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Timestamp: 2016-12-05 18:14:57+00:00

Document:
Plan Anual de Descargos.
Plan Semanal de Descargos.
Intercambio de apoyo entre sistemas.
Criterios de seguridad y funcionamiento aplicables en el sistema español.
Horizontes y escenarios.
Procedimiento de cálculo de la capacidad de intercambio.
Información que facilitará Red Eléctrica.
Intercambio de apoyo demandado por el sistema español.
Apoyo demandado por un sistema exterior.
Compensación de las energías de apoyo.
. Líneas de interconexión internacional de tensión inferior a 220 kV
Contenido y estructura de la Base de Datos.
Bases de datos del SIOS.
Acceso al SIOS.
Gestión de Datos Estructurales.
Contenido de la base de datos del Concentrador Principal de Medidas Eléctricas.
Acceso a la información del Concentrador Principal de Medidas.
Despacho delegado de instalaciones de producción.
Contenido y estructura de la Base de Datos del SCO (BDCO).
Datos semanales.
Información necesaria para la Previsión de Cobertura.
Información a los tres días.
Comunicación a Red Eléctrica.
Comunicación de Red Eléctrica.
R Industria 1 Dic. 2011 (procedimiento de operación del sistema 4.0 "Gestión de las Conexiones Internacionales") Norma afectada por
BOE 6 Julio. Corrección de erratas 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) Afectaciones recientes
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. 3.1.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. 4/8/2004
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 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».
Visto el Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica; Visto el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios; Vista la Resolución de la Secretaria de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa, de 5 de abril de 2001, por la se modifican las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica; Vista la propuesta realizada por el Operador del Sistema, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, para la modificación de los procedimientos P.O.- 2.1, P.O.- 2.2, P.O.- 2.5, P.O.3.1, P.O.- 3.4, P.O.- 3.6 y P.O.4, así como la aprobación de un nuevo procedimiento P.O. 9 que englobe en un solo procedimiento todos los aspectos relativos al intercambio de información en los que interviene el operador del sistema y que sustituya a los actualmente vigentes P.O.- 9.1, P.O.- 9.2, P.O.- 9.3, P.O.- 9.4, P.O.- 9.5 y P.O- 9.6; Considerando que como consecuencia de los cambios en las normas sobre la publicidad de la información, establecidas en el Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio y en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica aprobadas el 5 de abril de 2001, se hace necesario revisar los Procedimientos de Operación vigentes, Esta Secretaría de Estado, previo informe de la Comisión Nacional de la Energía, ha adoptado la presente resolución:
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».
ANEXO PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA El presente anexo contiene los siguientes procedimientos de operación del sistema:
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 de la demanda P.O.2.1 1Objeto
3Previsión mensual con horizonte anual móvil
4Previsión con horizonte semanal móvil
5Previsión diaria
Previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico P.O.2.2 1Objeto
3Previsiones con horizonte anual
Centrales de fuelóleo, gas y mixtas.
Centrales hidroeléctricas y de bombeo.
Previsiones del OM.
Contratos de importación o exportación.
4Previsiones a largo plazo
Planes de Mantenimiento de las Unidades de Producción P.O. 2.5 1Objeto
3Comunicación y tratamiento de indisponibilidades
4Compromiso de los plazos anunciados
Programación de la Generación P.O. 3.1 1
Programación del mantenimiento de la red de transporte P.O.3.4 1Objeto
3Programa de mantenimiento
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; i) Cualquier otra información que se juzgue oportuna.
Criterios de autorización de los trabajos.
Trabajos gestionados en el corto plazo.
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; i) Cualquier otra información que se considere oportuna.
4Tratamiento de los trabajos en los análisis diarios de seguridad
Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de las unidades de producción P.O.3.6 1Objeto
5Criterios para la determinación de las indisponibilidades
6Procedimiento de actuación
a) Tras recibir la declaración de una indisponibilidad, siempre que su consideración sea compatible con el horario de comunicación del PHO contemplado en los procedimientos de operación, Red Eléctrica modificará la programación de la unidad afectada en el siguiente PHO que deba ser comunicado, incluyendo el nuevo programa realizable por la unidad.En este caso, el déficit de generación resultante será resuelto mediante asignación de regulación terciaria o mediante gestión de desvíos, según el caso.
Gestión de las interconexiones internacionales P.O.4 1Objeto
4Cálculo de la capacidad de intercambio
b) Con carácter excepcional, se considerarán los siguientes criterios:Interconexión España-Francia: Se podrán admitir sobrecargas transitorias de hasta un 30% ante la pérdida de un grupo español, durante el periodo de tiempo previo al comienzo de la actuación de la regulación secundaria.
d) Para aquellos otros casos en los que no sea factible aplicar de forma rápida medidas correctoras de operación tras la ocurrencia de una contingencia, se considerarán contingencias de fallo sucesivo de grupo y línea o de dos grupos, uno español y otro del otro lado de la interconexión. e) En todas las interconexiones, se comprobará, para el nivel máximo de intercambio resultante, la estabilidad dinámica de frecuencia y tensión del sistema mediante el análisis de su comportamiento frente a contingencias. Caso de detectarse limitaciones por este motivo, éstas impondrán el nivel máximo de intercambio.
