ANEXO 2

ANEXO 2

Coeficientes para configuraciones principales y comprobantes

Coeficientes de Pérdidas en Líneas.

Las pérdidas de energía activa (P_p) y reactiva (Q_p) en una línea se calcularán utilizando las expresiones:

P _P (kWh) = α ∙ P _PM

donde P_PM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como:

siendo:

S_B: la potencia activa de la instalación en MW para centrales de generación. En líneas, se utilizará 1000 MVA para líneas de 400 kV, 250 MVA para líneas de 220 kV, 50 MVA para líneas de 132 kV y 20 MVA para líneas de 66 kV o menor tensión.

U_n: la tensión nominal de la línea en kV.

Rl: la resistencia de la línea calculada como:

siendo:

R_c,l: la resistencia por unidad de longitud del conductor en Ω/km, l la longitud de la línea en km y n_C el número de conductores por fase.

X_l: es la reactancia en Ω de la línea.

Q0: es la potencia reactiva generada por la línea en vacío a tensión nominal expresada en kVAr.

La reactancia y potencia reactiva generada por la línea en vacío son parámetros calculados en el proyecto oficial de una línea. Si no estuvieran disponibles se calcularán a partir de la inductancia L (mH/km) y capacidad C (μF/km) típicas como:

Los valores típicos de inductancia y capacidad se obtienen a partir de valores típicos de la impedancia característica y la velocidad de propagación tanto de líneas aéreas como de líneas de cable aislado.

Tabla 1: Parámetros típicos de líneas aéreas y de cables aislados

	Línea aérea	Cable subterráneo
L (mH / km)	1	0.2
C (μF / km)	0.011	0.22

Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento de operación, se podrá mantener la formulación vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualización de la configuración de cálculo de energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento.

Coeficientes de Pérdidas en Transformadores.

a. Coeficientes para fronteras de clientes.

Se aplicarán los coeficientes establecidos en el apartado 5.5 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

b. Coeficientes para fronteras distintas de clientes.

Las pérdidas de energía activa (P_p) y reactiva (Q_p) de un transformador se calcularán utilizando las expresiones:

P _P (kWh) = α · P _PM + P ₀

donde P_PM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como:

siendo:

S_n: es la potencia nominal del transformador en MVA.

P₀: es la potencia de pérdidas en el ensayo de vacío en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 1).

P_CC: es la potencia de pérdidas en el ensayo de cortocircuito en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 1).

u_CC: es la tensión de cortocircuito del transformador en % de acuerdo con lo indicado en los ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 2).

Nota 1: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su toma central. Si no estuviera disponible, se tomará el coeficiente α de la Tabla 2 y se considerará que las pérdidas en el ensayo de vacío son la tercera parte de las pérdidas en el ensayo de cortocircuito. En el caso de autotransformadores, los valores de la Tabla 2 serán multiplicados por un factor de corrección igual a 0.8.

Nota 2: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su toma central. Si no está disponible la tensión de cortocircuito, se utilizarán 7% para transformadores de menos de 2 MVA, 15 % para transformadores con devanado de alta menor o igual a 220 kV y más de 2 MVA y 19% para transformadores con devanado de alta mayor de 220 kV y más de 2 MVA.

Tabla 2: Valores típicos de α de transformadores

Tensión en el lado de baja del transformador (kV)	Tensión en el lado de alta del transformador (kV)
	>250	250 – 150	150 – 72	72 – 36.5
250 – 150	0.004	0.004	–	–
150 – 72	0.005	0.005	0.005	–
72 – 36.5	0.006	0.006	0.006	0.007
36,5 – 1	0.007	0.007	0.007	0.008

Para transformadores con el lado de baja tensión a 380 V o inferior, se aplicará un coeficiente α de 0.025.

Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento de operación, se podrá mantener la formulación vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualización de la configuración de cálculo de energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento.