Orden TEC/1281/2019, de 19 de diciembre, por la que se aprueban las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico

A través de los servicios de usuario del concentrador secundario se pondrá en conocimiento de los usuarios toda aquella información para la que el Reglamento unificado de puntos de medida y estas Instrucciones Técnicas Complementarias establezcan alguna obligación de publicidad, sea con carácter general o limitada a los sujetos con interés económico en una medida.

El operador del sistema facilitará el acceso al concentrador principal de medidas a los correspondientes participantes del sistema de medidas de una forma transparente y eficiente, y con las garantías adecuadas de seguridad y confidencialidad.

10. Grupo de seguimiento.

Se constituirá un Grupo de Seguimiento de la aplicación del Reglamento unificado de puntos de medida, formado por representantes de los participantes en los puntos de medida que entran dentro del ámbito del Reglamento al que complementan estas Instrucciones Técnicas Complementarias, y por los expertos en metrología eléctrica que se considere oportuno. También estarán representados el Centro Español de Metrología, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y el Ministerio para la Transición Ecológica. Estará presidido por un representante del operador del sistema.

El objetivo de este Grupo de Seguimiento será identificar y proponer aspectos de mejora así como adaptar las modificaciones en la legislación al sistema de medidas eléctrico español.

11. Requisitos de equipamiento para el envío de información de telemedidas en tiempo real.

Aquellas instalaciones que tengan obligación de comunicar información de telemedida al operador del sistema en tiempo real deberán cumplir los requisitos establecidos en la normativa específica de aplicación.

El diseño del sistema de telemedidas antes citado podrá compartir elementos del sistema de medidas recogido en el Reglamento unificado de puntos de medida siempre que se cumplan los siguientes requisitos:

• La información de telemedida se podrá obtener extrayendo dicha información directamente de los contadores de energía siempre que no se interfiera con la entrega de datos de energía a los concentradores de medidas, o bien mediante otros dispositivos conectados en los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad. En tal caso, la instalación de estos dispositivos debe cumplir las condiciones establecidas en las presentes Instrucciones Técnicas Complementarias para cargas sobre secundarios y caídas de tensión en los circuitos secundarios de los transformadores de tensión.

• En caso de que los dispositivos de telemedida estén instalados en los mismos secundarios donde se encuentran los contadores de energía, deberán disponer de bloque de prueba precintables que permitan su separación para sustitución o pruebas sin interrumpir las funciones del circuito.

• En caso de modificación de los dispositivos de telemedida, que compartan elementos con el sistema de medida, deberá comunicarse a los encargados de la lectura de acuerdo a los procedimientos específicos desarrollados por el Reglamento unificado de puntos de medida.

12. Apéndice A.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 1).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de generación con red de transporte/distribución.

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1 en el lugar de cambio de actividad.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Medida del punto de medida PM2 aplicando un coeficiente de pérdidas para el paso al lado de alta del transformador de generación y descontando los consumos propios del punto de medida PM3, aplicando el coeficiente de pérdidas del transformador de generación y el coeficiente de pérdidas de la línea (en caso de existir).

Alternativa 2: Idéntica a la alternativa 1 pero utilizando el punto de medida PM4 que deberá tener en cuenta además del coeficiente de pérdidas el correspondiente al transformador de consumos propios.

Alternativa 3: Caso de existir una línea a la red de transporte o distribución, la medida del punto de medida PM5 con el correspondiente coeficiente de pérdidas de la línea.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 2).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de generación con red de transporte/distribución. Se considerarán tres fronteras tipo generación con transporte o distribución (una para cada uno de los generadores y otra para los consumos propios).

Configuración principal:

Alternativa 1: Para cada grupo se utiliza el punto de medida PM4 repartido con los puntos de medida PM1 y PM2. La frontera de consumos propios se obtiene a partir del punto de medida PM3.

Alternativa 2: Se considera una única frontera de generación que engloba a todos los grupos, utilizando el punto de medida PM4 (sólo en el sistema peninsular). La frontera de consumos propios se obtiene a partir del punto de medida PM3.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Medida de los grupos individualizados utilizando los puntos de medida PM1 y PM2. A cada medida se le aplicará el coeficiente de pérdidas del transformador de generación. La frontera de los consumos propios se obtiene con el punto de medida PM4 y su correspondiente coeficiente de pérdidas.

Alternativa 2: Se considera una única frontera de generación con la suma de los puntos de medida PM1 y PM2, con sus correspondientes coeficientes de pérdidas (sólo en el sistema peninsular). La frontera de los consumos propios, se obtiene con el punto de medida PM4 y su correspondiente coeficiente de pérdidas.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 3).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad de actividad de generación con red de transporte/distribución. Se considerarán dos fronteras de generación con transporte o distribución.

Configuración principal:

Para cada grupo se utiliza el saldo de los puntos de medida PM3 y PM4 repartido con las medidas de los puntos de medida PM1 y PM2.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Para el grupo 1 se utiliza el punto de medida PM1’. Si es necesario se aplica coeficiente de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

Para el grupo 2 se utiliza el punto de medida PM2’. Si es necesario se aplica coeficiente de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

Nota: PM1’ y PM2’ son puntos de medida diferentes que PM1 y PM2 (para no compartir equipos de medida con punto principal) ubicados en el mismo lugar que éstos.

