Upload
others
View
8
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
INTRODUCCIÓN
2
OBJETO:
Analizar las capacidades del sistema gasista español en el año 2014 según lo establecido en los protocolos de detalle PD-09 y PD-10
Este informe analiza las capacidades, en situación de operación NORMAL, de:
Cada uno de los puntos de entrada al sistema
Cada interconexión zonal de la red de gasoductos
Capacidad en los Puntos de entrada a la red de transporte
Este informe analiza las capacidades de entrada a la red desde las plantas de regasificación, las conexiones internacionales y los almacenamientos subterráneos
Capacidades de la red de transporte
Se determinan reproduciendo las condiciones del transporte de gas en un simulador hidráulico de transporte en condiciones estacionarias
Los escenarios de demanda utilizados en las simulaciones corresponden a las previsiones de los sistemas PATRONES y ELECTRA
1. Evolución del Sistema gasista en 2014
Escenario de Demanda
Incorporación de infraestructuras
2. Análisis de Capacidad
Plantas de Regasificación
Conexiones Internacionales
Almacenamientos Subterráneos
Red principal de Transporte
Existencias en red de gasoductos
Estaciones de Compresión
Capacidades máximas y mínimas del Sistema por zonas
CONTENIDO
De acuerdo al apartado 10.2.1 del
Protocolo de Detalle PD-08
“Programaciones y nominaciones de
consumos en redes de distribución”, el
Gestor Técnico del Sistema publica,
antes del 15 de septiembre de cada
año, el perfil de demanda global para el
año siguiente
PREVISIÓN de DEMANDA
5
1) San Roque 1
2) Besós 3
3) San Roque 2
4) Besós 4
5) Castejón 1
6, 7) Castellón 3
8, 9) Bahía de Bizkaia
10) Castejón 2
11) Tarragona Endesa
12) Tarragona Power
13, 14) Campo Gibraltar 1 y 2
15) Santurce 4
16) Arcos 1
17) Arrubal 1
18) Palos 1
19) Arcos 2
20) Arrubal 2
21) Palos 2
22, 23) Amorebieta
24) Aceca 3
25) Palos 3
26) Aceca 4
27) Cartagena 1
28, 29) Arcos 3
30, 31) Escombreras 6
32) Colón 4
33, 34) Castelnou
35, 36) Cartagena 2 y 3
37,38,39) El Fangal 1,2 y 3
40, 41) Plana de Vent 1 y 2
42) Escatrón peaker
43,44,45) Sagunto 1, 2 y 3
46,47) Escatrón 3
48) Castejón 3
49, 50) Puentes García Rodríguez 5
51, 52) Castellón 4
53) Sabón 3 54) Soto de Ribera 4 55) Málaga 1 CC 56, 57) Algeciras 3 CC 58, 59) Besós 5
60, 61) Puerto de Barcelona 1 y 2 62) Endesa (Son Reus 1) 63) Soto de Ribera 5 64, 65) Endesa (Ca’s Tresorer) 66) Endesa (Son Reus 2) 67) Endesa (Ibiza)
Potencia instalada 26.251 MW
6
MAPA CTCC’s 2014
(No incluye cisternas)
La presencia de CTCC’s en el Sistema influye de forma muy importante en el transporte debido a su elevado consumo potencial y a su gran variabilidad motivada por su papel como back-up de energías renovables
Por ello, el análisis zonal de capacidades se realiza considerando dos escenarios extremos de consumo de CTCC’s: escenario BAJO y escenario ALTO. Para determinarlos se ha analizado por zonas la evolución histórica de la demanda de CTCC’s así como sus horas de funcionamiento
La demanda convencional, en ambos escenarios de entregas al sector eléctrico, corresponde al resultado de los modelos de previsión del GTS
7
ESCENARIO DE DEMANDA Demanda media en días laborables
Información a octubre-2013 9
INCORPORACIÓN INFRAESTRUCTURAS
Incorporaciones previstas en 2013
Gasoducto Planta de Bilbao-Treto (dic-13)
Gasoducto Zarza del Tajo-Yela (dic-13)
Incorporaciones previstas en 2014
3er tanque GNL BBG (jul-14)
TARIFA
355
MEDGAZ
266
MUGARDOS
115
BILBAO
223
GAVIOTA
68
