Operacion_de_sistemas_electricos_V3__2_

Máster Universitario En Investigación En Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Control

Industrial

ANÁLISIS Y EXPLOTACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

Sistema eléctrico: Operación de sistemas eléctricos. El caso español

Autores: Gumersindo Queijo / Sonsoles Madejón

INDICE

INDICE ................................................................................................................................................. 2

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 4

2. CRITERIOS DE SEGURIDAD Y FUNCIONAMIENTO .............................................................................. 5

2.1 Márgenes de las variables de control en la operación .......................................................................... 6

2.1.1. En funcionamiento normal ......................................................................................................................... 6

2.1.2. Ante contingencias ..................................................................................................................................... 8

2.2 Medidas extraordinarias de seguridad: Situaciones de emergencia, establecimiento de los planes de

seguridad ................................................................................................................................................... 10

2.2.1. Planes de Salvaguarda .............................................................................................................................. 10

2.2.2. Planes de Emergencia ............................................................................................................................... 11

Planes de teledisparo de instalaciones de generación ..................................................................................................... 11

Deslastre automático de cargas ....................................................................................................................................... 11

Planes de desconexión de generación por máxima frecuencia ........................................................................................ 12

Deslastre manual selectivo de carga ................................................................................................................................ 12

Planes de Reposición del Servicio ..................................................................................................................................... 12

2.3 Reposición de servicio (aún en desarrollo) .......................................................................................... 13

3. ESTABLECIMIENTO DE LA RESERVA DE REGULACION FRECUENCIA‐POTENCIA ................................. 13

3.1 Reserva de regulación primaria .......................................................................................................... 14

3.2 Reserva de regulación secundaria ....................................................................................................... 16

3.2.1. Descripción general................................................................................................................................... 16

3.2.2. Mercado de regulación secundaria ........................................................................................................... 16

3.3 Reserva de regulación terciaria ........................................................................................................... 18

3.3.1. Descripción general................................................................................................................................... 18

3.3.2. Mercado de Regulación terciaria .............................................................................................................. 19

3.4 Reserva programable mediante gestión de desvíos ............................................................................ 19

3.4.1. Mercado de gestión de desvíos ................................................................................................................. 20

3.5 Servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad ........................................................................ 20

4. OPERACIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE ......................................................................................... 24

4.1 Flujos de potencia activa y reactiva en el sistema .............................................................................. 24

4.2 La planificación de la red de transporte .............................................................................................. 26

4.3 Servicio complementario de Control de tensiones .............................................................................. 27

5. ESTUDIOS Y MEDIDAS DE CORTO PLAZO ......................................................................................... 28

Operación de sistemas eléctricos. El caso español

Autores: Gumersindo Queijo / Sonsoles Madejón 3

5.1 Previsión de la demanda ..................................................................................................................... 28

5.2 Programación de la operación ............................................................................................................ 30

5.3 Resolución de restricciones técnicas ................................................................................................... 32

5.3.1. Resolución de restricciones por garantía de suministro (aún no en vigor) ............................................... 33

Plan de funcionamiento.................................................................................................................................................... 33

Proceso de resolución de restricciones por criterios de seguridad de suministro: Fase 1: Modificación del programa

PDBF ................................................................................................................................................................................. 34

Proceso de resolución de restricciones por criterios de seguridad de suministro: Fase 2: Reequilibrio generación y

demanda ........................................................................................................................................................................... 34

5.3.2. Solución de restricciones técnicas tras el programa base de funcionamiento (PBF) ................................ 35

Fase1ª: Modificación programa PBF por criterios de seguridad ....................................................................................... 36

Fase 2ª: Reequilibrio generación ‐ demanda .................................................................................................................... 38

5.3.3. Análisis de restricciones tras los mercados intradiarios ........................................................................... 39

5.3.4. Solución de restricciones en tiempo real ................................................................................................... 39

5.4 Programación del mantenimiento de la red de transporte y coordinación del mantenimiento de las

unidades de producción ............................................................................................................................ 40

6. ACTUACIONES EN TIEMPO REAL ...................................................................................................... 41

6.5 Organización de la información en la operación del sistema ............................................................. 42

Red de transporte y red observable ................................................................................................................................. 42

Grupos con capacidad de regulación ................................................................................................................................ 43

Grupos sin capacidad de regulación ................................................................................................................................. 43

6.6 Centro de Control Eléctrico (CECOEL) .................................................................................................. 47

7. EL RÉGIMEN ESPECIAL EN TIEMPO REAL .......................................................................................... 48

7.7 El desarrollo de este tipo de energías ................................................................................................. 48

7.8 Medidas para mejorar la integración de las energías renovables ...................................................... 50

8. GESTIÓN DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES ................................................................. 53

8.9 Interconexión España‐Francia ............................................................................................................. 54

8.10 Interconexión España‐Portugal ......................................................................................................... 56

9. EXPLICACIÓN DE LA CURVA DE LA DEMANDA: ............................. ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

ANEXO I. EJEMPLOS ............................................................................................................................ 58

Ejemplo 1: Resolución de restricciones sobre el PBDF ...................................................................................................... 58

ANEXO II LA REGULACIÓN COMPARTIDA PENINSULAR (RCP) .............................................................. 61



1. INTRODUCCIÓN

Por operación del sistema eléctrico se entiende el conjunto de acciones que se deben realizar para mantener de forma constante el equilibrio de generación eléctrica y demanda, garantizando la seguridad y continuidad del suministro eléctrico en unas condiciones de calidad determinadas. En España es Red Eléctrica quien realiza las funciones de operación de los sistemas eléctricos peninsular, insular y extrapeninsular (Ceuta y Melilla).

La energía eléctrica no se puede almacenar en grandes cantidades, por eso, en todo momento, su producción debe igualarse a su consumo de forma precisa e instantánea, lo que requiere su equilibrio constante entre generación y demanda, es por ello que la figura del operador del sistema “equilibrador de la producción‐consumo de electricidad” es fundamental en el entorno eléctrico.

La preparación de la operación diaria es el fruto de la planificación del sistema, la construcción de los elementos que soportan el transporte de electricidad, también obviamente del desarrollo de la generación, y de la distribución; este trabajo para un largo plazo sirve de base para una tareas que se realizan en un plazo más cercano a la operación real, que se verán aquí. Pero ahí no se termina el proceso, ya que tras el retorno de experiencia de qué es lo que ha pasado el día anterior el sistema evoluciona y se van mejorando procesos. En particular el mayor retorno de experiencia se produce tras un incidente en el que se analizan todos los detalles y en el que se observa qué no ha funcionado y porque. En estos casos se sacan las lecciones aprendidas y se proponen las mejoras que eviten su repetición.

El aislamiento y el tamaño de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (en adelante SEIE) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla refleja unos factores diferenciales respecto al sistema eléctrico peninsular, especialmente en las exigencias de los grupos de generación, que obliga a un tratamiento singular.

Comenzaremos nuestro estudio analizando los criterios de seguridad de funcionamiento que rigen cualquier sistema eléctrico desarrollado, y que fijan el marco en el que el Operador del Sistema debe mantenerlo (capítulo 2). Pero no siempre se planean todas las situaciones posibles, hay catástrofes o situaciones particulares que afectan al sistema eléctrico cuya probabilidad de ocurrencia es prácticamente nula; su probabilidad de ocurrencia es tan baja y el coste asociado a evitarla es tan alto que no se incluyen entre las contingencias normales que puedan ocurrir sin que afecte a los parámetros de calidad del sistema (en otras palabras, sin producir cortes de mercado). No obstante pueden ocurrir y por ello el Operador del sistema debe estar preparado para que, si bien, no evite la pérdida de calidad, si reduzca al máximo la perturbación al sistema eléctrico.

Una vez definido el marco veremos qué es lo que tiene que hacer el operador para cumplir con su misión de equilibrio generación demanda: Establecimiento de la reserva de regulación Potencia Frecuencia. Además de analizar cómo se calcula veremos cómo funcionan estos mercados en el sistema español.



Pero el sistema eléctrico está constituido por elementos reales (la red de transporte) que ha de evolucionar a la largo del tiempo, y que, como cualquier otro elemento real, tiene sus limitaciones. Asociado Al funcionamiento real de la red de transporte están dos parámetros:

La capacidad real de transporte de energía de los elementos que constituyen El control de las tensiones del sistema eléctrico

Sobre qué puede hacer el operador para su control se habla en el capítulo 4, Operación de la red de transporte, en el que se incluye un punto específico sobre el proceso de planificación del sistema. Aunque esta tarea es una labor del Estado Español, es REE, y en particular el Operador del Sistema, la herramienta para analizar el desarrollo propuesto por el Ministerio,

Si bien el operador del sistema tiene una red que teóricamente está preparada (por muy buenos que sean los modelos de previsión, no dejan de ser una previsión), el operador del sistema antes de enfrentarse a la realidad diaria intenta conocer cómo será lo que pase en tiempo real con un cierto tiempo de antelación y además evaluar cuánto puede ser el error de sus previsiones. Es importante que el error sea bajo pues está relacionado directamente con la cantidad de potencia en reserva que tiene que haber en el sistema (a mayor error previsible, mayor reserva, el sistema se hace más caro). Pues las labores que hace el operador a corto plazo se describen en el capítulo 5, Estudios y medias de corto plazo en el que hemos incluido desde la parte de conocimiento de la red real que estará disponible en el sistema, hasta los análisis de seguridad que debe hacer el operador el día antes.

Por fin llega la operación en tiempo real donde un grupo de personal del operador del sistema ha de estar vigilando qué está pasando y actuar en la forma prevista por los procedimientos de operación para mantener el sistema seguro y en las condiciones de calidad exigidas, a ello se dedica el capítulo 6, Actuaciones en tiempo real.

Por fin, y debido al auge que representan las energías renovables dedicaremos el capítulo 7, a analizar su impacto en el sistema y a analizar las medidas que se han tomado en el sistema español, para permitir su máxima integración en el sistema.

2. CRITERIOS DE SEGURIDAD Y FUNCIONAMIENTO

Bien sea para la programación de la operación como en la operación del tiempo real se debe garantizar el suministro con la calidad requerida. Las variables de control que definen la calidad de la seguridad del sistema son: la frecuencia, las tensiones en nudos de la red y nivel de carga de los elementos de la red de transporte y el intercambio entre las interconexiones.

Se pueden distinguir cuatro estados de funcionamiento desde el punto de vista de la seguridad de suministro en los que las actuaciones del operador son cada vez más drásticas:



Estado normal: Situación ideal, todo va bien: Todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal establecidos (50 Hz, y se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias1.

Estado de alerta: Todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal, pero no se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias.

Estado de emergencia: Una o más variables de control 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.

Estado de reposición: Situación caracterizada por la pérdida de suministro en una zona eléctrica (cero zonal) o en la totalidad del sistema eléctrico (cero nacional). El principal objetivo es la reposición ordenada, segura y rápida del servicio.

Para que se considere estado normal, en el que se debe estar siempre (o al menos intentarlo), el operador del sistema ha de actuar de modo que el sistema no pierda calidad incluso cuando ocurren las siguientes contingencias:

El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema (Criterio N‐1): grupo generador, circuito de línea, transformador o reactancia.

El fallo simultáneo de los dos circuitos de las líneas de doble circuito que compartan apoyos a lo largo de más de 30 km de su trazado. En las islas las líneas de doble circuito son cortas por lo que no se considera el fallo simultáneo, a no ser que el Operador del sistema lo considere por condiciones meteorológicas adversas u otra causa.

El fallo del mayor grupo generador de una zona y el fallo sucesivo de una de sus líneas de interconexión con el resto del sistema (o interconexiones entre islas) o de otro grupo de la misma zona, cuando tras el primer fallo simple (grupo o línea) el sistema quedase en estado de alerta y no fuera posible recuperar el estado normal de funcionamiento mediante la utilización de los medios disponibles para la operación en tiempo real.

2.1 Márgenes de las variables de control en la operación

2.1.1. En funcionamiento normal

La frecuencia del sistema europeo es de 50 Hz. El sistema peninsular al estar conectado a Europa, sus márgenes de variación vienen dados por las consignas de la ENTSO‐E, (±100 mHz). En caso de funcionamiento en isla de una parte del sistema peninsular y, por tanto, no conectado al resto del sistema europeo, los márgenes indicados podrían superarse temporalmente.

En los SEIE se consideran variaciones normales de la frecuencia entre ±150 mHz, y en intervalos de duración inferior a cinco minutos se pueden admitir valores fuera de este rango y comprendidos entre

1 Se entiende por contingencia cualquier perturbación del sistema eléctrico que produzca el fallo de un elemento: cortocircuito en el sistema, en una línea, pérdida de un generador, pérdida de la línea,...



los ±250 mHz. En caso de pérdida grande de generación o demanda se admitirán, de forma transitoria, variaciones de frecuencia mayores.

La tensión de los distintos nudos del sistema se encontrará dentro de los márgenes indicados en la tabla siguiente:

Peninsular Mínimo Máximo

Nivel de 400 kV 390 kV (97,5%) 420 kV (105%)

Nivel de 220 kV 215 kV (97,7%) 245 kV (111%)

SEIE Mínimo Máximo

Nivel de 220 kV 210 kV (95%) 245 kV (111%)

Nivel de 132 kV 125 kV (95%) 145 kV (110%)

Nivel de 66 kV 62 kV (94%) 72 kV (109%)

Tabla 1. Niveles de tensión permitidos en el sistema eléctrico español

Los niveles de carga de los elementos de la red de transporte (RdT) no superarán la capacidad nominal2 de los transformadores, ni la capacidad térmica permanente de las líneas de la red de transporte definidas para cada periodo estacional. El período para el cálculo de la capacidad de los elementos se indica en la tabla

Límite Térmico Estacional Periodo

Primavera: Abril ‐ Mayo

Verano: Junio ‐ Julio ‐ Agosto

Otoño: Septiembre ‐ Octubre

Invierno: Noviembre a Marzo

Tabla 2. División estacional para el cálculo de la capacidad térmica de los elementos de la RdT

El cálculo se realiza teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

En Canarias se considera que es primavera‐otoño todo el año. En el caso de aquellas instalaciones que estén dotadas de medios de monitorización para

determinar su capacidad térmica en tiempo real, la información de los mismos podrá ser tenida en cuenta en los análisis de seguridad del sistema.

El operador del sistema, podrá modificar transitoriamente los periodos de aplicación de los límites térmicos estacionales cuando se presenten condiciones meteorológicas excepcionales que lo justifiquen.

2 Se define como “capacidad” o “límite térmico estacional” la máxima capacidad de transporte de una línea o transformador en régimen permanente, asociada a una estación del año determinada



En todo caso, la capacidad en régimen permanente se podrá limitar a un valor inferior al indicado cuando así sea necesario por razones de estabilidad dinámica, exista riesgo de colapso de tensión o por cualquier otra situación que así lo requiera.

El OS determina las reservas de regulación necesarias para hacer frente a los desequilibrios entre la generación y el consumo reales y dispondrá de la reserva de potencia de reactiva suficiente para hacer frente a las contingencias anteriormente mencionadas sin que se superen los límites establecidos en dicho apartado para las tensiones en los nudos.

2.1.2. Ante contingencias

En condiciones de Fallo simple n‐1, en el sistema:

No se pueden producir cortes de mercado. No se deben producir sobrecargas permanentes en las líneas de la red de transporte, respecto a su

límite térmico operativo, se admiten sobrecargas transitorias de hasta un 15% con una duración inferior a 20 minutos, excepto en las interconexiones internacionales con Francia, en las que, por su trascendencia para la seguridad del sistema, no se admite ninguna sobrecarga.

En la península solo se producen sobrecargas en invierno. En los SEIE se admiten sobrecargas transitorias. En todo caso el Operador del sistema adoptará las medidas correctoras en tiempo real que sean precisas para eliminar las sobrecargas en el menor tiempo posible.

Peninsular Sobrecargas admisibles

Invierno 10%

Resto 0%

SEIE 20 min<t<8 h t< 20 min

Invierno 15% 25%

Verano 5% 15%

Resto 10% 20%

Tabla 3. División estacional para el cálculo de las sobrecargas temporales admisibles de los elementos de la RdT

Las tensiones, tras la recuperación del régimen permanente, deben estar comprendidas entre los límites establecidos en la tabla 4.

En condiciones de fallo de líneas de doble circuito, en el sistema:

No se pueden producir cortes de mercado. Se considerarán los mismos valores admisibles para las sobrecargas de líneas. Se consideran los mismos valores admisibles para las sobrecargas de transformadores en los SEIE y

para la península se admiten sobrecargas del 20% en invierno, 15% en verano y 10 el resto. Las tensiones tras la recuperación del régimen permanente deben estar dentro de los siguientes

establecidos en la tabla 5.