Alternativa 2: Para el grupo 1, si el punto de medida PM1’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

Para el grupo 2, si el punto de medida PM2’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

Alternativa 3: Para el grupo 1, se utiliza el punto de medida PM5 minorado por el punto de medida PM6, aplicando el coeficiente de pérdidas del transformador y de la línea (en caso de existir).

Para el grupo 2, sería análogo utilizando los puntos de medida PM7 y PM8.

Alternativamente sería válido que los PM5 y PM6 estuviese unificados en un único equipo de neta para el grupo 1 al que se le aplicará coeficientes de pérdidas para el transformador y las líneas. La opción es análoga para el grupo 2.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 4).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de generación con red de transporte/distribución. Se considerarán dos fronteras de generación con transporte o distribución.

Configuración principal:

Para cada grupo se utiliza el saldo de los puntos PM3 y PM4 repartido con las medidas de los puntos de medida PM1 y PM2.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Para el grupo 1, se obtiene como PM1’ - PM5’*k1 con sus correspondientes coeficientes de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

Para el grupo 2, se obtiene como PM2’- PM5’*k2 con sus correspondientes coeficientes de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

K1 y k2 son los coeficientes de reparto de consumos propiosde los grupos, y se calculan en función de la potencia de los grupos. Se debe cumplir que k1 + k2 = 1.

Nota: PM1’, PM2’ y PM5’ deben ser puntos de medida diferentes que PM1, PM2 y PM5 (para no compartir medida con punto principal), ubicados en el mismo lugar que éstos.

Alternativa 2: Para el grupo 1, si el punto de medida PM1’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

Para el grupo 2, si el punto de medida PM2’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

FRONTERAS DE CLIENTE (Esquema típico 5).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de cliente con la red de distribución/transporte.

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 + PM3 con coeficiente de pérdidas del transformador. Si hubiese una línea propiedad del cliente habría que utilizar además coeficiente de perdidas de la línea.

Alternativa 2: Punto de medida PM5 con coeficiente de perdidas de la línea.

FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN CON TRANSPORTE (Esquema típico 6).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de actividad de red de distribución a red de transporte (Transformador propiedad del transportista).

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 y PM3 de las líneas de salida.

Alternativa 2: Punto de medida PM4 con coeficiente de pérdidas del transformador.

Alternativa 3: Punto de Medida PM1’ instalado en el mismo lugar que PM1 sin compartir los transformadores de medida con el punto principal.

FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN CON TRANSPORTE (Esquema típico 7).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de actividad de red de distribución a red de transporte (Transformador propiedad del distribuidor).

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM4.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 y PM3 de las líneas de salida con sus correspondientes coeficientes de pérdidas.

Alternativa 2: Punto de medida PM1 con coeficiente de pérdidas del transformador.

FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN CON DISTRIBUCIÓN (Esquema típico 8).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad de un distribuidor con el otro distribuidor.

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 + PM3 con coeficiente de pérdidas del transformador. Si hubiese una línea propiedad del distribuidor 1 hay que utilizar, además, el coeficiente de pérdidas de la línea.

Alternativa 2: Punto de medida PM5 con coeficiente de pérdidas de la línea.

AUTOCONSUMO INDIVIDUAL EN RED INTERIOR (Esquema típico 9).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad del autoconsumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

• Medida del punto de medida PM PF.

• Medida como diferencia de PM GEN – PM COM.

• Medida como diferencia de PM GEN‘ – PM COM‘ con sus correspondientes coeficientes de pérdidas.

Alternativamente, la medida PM GEN puede obtenerse a partir de la medida de generación bruta GEN y de la medida de servicios auxiliares SSAA con sus coeficientes de pérdidas correspondientes.

AUTOCONSUMO INDIVIDUAL A TRAVÉS DE RED (Típico 10)

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del generador con transporte/distribución y consumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

• Medida de PM PF G1 y PM PF 1

• Medida de PM GEN 1 y PM COM 1 con sus correspondientes coeficientes de pérdidas.

Alternativamente, la medida PM GEN puede obtenerse a partir de la medida de generación bruta GEN y de la medida de servicios auxiliares SSAA con sus coeficientes de pérdidas correspondientes.

AUTOCONSUMO COLECTIVO A TRAVÉS DE RED (Típico 11).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del generador con transporte/distribución y consumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

• Medida PM PF G1, PM PF1 y PM PF2.

• Medida de PM GEN 1, PM COM 1 y PM COM 2.

Alternativamente, la medida PM GEN puede obtenerse a partir de la medida de generación bruta GEN y de la medida de servicios auxiliares SSAA con sus coeficientes de pérdidas correspondientes.

AUTOCONSUMO CON EXCEDENTE, COMPENSACIÓN, INDIVIDUAL EN RED INTERIOR (Típico 12).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad autoconsumidor con transporte/distribución.

Configuración principal:

Medida PM PF.

AUTOCONSUMO CON EXCEDENTE, COMPENSACIÓN, INDIVIDUAL A TRAVÉS DE RED (Típico 13).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del generador con distribución y consumidor con transporte /distribución.

Configuración principal:

Medida PM PF G1 y PM PF1.

AUTOCONSUMO COLECTIVO A TRAVÉS DE RED, CON INSTALACIÓN EN RED INTERIOR (Típico 14).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del consumidor con la generación con transporte/distribución y consumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

Medida como diferencia de PM GEN - PF C1 y medida de PF C2.