimiento P.O.- 1.5.
En tiempo real, el OS asignará la prestación del servicio con criterios de mínimo coste, teniendo en cuenta las ofertas existentes en el momento de proceder a su asignación. En caso de que la asignación de una oferta de regulación terciaria origine una restricción en el sistema, ésta no será asignada.
7. Valoración del servicio.
8. Control de cumplimiento del servicio asignado.
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.
Ti Tiempo de inicio de aplicación de la regulación asignada
Ti = Tiempo de inicio de aplicación de la regulación asignada.
Tf = Tiempo final de aplicación de la regulación terciaria.
9. Mecanismos excepcionales de asignación.
P.O.- 7.4.
Servicio complementario de control de tensión por los generadores.
4. Prestación del servicio complementario de control de tensión por los generadores.
Las declaraciones deberán ser presentadas al OS antes del 1 de octubre de cada año y serán firmes para todo el año siguiente.
Dichas declaraciones se expresarán en forma tabular, asociando a diferentes valores de potencia activa en bornas del alternador, representativos de todo su margen de producción (desde el mínimo técnico hasta la potencia activa nominal), los valores límites de generación y absorción de reactiva, en bornas del alternador, correspondientes a su funcionamiento a tensión nominal:
P (MW) P1 P2 - - - - - Pn
Qgen (MVAr)
Qabs (MVAr) Qg1
Qa1 Qg2
Qa2 -
- Qgn
Los agentes propietarios de los grupos deberán comunicar al OS, en el menor plazo de tiempo posible, cualquier modificación que afecte a la banda máxima de generación/absorción de reactiva declarada para el mismo o a la información complementaria detallada en el anexo 1.
5. Valoración del servicio.
6. Control del cumplimiento.
P.O.- 8.1.
Red gestionada por el operador del sistema.
3.1. Red gestionada por el operador del sistema (RG). Es el conjunto de instalaciones de cuya gestión es responsable el operador del sistema. Esta red está constituida por la red de transporte (RT) y la red complementaria de operación (RC).
Red de transporte (RT). La Red de transporte está integrada por los siguientes elementos:
Asimismo se consideran elementos asociados a la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida.
Red complementaria (RC). Esta Red estará constituida por aquellas instalaciones cuyo estado de disponibilidad y topología debe ser conocida con anterioridad y en tiempo real por el operador del sistema, con objeto de que pueda coordinar su operación en caso de presentarse problemas para la seguridad del sistema o para garantizar la disponibilidad de la red, para la evacuación de la generación o la reposición del servicio.
3.2. Red observable.
4. Actuaciones de OS sobre las instalaciones de la red gestionada.
Vigente hasta el 29 de mayo de 2009, fecha de entrada en vigor de la Resoluci�n de 18 de mayo de 2009, de la Secretar�a de Estado de Energ�a, por la que se aprueban los procedimientos de operaci�n del sistema 1.6, 3.1, 3.2, 3.3, 3.7, 7.2, 7.3 y 9 para su adaptaci�n a la nueva normativa el�ctrica. (BOE. núm. 129, de 28 de mayo de 2009).
Procedimiento de operación P.O.-3.2:
Derogado por Resolución de 24 de junio de 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 Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre.
Procedimiento de operación P.O.-3.5:
Derogado por Resolución de 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.
Procedimientos de operación P.O.-2.5, P.O.-3.1 y P.O.-3.4:
Derogado por 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.
Procedimiento de operación P.O.-3.3:
Redacción según Resolución de 25 de febrero de 1999, 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.

References: Resolución 
 Resolución 

Resolución 
 resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Real Decreto 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
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