Art. 75
Metodología para coordinar los análisis de la seguridad de la operación
En vigor desde 2 ago 2017
Artículo 75
Metodología para coordinar los análisis de la seguridad de la operación
1. En un plazo de doce meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT desarrollarán conjuntamente una propuesta de metodología para coordinar los análisis de la seguridad de la operación. Dicha metodología tendrá por objetivo normalizar los análisis de la seguridad de la operación, como mínimo por zona síncrona, e incluirán al menos:
a)
los métodos para evaluar la influencia de los elementos de la red de transporte y los USR situados fuera de la zona de control del GRT al objeto de determinar los elementos incluidos en la zona de observabilidad del GRT y los umbrales de influencia de contingencias por encima de los cuales las contingencias asociadas a dichos elementos constituyen contingencias externas;
b)
los principios de la evaluación de riesgos comunes, que comprenderá, como mínimo, las contingencias a que se refiere el artículo 33:
i)
la probabilidad asociada,
ii)
las sobrecargas transitorias admisibles, y
iii)
el impacto de las contingencias;
c)
los principios de evaluación y tratamiento de las incertidumbres de generación y carga, teniendo en cuenta un margen de seguridad acorde con el artículo 22 del Reglamento (UE) 2015/1222;
d)
los requisitos relativos a la coordinación y el intercambio de información entre coordinadores regionales de la seguridad con respecto a tareas enumeradas en el artículo 77, apartado 3;
e)
la función de la REGRT de Electricidad en la administración de las herramientas comunes, la mejora de las normas de calidad de los datos y la supervisión de la metodología de coordinación de los análisis de la seguridad de la operación y de las disposiciones comunes sobre coordinación regional de la seguridad de la operación en cada región de cálculo de la capacidad.
2. Los métodos a que se refiere el apartado 1, letra a), permitirán determinar todos los elementos de la zona de observabilidad de un GRT, ya sean elementos de red de otros GRT o GRD, módulos de generación de electricidad o instalaciones de demanda conectados a la red de transporte. Dichos métodos tendrán en cuenta las características de los elementos de la red de transporte y de los USR que figuran a continuación:
a)
el estado de conectividad o los valores eléctricos (por ejemplo, tensión, flujos de potencia, ángulo del rotor) que afectan significativamente a la precisión de los resultados de la estimación del estado de la zona de control del GRT, por encima de umbrales comunes;
b)
el estado de conectividad o los valores eléctricos (por ejemplo, tensión, flujos de potencia, ángulo del rotor) que afectan significativamente a la precisión de los resultados del análisis de la seguridad de la operación del GRT, por encima de umbrales comunes, y
c)
el requisito de garantizar una representación adecuada de los elementos conectados en la zona de observabilidad del GRT.
3. Los valores a que se refiere el apartado 2, letras a) y b), se determinarán mediante situaciones representativas de las diversas condiciones previstas, caracterizadas por variables como el nivel y el patrón de generación, los niveles de intercambio de electricidad a través de las fronteras y las indisponibilidades de activos.
4. Los métodos a que se refiere el apartado 1, letra a), permitirán determinar todos los elementos de la lista de contingencias externas del GRT que reúnan las siguientes características:
a)
el factor de influencia de cada elemento sobre los valores eléctricos (por ejemplo, tensión, flujos de potencia y ángulo del rotor) en la zona de control del GRT será superior a los umbrales de influencia de las contingencias comunes, lo que significa que la indisponibilidad de dicho elemento podría afectar considerablemente a los resultados del análisis de contingencias del GRT;
b)
la elección de los umbrales de influencia de las contingencias minimizará el riesgo de que se produzca una contingencia detectada en la zona de control de otro GRT y no en la lista de contingencias externas del primer GRT que pueda generar comportamientos de su red considerados no aceptables para algún elemento de su lista de contingencias internas, tales como un estado de emergencia;
c)
la evaluación de dicho riesgo se basará en situaciones representativas de las diversas condiciones previstas, caracterizadas por variables como el nivel y el patrón de generación, los niveles de intercambio y las indisponibilidades de activos.
5. Los principios de la evaluación de riesgos comunes a que se refiere el apartado 1, letra b), establecerán criterios para evaluar la seguridad del sistema interconectado. Dichos criterios se establecerán tomando como referencia un nivel armonizado de riesgo máximo admisible en los análisis de la seguridad de los distintos GRT. Dichos principios harán referencia a:
a)
la coherencia en la definición de las contingencias excepcionales;
b)
la evaluación de la probabilidad y el impacto de las contingencias excepcionales, y
c)
la consideración de las contingencias excepcionales en la lista de contingencias de un GRT cuando su probabilidad supere un umbral común.
6. Los principios de evaluación de las incertidumbres a que se refiere el apartado 1, letra c), permitirán mantener el impacto de las incertidumbres respecto a la generación o la demanda por debajo de un nivel máximo admisible y armonizado en el análisis de la seguridad de la operación de cada GRT. Dichos principios establecerán:
a)
las condiciones armonizadas en las que un GRT actualizará su análisis de la seguridad de la operación; dichas condiciones tendrán en cuenta aspectos relevantes como el horizonte temporal de las previsiones de generación y demanda, el nivel de variación de los valores previstos dentro de la zona de control del GRT o dentro de la zona de control de otros GRT, la ubicación de la generación y la demanda y los resultados previos de su análisis de la seguridad de la operación, y
b)
la frecuencia mínima de las actualizaciones de las previsiones de generación y demanda, en función de su variabilidad y de la capacidad instalada de generación no despachable.
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