Nivel de 400 kV 380 kV (95%) 435 kV (109%)

Nivel de 220 kV 210 kV (95%) 245 kV (111%)


Nivel de 220 kV 205 kV (93%) 245 kV (111%)

Nivel de 132 kV 123 kV (93%) 145 kV (110%)

Nivel de 66 kV 60 kV (91%) 72 kV (109%)

Tabla4. Límites admisibles máximo y mínimo en la tensión de los elementos de la RdT


Nivel de 400 kV 375 kV (94%) 435 kV (109%)

Nivel de 220 kV 200 kV (90%) 245 kV (111%)


Nivel de 220 kV 200 kV (90%) 245 kV (111%)

Nivel de 132 kV 119 kV (90%) 145 kV (110%)

Nivel de 66 kV 56 kV (85%) 72 kV (109%)

Tabla 5. Límites admisibles máximo y mínimo en la tensión de los elementos de la RdT tras el fallo de un doble circuito.

Cuando ocurre un fallo sucesivo del mayor grupo generador de una zona y de una línea de interconexión de dicha zona con el resto del sistema:

En la península se considerará este tipo de contingencias cuando las medidas paliativas que se necesiten tras el fallo del grupo requieran un tiempo muy largo.

En los SEIE se considerarán los mismos valores admisibles para las sobrecargas de líneas y transformadores y los mismos límites para las tensiones en los nudos que han sido establecidos para el caso de fallo de líneas de doble circuito.

Adicionalmente, el OS deberá garantizarse, en todos los casos, la una situación de estabilidad de las tensiones que No pueda derivar en un colapso de tensión.

Existen ciertas particularidades según la estructura real del sistema eléctrico:

En el caso de 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 el criterio N‐1, se deberá tomar medidas urgentes en colaboración con los agentes afectados, para reducir al máximo los efectos que pudieran derivarse del fallo posterior de la otra línea.

Para la programación de trabajos con indisponibilidad de una de estas líneas se deberá valorar el riesgo de fallo de la otra, eligiendo, en todo caso, el momento y las condiciones más apropiadas para realizar el trabajo, de acuerdo con el Gestor de Distribución de la zona.

Para trabajos con indisponibilidad de una barra de una subestación de doble embarrado, se analizarán los efectos del fallo de la otra barra y se tendrán en cuenta todas las circunstancias que



puedan concurrir en cada situación particular, considerando debidamente su incidencia en la seguridad del sistema, estableciéndose en caso preciso un Plan de Salvaguarda para reducir al máximo los efectos que pudieran derivarse del fallo de la otra barra.

Para la planificación y autorización de descargos de elementos de los sistemas de protección o modificación de sus ajustes, se deberá tener en cuenta el nivel de criticidad de los diferentes nudos de la red y los tiempos críticos de despeje de falta identificados, de forma que, según cuál sea el sistema de protección en descargo, pueda optarse por abrir el elemento protegido o tomar otras medidas, tales como anular reenganches, acelerar la actuación de las protecciones, separar barras, u otras acciones sobre la topología que impidan que una falta en esas condiciones pueda tener una repercusión grave para el sistema.

En aquellas situaciones en las que existan riesgos de inestabilidad dinámica del sistema, se realizará un estudio complementario de estabilidad en el que la contingencia considerada será una falta trifásica franca con correcta actuación de los sistemas de protección. La falta se supondrá situada en el punto más desfavorable de la línea en cuestión. Se considerará un tiempo de actuación de las protecciones en primera zona no inferior a 100 metros.

Siempre que exista un Plan de Salvaguarda en el que se establezcan las medidas de operación tras una determinada contingencia que minimice sus consecuencias, se podrán superar los márgenes establecidos en este Procedimiento para las variables de control.

2.2 Medidas extraordinarias de seguridad: Situaciones de emergencia, establecimiento de los planes de seguridad

El operador del sistema, ante situaciones especiales, como eventos importantes de carácter público, condiciones climáticas adversas, etc. tomará las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro, aplicando, si lo considera necesario, criterios más estrictos que los descritos anteriormente. Además ha de establecer unos planes de seguridad que se realizan para hacer frente a situaciones de emergencia. El OS, con la colaboración de los propietarios de las instalaciones afectadas, los establece, en función de la situación de operación a la que sean aplicables, se clasifican en: Planes de Salvaguarda, Planes de Emergencia y Planes de Reposición del Servicio.

2.2.1. Planes de Salvaguarda

Los Planes de Salvaguarda contemplan las medidas que se deben adoptar para evitar que el sistema se encuentre fuera del estado normal o bien, llegado al caso, para recuperar dicho estado en el menor tiempo posible.

En los Planes de Salvaguarda se establecen:

Las acciones correctivas post‐contingencia, incluidos los planes de teledisparo3 de generadores, que deberá adoptar el OS para devolver el sistema al estado normal de funcionamiento.

3 Se llama teledisparo a la acción de provocar la desconexión automática de un generador cuando algún elemento de la red se sobrecarga o actúa algún relé específico de protección. Véase el apartado siguiente



Las acciones preventivas, precisas aplicar a priori, para aquellos casos en los que las repercusiones pudieran ser graves para el sistema y las posibles acciones correctivas post‐contingencia no puedan hacerse efectivas en un tiempo corto (por ejemplo, la conexión de un nuevo grupo térmico en la misma zona).

En los SEIE el operador del sistema puede establecer planes de teledisparo de generadores u otros elementos de la red de transporte en aquellas zonas excedentarias de potencia en las que determinadas contingencias puedan provocar sobrecargas importantes para evacuar la generación o la pérdida de estabilidad de los grupos de dicha zona.

2.2.2. 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.

Se pueden establecer actuación de automatismos:

teledisparo de instalaciones de generación, deslastre de cargas por mínima frecuencia, desconexión de generación por máxima frecuencia

o la adopción de medidas específicas de operación:

redespachos de generación, aplicación del sistema de interrumpibilidad y modificación o anulación de los programas de intercambios internacionales.

En los SEIE se consideran acciones correctoras post‐contingencia, el deslastre automático de carga, el deslastre de carga manual selectivo o actuación de teledisparo de líneas y transformadores.

Planes de teledisparo de instalaciones de generación

El OS puede establecer planes de teledisparo de generadores en aquellas zonas excedentarias de potencia en las que determinadas contingencias, puedan provocar sobrecargas importantes en los otros ejes de interconexión o la pérdida de estabilidad de los grupos de dicha zona.

La decisión de la toma de teledisparos es de los propietarios de la instalación. Los costes derivados del mismo así como las posibles implicaciones que sobre el funcionamiento de los grupos tuviera su no instalación, serán asumidos por los propietarios de dichos generadores.

Deslastre automático de cargas

Se conoce por deslastre de cargas la eliminación extemporánea de la demanda en determinados puntos y cantidades. Los planes de deslastre de carga son necesarios para los casos en que tras una incidencia muy severa, no pueda ser restablecido mediante acciones de control previstas el equilibrio generación‐demanda. En los SEIE, dada la condición de islas eléctricas de reducido tamaño, se considera el deslastre como una práctica de operación admisible e inevitable.



Estos planes se basan en la actuación de un sistema automático de mínima frecuencia, para conseguir una desconexión controlada de las cargas. Se desconectarán en primer lugar los grupos de bombeo y, posteriormente, a valores inferiores de frecuencia, conjuntos de cargas no críticas preseleccionadas. Esta desconexión se realizará de acuerdo con los umbrales de frecuencia, magnitud en la carga y especificación de la misma que allí se establezcan.

En la Península las desconexiones se harán siguiendo los escalones especificados en el Procedimiento de operación 1.6.

En ningún caso será admisible la reconexión automática de carga. Las protecciones de mínima frecuencia de las instalaciones de generación deben estar coordinadas para desacoplar de la red si la frecuencia baja de 48 Hz, con una temporización de 3 segundos, como mínimo.

Planes de desconexión de generación por máxima frecuencia

El OS establece los planes de desconexión de generación, si tras una incidencia severa, el equilibrio demanda‐generación no puede ser restablecido. Estos planes se basan en la actuación de un sistema automático de de desconexión escalonada de generación por máxima frecuencia, que permita recuperar el equilibrio.

Se realizará la desconexión de la generación no gestionable de instalaciones de potencia instalada igual a o mayor de 10 MW con los escalones establecidos en el Procedimiento de operación PO 1.6. No obstante es el OS quien determina las instalaciones que deben desconectar en cada escalón. Su reconexión no será automática, sino según instrucciones del OS.

Deslastre manual selectivo de carga

Si tras la aplicación sucesiva de las medidas de operación que son de aplicación en situaciones de alerta y emergencia de cobertura de la demanda, fuera preciso llegar al deslastre de carga selectivo por existir riesgo inminente para la continuidad del suministro, el OS debe dar instrucciones para que las empresas de distribución procedan al deslastre indicado.

Mediante la aplicación del deslastre manual de carga se pretenderá evitar una perturbación de mayores dimensiones. El OS debe realizar un Plan basado en los Planes de Deslastre de Carga de las empresas distribuidoras que deben considerar bloques de cargas de 50 MW cada uno hasta cubrir el 20% de su demanda, identificando la secuencia de deslastre de cada uno de ellos y el orden de afectación para el caso de deslastres rotatorios.

Las variables de control que se utilizan para emitir las instrucciones de deslastre son la frecuencia, las sobrecargas graves en los equipos de la red de transporte o distribución que sean críticos para el sistema y la constatación de insuficiencia de capacidad manifiesta y sostenida para alimentar el consumo.

Planes de Reposición del Servicio

Estos planes, responsabilidad del OS, tienen como objetivo devolver el sistema eléctrico al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan provocado cortes de mercado. Básicamente



sistematizan las actuaciones que deberán realizar los diferentes centros de control/maniobra y el personal de operación local en las subestaciones en el caso de que tenga lugar una perturbación con las consecuencias descritas.

En caso de producirse un incidente zonal o total, los centros de control/maniobra de producción, distribución y transporte procederán a efectuar la reposición del servicio bajo la coordinación del OS, conforme a lo establecido en los Planes de Reposición correspondientes.

2.3 Reposición de servicio (aún en desarrollo)

Este es un servicio del sistema que consiste en el restablecimiento del servicio en caso de interrupciones del suministro de ámbito regional o nacional.

Los proveedores de este servicio son:

Grupos generadores con capacidad de arranque autónomo Grupos generadores con capacidad de funcionamiento en isla sobre auxiliares

Se tendrán en cuenta los planes preestablecidos de reposición del servicio.

Las unidades a las que se asigne la provisión del servicio deberán someterse a pruebas reales, para verificar su capacidad de prestación del mismo.

3. ESTABLECIMIENTO DE LA RESERVA DE REGULACION FRECUENCIA‐POTENCIA

Si se conociese perfectamente la demanda instantánea del día siguiente, si no hubiera fallos de grupos, si no hubiera fallos en el sistema, el trabajo de operación del sistema sería bien sencillo. Pero no se conoce con exactitud nada, y esta imprecisión hace necesario tener reservas de todo por si acaso, tanto mayor número de reserva cuanto mayor es la imprecisión por ello, una de las primeras cosas que tiene que hacer el operador es tener buenos modelos de previsión, que ahorren costes al sistema. Así, es el operador del sistema (OS) quien determina los niveles de reserva de regulación necesarios para hacer frente a los desequilibrios entre la generación y el consumo reales.

Dependiendo de la escala de tiempo en que tiene lugar, su acción y de la señal que origina su actuación, se establecen los tres niveles de reserva, reconocidos en la literatura universal mas dos formas adicionales:

Reserva de regulación primaria Reserva de regulación secundaria Reserva de regulación terciara En el caso de España además existe una acción para aumentar la reserva en el caso de un gran

desvío (>300MW) con visos de durar (más de una hora). Medidas de gestión de la demanda

El objeto de todas ellas el de mantener el equilibrio entre la producción/demanda del sistema eléctrico ante variaciones no previstas, aumentando o disminuyendo la cantidad de electricidad generada por las



centrales de producción eléctrica, bien de forma automática (primaria y secundaria) bien manual (terciaria) y gestión de desvíos. Pero si bien estas 4 formas tienen la filosofía de modificar la generación para seguir la demanda eléctrica que se considera (y es prácticamente cierto) inamovible, las medidas de gestión de la demanda pretenden ajustar la demanda para no modificar la generación (porque por ejemplo no hay).

La actuación de la regulación primaria es prácticamente instantánea (y por tanto automática) y su parámetro de control es la frecuencia del sistema: deberá completar su actuación antes de 15 segundos desde el instante de desequilibrio

La actuación de la regulación secundaria es más lenta: debe comenzar su actuación en los 30 primeros segundos y se debe mantener durante 15 minutos. Se gestiona de forma automática y los grupos en regulación deben de poseer aparatos específicos que sean capaces de recibir las órdenes del operador de sistema para subir o bajar energía.

La actuación de la regulación terciaria se produce cuando, ante un determinado desvío de generación/ demanda se prevé que se pueda agotar la potencia en regulación secundaria. La regulación terciaria es manual (ya veremos cómo se decide) y debe estar disponible antes de los 15 minutos.

En la figura 1 se resumen los diferentes espacios de tiempo de actuación de cada uno de los tipos de reserva así como el tiempo que se considera en el que puede haber una actuación humana (a partir de los 10 minutos)

Tiempo desde el inicio del desequilibrio

5s 15 min

Regulación primaria

Regulación secundaria

Sistemas automáticos

Regulación terciaria

Manual y/o automático

Figura 1Tiempos ad3e actuación de los diferentes tipos de regulación a partir del inicio del desequilibrio.

Con la gestión de la demanda se pretende actuar directamente sobre ella bien para evitar sobrecostes excesivos del sistema (incorporar centrales extremadamente caras) o evitar un incremento de la demanda porque no se dispone de la generación necesaria (falta de regulación por ejemplo).

3.1 Reserva de regulación primaria

Se realiza actuando de forma automática en las centrales de producción eléctrica por medio de los reguladores de velocidad y según la propia inercia de las máquinas o instalaciones de generación. Se diseña para que el sistema español pueda soportar un desequilibrio instantáneo entre generación y demanda, por pérdida súbita de generación.



Para la península, REE, antes del 31 de diciembre de cada año, comunica a todos los agentes implicados los requerimientos de reserva de regulación primaria asignados al sistema eléctrico español por ENTSO‐E4, en su bloque europeo continental5. Esta organización calcula para cada sistema interconectado continental las necesidades para que todo el sistema funcione de forma segura6. Con el criterio de que la regulación primaria debe estabilizar en pocos segundos la frecuencia del sistema en un valor estacionario ante un incidente o perturbación. Debe contemplar su actuación antes de 15 segundos desde el instante del desequilibrio si este es menor ó igual de 1500 MW. En caso de valor superior a 1500 MW la actuación del 50% de la reserva debe producirse antes de 15 segundos y alcanzar linealmente el 100% de la actuación antes de 30 segundos. La regulación debe permanecer durante 15 minutos, hasta que la regulación secundaria recupere las consignas iniciales y restablezca la reserva de primaria establecida.

Para el conjunto del sistema europeo interconectado, la reserva mínima de regulación primaria establecida, RPT, debe ser activada en su totalidad ante desvíos casi‐estacionarios de frecuencia iguales o superiores a 200.mHz.

Para cada sistema de los SEIE, en cada periodo de programación horario, la reserva será como mínimo el 50% de la mayor potencia neta asignada a un grupo generador entre los programados en dicho periodo horario. Se consideran como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de múltiple eje con independencia del tipo de turbina (gas o vapor). La distribución de la reserva primaria entre los generadores se realizará de acuerdo al Procedimiento de regulación primaria. El valor debe ser revisado, atendiendo a las modificaciones del Plan Automático de Deslastre de Carga o de otros elementos externos con influencia en dicho valor.

En el entrono de mercado del sistema Español, la Regulación primaria se considera un servicio del sistema obligatorio y no retribuido. Según el PO 1.5 cualquier generador con potencia a de disponer para este servicio del sistema el 1% de la potencia total instalada.

4 ENTSO-E (Red Europea de Operadores del Sistema de Transporte de Electricidad).es una organización europea creada el 1 de julio del 2009, que reúne 6 asociaciones europeas: ATSOI BALTSO, ESTO, Nordel, UCTE, UKTSOA, manteniéndose los procedimientos coordinados en la operación de sus redes.

5 donde siguen en vigor las antiguas reglas UCTE 6 En este caso, cada uno de los sistemas interconectados ha de colaborar a la reserva de regulación primaria establecida para el conjunto, en función de un coeficiente de participación, que se establece anualmente para cada uno de dichos sistemas. De este modo, para cada sistema nacional la reserva de regulación primaria exigida (RP), en un año concreto, viene determinada por la siguiente expresión:

Siendo

MWRP

E

ERP T

T

E = Energía producida el año anterior por el sistema nacional (incluidas las exportaciones y la energía producida en programa por los grupos participados).

