III. Otras disposiciones. COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS Y LA COMPETENCIA. Energía eléctrica. (BOE-A-2024-6215)
Resolución de 6 de marzo de 2024, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican procedimientos de operación eléctricos para la participación de la demanda y el almacenamiento en los servicios de no frecuencia y en la solución de restricciones técnicas e integración de la hibridación de tecnologías en el proceso de programación.
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BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Miércoles 27 de marzo de 2024
Sec. III. Pág. 35981
– Todas las unidades físicas intercambian información en tiempo real con el OS a
través del mismo centro de control de generación y demanda.
– El conjunto de unidades físicas pertenece a la misma unidad de programación.
– La suma en valor absoluto de la capacidad máxima de potencia activa del conjunto
de unidades físicas que realizan las pruebas de manera conjunta es superior a 1 MW e
inferior o igual a 1.000 MW.
3) Se deberá acreditar la recepción en los centros de control del OS de las
telemedidas en tiempo real de la potencia neta de las unidades físicas que se incluyen
en la zona, mediante los enlaces entre el OS y el despacho de generación y demanda de
la zona de regulación. La captación de señales de las unidades físicas y su envío al
centro de control de generación y demanda de la zona de regulación se hará por medios
propios.
4) En el caso de unidades físicas cuya propiedad no coincida con la de la empresa
titular de la zona de regulación, el sujeto titular de la unidad física, o su correspondiente
representante, deberá adjuntar a la solicitud la conformidad expresa del titular de la zona
de regulación para la inclusión de dicha unidad física en la zona de regulación.
5.3 Pruebas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria. La
prueba tiene por objeto comprobar que una zona de regulación es capaz de intercambiar
las señales requeridas tanto con el sistema maestro de la regulación como con el de
respaldo, así como responder a sus requerimientos de regulación, incluyendo bajo
control de su AGC a las unidades físicas cuya habilitación se solicita.
La prueba afectará directamente a la zona de regulación implicada. Para el análisis
de la prueba se registrarán, los valores correspondientes a cada muestra de las señales
siguientes:
– PGCi: potencia de generación o consumo en control de la zona.
– PGCSUPi y PGCINFi: límites reales superior e inferior respectivamente de
potencia de las unidades bajo control del AGC. Se entiende por límites reales la suma de
los que determinan la banda disponible de regulación de las unidades físicas en control
tal y como se especifican en cada momento en el AGC de la zona, teniendo en cuenta
aspectos tales como la cota de los embalses, averías, limitaciones etc.
– ACEi: error de control de área.
– CRRi: requerimiento de la regulación secundaria.
– NIDi: desvío neto de generación o consumo de la zona.
– NSIi: programa de generación o consumo de la zona.
– Estado de regulación de la zona (ON/OFF).
– Estado de control de la zona.
– Generación o consumo individual de las unidades físicas en control.
– Instantes de entrada y salida de unidades físicas en control.
– Desvío de frecuencia respecto a 50Hz.
– Cualquier otra señal que se considere conveniente.
En los casos en que el Operador del Sistema considere oportuno y, para evitar que
otras señales distorsionen la señal del requerimiento de regulación (CRRi), en el AGC de
la zona se tomarán las siguientes medidas:
– Hacer nulo el factor de participación de la zona en pruebas en la corrección del
desvío de frecuencia (Bi).
– Hacer nulo en el error de control de área de la zona en pruebas (ACEi) el término
correspondiente al desvío interno de la zona.
La expresión general del error de control de área de la zona durante la prueba
pasará a ser: ACEi = CRRi
De esta forma, la señal de control recibida por las unidades en control será emitida
totalmente por la RCP permitiendo, en el caso particular de prueba de habilitación de
cve: BOE-A-2024-6215
Verificable en https://www.boe.es
Núm. 76
Miércoles 27 de marzo de 2024
Sec. III. Pág. 35981
– Todas las unidades físicas intercambian información en tiempo real con el OS a
través del mismo centro de control de generación y demanda.
– El conjunto de unidades físicas pertenece a la misma unidad de programación.
– La suma en valor absoluto de la capacidad máxima de potencia activa del conjunto
de unidades físicas que realizan las pruebas de manera conjunta es superior a 1 MW e
inferior o igual a 1.000 MW.
3) Se deberá acreditar la recepción en los centros de control del OS de las
telemedidas en tiempo real de la potencia neta de las unidades físicas que se incluyen
en la zona, mediante los enlaces entre el OS y el despacho de generación y demanda de
la zona de regulación. La captación de señales de las unidades físicas y su envío al
centro de control de generación y demanda de la zona de regulación se hará por medios
propios.
4) En el caso de unidades físicas cuya propiedad no coincida con la de la empresa
titular de la zona de regulación, el sujeto titular de la unidad física, o su correspondiente
representante, deberá adjuntar a la solicitud la conformidad expresa del titular de la zona
de regulación para la inclusión de dicha unidad física en la zona de regulación.
5.3 Pruebas para la participación activa en el servicio de regulación secundaria. La
prueba tiene por objeto comprobar que una zona de regulación es capaz de intercambiar
las señales requeridas tanto con el sistema maestro de la regulación como con el de
respaldo, así como responder a sus requerimientos de regulación, incluyendo bajo
control de su AGC a las unidades físicas cuya habilitación se solicita.
La prueba afectará directamente a la zona de regulación implicada. Para el análisis
de la prueba se registrarán, los valores correspondientes a cada muestra de las señales
siguientes:
– PGCi: potencia de generación o consumo en control de la zona.
– PGCSUPi y PGCINFi: límites reales superior e inferior respectivamente de
potencia de las unidades bajo control del AGC. Se entiende por límites reales la suma de
los que determinan la banda disponible de regulación de las unidades físicas en control
tal y como se especifican en cada momento en el AGC de la zona, teniendo en cuenta
aspectos tales como la cota de los embalses, averías, limitaciones etc.
– ACEi: error de control de área.
– CRRi: requerimiento de la regulación secundaria.
– NIDi: desvío neto de generación o consumo de la zona.
– NSIi: programa de generación o consumo de la zona.
– Estado de regulación de la zona (ON/OFF).
– Estado de control de la zona.
– Generación o consumo individual de las unidades físicas en control.
– Instantes de entrada y salida de unidades físicas en control.
– Desvío de frecuencia respecto a 50Hz.
– Cualquier otra señal que se considere conveniente.
En los casos en que el Operador del Sistema considere oportuno y, para evitar que
otras señales distorsionen la señal del requerimiento de regulación (CRRi), en el AGC de
la zona se tomarán las siguientes medidas:
– Hacer nulo el factor de participación de la zona en pruebas en la corrección del
desvío de frecuencia (Bi).
– Hacer nulo en el error de control de área de la zona en pruebas (ACEi) el término
correspondiente al desvío interno de la zona.
La expresión general del error de control de área de la zona durante la prueba
pasará a ser: ACEi = CRRi
De esta forma, la señal de control recibida por las unidades en control será emitida
totalmente por la RCP permitiendo, en el caso particular de prueba de habilitación de
cve: BOE-A-2024-6215
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Núm. 76