SERRABLO
82/70
CARTAGENA
377
BARCELONA
544
SAGUNTO
279
HUELVA
377
BADAJOZ
Export. 45
Import. 35(W)/70(S)
TUY
Export. 30(W)/40(S)
Import. 25
IRÚN
Export. 5(W)/9(S); Import. 0(W)/10(S)
LARRAU
Export. 165; Import. 165
YELA
MARISMAS
10
RANGOS ADMISIBLES 2014 Plantas de Regasificación
11
A continuación se presentan las variables básicas de control de las plantas de regasificación operativas del sistema español
Además de la información específica sobre cada una de las terminales que los titulares de las instalaciones publican en sus páginas web, Enagas GTS pone a disposición de los usuarios, las principales características de cada instalación en su sección Infraestructuras del Sistema
Para la determinación de las capacidades de la red de transporte, se considera que todas las instalaciones de las plantas de regasificación se encuentran operativas al 100%
La incorporación de la planta de El Musel queda pospuesta en virtud de lo establecido en la Disposición transitoria tercera del Real Decreto-Ley 13/2012
MUGARDOS
BILBAO
BARCELONA
SAGUNTO
CARTAGENA
HUELVA
EL MUSEL
12
RANGOS ADMISIBLES 2014 Plantas de Regasificación
Cumpliendo con lo establecido en la Planificación Obligatoria del sector, está previsto que en julio-2014 se incorpore un nuevo tanque de almacenamiento de 150.000 m³ GNL en la planta de Bilbao. Con esta incorporación, la capacidad total de almacenamiento de GNL se situará en 23.266 GWh (3.396.500 m³ GNL)
Por su parte, la capacidad total de emisión se mantiene en 1.916 GWh/día (6.863.000 Nm³/h)
A lo largo de 2014 está previsto que el cargadero de cisternas de la planta de Bilbao se mantenga inoperativo
Capacidad máxima
vaporización
Capacidad carga
cisternas
Nm³/h Nº tanques m³ GNL GWh/día Nº atraques m³ GNL
Barcelona 1.950.000 8 840.000 15 2 80.000 y 266.000
Huelva 1.350.000 5 619.500 15 1 140.000
Cartagena 1.350.000 5 587.000 15 2 40.000 y 266.000
Bilbao * 800.000 3 450.000 - 1 270.000
Sagunto 1.000.000 4 600.000 11 1 260.000
Mugardos 413.000 2 300.000 7 1 216.000
Total Sistema 6.863.000 27 3.396.500 63 8 Entre 40.000 y 270.000
* Cargadero de cisternas inhabilitado por las obras de ejecución del tercer tanque de almacenamiento GNL
Características técnicas de las plantas de regasificación en 2014
Planta de regasificaciónAtraquesAlmacenamiento GNL
(1) Los vapores de gas generados en la planta, por efecto de calentamiento del GNL, son recuperados mediante compresores que los inyectan en el relicuador donde se mezclan con el GNL frío procedente de las bombas primarias, condensándose para su posterior vaporización, para lo que se requiere un nivel mínimo de emisión del terminal que permita enviar al relicuador el caudal de GNL suficiente para poder relicuar todos los vapores generados en la planta
MÍNIMO TÉCNICO en PLANTAS DE REGASIFICACIÓN (Definición consensuada entre todos los operadores de plantas del Sistema)
Se define como Mínimo Técnico el nivel de producción mínimo necesario que permita recuperar el boil-off (BOG1), generado en cualquier circunstancia de operación, al tiempo que mantiene en frío todas las instalaciones y garantiza el 100% de disponibilidad inmediata del resto de los equipos en condiciones de seguridad de funcionamiento estable
13
RANGOS ADMISIBLES 2014 Entradas mínimas en plantas de regasificación
PLANTA DE
REGASIFICACIÓN
PROPUESTA
TRANSPORTISTA
BARCELONA450.000 Nm
3/h
300.000 Nm3/h a la red de 72 bar y
150.000 Nm3/h a la red de 45 bar
Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario debido a la