ET = Energía total producida el año anterior en el conjunto de los sistemas que componen el sistema síncrono interconectado europeo.

RPT = Reserva mínima de regulación primaria establecida para el conjunto del sistema europeo interconectado

La insensibilidad de los reguladores de los grupos debe ser lo más pequeña posible, y en todos los casos inferior a 10 mHz y la banda muerta voluntaria nula.



3.2 Reserva de regulación secundaria

Este tipo de reserva de potencia de generación debe suministrarse antes de los 30 segundos de haberse producido la desviación (positiva o negativa) Su actuación se realiza mediante un sistema automático llamado AGC (mayor explicación en el Anexo II). En España es un servicio complementario retribuido y se rige por un mecanismo de mercado.

3.2.1. Descripción general

La cantidad de reserva (llamada banda de regulación secundaria) que debe mantenerse en el sistema eléctrico nacional la determina el OS para cada periodo de programación del día siguiente, en función de la evolución temporal previsible de la demanda y del fallo probable esperado de los generadores acoplados y de la variabilidad de la producción eólica. Además, se tendrá en cuenta la magnitud de los escalones horarios de potencia inherentes a la programación de las unidades de producción y de bombeo. Las consignas para su cálculo se utilizan las siguientes consignas:

La actual recomendación de la UCTE establece como valor mínimo:

R = – b

Siendo: Lmax: nivel de demanda previsto en el área de control correspondiente al sistema peninsular español, a= 10 MW y b= 150 MW

La reserva secundaria a bajar se establecerá, según la evolución creciente o decreciente de la curva de la demanda, entre el 40% y el 100% de la reserva a subir.

En los SEIE la reserva primaria y secundaria debe ser al menos el 100% de la mayor de las cantidades siguientes: La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo

horaria (en rampas de subida los generados movidos por turbina de gas de un ciclo multieje se considera 1,5 su potencia programada en el periodo para considerar la pérdida de carga de la turbina de vapor asociadas a fallos en las de gas)

El crecimiento previsto de la demanda en el periodo programado en que se calcula la reserva y en el siguiente.

La pérdida más probable por una disminución de la potencia eólica acoplada, aplicando un coeficiente reductor.

El comienzo de la actuación de la regulación secundaria no deberá demorarse más allá de 30 segundos y su actuación deberá estar concluida, eventualmente completada con la acción de la regulación terciaria en el caso de la pérdida de un grupo de generación importante, a más tardar en 15 minutos.

3.2.2. Mercado de regulación secundaria

Para poder acceder a dar el servicio es necesario que el OS lo considere un zona de regulación. Una zona de regulación es una agrupación de unidades de producción que, en conjunto, tiene capacidad de regular en respuesta a las órdenes de un sistema de Control Automático de Generación (AGC) cumpliendo con los requisitos establecidos y permitiendo su evaluación desde un sistema de control de



energía en tiempo real. La forma en que se obtiene la capacitación y las pruebas a realizar, están descritas en el PO 7.2.

Asignación

Ofertas de regulación

secundaria

PVD

Requerimientos

PVP

Relación RS/RB

Asignación


secundaria

PVD

Requerimientos

PVP

Relación RS/RB

Asignación de banda

PrecioMarginalBanda

Requerimiento MW

€/MW

PRECIO MARGINAL BANDA

Ofertas de banda

Hora H

Figura 2: Diagrama de funcionamiento del mercado de regulación secundaria.

Las unidades habilitadas para realización de este servicio pueden presentar, ofertas de banda de potencia de regulación secundaria, en MW, con su precio correspondiente, en €/MW, para cada uno de los periodos de programación del día siguiente. El diagrama simplificado del proceso se muestra en la figura 2.

Las unidades se asignarán según orden de mérito económico, según los siguientes criterios:

Cada zona de regulación deberá cumplir la relación establecida entre la reserva a subir y a bajar para el conjunto del sistema.

Para la valoración de una oferta se tendrá en cuenta el precio de oferta de la banda de potencia. En caso de igualdad de precio de varias ofertas, se realizará un reparto proporcional de la reserva

asignada, en función de la banda ofertada en cada una de ellas. Si la asignación de una oferta de regulación secundaria crease una restricción técnica en el sistema,

no se considerará en el proceso de asignación. La suma total de las bandas de potencia asignadas deberá estar comprendida en un intervalo de +/‐

10% en torno a la banda de regulación total requerida cumpliéndose la relación establecida por el OS entre potencia a subir y potencia a bajar.

Los desvíos de frecuencia y potencia se miden en la RCP, que distribuye, cada 4 segundos), el requerimiento a cada regulador de la zona de regulación (AGC) (de subir o bajar).

El Operador del sistema hace un control del cumplimiento por área de regulación.

Para la valoración del servicio se tiene en cuenta:

La asignación de reserva de regulación al precio marginal horario de la banda. Penalización / Bonificación según cumplimiento tiempo real. Energía: al precio marginal horario de la energía de regulación terciaria que hubiese sido necesario

programar.

La imputación del servicio de regulación secundaria se realiza en función de dos conceptos:



Banda: El coste de la potencia se carga a la demanda final, proporcionalmente a la lectura de su demanda, excepto las unidades de bombeo y las exportaciones.

Energía realmente consumida: este coste se carga a las unidades desviadas respecto a programa que no hayan participado en gestión de desvíos.

0

5

10

15

20

25

30

35

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

€/M

W

MW

Banda Total Media Precio medio €/MW

-120

-90

-60

-30

0

30

60

90

120

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

€/M

Wh

GW

h

SUBIR BAJAR P.medio subir €/MWh P.medio bajar €/MWh

Figura 3. Banda media y energía de regulación secundaria. En la figura 3a, se muestra (en barras azules) la banda media de regulación por meses (la banda puede cambiar de día en día y dentro del día según las necesidades estimadas por el

operador del sistema), así como su precio (en rojo). En la figura 3b, se muestran así como la energía utilizada en regulación secundaria así como sus precios medios.

3.3 Reserva de regulación terciaria

La reserva mínima necesaria de regulación terciaria en cada periodo de programación será establecida por el operador del sistema para el sistema eléctrico de su responsabilidad, tomando como referencia la potencia del mayor grupo de generación acoplado incrementada en un 2% de la demanda prevista en cada hora. La reserva terciaria a bajar se establecerá entre el 40 y el 100% de la reserva a subir, según las condiciones de operación. En España es un servicio complementario retribuido y se rige por un mecanismo de mercado.

3.3.1. Descripción general

A nivel global del sistema eléctrico peninsular español, la reserva total de regulación terciaria es el conjunto de las reservas de regulación terciaria disponibles en todas y cada una de las unidades de programación correspondientes a instalaciones de producción y a instalaciones de consumo de bombeo disponibles en el sistema eléctrico peninsular español (o dicho de otro modo de las centrales que estén funcionando el margen hasta su máxima potencia o el margen hasta su potencia mínima, y toda la potencia de aquellas centrales que puedan ponerse en funcionamiento en menos de 15 minutos –las grandes hidráulicas‐.)

Es la variación máxima de potencia a subir o bajar de todos los grupos generadores del sistema que pueden ser movilizados en un tiempo no superior a 15 minutos y que puede ser mantenida al menos durante 2 horas, hasta restablecer la secundaria.

En los SEIE la reserva de terciaria se fijará con las mismas condiciones que la secundaria, como el valor máximo de las tres cantidades.

3.a 3.b



3.3.2. Mercado de Regulación terciaria

La regulación terciaria es un servicio complementario de carácter potestativo y oferta obligatoria, gestionado y retribuido por mecanismos de mercado. El diagrama de bloques de funcionamiento se muestra en la figura 4.

Asignación en t real


terciaria

PHO

Requerimientos

PHF Asignación en t real


terciaria

PHO

Requerimientos

PHF

Precio uso

terciaria

MWh

€/MWh

Ofertas de terciaria a subir

Hora HAsignaciones terciaria en hora H

Uso secundariaa subir

Precio uso

secundaria

Figura 15: Asignación energía terciaria

Figura 4: Diagrama de funcionamiento del mercado de regulación terciaria

Aquellas unidades conectadas al sistema y que tengan posibilidad de regular, están obligadas a realizar una ofertar por la totalidad de la reserva terciaria disponible a subir y a bajar.

Las ofertas se envían antes de las 22.00 del día D‐1. Se pueden actualizar en cualquier momento: “Buzón de terciaria”

Las unidades se van asignando en orden de mérito económico, con la salvedad de que no deben producir restricciones. La asignación efectiva se produce 15 minutos antes del inicio de cada periodo de programación y dentro de cada período. Valorándose al precio marginal horario de la energía de regulación terciaria asignada (tanto a subir como a bajar).

El coste de la regulación terciaria se asigna a las unidades que se desvían respecto a programa.

3.4 Reserva programable mediante gestión de desvíos

Además de las reservas de regulación primaria, secundaria y terciaria, antes mencionadas, será necesario disponer de una reserva adicional de potencia activa que garantice la cobertura de la demanda y el funcionamiento seguro del sistema en los siguientes casos:

Diferencias entre la demanda horaria prevista por el OS y la demanda horaria resultante de la casación en los mercados de producción diario o intradiario.

Diferencias entre los programas de producción eólica en los mercados diarios o intradiarios y la prevista por el OS.

Cuando la previsión de pérdida de generación debida a fallos sucesivos y/o retrasos en el acoplamiento o subida de carga de grupos térmicos sea superior a la reserva de regulación terciaria establecida, con una probabilidad mayor o igual al 5% de verse superada en un día concreto.



El valor de la reserva adicional de potencia activa vendrá determinado por la suma de los descuadres de potencia que se deriven de la consideración de los casos anteriores.

3.4.1. Mercado de gestión de desvíos

Este mercado lo lanza el Operador del sistema en períodos entre dos intradiarios. Pueden presentar ofertas los productores de régimen ordinario y de régimen especial de carácter gestionable habilitadas para su prestación por el OS y las instalaciones de consumo de bombeo. La asignación se realiza según orden de mérito económico, sin que provoque restricciones técnicas.

Asignación

Ofertas de gestión de

desvíos

PHO

Requerimiento

desvío a cubrir

PHF

Figura 5. Proceso de la gestión de desvíos

La valoración de este servicio se hace al precio marginal horario de las ofertas asignadas en cada periodo horario, y su coste se imputa a los desvíos comunicados que han participado en gestión de desvíos. Si el desvío convocado es distinto de los desvíos comunicados, el posible sobrecoste o superávit se repercute a todas las unidades de oferta.

En aquellos casos en los que, por razones de urgencia, ausencia de ofertas suficientes, o por indisponibilidad de los sistemas informáticos de gestión u otra causa justificada, no sea posible resolver un desvío mediante la aplicación del mecanismo de gestión de desvíos, y cuando no exista regulación terciaria suficiente, el OS puede adoptar las decisiones de programación que considere más oportunas, para resolver los desvíos generación‐consumo identificados, justificando posteriormente sus actuaciones ante los sujetos afectados y ante la Comisión nacional de la energía (CNE), sin perjuicio de la retribución a que hubiera lugar por la citada prestación del servicio.

3.5 Servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad

Como ya se ha dicho, una forma de regular el equilibrio generación‐demanda es regular la demanda directamente sobre aquellos consumidores que, por un precio determinado, están dispuestos a rebajar su demanda cuando el operador del sistema así lo requiera. No obstante este tipo de regulación tiene asociados problemas relacionados con la precisión de la cantidad a reducir, el número de clientes,… por lo que sólo se acude a los grandes consumidores de electricidad, a los que por número (pocos) y por tamaño de potencia interrumpida podía resultar adecuado el servicio.



El objeto de este servicio es aplicar este servicio a los consumidores que adquieren energía en el mercado de producción y que deseen ofertarlo.

Este servicio:

Está abierto a todos los consumidores que actúan directamente en el mercado; Tiene unos requisitos homogéneos; Su retribución es homogénea para todos los consumidores; Servicio de gestión de demanda formalizado mediante un contrato con el OS de duración anual; La potencia interrumpible se calcula en función de la potencia media demandada por el

consumidor; El contrato se rescinde de forma automática a partir de 2 incumplimientos; La liquidación y la facturación la realiza el OS.

Complemento por interrumpibilidad

Discriminación horaria

Complemento de reactiva

Complemento tarifarios

Servicio de gestión de la demanda de

interrumpibilidad

Discriminación aportada por los precios horarios del

mercado

P.O 7.4 Control de tensión

Situación de Mercado

Figura 6. Servicio gestión de interrumpibilidad

Serán proveedores aquellos consumidores que dispongan de la correspondientes autorización administrativa emitida por la DGPEM y que hayan formalizado el contrato para la prestación del servicio con el OS.

La temporada de interrumpibilidad es anual, comienza el 1 de noviembre, y existen varios tipos de reducción, tal como se muestra en la figura 7.

Los requisitos para contratar son:

Ser un consumidor conectado en alta tensión que contrate su energía en el mercado de producción. Ofrecer un valor mínimo de potencia interrumpible no inferior a 5 MW. Debe acreditar haber

cumplido dicha condición durante los 2 años anteriores. Para nuevas instalaciones menos de 1 año, se exigirá un nº horas de funcionamiento con una potencia igual o superior. Y además se verificará esta condición sobre el funcionamiento anual previsto.

Tener un volumen de consumo anual en el período tarifario 6 igual o superior al 55 % de su volumen consumo anual.

Tener instalado el relé de deslastre por subfrecuencia determinado por el OS.



Tener equipos de medida y control para su gestión, control y medida adecuados a la normativa de equipos de medida y control.

No desarrollar una actividad que incluya servicios básicos u otras actividades que puedan provocar riesgos para personas o bienes (por ejemplo aeropuertos).

Tipos de reducción de potencia y

períodos

Retribución del servicio

Requisitos para la contratación

Tipo PreavisoHrs. mín

intpHrs. max

intpNum. máx períodos

Duración máx períodos

Máx. Pmax

1 2 1 12 3 4hrsP max1 en 2 períodos /

P50% en 1 período

2 2 1 8 2 4hrs P max 2

3 1 1 3 1 3hrs P max 3

4 5 min 1 2 1 2hrs P max 4

5 0 min 1 1 1 1hora P max 5

Servicio de Gestión de la demanda mercado

1) Consumidores en AT a mercado

2) Pof (Ej/hj – P max,i) > 5 MW j = períodos tarifa de acceso

3) Consumo anual en P 6 (valle) > 55% consumo total anual

RSI = DI x FE H DI = 0,78

H - 2100 S Σ ki ( Pm1 – P maxi)

Pm1 [ ]

FE = Σ [ P eh ( Σ E j α j ) ]

Penalizaciones

1) Incumplimiento de una orden (económica + propuesta revocación de la Autor. Admin.)

2) Incumplimiento condiciones de prestación del servicio (propuesta revocación de la Autor. Admin.)

3) Incumplimiento del plazo de preaviso de resolución del contrato (económica)

RSDI = Retribución anual servicio

(€).

Máximo 20 €/MWh consumido.

FE = Importe Facturación anual.

DI = Descuento anual en porcentaje.

Figura 7: Servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad

El OS, estudia las necesidades de aplicación de la interrumpibilidad, evaluando las potencias a interrumpir, la duración y los perfiles o intervalos de interrupción.

El OS gestiona el servicio atendiendo a las necesidades que surjan en la operación del sistema eléctrico. Además podrá aplicar órdenes de reducción de potencia si la relación entre la previsión potencia disponible sistema y la previsión potencia demandada es inferior a 1,10 o haya trabajos en la red observable que pongan en riesgo la seguridad del sistema eléctrico.

El consumidor cualificado hace su oferta de tipo y, en su caso, modalidad de la interrumpibilidad, la extensión zonal, así como, cuando proceda, los perfiles potencia‐tiempo.

La selección podrá hacerse atendiendo a los siguientes criterios:

Ámbito nacional: Aplicación a todos los consumidores interrumpibles. Zonas eléctricas: Aplicación restringida a las zonas eléctricas seleccionadas, de entre las 18 zonas

existentes. Empresas eléctricas: Ámbito de aplicación seleccionando por empresas distribuidoras. Consumidores individuales: Selección directa de los consumidores que vayan a ser objeto de

aplicación de la orden de reducción de potencia. Horas disponibles: Atendiendo al número de horas de interrupción aplicadas y restantes.



El OS comprueba que todos los criterios son correctos y que no se sobrepasa ninguna de las limitaciones que impone la reglamentación.

En ningún caso se puede enviar la orden de reducción de potencia a los consumidores cuyo consumo actual o previsto para el período de interrupción sea inferior a la potencia mínima interrumpible.