5Medida de la energía intercambiada
6Determinación y compensación de los desvíos
7Custodia de la información
8Programación de los intercambios de apoyo
9Participación de los agentes externos en los servicios complementarios
10Intercambios en tensiones inferiores a 220 kV
12Tránsitos
13Acuerdos bilaterales suscritos por los operadores de los sistemas eléctricos respectivos
ANEXO A Líneas de interconexión internacional de tensión inferior a 220 kV Irún-Errondenia, 132 kV.
Información intercambiada por Red Eléctrica P.O. 9 1Objeto
3Procesos de gestión de información en los que interviene Red Eléctrica
d) SCO: Sistema de Control de la Operación en Tiempo Real. e) Otras informaciones que deban enviar los sujetos del sistema.
4Datos estructurales del sistema eléctrico
5SIOS (Sistema de Información del Operador del Sistema)
Medios de intercambio de información.
Seguridad del servicio de acceso privado.
Criterios de publicidad de la información.
Al Operador del Mercado (OM).
A los agentes del mercado.
A los gestores de las redes de distribución.
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» 5.4.
6Concentrador principal de medidas eléctricas
Información para los participantes de algún punto frontera del sistema de medidas.
Tablas de inventario correspondientes a los puntos de medida. Eventos de los registradores asociados a los puntos de medida de los que son participantes.
Información para el Operador del Mercado.
Carga Inicial de Datos Estructurales de Medidas.
Modificación de Datos Estructurales de Medidas.
Valores de Medidas Diarias.
Modificaciones a Medidas Enviadas en Días Anteriores.
Valores de Medidas Mensuales.
Alta de puntos frontera y datos estructurales.
Recepción de medidas del Concentrador Principal.
Difusión de información de medidas de Red Eléctrica a los participantes del Sistema de información de medidas.
Envío de información de medidas de Red Eléctrica al OM.
Otras consideraciones sobre la información de medidas.
7SCO (Sistema de Control de la Operación en tiempo real)
Definición y criterios generales de captación normalizada de señales y medidas.
Señalizaciones.- Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomalías o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aquí los estados topológicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).
Medidas.- Incluye las medidas analógicas o digitales para magnitudes numéricas discretas de la instalación (p.e. indicación de tomas de transformadores).
8Otras informaciones que los sujetos deben enviar a red eléctrica
9Estadísticas e información pública relativa a la operación del sistema
10Análisis e información de incidencias
Contenido de la base de datos estructural Notas generales y abreviaturas:
5. Datos necesarios para los planes de reposición del servicio: Capacidad de arranque autónomo (SI/NO).
1. Datos de la central:Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de conexión.
2. Datos de cada grupo:Tensión nominal de generación (kV).
(Los tres datos anteriores podrán recogerse en forma de curva de entrehierro y a plena carga, ver figura 1.) 3. Datos principales de los equipos de control de tensión:Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.
7.1 Protecciones de la Central:Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.
7.2 Protecciones asociadas a la interconexión:Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.
7.3 Teledisparo ante contingencias en la red:Capacidad de teledisparo (SI/NO).
(Los tres datos anteriores podrán recogerse en forma de curva de entrehierro y a plena carga.) 3. Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria:
Unidades de Producción en Régimen Especial Grupos no eólicos
1. Datos para programación y regulación terciaria:Tiempo mínimo de arranque de programación.
1. Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria:Características de la turbina: se ha de proporcionar un modelo simplificado de la turbina. Para una turbina hidráulica debe incluir la constante de tiempo del agua Tw. Para una turbina de gas el modelo debe considerar el limitador de la temperatura de combustión. Para una turbina de vapor se ha de especificar la constante de tiempo de la etapa de alta presión y del recalentador junto con las fracciones de potencia correspondientes a cada etapa. En este último caso, debe proporcionarse también un modelo simplificado de la caldera con la constante de tiempo de acumulación del vapor, el modelo del regulador de presión y los correspondientes ajustes y límites.
2. Datos de regulación secundaria:Zona de regulación a la que pertenece.
1. Datos de la instalación en el punto de conexión a la red.Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de conexión.
2. Datos de cada generador:Tensión nominal (kV).
6.1 Protecciones de la Central.Relé de sobretensión: ajustes.
6.2 Protecciones asociadas a la interconexión.Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de Criterios Generales de Protección.
6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.Capacidad de teledisparo (SI/NO).
1. Características de cada parque:Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de conexión.
2. Datos del transformador de parque (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red, usar el formulario del punto 4):MVA nominales.
3. Datos de la línea de evacuación de cada parque (en su caso) (en caso de ser ésta la línea de conexión a la red de transporte, usar el formulario del punto 5):Denominación de la línea.
6.1 Protecciones del parque: Condiciones de sincronismo para el acoplamiento.Automatismos y ajustes.
6.2 Protecciones asociadas a la interconexión:Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de Criterios Generales de Protección.
6.3 Teledisparo ante contingencias en la red:Capacidad de teledisparo (SI/NO).
2.- Si fuese necesario se distinguirá entre factor de potencia inductivo y capacitivo.Relés de mínima tensión.
Información que se enviará a Red Eléctrica en tiempo real Red de transporte y red observable interruptores
Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación Señalizaciones:
ANEXO 3 Informes de incidencias Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre una incidencia son los que resulten de aplicación de entre los que se enumeran a continuación:
(1) Valor de potencia establecido en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica. Ver Texto ');

References: Resolución 
 Resolución 
 Real Decreto 
 Resolución 
 artículo 31
 Real Decreto 
 Resolución 
 Resolución 
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