Una vez recibida la orden, el equipo del consumidor debe ser capaz de decodificar la información, codificarla de nuevo y devolverla como acuse de recibo del preaviso.

El OS, a través de su sistema de gestión, envía finalmente la validación de la orden una vez comprobado que es correcto el acuse recibido o, en su caso, aviso de que la orden inicial no tenía como origen el sistema del OS.

De forma automática, el OS a través de su sistema de gestión de interrumpibilidad repetirá a los cinco minutos el envío de aquellos preavisos o comunicaciones de los que no haya recibido acuse de recibo.

En cualquier momento se podrán anular las órdenes de reducción de potencia, incluso si están en ejecución.

Los gestores de las redes de distribución podrán solicitar del OS la aplicación de una orden de reducción de potencia en las áreas de distribución de su competencia cuando las circunstancias de operación así lo exijan. El OS analizará la solicitud, determinará la interrupción que se adapte a las necesidades planteadas por el gestor de la red de distribución y procederá en consecuencia, informando debidamente a la empresa solicitante.

El equipo de cada consumidor deberá ser capaz de enviar al sistema del OS acuse de recibo de las órdenes de interrupción, su cambio y/o anulación, desglosados por tipo de interrumpibilidad 1, 2, 3, 4 y 5, que incluirá el perfil potencia/tiempo, en un máximo de dos minutos desde su recepción.

Después de cada orden de reducción de potencia, el consumidor enviará de forma automática los registros del maxímetro con la energía integrada demandada cada cinco minutos, la potencia máxima y las marcas de tiempo a que corresponden las interrupciones efectuadas.

Esta información será reenviada por el OS a la empresa distribuidora responsable de las medidas y de la facturación.

El OS comunicará a la DGPEM los datos de la orden de reducción de potencia, los clientes afectados y el grado de cumplimiento.



4. OPERACIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE

La red, o el conjunto de redes de transporte (primario y secundario7) y distribución, con sus correspondientes elementos de transformación, constituyen el elemento del sistema cuya misión es el soporte físico del flujo de energía entre generación y demanda. Las líneas eléctricas que forman las redes no son neutras al paso de estos flujos: en ellas se producen caídas de tensión y pérdidas, que añaden unas necesidades adicionales de gestión y control a las que supone el trasvase de potencia activa.

La variabilidad de la demanda obliga a establecer unos mecanismos de control. Los cambios en la demanda se detectan de forma indirecta a través de los cambios en la frecuencia del sistema (y en el intercambio establecido con los países limítrofes) cuyo desarrollo ya se ha visto en el apartado anterior) y en las tensiones del mismo, siendo los dos controles esenciales del sistema: el control frecuencia‐potencia y el control tensión‐reactiva

4.1 Flujos de potencia activa y reactiva en el sistema

Diversos elementos del sistema (incluida obviamente la demanda) consumen o generan potencia activa y reactiva.

El flujo de potencia se establece siguiendo las leyes físicas que ordenan la circulación de corriente por lo lugares de menor impedancia. El control de los flujos de potencia activa por las líneas es complicado en tiempo real por lo que debe incluirse en el diseño de la red. Debido a la dificultad de realización de nueva red, en algunos países se comienzan poner transformadores desfasadores que consiguen reducir los flujos que los circulan, sin aumentar en exceso las pérdidas. No obstante cualquier elemento que haga modificar el flujo de potencia activa produce siempre un aumento de las pérdidas globales del sistema.

El flujo de potencia reactiva tiene una relación muy fuerte con la calidad de la tensión, es decir, afecta mucho al módulo de la misma. Sus principales características son:

El consumo origina caídas de tensión, en aquellos elementos cuya inductancias serie es importante como es el caso de las líneas aéreas y subterráneas, en los transformadores de potencia y en las reactancias.

La generación de reactiva tiene que ver con el incremento de tensión y tiene lugar en los elementos capacitivos como los condensadores reales, la capacidad a tierra de las líneas aéreas y de los cables subterráneos.

Los alternadores son capaces de realizar la doble acción pueden generar o consumir potencia reactiva a demanda del operador.

7 Se llama transporte secundario a aquella parte de la red de 220 kV que afecta sólo a la red de las comunidades autónomas.



Hay que tener en cuenta que flujo de potencia reactiva por un sistema en corriente alterna viene determinado básicamente por la diferencia de los módulos de las tensiones de los nudos; mientras que en la determinación del flujo de potencia activa por las líneas ele elemento que más influye es la diferencia de los ángulos de las tensiones a los extremos de la línea (o del elemento a analizar).

Controlando la tensión de los nudos, inyectando o detrayendo en ellos una determinada cantidad de potencia reactiva, determinaremos su flujo por el sistema. Siempre va a existir un equilibrio entre generación y consumo reactivo, y, sin control, el nivel de tensiones de un sistema puede ser inadmisible (ello significa que se producen cortocircuitos debido a fallos de aislamiento). En una primera aproximación, un exceso de potencia reactiva en un área significa altas tensiones; un déficit, tensiones bajas. La potencia reactiva de un sistema influye también sobre las pérdidas activas, el calentamiento de los componentes, la capacidad de transporte de las líneas y, en algunos casos, la estabilidad del mismo. Por último, el nivel de tensiones del sistema debe controlarse para no afectar al funcionamiento de las cargas y no sobrepasar los niveles de diseño del aislamiento que los materiales soportan en régimen permanente. Los márgenes admisibles son en este caso más amplios, aceptándose en las normas internacionales variaciones de hasta el 10%.

La gran diferencia con la potencia activa es que si bien esta se produce en los generadores y la consumen la demanda y el sistema (pérdidas), la potencia reactiva la genera cualquier elemento capacitivo y de la red y la consume cualquier elemento inductivo (no sólo los generadores que pueden consumir o generar, o las cargas (que suelen consumir) sino las líneas, los transformadores,… TODOS los elementos constitutivos del sistema.

La energía reactiva debe pues ser aportada a los elementos que lo precisen. Ahora bien, sus dificultades para ser transportada a grandes distancias (puesto que precisa una diferencia de módulos de las tensiones entre ambos extremos de la línea, es decir, necesita que se produzca una caída de tensión, lo que es contraproducente para el buen funcionamiento del sistema y el mantenimiento de la tensión en unos márgenes), debe generarse de forma local. Esta es una segunda razón básica de la necesidad de “localizar” adecuadamente la generación, cuyas posibilidades, no solamente de producción de potencia activa, sino también de potencia reactiva, de forma continua y regulable, hacen de ellos los controladores “naturales” del flujo reactivo del sistema.

Un generador controla la energía reactiva mediante la corriente de excitación; un alternador sobreexcitado genera reactiva, mientras que un alternador subexcitado la consume. Este control es continuo en todo su rango de funcionamiento. La capacidad de producir o absorber energía reactiva en un generador está directamente relacionada con la potencia activa que genera en ese momento, en una relación característica de la máquina.

Ahora bien, es evidente que si la demanda de energía reactiva se deja crecer de forma incontrolada, la aportación de la generación puede ser insuficiente, o no estar lo suficientemente próxima. Téngase en cuenta que la capacidad de producción de reactiva en una máquina síncrona tiene un límite, y además va en detrimento de la producción de activa. En el caso de que se produzca un problema de tensión baja (con el indicado en la figura 8) se puede originar el proceso conocido por colapso de tensión que una vez comenzado lleva irremediablemente a la pérdida de una zona más o menos grande.

Lo ideal sería que el sistema se compense localmente, y en los niveles de tensión más próximos a donde se produce esta demanda de reactiva, a fin de no transportarla a través de líneas y transformadores. La



potencia reactiva “ocupa” un determinado porcentaje de la intensidad de la línea, y por tanto tiene como segundo efecto limitar la capacidad de transporte, y como tercero incrementar las pérdidas del sistema. Por tanto debe minimizarse éste tanto como sea posible.

Demanda Madrid

Tensión S.S. Reyes (kV)

Deslastre

Figura 8 Demanda en Madrid frente a Tensión en S.S. Reyes el 17 de diciembre de 2001. En este día se produjo un proceso de colapso de tensiones en la zona de Madrid y Valencia que, para abortarlo, fue necesario un deslastre de cargas en varias zonas

de España

En la primera época de los sistemas de potencia no se empleaban elementos de compensación de energía reactiva, debido a la proximidad de la generación a las cargas. Según se fueron extendiendo las redes, se generalizó el uso de motores síncronos, pequeños compensadores síncronos y bancos de condensadores estáticos, incluso se instalaron compensadores síncronos de tamaño equivalente a un alternador. Con el desarrollo de la tecnología de fabricación de condensadores más seguros, económicos y eficientes, se ha extendido la instalación de bancos de condensadores en paralelo para compensar el factor de potencia, en particular en redes de distribución.

También las líneas de transporte en extra alta tensión tienen un comportamiento singular, si van poco cargadas (transportan poca energía) se comportan como un gran condensador generando gran cantidad de reactiva y si van muy cargadas se comportan como una carga, por tanto han producido la necesidad de emplear reactancias paralelo o condensadores serie, en el primer caso para compensar la producción capacitiva excesiva de la línea en vacío, o en horas valle de demanda, y en el segundo, para tratar de “disminuir” la reactancia serie de la línea, que provoca no sólo caídas de tensión sino el “alejamiento” eléctrico de los puntos que conecta cuando transmite mucha energía. Los últimos desarrollos han sido los compensadores estáticos (llamados SVC, Static Var Compensators), que maniobran condensadores y reactancias por medio de tiristores en vez de con aparamenta convencional, permitiendo un control continuo de la potencia reactiva aportada o consumida. Finalmente, hay que mencionar como elementos de control de tensión, las tomas de los transformadores.

4.2 La planificación de la red de transporte

Como ya se ha dicho el trabajo del operador empieza unos años antes del día en el que se tiene que realizar, con el proceso de planificación del sistema. Aunque esta tarea es una labor del Estado Español, es REE, y en particular el Operador del Sistema, la herramienta para analizar el desarrollo propuesto por el Ministerio, cuya misión es establecer un sistema en el que sea posible un sistema seguro en función



de un marco en el que se establecen la evolución de la demanda y generación eléctrica y de aquellos otras actuaciones que puedan afectarles, buscando así su imbricación en la planificación urbanística y en la ordenación del territorio.

Aprobación en Consejo de Ministros y Información Parlamento

Figura 9: Etapas del proceso de planificación.

El proceso general de la planificación se muestra en la figura 9 la solución es el conjunto de líneas, subestaciones, transformadores, elementos de control de tensión, necesarios para que se pueda verificar la operación del sistema en el futuro próximo con un alcance de 8 años.

4.3 Servicio complementario de Control de tensiones

Este servicio complementario establece los criterios generales para el control de tensiones en los nudos de la red bajo la gestión técnica del OS. Comprende el conjunto de actuaciones sobre los recursos de generación y absorción de reactiva (generadores, reactancias y condensadores) y otros elementos, como los transformadores con cambios de tomas, orientadas a mantener los niveles de tensión dentro de los márgenes especificados para cumplir laos criterios de seguridad y calidad de suministro.

Son proveedores del servicio los generadores conectados a la RdT con una potencia nominal mayor o igual a 30 MW, las empresas transportistas y los gestores de las redes de distribución y consumidores cualificados conectados a la RdT, con potencia contratada mayor o igual a 15 MW.

Debido al carácter local este servicio complementario consta de una prestación mínima de carácter obligatoria, no remunerada, y una parte voluntaria: excedentes ofertados, que se retribuirán con unos precios regulados publicados anualmente por el ministerio antes del 15 de septiembre (pendiente).

Se deberán prestar los siguientes requisitos mínimos:

Las unidades de producción deberán aportar o consumir una potencia reactiva de hasta el 15% de la potencia activa neta máxima a tensión nominal.

Los transportistas (actualmente, REE) deben poner en servicio todos medios disponibles (reactancias, condensadores, transformadores con regulación, apertura de líneas para el control de tensión y otros elementos de gestión de reactiva y control de tensión).



Consumos: En punta el consumo de reactiva no podrá superar el 33% de consumo de activa (Factor de potencia en puntos frontera, cos φ ≥ 0,95 inductivo, en valle no podrá entregar reactiva a la red de transporte (cos φ ≥1 inductivo), en llano el consumo de reactiva no podrá exceder del el 33 por 100 del consumo de potencia activa y no podrá existir entrega de potencia reactiva a la red de transporte (0,95 inductivo < cos φ < 1 inductivo).

Para el proceso de resolución de restricciones técnicas del PDBF el OS contará con todos los recursos (obligatorios y adicionales asignados anualmente) de control de tensión disponibles como resultado de la aplicación de este procedimiento

Grupos: Rango consignas de tensión comunicadas por OS el día D‐1 en nudo frontera con RdT Distribuidores y Consumidores cualificados: Rango consignas de factor de potencia comunicadas

por el OS el día D‐1 en puntos frontera Transformadores 400/220 kV: Consigna de tensión en nudo controlado Reactancias y Condensadores: Instrucciones de acoplamiento/desacoplamiento. M.E.R (Mecanismo Excepcional de Resolución): el operador tiene potestad para cambiar en tiempo

real el valor de las consignas programadas el día D‐1.

5. ESTUDIOS Y MEDIDAS DE CORTO PLAZO

5.1 Previsión de la demanda

La demanda eléctrica se caracteriza por:

Su variación en el tiempo.

Su distribución o dispersión geográfica.

Su composición mixta.

La demanda del sistema está compuesta, en último término, por muchas unidades de carga. El término “carga” alude a un aparato o conjunto de ellos que demandan energía de una red eléctrica. En la práctica, esta definición engloba desde una bombilla de pocos vatios a un motor de inducción de varios megavatios, por tanto se habla de elementos “pasivos” o “activos”, con un rango de potencias muy amplio, ciclos de uso muy diversos, con simetría de fases o no, y con necesidades y reacciones distintas a los cambios en el funcionamiento del sistema. Éste debe ser capaz de alimentar desde cargas industriales trifásicas, equilibradas y con ciclos de carga constante a consumidores domésticos, monofásicos, desequilibrados y aleatorios.

Por el nivel de satisfacción esperado: la demanda tiene que ser satisfecha, en tiempo real, con unos valores establecidos de “garantía” (continuidad) y calidad de suministro.

La variabilidad de la demanda es uno de los aspectos que más sorprende a la hora de abordar el estudio de un sistema de potencia. El consumidor final, en general, se considera a sí mismo como parte minúscula de una “red infinita”, sin influencia eléctricamente en ella. No tiene consciencia de la



acumulación de muchas acciones pequeñas es lo que da forma a la demanda total del sistema, ni de la complejidad del sistema de gestión de producción y transporte que se desencadena para que sea posible, la mayor parte de las veces, que podamos “dar la luz” con el simple gesto de apretar un interruptor. Los diseños y despachos de los sistemas de potencia hacen jugar a las leyes estadísticas en su favor: se estiman las curvas de carga totales, acumulación de consumos individuales esperados más probables en función del día y hora, se suponen los sistemas trifásicos y equilibrados en su conjunto

Trasladada a escala nacional, la curva suma de todos los consumidores tiene, por ejemplo, el aspecto de la figura 10 en un día de invierno y otro de verano (curva de color amarillo).

Figura 10: Curvas de la demanda diaria: (a) un día característico de invierno y (b) uno de verano

El sistema de gestión tiene pues que anticiparse a la necesidad de potencia, para lo cual se hacen estudios de previsiones horarias (curva verde),

En el gráfico se aprecian diferencias de demanda del orden de 15.000 MW en intervalos de tiempo de apenas unas horas. Hay que tener en cuenta que arrancar una central de generación y llevarla a un cierto nivel de funcionamiento no es un proceso inmediato, dependiendo de su tecnología puede tardar desde unos 15 minutos para alguna generación hidráulica, unas 6 horas para la generación térmica o hasta tres días para alguna central nuclear. Aunque en general bajar la producción es más rápido, no toda la generación es pues capaz de seguir las variaciones más rápidas de la demanda; ello, suponiendo que sea regulable, condición que no pueden cumplir, por ejemplo, las plantas cuya energía primaria depende de factores meteorológicos aleatorios, como es el caso de la energía eólica o la energía solar.

42000

38000

34000

30000

2600022000

Domingo12/12/10

Lunes13/12/10

Martes14/12/10

Miércoles15/12/10

Jueves16/12/10

Viernes17/12/10

Sábado18/12/10

DEM

ANDA MW

Figura 11: Evolución de la demanda durante una semana de invierno

a b



0

50

100

150

200

250

300

‐6,00

‐4,00

‐2,00

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Inc anual dem (%) Inc anual PIB (%) DEM (BC)

Figura 12: Los ciclos de crecimiento de la demanda

La curva tampoco es constante en el tiempo (día a día: figura 11). Los principales factores explicativos de la variabilidad de la demanda son:

El clima: estacionalidad, temperatura, nubosidad.

El calendario: laboralidad, tipos de días.

La actividad económica: crecimiento económico, coyuntura, nivel de vida.

Los ciclos de la demanda se intentan explicar en base a estas variables: Así, por ejemplo, en la figura 12 se muestra la evolución de la demanda (línea rojo) con el PIB (líneas en azul) en España.

5.2 Programación de la operación

Las acciones que debe realizar el operador del sistema de modo que se mantenga la seguridad del mismo son consecuencia de un trabajo previo en el que se fijan y se preparan las condiciones de funcionamiento. Aunque ello no implique que la naturaleza tiene su toque de aleatoriedad que se refleja en la operación. No obstante, cuanto más simulaciones, estudios y buenas aplicaciones haya, la realidad de la operación se habrá podido prever mejor y, por tanto, mantener mejor y más barata la seguridad del sistema eléctrico.

Por programación de la operación se debe entender las acciones que se han de tomar para que, en el tiempo real, el sistema esté preparado para cumplir con los procedimientos de operación en las condiciones de calidad y fiabilidad estipuladas. También se incluye en este concepto la programación del mantenimiento de la red, que debe permitir desarrollar una operación segura. Estas acciones son diferentes si se trata de un sistema aislado (insular o extrapeninsular) o del sistema peninsular.



El aislamiento y el tamaño de los SEIE requieren un tratamiento diferenciado con respecto al peninsular, especialmente en las exigencias de los grupos de generación. La singularidad de estos territorios radica, principalmente, en un previsible mayor coste de la actividad de producción respecto a la península, derivado de: el mayor nivel de reserva que es necesario mantener en los sistemas aislados, el sobrecoste de las tecnologías específicas utilizadas, así como, cuando sea el caso, los mayores costes de combustible.

Por eso, mientras que en la península existe un mercado libre con ofertas y demandas con múltiples generadores de diferentes tecnologías y combustibles, en los SEIE el OS realiza un despacho económico8 de los grupos de generación necesarios para cubrir la demanda, en función de los costes variables de generación de los grupos generadores; posteriormente analiza y gestiona las restricciones técnicas, tras lo cual obtiene el programa definitivo de generación.

Figura 13: Períodos de ejecución y horizontes de los que afectan a la operación

Con el fin de mantener las tarifas y precios equivalentes a las que resultan del sistema de ofertas peninsular, y teniendo en cuenta el mayor coste de generación previsible, derivado de la propia estructura de los sistemas aislados, se establece un mecanismo de compatibilidad económica, que garantice el fin perseguido, y evite la discriminación a los consumidores cualificados y comercializadores, sin perjudicar la eficiencia energética y económica de cada uno de los sistemas.

8 Por despacho económico se entiende que las unidades se van asignando a medida que aumenta su coste marginal. Véase el capítulo 6 del libro “Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica “ de Mcgraw Hill coordinado por A. Gómez Expósito, y cuyos autores son: F. Galiana y A. Conejo ambos de la Universidad de Castilla la Mancha en Ciudad Real



En el sistema peninsular existe un mercado de energía. El OS retoma el proceso a partir de que el OM finaliza el proceso de casación (véase la figura 13).

En la figura 13 se muestran los procesos de programación de la operación, sin incluir aquellos relacionados con el mantenimiento, y teniendo en cuenta ya las restricciones de garantía de suministro (paralizado de momento). El proceso diario comienza el día anterior con la publicación, por parte de REE, de los datos significativos de previsión diaria, que incluyen la capacidad de las interconexiones y la demanda prevista.

En la figura 14 se muestran, con más detalle, los diferentes procesos. El OS tras recibir la información del operador de mercado del programa casado e incluir la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física comunicada publica el (PBF). Este programa no tiene que ser técnicamente viable y por tanto esta es la primera acción a realizar por parte del operador del sistema, Una vez realizado esto mediante el proceso de resolución de las restricciones. Este es un proceso de mercado que de describe en el siguiente apartado.

Mercado Diario

Solución Restricciones PBF

Regulación Secundaria

Mercado Intradiario:Sesiones 1 a 6

Solución Restricciones MI

Gestión de Desvíos

Reserva Terciaria

Solución Restricciones TR

PBC

Operador del Mercado

< 11.00 h

PVP14.00 h

16.00 h

18.30 h

…

PHF19.20 h

…

21.00 h

…

15 min

antes de h

P48T. real

Operador del Sistema

Información previa MD< 9.00 h

Recepción Nominaciones PBF< 12.00 h

Actualización (en su caso) del plan semanal de funcionamiento

• Restricciones por garantía de suministro

• Restricciones técnicas

Figura 14: Procesos sobre la demanda en los que se ve implicado el OS

5.3 Resolución de restricciones técnicas

Lo primero a lo que se enfrenta el OS tras conocer lo casado por el Operador del Mercado diario, es identificar y resolver las congestiones del PDBF que afecten a las interconexiones con Marruecos (no se dispone de un mecanismo coordinado de gestión de la capacidad de intercambio), y tras ello se analiza la viabilidad del PBF para garantizar la cobertura de la demanda prevista y el cumplimiento de los criterios de fiabilidad y seguridad establecidos en los P.O. y las restricciones por garantía de suministro. Todo el proceso está descrito en el P.O. 3.2 Resolución de restricciones técnicas.



Por restricción técnica se debe entender una violación de los límites establecidos para la seguridad, calidad o fiabilidad del suministro, que requiera, a criterio técnico del operador del sistema, la modificación de los programas de generación/demanda.

Las más habituales son:

Incumpliendo de los criterios de seguridad (sobrecarga de líneas ante fallos, problemas de tensiones altas/bajas)

Insuficiente reserva de potencia para garantizar cobertura de la demanda

Insuficiente reserva de regulación secundaria y terciaria

Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión y la reposición del servicio.

Congestión en las interconexiones internacionales.

Para ello se analiza el programa PBF de forma estática y se comprueba si se produce alguna inobservancia de los márgenes establecidos (véase el capítulo 2), llamada cada una de ellas restricción técnica del sistema, que obliga a la modificación de la generación establecida o de la topología de la red.

En la figura 14 se ve como los análisis de restricciones técnicas se realizan tras cada casación del mercado diario o de los intradiarios y en el tiempo real.

5.3.1. Resolución de restricciones por garantía de suministro (aún no en vigor)

Con este mecanismo se analiza la producción de energía eléctrica que utiliza carbón nacional de modo que se para asegure la garantía del suministro hasta límite del 15% de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad9 teniendo en cuenta las posibles limitaciones de programa que, por seguridad, pudieran ser requeridas.

Plan de funcionamiento

Dado que el objetivo se establece en términos anuales, se realizan análisis con horizonte anual a fin de ubicar temporalmente la producción en cada una de las centrales implicadas (Soto de Ribera 3, Narcea 3, Anllares, La Robla 2, Compostilla, Teruel, Guardo 2, Puentenuevo 3, Escucha y Elcogás) de la manera más eficiente, teniendo en cuenta la estacionalidad de la demanda, de las aportaciones a los embalses hidroeléctricos, de la producción eólica y de la solar, así como la indisponibilidades programadas, la existencia de carbón, la capacidad de almacenaje de éste, etc. Estos análisis del OS se publicarán mensualmente.

Podrán formar parte del plan de funcionamiento semanal las centrales que no hayan alcanzado su volumen máximo de producción por garantía de suministro. Este plan establecerá, para cada día de la semana y con desglose horario y el programa de producción de cada central, que pondrá a disposición de cada sujeto del mercado.

9 Este límite máximo se estable en el artículo 25 de la Ley 54/1997 de 27 de noviembre.



Proceso de resolución de restricciones por criterios de seguridad de suministro: Fase 1: Modificación del programa PDBF

En esta fase se identifican los incrementos de generación sobre el PDBF, necesarios para cumplir con los criterios de seguridad de suministro, respetando las limitaciones de los programas que hayan sido precisos establecer por razones de seguridad del sistema. Los incrementos de programa se efectuarán mediante redespachos, hasta los valores de producción fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro, dando lugar a nuevos programas de energía que estarán establecidos de preferencia en valores enteros de MWh, y que tendrán un valor factible (superior al mínimo técnico e inferior al límite máximo). Si, no puedan ser compensados mediante la reducción de los programas de las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario emisoras de CO2 participantes en este proceso, el OS podrá establecer incrementos de programa inferiores a los fijados en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro. Los redespachos, una vez incorporados en el PDVP, se considerarán firmes y serán valorados al precio de retribución de la energía fijado para cada central, de acuerdo con el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero.

Proceso de resolución de restricciones por criterios de seguridad de suministro: Fase 2: Reequilibrio generación y demanda

Tras resolver las restricciones por garantía de suministro y las del PDBF por criterios de seguridad, el OS procederá a equilibrar los posibles descuadres de generación, respetándose las limitaciones establecidas por seguridad. El criterio será el de reducir la energía del PDBF de las instalaciones térmicas de régimen ordinario emisoras de CO2, que utilicen como combustible carbón (de importación o nacional), fuel o gas natural, quedando excluidas: las unidades participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, las instalaciones de cogeneración, las instalaciones de régimen especial a las que aplique la prima del Real Decreto 661/2007, las instalaciones en pruebas pre‐operacionales y las de producción de régimen ordinario que usen gas siderúrgico en su generación y lo hayan comunicado al OS.

Los criterios para reducción son:

En primer lugar las unidades de carbón y fuel programadas en el PDBF con el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO2 (fijados en el anexo I del 134/2010), respetando las limitaciones de programa por seguridad. Cuando exista varias unidades con el mismo nivel de emisiones de CO2, se realizará un reparto a prorrata de la energía a reducir entre todas ellas.

Posteriormente, se reducirán las unidades que utilicen como combustible gas natural, de forma proporcional a la energía programada en el PDBF

En el caso de que aún no se haya restablecido el equilibrio, el OS reducirá:

En primer lugar, el programa de las unidades participantes en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, que no hayan alcanzado el volumen máximo de producción programable para cada año por garantía de suministro, hasta los valores establecidos en el plan de funcionamiento diario por garantía de suministro.

Prorrateará la energía a reducir entre todas las unidades en proporción a los incrementos de los programas de producción establecidos. En este proceso se respetará el mínimo técnico de los grupos, teniendo en cuenta en su caso, su programa PDBF.



Si persistiese el desequilibrio, se anularán preferentemente los incrementos de los programas por garantía de suministro de aquellas unidades que, resolviendo el desequilibrio entre generación y demanda, conlleven un menor movimiento de los incrementos de producción del plan semanal, en todos los periodos horarios del horizonte de programación. En este proceso de reducción participarán en primer lugar las unidades que en el PDBF tengan un programa horario nulo. En el caso de que más de una unidad hubiese resultado programada en el PDBF, se seleccionarán las unidades siguiendo el orden creciente de energía diaria programada en el PDBF y, cuando coincida dicho valor, se seleccionarán siguiendo en primer lugar, orden alfabético y finalmente, orden numérico.

En los procesos de reducción del programa de energía respecto al PDBF de las unidades de programación de carbón, fuel y de las que utilicen como combustible gas natural, se respetarán los programas de energía de las unidades que tengan únicamente programa PDBF en uno o varios de los tres primeros periodos horarios que constituyen el horizonte diario de programación, a modo de rampa descendente de carga asociada a un proceso de desacoplamiento de la unidad.

Las reducciones de programa aplicadas para equilibrar los incrementos por estas restricciones serán valoradas al precio marginal horario resultante del mercado diario.

5.3.2. Solución de restricciones técnicas tras el programa base de funcionamiento (PBF)

El proceso que a continuación se describe (véase la figura 7) es el utilizado por el OS, para solucionar el resto de las restricciones técnicas; comienza tras la publicación del PDBF y se compone de dos fases y sigue criterios de mercado.

En la primera fase se eliminan las restricciones técnicas mediante modificaciones de programa casado PBF. Además, como colofón, se le pueden imponen limitaciones de seguridad a aquellas unidades programadas que sean las responsables de restricciones (para la fase II o los análisis de restricciones en los subsiguientes intradiarios). Cuando se detecten problemas de evacuación de la producción, se pueden establecer, además, limitaciones por zona o conjunto de unidades de producción.

La segunda fase consiste en cuadrar el programa definitivo. Al haber modificado en la fase 1 la producción, se pueden haber producido desequilibrios en el balance generación y demanda por lo cual es necesario modificar el programa de forma que se respeten las limitaciones por seguridad impuestas en dicha fase.

Es preciso realizar ofertas específicas para este proceso hasta 30 minutos después de la publicación del PDBF. Estas ofertas a presentar son simples (precio/ energía) para todos los grupos casados. En el caso de grupos térmicos que tengan, en el PBF, un programa horario nulo en todos los períodos horarios o un programa de energía descendente en los tres primeros períodos horarios, podrán presentar ofertas complejas de:

Ingresos por mantener acoplada la unidad durante una hora.

Ingresos por unidad de energía producida.

Ingresos por arranque en caliente (<5 horas tras última hora con programa asignado)

Ingresos por arranque en frío.



Las ofertas de venta (de la energía casada en el mercado) serán obligatorias para aquellos generadores que cobran el término de garantía de potencia, y las unidades con contratos bilaterales para la exportación por la interconexión Marroquí, el resto de unidades, excepto la generación renovable 8que no puede hacer ofertas, lo podrán realizar libremente.

Las ofertas de compra por el contrario son obligatorias para todas las unidades de venta respecto al programa de venta de energía del PDBF, excepto para las renovables.

Criterios de Seguridad

Análisis seguridad (técnicas +reservas

PBF ¿Restr.?

PVP

+

Límites seguridad

NO

Solución restric.

Compen. Descuadr.

SI

Seguridad de

suministro

FASE I FASE II

Figura 14: Procesos sobre la demanda en los que se ve implicado el OS

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400

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En

erg

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rog

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a p

or r

es

tric

cio

ne

s (G

Wh

)

A SUBIR A BAJAR

Figura 15: Energía mensual programada por restricciones tanto para subir como para bajar

Fase1ª: Modificación programa PBF por criterios de seguridad

En esta fase, se analiza el sistema y, en los puntos donde se producen incumplimientos de las características de calidad o fiabilidad del sistema, se resuelven retirando o añadiendo ofertas de venta de energía de la siguiente forma:

Sobrecargas: se reduce generación en la zona afectada y, en el caso de poderse hacer, se activan los teledisparos en los grupos que producen la sobrecarga.

Subtensiones: se incrementa o acopla generación.

Falta de reserva: acoplando generación al mínimo técnico.



Este análisis se hace para las situaciones clave del día siguiente seleccionadas por el OS.

Las sobrecargas por exceso de producción se resuelven reduciendo la generación de la zona afectada, o bien actuando en caso de ser posible sobre los teledisparos de los generadores que las producen. La filosofía de actuación comienza por analizar la influencia del programa de energía de cada unidad en la restricción correspondiente y actuar disminuyendo la producción prevista en el PBF de la siguiente forma:

Si hay varias unidades con influencia equivalente la reducción se hace mediante prorrata.

Si las unidades tienen distinta influencia la reducción se efectúa según factores de contribución decrecientes.

En el caso de anulación del programa PBF de una unidad de venta no se produce compensación económica, e incluso se anula la prima para aquellas centrales que la perciban por producción.

No obstante cuando la restricción sea debido a la evacuación de la producción de energía procedente del régimen ordinario (RO) y del régimen especial (RE) se actuará según los siguientes criterios para el caso de la reducción de la generación:

En primer lugar se realizarán las que afecten a las Unidades de Venta de producción de régimen ordinario,

unidades de producción de régimen especial gestionable no renovable,

unidades de producción de régimen especial gestionable renovable,

unidades de producción de régimen especial no gestionable no renovable,

unidades de producción de régimen especial no gestionable renovable.

En muchos casos, la reducción de programa de producción puede ser evitada mediante la activación de sistemas de teledisparo. Estos sistemas han de estar instalados en las centrales y deberán ser controlados por el operador del sistema.

Las forma de solventar las restricciones por subtensiones es incrementando la generación en la zona o mediante el acoplamiento de una nueva generación. La filosofía de selección es la de aquella oferta o conjunto de ofertas que suponga un menor coste para el sistema, y a igualdad de coste, se selecciona aquella que represente un menor movimiento de energía. En este caso el servicio se retribuye al precio de cada oferta de restricciones asignada (no se utiliza un sistema marginalista).

El método para la solución de restricciones técnicas debidas a insuficiente reserva necesaria para cubrir las necesidades de regulación primaria, secundaria y terciaria establecidas reglamentariamente, sigue la siguiente filosofía:

En primer lugar se contabiliza la reserva existente sumando la de los grupos térmicos acoplados, la reserva hidráulica disponible durante 4 horas y la reserva de generación de bombeo durante 4 horas.



Si se detectase reserva insuficiente para subir, se procede a programar el arranque y acoplamiento de grupos térmicos adicionales, con el objeto de asegurar así la reserva adicional de potencia a subir requerida con el mínimo coste asociado y teniendo en cuenta:

la reserva de potencia a subir que cada uno de los grupos térmicos disponibles y no acoplados, aportaría al sistema,

el tiempo mínimo de arranque en frío o en caliente, según sea el caso, y de programación declarado por la unidad (desde orden de arranque hasta mínimo técnico),

el coste asociado a la programación del arranque y acoplamiento de cada uno de ellos.

El coste de programación por este motivo se calcula como el cociente entre el coste de programación del grupo a mínimo técnico en todos periodos horarios con insuficiente reserva de potencia a subir y, la potencia máxima disponible del grupo por el número de periodos horarios en los que se requiere la programación de grupos térmicos adicionales.

Si el problema detectado es de falta de reserva de potencia a bajar, se aplicarán limitaciones de programa sobre las unidades de bombeo hasta un valor igual al de su programa en el PDBF.

Como consecuencia del análisis de las restricciones se establece un sistema de limitaciones por zonas, o conjunto de unidades de programación, que se aplicará en la selección de ofertas de los programas intradiarios.

Fase 2ª: Reequilibrio generación ‐ demanda

Como final de la fase I se obtiene un sistema sin restricciones pero que puede estar descuadrado, ya que el análisis de sobrecargas y tensiones es zonal, por lo que es necesario analizar y actuar en el caso que se haya producido un desajuste producción demanda. En esta segunda fase las unidades participantes en el proceso son las importaciones de energía, las unidades de adquisición de consumo de bombeo, y todas aquellas unidades de venta asociadas a instalaciones de producción a excepción de:

las unidades de venta del régimen especial no renovable ofertado por restricciones a bajar (a precio nulo) y

las unidades de venta de régimen especial renovable.

En el caso de que sean necesarias modificaciones sobre PBF se utilizará con carácter general el criterio de menor impacto económico utilizando siempre ofertas simples. Estas ofertas se utilizarán para:

Resolver un exceso de generación mediante la reducción del programa de producción o el incremento del programa de consumo de bombeo.

Resolver un exceso de demanda mediante el incremento programa de producción o reducción del programa de consumo de bombeo.

En todos los casos la modificación del programa genera derechos de cobro cuando se utiliza la energía a subir u obligación de pago en el caso de utilizar energía a bajar. En todos los casos los derechos



generados son iguales al precio de la oferta presentada y asignada, y nunca a un valor marginal del mismo.

5.3.3. Análisis de restricciones tras los mercados intradiarios

Los análisis de restricciones que se llevan a cabo tras los mercados intradiarios, se basan en los resultados de la fase 1 y 2 del proceso realizado para el mercado diario, dando lugar a un proceso más sencillo y rápido de ejecutar.

En primer lugar se ha de verificar el cumplimiento de las limitaciones de seguridad impuestas a los grupos como consecuencia del proceso de solución de restricciones técnicas tras el mercado diario. Tras este proceso se identifican las restricciones técnicas del programa resultante tras cada sesión del mercado intradiario.

Para solucionar las restricciones se retiran aquellas ofertas de venta o compra que han provocado las restricciones técnicas, y en el caso que se tenga que modificar alguna generación se realiza siguiendo el orden de precedencia económica de las ofertas casadas en el mercado intradiario comunicado por el operador de mercado.

El proceso, de nuevo consta de dos fases:

FASE 1: Retirada de ofertas que generan las restricciones y establecimiento de nuevas limitaciones de seguridad a los grupos.

FASE 2: Restablecimiento del equilibrio generación – demanda, tras la retirada de ofertas en la fase anterior.

5.3.4. Solución de restricciones en tiempo real

Durante el proceso de tiempo real se realiza un análisis de forma permanente del estado de seguridad real y prevista del sistema a lo largo de todo el horizonte de programación. Durante este período, a excepción de que haya ocurrido algún evento de mayor severidad que aquellos que razonablemente pueden ocurrir, el sistema se debe comportar en estado normal. No obstante se buscan, de forma constante, las posibles restricciones técnicas en tiempo real que pudieran existir en cada periodo de programación. La resolución abarca todo el horizonte de programación, aunque solo se incorporan los redespachos de los periodos existentes hasta el horizonte del siguiente intradiario. Para el resto del periodo se establecen limitaciones zonales o individuales.

En el caso de preverse o haberse producido una restricción su solución se realiza mediante la modificación de los programas de producción o de consumo de bombeo que representen el mínimo coste. Para ello el operador del sistema utilizará primordialmente las ofertas de regulación terciaria disponibles. En el caso de que esta cantidad resulte insuficiente, se utilizarán las ofertas de restricciones.

El OS buscará el restablecimiento del equilibrio generación – demanda junto con el resto de los desvíos mediante la utilización de energía de regulación secundaria o terciaria. Sólo en el caso de que se verifiquen las condiciones requeridas, lo realizará a través del mecanismo de gestión de desvíos.



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€/M

Wh

GW

h

SUBIR BAJAR P.medio bajar €/MWh P.medio subir €/MWh

Figura 16: Energía mensual programada por restricciones tanto para subir como para bajar, en la figura (a) en el proceso de restricciones tras el mercado diario y en la (b) en tiempo real.

5.4 Programación del mantenimiento de la red de transporte y coordinación del mantenimiento de las unidades de producción

La labor del operador del sistema de coordinación de los mantenimientos es fundamental para la seguridad del sistema. El mantenimiento, aunque básico y necesario, implica la pérdida de elementos de red o generadores que influyen en la fiabilidad del sistema y su seguridad.

Esta labor se centra en la supervisión de programación de indisponibilidades de las empresas propietarias de las unidades de generación y en la verificación de que no exista riesgo en la cobertura de la demanda nacional y zonal.

En cuanto a las instalaciones de la red es responsabilidad del operador del sistema la programación de indisponibilidades. Los criterios que debe seguir para su programación son:

Compatibilidad con los planes de mantenimiento de unidades de producción

La minimización de restricciones al mercado de producción

Disponibilidad de la red que garantice seguridad y calidad de abastecimiento de la demanda

Los trabajos que se realiza en la red de transporte se pueden clasificar según los siguientes baremos:

Por su objeto: mantenimiento, reparación de averías y construcción de nuevas instalaciones. Por su naturaleza: en tensión, sin tensión, intervenciones. Por su plazo de programación: plan anual, programación semanal, corto plazo.

Cada una de estas características tiene una implicación diferente en la seguridad del sistema y, por tanto en la urgencia de su realización.

Para la coordinación de los trabajos es importante la clasificación de los plazos de programación. Por regla general el mantenimiento ha de ser preventivo, lo que significa que cuando llegue al final de su vida útil una pieza ha de cambiarse antes de que se averíe. Este tipo de mantenimiento se puede programar con mucha antelación, constituye el plan anual de descargos. Se realiza teniendo en cuenta los planes de mantenimiento de las centrales y del propio sistema eléctrico y haciendo escenarios sobre generación conectada, demanda, hidraulicidad y de producción eólica. Se revisa bimestralmente.

a b



No obstante, las situaciones de red, la demanda, los grupos, en fin todos los parámetros que influyen en el sistema son variables y por ello se hace necesario establecer un plan semanal, con un horizonte de dos semanas, en el que se gestionan tanto los trabajos programados en el anual como los que se soliciten por primera vez en el semanal. Los de la segunda semana estarán sujetos a confirmación en la semana anterior de ejecución. Las peticiones deben ser mandadas antes de las 8 h del lunes anterior a la primer semana del horizonte de la programación, que comienza a las 0 h del sábado y termina a las 24 h del viernes siguiente. El Plan tendrá los trabajos autorizados, después de realizar un nuevo análisis de la situación del sistema, y se publicará antes de las 14 h del jueves anterior. Algunos tendrán autorización firme y otros condicionada.

Si en el período se producen casos de incompatibilidad de trabajos, se toman como prioritarios los programados en el Plan anual, con excepción de las indisponibilidades resultantes de averías que puedan poner en peligro la seguridad del sistema, personas o bienes.

En aquellos casos en que los trabajos impliquen restricciones a la generación se elegirán, los planificados anualmente con autorización y los no planificados anualmente a los que se les dará una autorización condicionada si procede.

No obstante en la misma semana pueden ocurrir perturbaciones, averías, nuevos trabajos que necesiten ser realizados y no estuvieran previstos en el Semanal. Estos entran a formar parte del corto plazo: son los trabajos urgentes. También se realiza un análisis de seguridad para comprobar en qué condiciones y con qué restricciones se puede realizar los trabajos.

En la figura 17 se resumen las características del los plazos de mantenimiento.

PLANIFICACIÓN ANUAL

SOLICITUDES TRABAJOS PLAN

ANUAL

PLAN ANUAL

PROGRAMACIÓN SEMANAL

SOLICITUDES TRABAJOS P. SEMANAL

PROGRAMA SEMANAL

PROGRAMACIÓN CORTO PLAZO

SOLICITUDES TRABAJOS CORTO

PLAZO

PROGRAMA DIARIO (DÍA)

(2 SEMANAS)

(AÑO NATURAL)

PLANIFICACIÓN ANUAL

SOLICITUDES TRABAJOS PLAN

ANUAL

PLAN ANUAL

PROGRAMACIÓN SEMANAL

SOLICITUDES TRABAJOS P. SEMANAL

PROGRAMA SEMANAL

PROGRAMACIÓN CORTO PLAZO

SOLICITUDES TRABAJOS CORTO

PLAZO

PROGRAMA DIARIO (DÍA)

(2 SEMANAS)

(AÑO NATURAL)

Figura 17: Etapas en el proceso de planificación del mantenimiento de la red de transporte

6. ACTUACIONES EN TIEMPO REAL

Es sistema de Control de la Operación en tiempo real está formado por un sistema técnico muy avanzado y un equipo de personas responsables de que el sistema se mantenga seguro en cada instante.



6.1 Organización de la información en la operación del sistema peninsular

El sistema de control está formado por un conjunto de elementos que van desde los de medida en el punto físico del sistema eléctrico al cálculo de qué ocurre con el sistema ante posibles perturbaciones, o la operación de cualquier interruptor situado en cualquier punto de la geografía de la España peninsular desde el centro de control.

En la figura 18 se muestra la arquitectura básica del Sistema en donde se destacan los dos centros neurálgicos de vigilancia y control del sistema eléctrico el CECOEL (Centro de control eléctrico) y su doble el CECORE (Centro de control de respaldo)

Distribuidoras

Estaciones REE

CECOEL CECORE

Enlaces ordenador-ordenador (ICCP)

GeneradorasD.Delegados

TSOsEuropeos:

REN, RTE

Distribuidoras

Estaciones REE

CECOEL CECORE

Enlaces ordenador-ordenador (ICCP)

GeneradorasD.Delegados

TSOsEuropeos:

REN, RTE

Figura 18: Arquitectura básica del Sistema de control de tiempo real.

Para mantener la seguridad del sistema el operador del sistema debe disponer de un sistema de adquisición de datos en tiempo real. Los datos a recoger se detallan en los párrafos siguientes y son aproximadamente 100.000 medidas analógicas y 120 000 digitales. Todo este sistema de medidas debe estar sincronizado.

Para mantener la seguridad del sistema durante todo el tiempo, REE dispone de los dos centros de control totalmente autosuficientes para realizar su labor que se han mostrado en la figura 18, ambos disponen de los mismos elementos pero se encuentras en ubicaciones diferentes. Todo el sistema se encuentra duplicado.

Las medidas que llegan al sistema de tiempo real son:

Medidas de la Red de transporte y red observable

Topología (señalizaciones): posición de los interruptores y seccionadores (Abierto/Cerrado)



Líneas (medidas): potencias activa y reactiva y tensión de línea Transformadores (incluye los de transporte, generación y consumo) y reactancias: posición de los

interruptores y seccionadores, control automático de tensión (sólo transformadores), potencias activa y reactiva de los arrollamientos primario, secundario y terciario de transformador, toma del regulador en carga (sólo transformadores), posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores), potencia reactiva en reactancias

Acoplamiento de barras: posición de los interruptores y seccionadores, potencias activa y reactiva Barras: tensión por barra, medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas Compensadores síncronos y condensadores: estado de conexión, potencia reactiva y tensión

Grupos con capacidad de regulación

Señalizaciones en todos: estado local/remoto de regulación del grupo, tipo de regulación, control/no control

Grupos térmicos: potencia activa y reactiva en alta y baja del transformador de máquina, tensión de generación

Grupos hidráulicos: potencia activa y reactiva en alta del transformador de máquina Grupos de bombeo puro: potencia activa y reactiva en alta del transformador de máquina y cota de

embalse

Grupos sin capacidad de regulación

Grupos eólicos: potencias activa y reactiva en alta agrupada por parque eólico Régimen especial superior a 10 MW: potencias activa y reactiva Todos estos datos aparecen en pantallas ordenadas como la de la figura 19. Este sistema se llama

SCADA.

Figura 19: Esquema de una S.E. 400 kV, en el que se muestran las medidas recibidas por el SCADA

Una vez se reciben las medidas en el sistema SCADA, comienza a ejecutarse la secuencia en tiempo real.



Por secuencia de tiempo real se entiende el conjunto de funciones que analizan la situación actual de la red (tiempo real). El término “secuencia” obedece a que se ejecutan unas a continuación de otras, en forma secuencial.

Gráficamente, las funciones que componen la secuencia, y el orden de ejecución dentro de la misma se presentan en la figura 20. A continuación hacemos una breve descripción de las tareas de la secuencia más importantes.

El estimador de estado es un programa cuyo objetivo es proporcionar la mejor solución de la red modelada. La “mejor” solución se concreta en tres puntos: proporciona una solución completa, coherente y que, además, es la estadísticamente más probable. Puede dar varios tiempos de solución:

Solución COMPLETA: Resuelve los valores de tensión y ángulo en todos los nudos. A partir de esos valores, y conocidas las admitancias de las ramas, se obtienen las potencias (P, Q) por las ramas y las inyecciones netas en los nudos.

Solución COHERENTE: Los resultados satisfacen las leyes electrotécnicas. Solución MÁS PROBABLE: El juego de medidas es imperfecto pero redundante. La estimación de

estado minimiza el error cuadrático ponderado de las medidas, lo cual equivale a obtener la solución más probable, suponiendo distribuciones normales de los errores.

La importancia del estimador de estado desde el punto de vista del Operador radica en dos aspectos principales: Proporciona información sobre magnitudes no telemedidas y ofrece una buena referencia para contrastar la calidad de las telemedidas existentes. Además, es necesario para poder ejecutar el resto de aplicaciones del sistema en tiempo real debido a que la información de SCADA no es utilizable (directamente) por ningún programa de análisis de red, mientras que los resultados del estimador si son utilizables por otras aplicaciones, además de suponer el mejor punto de partida para cualquier tipo de análisis basado en la situación actual del sistema.



Figura 20: Secuencia de tiempo real

El Análisis de Seguridad tiene por objetivo determinar la seguridad del sistema ante posibles contingencias, analiza si se pueden producir en tiempo real restricciones a la operación del sistema ante futuros problemas de la red. Esta opción se ejecuta de modo automático tras varios minutos, y realiza un análisis de la red ante una serie de contingencias seleccionadas en función de una lista previamente impuesta y del estado de la red. En la figura 21 se muestra esquemáticamente el sistema de selección de las contingencias. Además, el Operador puede ejecutar esta aplicación en modo estudio para poder hacer algún diagnóstico que desee, como el efecto de una nueva apertura de una línea o la ejecución de alguna contingencia no programada.



SA Adv Options Contingency Study

Lista activa de contingencias

Lista de equipos sobrecargados en el caso base

Filtro por prioridad(sólo las contingencias dentro del

rango de prioridades seleccionado; cuando el rango es

1-8, pasan todas)

Lista inicial de contingencias

Proceso de screening(análisis rápido para ver quécontingencias van a producir

violaciones) Lista de contingencias eliminadas durante el

screening

Lista de contingencias a analizar

Análisis deContingencias

Contingencias resueltas

Contingencias no convergidas

Contingencias de equipos ya

desenergizadosen el caso base (no se analizan)

SA Adv Options Contingency StudySA Adv Options Contingency Study

Lista activa de contingencias

Lista de equipos sobrecargados en el caso base

Filtro por prioridad(sólo las contingencias dentro del

rango de prioridades seleccionado; cuando el rango es

1-8, pasan todas)

Lista inicial de contingencias

Proceso de screening(análisis rápido para ver quécontingencias van a producir

violaciones) Lista de contingencias eliminadas durante el

screening

Lista de contingencias a analizar

Análisis deContingencias

Contingencias resueltas

Contingencias no convergidas

Contingencias de equipos ya

desenergizadosen el caso base (no se analizan)

Figura 21: Método de selección de las contingencias del sistema de tiempo real

El Programador de Tensión determina el punto de funcionamiento óptimo del sistema, en cuanto a tensiones se refiere: Proporciona consignas de tensión para generadores, tomas de transformadores, cambiadores de ángulo y baterías de condensadores que minimicen las pérdidas de transporte en la compañía principal.

Si la situación de partida no satisface las restricciones de seguridad (ya sea en alguna tensión de nudo o en el flujo de potencia aparente por alguna rama), en lugar de minimizar pérdidas, busca la vuelta del sistema a un estado de operación seguro.

Sólo funciona en Tiempo Real y es una implementación particular del OPF (Flujo de Cargas Optimizado). El OPF, que sólo funciona en modo estudio, tiene diferentes posibilidades de optimización, dependiendo de la función objetivo seleccionada. La minimización de pérdidas y la optimización de seguridad (funciones objetivo que usa el Programador de Tensión) son dos de las funciones objetivo existentes en el OPF. Podríamos decir que es un OPF orientado a una necesidad específica y adaptado para su ejecución automática dentro de la Secuencia de Tiempo Real.



6.2 Centro de Control Eléctrico (CECOEL)

Los objetivos básicos de esta unidad de operación en tiempo real son:

Mantener el equilibrio instantáneo entre la producción y el consumo: Equilibrio dinámico. Mantener los parámetros eléctricos del sistema dentro de los límites de seguridad y calidad del

suministro.

Con una tecnología muy avanzada, Red Eléctrica capta mediante las instalaciones que tiene distribuidas por todo el país los datos precisos para realizar una operación segura del sistema eléctrico. Con estos valores, gestiona la disponibilidad de las centrales de producción, las posibles restricciones de la red de transporte y los intercambios internacionales y, además, realiza la previsión de la demanda. Para llevarlos a cabo, el Operador del sistema se mantiene en constante vigía 24 horas al día 365 días del año, y para ello se dispone de un equipo técnico muy cualificado. Su estructura se muestra en la figura 22. El despacho opera con un jefe de turno y dos operadores principales encargados uno del análisis y vigilancia del la red de transporte y otro del comportamiento de los generadores, y de los mercados de regulación. Los operadores de telemando son los responsable de ejecutar las órdenes de apertura del cierre de los interruptores que opera REE.

Para garantizar la seguridad del sistema, Red Eléctrica precisa una interlocución en tiempo real con los generadores que le permita conocer, las condiciones y variables de funcionamiento de éstos así como emitir las instrucciones necesarias sobre las condiciones de producción, de forma que sean debidamente cumplidas por las instalaciones de generación.

Operadores de Telemando

CECOEL

CECORE

Operador de Transporte

Operador de Generación

1 TM 2 TM 3 TM 4 TM

1 TM 2 TM 3 TM 4 TM 5 TM 6 TMOperadores de Telemando

JEFE DE TURNO

Operador Coordinador

...

...Operadores de

Telemando

CECOEL

CECORE

Operador de Transporte

Operador de Generación

1 TM 2 TM 3 TM 4 TM

1 TM 2 TM 3 TM 4 TM 5 TM 6 TMOperadores de Telemando

JEFE DE TURNO

Operador Coordinador

...

...

Figura 22: Estructura de la unidad de operación del sistema

Debido al elevado número de generadores presentes en el sistema eléctrico español, una interlocución segura y eficiente entre Red Eléctrica y los generadores requiere la integración o adscripción de éstos a Centros de Control de Generación (CCG), ya sean dedicados a generación de régimen especial o de otro tipo. Los CCG deben estar provistos de una adecuada conexión con los centros de control de Red Eléctrica así como la suficiente capacidad de control, mando y seguimiento sobre la generación a ellos



adscrita y la capacitación apropiada de sus recursos humanos, para garantizar una interlocución segura con Red Eléctrica y su funcionamiento, 24 horas al día los 365 días del año.

7. EL RÉGIMEN ESPECIAL EN TIEMPO REAL

7.1 El desarrollo de este tipo de energías

La generación de régimen especial se puede subdividir en la que es gestionable (es decir aquella que puede de forma consciente y sin pérdida de energía primaria modificarse según un programa establecido o en función de las necesidades del sistema) y aquella que no puede gestionarse sin pérdida de energía primaria. En otras palabras hay que diferenciar centrales renovables como la cogeneración cuyo máquina puede aumentar o disminuir su potencia y adaptar su producción a las necesidades del sistema, sin pérdida de energía primaria –gestionable‐ de otras como la hidráulica fluyente en la que si se baja su producción se pierde energía primaria (se vierte agua) –no gestionable‐. Las de tipo gestionables no afecta a la operación del sistema, mientras que las energías renovables no gestionables, presentan ciertas dificultades de operación. Estos son básicamente:

Baja fiabilidad para cubrir las puntas de demanda. Acoplamiento sin atender requerimientos del sistema Comportamiento variable, con gradientes importantes Dificultad de predicción: tasas de error crecientes con el horizonte de previsión. Debe considerarse como fuente de energía, pero no como potencia firme

En la figura 22 se observa la potencia neta instalada en 2009 en el sistema español peninsular

TECNOLOGÍA MW %

Hidráulica 16.657 17,8

Nuclear 7.716 8,2

Carbón 11.359 12,1

Fuel ‐ gas 3.008 3,2

Ciclo combinado 23.066 24,6

R. ORDINARIO 61.806 65,9

Hidráulica RE 1.974 2,1

Eólica 18.719 20,0

Otras renovables 4.480 4,8

Cogeneración y otras 6.750 7,2

R. ESPECIAL 31.923 34,1

TOTAL 93.729 100,0

Hidráulica18%

Nuclear8%

Carbón12%

Fuel - gas3%

Ciclo combinado25%

Hidráulica RE2%

Eólica20%

Otras renovables5%

Cogeneración y otras7%

Figura 22: Potencia neta peninsular instalada 2009

La creciente penetración de energías renovables no gestionables supone un cambio progresivo de las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico, en particular:

Cuando se analiza su comportamiento ante perturbaciones, se observa que impide que las protecciones del sistema sean “selectivas y coordinadas” produciendo fenómenos de desconexiones masivas y disminución generalizada de los tiempos críticos de despeje de defectos.



Su extensión masiva hace que se reduzca o agote la capacidad de producción por nudos, incluso en nudos sin generación instalada, lo que dificulta la entrada de la generación programable, cuyo impacto en la operación es, en general, positivo.

La variabilidad de su producción hace cada vez más necesario el análisis dinámico como herramienta para la planificación y la operación, lo que aumenta y complica los tiempos de decisión, y hace imprescindible el modelado dinámico de las innovaciones tecnológicas recientes y previstas, que permitan evaluar con la mayor precisión posible, el comportamiento de los aerogeneradores y equipos, para garantizar la estabilidad del sistema.

La generación eólica es el tipo de renovable no programable más extendido en España. A diciembre de 2009 el 74,4% de toda la renovable no programable instalada en el sistema peninsular (en los sistemas extrapeninsulares se llega a un mayor porcentaje). Este avance en la construcción de centrales de esta tecnología se debe a los diferentes planes de expansión de las energías renovables: En particular el Plan de Energías Renovables (Agosto 2005) propone construir un máximo de 20,000 MW en el año 2010. Además, en el documento “Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008 – 2016” aprobada en el Consejo de Ministros de 30 de mayo de 2008 se contempla para 2016 un escenario con 29 000 MW.

A partir de esa fecha se espera una tasa de crecimiento similar para cumplir las iniciativas propuestas de la CE (20% energía final debe ser renovable en 2020, 40% energía eléctrica).

Su evolución hasta el momento se muestra en la figura 22, en la imagen de la izquierda se muestra su densidad (cuanto más rojo más densidad de instalación de centrales eólicas) y en la gráfica de la derecha, su evolución.

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.00020.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MW

Figura 24: Potencia eólica instalada y su evolución



7.2 Medidas para mejorar la integración de las energías renovables

El gran desarrollo de la generación eólica de los últimos años ha puesto de manifiesto la repercusión que tienen sobre estos equipos los huecos de tensión que se producen en la Red tras contingencia10. Este problema hizo que en 2008 se aprobara el PO 12.3 para evitar que se siguieran construyendo centrales que no fueran capaces de aguantar los huecos de tensión (véase figura 25). Desde este momento se lanzó un programa para lo modificación de los parques construidos con anterioridad así, 5400 MW de generación eólica instalados con antelación al 1/1/2008 han conseguido el certificado de cumplimiento con el PO 12.3, aunque todavía 3900 MW de aerogeneradores no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su tensión nominal con duración inferior a 100 ms.

Incidencia en Ls-220 kV Hernani-Itxaso, 1 y 2. a 01:01 h. (b)

Incidencia en L-220 kV Güeñes-La jara-Ayala-Poza de la Sal (c)y AT2 400/220 kV Güenes.

Incidencias en L-400 kV Barcina-ItxasoY L-400 kV Grijota-Vitoria (d).

Incidencia en L-400 kV Hernani-Itxaso y AT1 400/220 kV Güeñes. (e)

Incidencias en Ls-132 kV Ormaiztegui-Hernani, 1 y 2 (f).

Incidencias en L-220 kV Mercedes-Puentelarra,AT1 220/132 kV Puentelarra y L-220 kV Garoña-Puentelarra (g).

Figura 25: En la figura se observa la producción eólica del 18 de enero de 2004. En ese día ventoso se produjeron 6 incidentes con hueco de tensión, sin la menor repercusión para el sistema, excepto para la producción eólica, cuya pérdida inmediata de

entre 100 y 500 MW

El Real Decreto 1565/2010, del 19 de noviembre dice que todas las instalaciones eólicas y las instalaciones o agrupaciones de instalaciones fotovoltaicas de potencia superior a 2 MW, están obligadas al cumplimiento de lo dispuesto en el procedimiento de operación P.O. 12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas.

10 Se le llama hueco de tensión a una bajada y subida rápida de la misma. Este problema se origina debido a que se producen cortocircuitos en la red de transporte y distribución cuyos cables están sometidos a la intemperie. Una rama llevada por el viento puede producir un cortocircuito rápidamente eliminado y aislado (en tiempos de milisegundos), pero no deja de producir este efecto real del hueco de tensión.



Con el fin de maximizar la penetración de energías renovables en el sistema español peninsular se creó un centro de control para el régimen especial CECRE y los Centros de Control de generación con energías renovables (CCRE). El objetivo del CECRE es alcanzar un mayor nivel de integración de fuentes de energía renovables, sin comprometer la seguridad del sistema. Mientras que los objetivos del los diferentes CCRE son las de un Centro de control de generación normal, en los que se controla la central (o grupos de centrales parámetros de funcionamiento, averías, mantenimiento,... así como lo más importante para el CECRE, su producción.

El Real Decreto 1565/2010, del 19 de noviembre dice que todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW, y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que formen parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2 cuya suma total de potencias sea mayor de 10 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación.

La principal función del CECRE es la de posibilitar la integración de la producción de energía eléctrica del régimen especial en función de las necesidades del sistema eléctrico, lo que conlleva además, ser el único interlocutor en tiempo real entre el CECOEL y los Centros de Control (CCRE) que serían los encargados de tele‐mandar las instalaciones. Debe, además:

Recibir la información sobre las unidades de producción necesaria para la operación en tiempo real y remitirlos al CECOEL.

Satisfacer la necesidad de supervisión y control de todos los generadores, mediante su agrupación en Centros de Control y coordinar a los mismos.

Aportar desde la Operación del Sistema, seguridad y eficiencia Operativa.

Permitir sustituir hipótesis de simultaneidad zonal (necesariamente conservadoras) y criterios preventivos, por control de la producción en tiempo real, lo que redunda en mayor energía producida.

Enlace y telemando

CCREn

CECOEL / CECORE

CECRE

CCRE1DDCONV …

Enlace y telemando

En

lace IPC

En

lace

IP

C

Enl

ace

IPC

Enlace y telemandoEnlace y

telemando

CCREn

CECOEL / CECORE

CECRE

CCRE1DDCONV …

Enlace y telemando

En

lace IPC

En

lace

IP

C

Enl

ace

IPC

Enlace y telemando

Figura 26: Esquema funcional del CECRE

Básicamente su acción final es emitir los límites de generación a los Centros de Control a través de un sistema SCADA.



Su esquema funcional se indica en la figura 26, Se observa cómo el CECRE es una parte del CECOEL especializada en las energías de régimen especial. El sistema de comunicación con el exterior es el mismo que el utilizado para el resto de medidas el SCADA.

A partir de la información recibida en su Sistema de Control de Energía mediante la utilización de programas de análisis de sistemas de potencia y otros desarrollados específicamente (GEMAS‐Generación Eólica Máxima Admisible en el Sistema, CECRE) calcula la producción eólica que en cada momento puede integrarse en el sistema eléctrico en función de las características de los generadores y del estado del propio sistema eléctrico. El cálculo se produce con desglose por parque y agregación por nudo de la Red de Transporte y es enviado a los Centros de Control de Generación, quienes, a su vez, la comunican a los generadores para que procedan a la modificación de la consigna de potencia vertida a la red para su envío a los generadores. Todo el proceso puede ser ejecutado en modo automático sin intervención de operadores con un período mínimo que puede llegar a ser de hasta un minuto.

El cálculo de consignas de generación eólica máxima que puede aceptar el sistema, se realiza de manera que se puedan cumplir los requisitos estáticos (ya incluidos en los cálculos de restricciones) y los dinámicos. Según estos últimos criterios, se considerará inadmisible el resultado de la simulación cuando se dé alguna de las circunstancias siguientes recogidas en los apartados 3.1.7 y 3.1.8 del P.O.13.1:

Pérdida de sincronismo entre generadores, excepto en el caso en que los generadores pierdan el sincronismo individualmente frente al resto del sistema eléctrico.

Pérdidas de generación en el sistema ibérico superiores a 3.000 MW (desvío máximo instantáneo posible entre generación y demanda en el sistema síncrono de la UCTE).

Pérdida de al menos una línea de interconexión internacional. Se dan pérdidas de mercado en cascada o extensivas. Se alcanza una sobrecarga superior al 30% en el régimen permanente inmediatamente posterior a

la perturbación, en alguna de las interconexiones internacionales, antes de que se complete la actuación de la regulación secundaria.

CECRE GEMAS

Medidasentiempo real

Frecuencia de cálculo 20 minutos

CCRE1 CCREn…

GEMAS: Análisis en tiempo real la máxima generación de eólicasoportada por el sistema

Las acciones correctoras propuestas por el CECRE serán de dos tipos:

Medidas topológicas de red (básicamente desmallado del sistema aislando barras de subestaciones)



Reducción de la producción en tiempo real, (en la figura 27 se muestran las reducciones de capacidad que han sido realizadas en 2007 y 2008.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP

Figura 27: Reducciones de potencia eólica por restricciones en tiempo real (2007‐2008)

8. GESTIÓN DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

Los elementos que componen una interconexión son las líneas de interconexión y todos aquellos otros elementos del sistema de transporte y unidades de generación con influencia en la capacidad de intercambio.

Son ahora funciones de una interconexión:

Contribuir a la seguridad de los sistemas eléctricos interconectados, facilitando funciones de apoyo entre sistemas.

Establecer intercambios comerciales de energía eléctrica que aprovechen las diferencias de precios de la energía en los sistemas eléctricos interconectados.

Facilitar la competencia en el mercado nacional debido al aumento en el número de agentes pertenecientes a sistemas exteriores.

Esta herramienta eléctrica necesita de unos mecanismos de gestión, de modo que se asegure su buen funcionamiento y cuya responsabilidad recae en los operadores de los dos sistemas eléctricos que comparten la interconexión, elemento común a ambos sistemas.

En la figura 28 se muestran las interconexiones que tiene la España peninsular: con Marruecos (no perteneciente a la Unión europea) con Portugal (que forma parte del sistema eléctrico MIBEL) y con Francia (país de la Unión europea).

En este módulo nos dedicaremos a analizar el funcionamiento actual de cada interconexión, para un análisis genérico les proponemos el análisis de la documentación en anexo.

Se pueden fijar intercambios de apoyo entre sistemas, con objeto de garantizar las condiciones de seguridad de suministro en cualquiera de los sistemas interconectados, en caso de urgencia para resolver una situación especial de riesgo, previo acuerdo de los operadores y si no se dispone de otros



medios. En el caso español existe este tipo de acuerdos con los países que comparten la misma frecuencia.

Figura 28: interconexiones españolas

Cada uno de los operadores de los sistemas eléctricos calcula la capacidad de intercambio en los dos sentidos, siendo el valor el más limitativo calculado por los operadores.

Se dice que hay congestión cuando la interconexión no pueda acoger los flujos físicos resultantes del mercado.

8.3 Interconexión España‐Francia

Esta interconexión se gestiona siguiendo las reglas IFE en vigor desde el 1 de junio de 2009, Todavía se mantiene su funcionamiento en la primera fase del proceso firmado por los reguladores de España y Francia en el acuerdo “Implementation Guide for the Provisional 2006 Scheduling System in the French‐Spanish Interconnection”. Aquí se fija que el mecanismo de gestión son una serie de subastas explícitas para la asignación de derechos físicos de capacidad (PTR) en diferentes horizontes temporales (anual, mensual, diario e intradiario), que se combinará, en un futuro, con un mecanismo de acoplamiento de mercados.

El sujeto interesado en adquirir una capacidad de interconexión ha de acudir a una de las subastas de capacidad, en la figura 29, se muestra de forma esquemática los diferentes plazos para la gestión de la interconexión España Francia. En estas subastas se asignan las capacidades correspondientes en función del tipo de productos vendidos, y el valor asignado final es el marginal (el precios más barato de la última unidad de capacidad adquirida.

Sus principales características son:



Firmeza financiera para derechos de largo plazo antes de la nominación11 (compensación diferencia de precios en ambos países con límite superior, si por algún motivo no se pudiera llevar a cabo las transacción (p.e. por pérdida de alguna línea de interconexión);

Firmeza física para capacidades diarias e intradiarias desde el momento de la comunicación de los resultados de las subastas;

Reventa automática de derechos no nominados en subasta diaria, (en la intradiaria se pierden los derechos no nominados);

Firmeza de las capacidades nominadas (si por algún motivo la capacidad vendida, no es posible debido a alguna perturbación, los operadores del sistema actúan haciendo un redespacho de la generación a costa de los derechos percibidos por las subastas –Counter trading‐

DD-1Antes D-1

07:45

8:45 - 9:15

Hora

15:00

Subastaanual

Subastamensual

Subastadiaria

Anual-mensual PTRs: Nominación & UIOSI & Neteo

Casación mercadodiario

Diario PTRs : Nominación& UIOLI & Neteo

2ª Subasta intradiaria

1ª Subasta intradiaria

16:15 - 16:45

1er Intradiario PTRs:Ultima nominación &

UIOLI & Neteo

11:15 - 11:45

10:25

10:00/11:00

Mercado secundarioPTRs

Figura 29: Mecanismo actual de la gestión de la interconexión España – Francia

Con anterioridad a las subastas diaria e intradiarias los OS llevarán a cabo un proceso de conformidad de nominaciones de programas para la utilización de la capacidad adquirida en las subastas previas. Los Operadores del Sistema utilizarán esta información para calcular la capacidad disponible para ser ofrecida en el horizonte temporal inmediato siguiente, capacidad a la que añadirán (en las subastas intradiarias) la capacidad liberada por aplicación de superposición de los programas firmes existentes en contra dirección, maximizando de este modo la utilización de la capacidad de intercambio.

Firmeza de las transacciones

Cuando sea necesario reducir la capacidad de la interconexión previamente a la autorización de los programas se compensará con una cantidad resultante de multiplicar la reducción de capacidad aplicada por la diferencia positiva de precios entre los mercados francés y español. Esta diferencia de precios estará acotada para cada sentido (importador y exportador).

11 Se llama nominación al hecho de asignar una capacidad comprada a un determinado contrato definiendo, la cantidad, el punto de compra y el de venta (no el precio de la transacción).



Si la reducción se hace después de la autorización de los programas se hará mediante una acción coordinada de balances ("Counter‐trading"). El operador de cada sistema eléctrico deberá hacer frente a la liquidación de los desvíos que se generen en su correspondiente sistema eléctrico con motivo de la programación de la Acción Coordinada de Balance. El sistema inicialmente exportador compensará al importador por la energía no exportada como consecuencia de la reducción de capacidad de intercambio, valorada al precio del mercado diario del sistema exportador, y se devolverá además al sistema importador la parte de la renta de congestión, asociada a la energía no exportada, que en otra situación correspondería al sistema exportador, valorándola en base a una media ponderada de los precios resultantes de las subastas anual, mensual, diaria e intradiaria correspondientes al periodo afectado.

8.4 Interconexión España‐Portugal

La ITC 843/2007, en su apéndice III, establecía que la gestión de esta interconexión se realizara por medio de dos procesos complementarios: uno de ellos basado en la asignación de derechos físicos de capacidad mediante subastas explícitas en diferentes horizonte temporales y el otro, destinado a la asignación de derechos físicos de capacidad en el horizonte diario e intradiario, articulado en el Mercado Diario e Intradiario de producción y basado en un procedimiento de Separación de Mercados. El primero gestionado por el Operador del Sistema, en colaboración con su homólogo portugués, y el segundo por el Operador del Mercado Ibérico de Energía‐Polo Español (Operador de Mercado).

En el período transitorio (período en el que nos encontramos), toda la capacidad de la interconexión es gestionada en el mercado diario e intradiario, mediante un mecanismo de separación de mercados. Mediante este mecanismo se asigna un precio igual a los dos sistemas mientras no haya congestión en la interconexión. En el momento que la capacidad de la interconexión se satura (ocurre la congestión) el mercado asigna precios diferentes a los dos lados de la congestión.

En el sistema actual los operadores aseguran la capacidad que ha salido al mercado. Si por algún motivo esta no pudiera alcanzarse se aplican acciones coordinadas de balance en ambos sistemas, cuyos costes serán asumidos por cada sistema de forma independiente.

El paso final del anexo III no se ha materializado por diferentes razones. Esta situación a producido que los comercializadores españoles abandonen Portugal al no poder competir con EDP, en el territorio dado que no existe una estabilidad de precios (al producirse la congestión los precios de Portugal son elevados)

En España se ha modificado la estructura, por la ITC 1549/2009, creando un producto financiero de subasta de contratos basados en las diferencias de precios para cada hora en el mercado diario entre el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués en diferentes horizontes temporales (subastas de contratos financieros). Con este producto se pretende gestionar el riesgo de las diferencias de precios (lo que haría en el fondo la subasta explícita de capacidad).

Los agentes que participan en esta subasta explícita pueden comprar o vender contratos de 1 MW.



Si la diferencia de precios hace que Precio de Portugal > Precio en España el vendedor le paga al comprador la diferencia. El beneficio del comprador será: Número de contratos × diferencia de precios.

Si, por el contrario el Precio de Portugal < Precio en España, el comprador pagará al vendedor la cantidad: Número de contratos × diferencia de precios.

El sistema eléctrico español actual como vendedor de contraltos y los pagos a los agentes españoles se cubren con los ingresos por las subastas de los productos financieros y de las rentas de congestión obtenidas en la interconexión.



ANEXO I. EJEMPLOS

Ejemplo 1: Resolución de restricciones sobre el PBDF

Programación en el PBC: Solución económica. 100 MW a 2,5 c€/kWh grupo A; 300 MW a 2,5 c€/kWh grupo B y 100 MW a 3,0 c€/kWh grupo A.

Con esta casación y el flujo siguiente, se observa que el fallo de la L1 sobrecarga un 25% la L3 y el fallo de la L3 sobrecargaría un 25% la L1. No se cumple por tanto los criterios de seguridad. La suma de la generación de los grupos A+B debería ser igual o inferior a 400 MW. Suponiendo la oferta de restricciones la misma que la casación, se deberia subir 100 MW en C y bajar los 100 MW en A ó B (en el más caro, que es el A).

L2 (400 MVA)

L3 (400 MVA)

100

100

B 300

300

L1(400 MVA)

A 200

0 C

500

0 C

Oferta MD MWh c€/kWh 100 2,5 100 3,0 100 4,0 100 4,5

Oferta MD MWh c€/kWh 300 2,5 200 3,5 100 4,0

Oferta MD MWh c€/kWh 100 3,5 100 4,5 100 5,5

500

D

A

200

B

300

-100

100



Previsión de demanda del OS para la hora H: 550 MW. Convoca 50 MW de terciaria a subir

Convocatoria: Demanda prevista-generación: 550-500 =50

Terciaria de asignación: 50 MWh del grupo C a 7 c€/kWh.

Sobrecoste de la terciaria: 50*(7,0-3,0)*10 € (Se repartirá entre todos los que se hayan desviado de su programa)

L2 (400 MVA)

L3 (400 MVA)

100

100

B 300

300

L1(400 MVA)

A 200

100 C

500 Oferta MWh c€/kWh 25 5,0 75 7,0

150

550



Ejemplo 2

Supongamos el sistema sencillo de la figura E2.1, en el que dos líneas exactamente iguales de capacidad igual a 500 MW unen los dos nudos A y B (el flujo entre A y B se reparte a la mitad entre las dos líneas). En este sistema el Generador G3∙representa un sistema eléctrico conectado de potencia infinita.

G2

G1 G3

Nudo A Nudo B

C1

C2

L1

L2

G2G2

G1G1 G3G3

Nudo A Nudo B

C1

C2

L1

L2

Figura E2.1: Representación del sistema del ejercicio 2

Para un lunes de verano el grupo G1 ha establecido un contrato bilateral con C1, para suministrarle 600 MW (este contrato como es bilateral es desconocido hasta el momento en el que se hay de cerrar las posiciones, y el precio es un asunto entre ambos), supongamos además que G2 ha realizado otro contrato bilateral con C2 de 400 MW. A la hora del mercado diario ambos generadores declaran sus contratos (cantidades).

Teniendo en cuenta sólo criterios de cargas y que no hay otras cantidades implicadas.

Establezca los flujos por las líneas y determine si el sistema puede funcionar en esta circunstancia.

Solución

600+400 = 1000 MW

Aunque por las líneas pueden pasar los 1000 MW, no se cumple el criterio n‐1. Por lo cual debería reducirse los programas en 500 MW para que no haya sobrecarga.



ANEXO II LA REGULACIÓN COMPARTIDA PENINSULAR (RCP)

La R.C.P. (Regulación Compartida Peninsular) es el sistema de control que funciona como regulador maestro de la regulación secundaria del sistema. Esto significa que es el elemento encargado de mantener constantemente el equilibrio generación‐demanda. Este equilibrio se mantiene gracias a dos parámetros básicos, la frecuencia y la potencia de intercambio. Por motivos de seguridad, el sistema está duplicado: el regulador maestro principal está localizado en el Centro de Control Eléctrico (CECOEL), existiendo un sistema de respaldo de la regulación secundaria localizado en el Centro de Control de Respaldo (CECORE).

En el momento que existe un desequilibrio entre demanda y generación, la frecuencia se modifica de forma instantánea (sube si hay más generación que demanda) y baja si hay más demanda que generación. El sistema informático que realiza esta labor se llama el sistema de Control Automático de Generación (AGC).

Variación de la frecuencia Variación de la potencia programada con Francia

Positiva Negativa Positiva Negativa

¿Qué ocurre? más generación que demanda

menos generación que demanda

más generación que demanda

menos generación que demanda

Acciones correctoras a tomar

disminución de la generación

aumento de la generación

disminución de la generación

aumento de la generación

Tabla I

Además se controla el flujo de potencia en la frontera francesa. En el caso de que la potencia intercambiada con Francia se mayor que la prevista es que estamos generando más y le estamos inyectando una potencia extra a Francia que hay que corregir de forma inmediata. Si es al revés se está generando menos en el sistema peninsular y es necesario subir la generación. Así la regulación funciona siguiendo el esquema de la tabla I.

RCP

(AGC global)

AGCn

CRRn

CRR1

AGC1

CRR2

AGC2

f

NID

~ ~ ~~ ~

~

~~

~

Figura 25: RCP



Una zona de regulación es una agrupación de unidades de producción que, en conjunto, tiene capacidad de regular en respuesta a las órdenes de un sistema de Control Automático de Generación (AGC) cumpliendo con los requisitos establecidos y permitiendo su evaluación desde un sistema de control de energía en tiempo real.

Las zonas de regulación están constituidas por unidades, previamente habilitadas por el OS y que responden a las señales de control enviadas por el correspondiente AGC y por unidades no habilitadas para la participación activa en el servicio complementario de regulación secundaria. No están asociadas a zonas geográficas, sino por empresa.

El estado de las zonas puede ser

Estados y transiciones posibles Condiciones de estado

OFF

Activa

Emergencia

Inactiva

Manual

Manual

- AGC ON

- ALGUNA SEÑAL DEFECTUOSA

- NO ES POSIBLE CALIFICAR SU RESPUESTA

- AGC ON

- RESPUESTA INADECUADA POR:

- FALTA DE VELOCIDAD

- AGOTADA RESERVA

- SEÑALES CORRECTAS

- AGC ON

- RESPUESTA ADECUADA

- SEÑALES CORRECTAS

Cada zona de regulación envía a los dos centros de REE:

NIDi: Desvío del programa sobre el que se ejecuta el cierre PGCi : Potencia generada por los grupos en control Límite superior e inferior del PGCi Desvío de frecuencia sobre 50 Hz Pi : Potencia de todos los grupos susceptibles de estar en control Estado de todos los grupos susceptibles de estar en control Estado de conexión de los grupos susceptibles de estar en control Estado ON/OFF del AGC Señal del centro de control de REE que controla la regulación.

Las funciones del regulador maestro son:

Determinar el modo de funcionamiento (NORMAL/FRECUENCIA/NULO)



Calcular el requerimiento global de regulación (PRR) Repartir el requerimiento entre las zonas (CRRi) Determinar el estado de las zonas de regulación Seguir la respuesta de las zonas de regulación Calcular las magnitudes necesarias para la liquidación de la prestación del servicio.

La RCP se encuentra en modo nulo cuando:

El valor del desvío de intercambio es inválido (error en telemedida) El valor de la frecuencia es inválido No hay capacidad de regulación en el sistema No existe certeza de estado de conexión con resto del sistema europeo

En modo frecuencia cuando:

Las interconexiones con Francia están abiertas El sistema se comporta como si estuviese aislado Desvío de frecuencia mayor que 200 mHz Desvío de intercambio de signo igual al de frecuencia

El resto del tiempo está en modo normal.

El sistema RCP evalúa, en cada ciclo, el error de control de área del sistema (ACE) como:

Siendo FNIDR: Valor filtrado del desvío en las interconexiones del sistema respecto a su valor programado, Kr una constante bias del sistema asignado por ENTSO‐E (MW/Hz) y Δf el desvío instantáneo de frecuencia.

A partir de este valor y el estado de cada zona se calcula el requerimiento de regulación PRR a repartir.

Siendo el NIDi el desvío de la generación de la zona i respecto a su programa y G una constante de atenuación del desvío interno.

Una vez calculado el requerimiento de regulación total del sistema y teniendo en cuenta la señal de error del regulador de cada zona se calcula:



Siendo ACEi el error de control de área de la zona i y CRRi la contribución requerida a la regulación para la zona i.

El valor de CRRi a enviar a cada zona de regulación debe garantizar que el conjunto de zonas de regulación contribuyan de forma suficiente al requerimiento total del sistema. Para ello se utilizarán como coeficientes de reparto nominales los calculados a partir de las asignaciones del correspondiente

mercado de banda de regulación. Estos coeficientes nominales serán modificados en función de los estados de regulación de las zonas y de su capacidad para responder adecuadamente al requerimiento.

Las acciones correctoras se realizan cada 4 segundos y se hace de forma automática con un algoritmo específico. El sistema de la RCP central manda órdenes de subida y bajada a los diferentes grupos (o zonas en regulación secundaria), de forma que se mantenga el equilibrio generación demanda instantáneamente. Sólo

se reparte dinámicamente el término del desvío de intercambio, únicamente entre el conjunto de zonas activa. No se cuenta “a priori” con la respuesta de zonas en estado distinto de activo, pero se les envía el requerimiento.

Es necesario aclarar que todo el sistema UCPTE es móvil y hay que sumar a las variaciones de la demanda en la España peninsular las de todo el resto de países interconectados en sincronismo, que afectan a la variación de frecuencia y la de potencia de la misma manera. Es decir un incremento de la potencia sobre la prevista en la frontera francesa puede ser también debido a una disminución de la demanda de Alemania, que a su vez produce una bajada de la frecuencia del sistema Europeo.

Las normas UCPTE fijan los márgenes máximos de desvíos, de correcciones de aportación a los problemas del vecino,…

Intercambio de información entre la RCP y los AGC

RCP

AGC

iii

i CRRfBG

NIDACE

NSIPactual

CRRi

NIDi PGCi AGC f minPmax

G1 G2Gn

+ -

NIDi

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