evolución en el diseño de la planta
CARTAGENA 300.000 Nm3/h
Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario debido a la
evolución en el diseño de la planta
HUELVA 300.000 Nm3/h
Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario debido a la
evolución en el diseño de la planta
BBG 300.000 Nm3/h
Limitación de la capacidad nominal de recuperación de boil-off y por la
temperatura de aspiración del bombeo secundario
SAGGAS200.000 Nm
3/h
con incremento en la descarga de
buques
Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario. La
temperatura debe situarse en el intervalo [ -140ºC , -150ºC] en función del GNL
(ligero / pesado)
REGANOSA 210.000 Nm3/h
Limitación de la capacidad de funcionamiento de una única línea de
regasificación, que corresponde con la capacidad nominal de una bomba
primaria y una bomba secundaria
Además, limitación por la temperatura de salida del relicuador
PLANTA DE
REGASIFICACIÓN
MÍNIMO
TÉCNICO
COMENTARIOS
AL MÍNIMO TÉCNICO
14
RANGOS ADMISIBLES 2014 Entradas mínimas en plantas de regasificación
15
ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN
Escalón de Producción
por equipo de vaporización
Nominal Mínimo Máximo Nominal Mínimo Máximo
1 150.000 150.000 115.000 135.000
2 300.000 280.000 340.000 300.000 230.000 270.000
3 450.000 420.000 510.000 450.000 345.000 405.000
4 600.000 353.000 645.000 600.000 460.000 540.000
5 750.000 350.000 780.000
6 900.000 765.000 915.000
7 1.050.000 880.000 1.050.000
8 1.350.000 1.131.000 1.350.000
Emisión a RBG
(Nm³/h)
Emisión a R45
(Nm³/h)
Escalón de Producción
por equipo de vaporización
Nominal Mínimo Máximo
1 150.000
2 300.000 280.000 340.000
3 450.000 420.000 510.000
4 600.000 560.000 680.000
5 750.000 700.000 850.000
6 900.000 840.000 1.020.000
7 1.050.000 980.000 1.180.000
8 1.200.000 1.120.000 1.340.000
9 1.350.000 1.260.000 1.420.000
Emisión a RBG
(Nm³/h)
PLANTA BARCELONA
PLANTA HUELVA
16
ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN
PLANTA CARTAGENA
PLANTA BILBAO
Escalón de Producción
por equipo de vaporización
Nominal Mínimo Máximo
1 150.000
2 300.000 260.000 340.000
3 450.000 390.000 510.000
4 600.000 520.000 680.000
5 750.000 680.000 850.000
6 900.000 850.000 1.020.000
7 1.050.000 1.020.000 1.150.000
8 1.200.000 1.150.000 1.280.000
9 1.350.000 1.280.000 1.350.000
Emisión a RBG
(Nm³/h)
Escalón de Producción
por equipo de vaporización
Nominal Mínimo Máximo
1 330.000 300.000 350.000
2 440.000 420.000 460.000
3 480.000 480.000 510.000
4 615.000 590.000 630.000
5 715.000 650.000 740.000
6 800.000 740.000 800.000
Emisión a RBG
(Nm³/h)
Estas capacidades están calculadas suponiendo que la temperatura de agua de mar es mayor o igual a 20ºC. En función de los decrementos de temperatura, estos escalones de regasificación varían.
17
ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN
PLANTA SAGUNTO
PLANTA MUGARDOS
Escalón de Producción
por equipo de vaporización
Nominal Mínimo Máximo
1 200.000 200.000 200.000
2 400.000 350.000 400.000
3 600.000 550.000 600.000
4 800.000 750.000 800.000
5 1.000.000 950.000 1.000.000
Emisión a RBG
(Nm³/h)
Escalón de Producción
por equipo de vaporización
Nominal Mínimo Máximo
1 230.000 190.000 250.000
2 350.000 320.000 380.000
3 420.000 380.000 480.000
Emisión a RBG
(Nm³/h)
El valor del mínimo técnico de cada vaporizador no corresponde con el mínimo técnico de la planta
CI LARRAU
CI IRÚN
CI TUY
CI BADAJOZ
CI TARIFA
CI ALMERÍA
RANGOS ADMISIBLES 2014 Conexiones Internacionales
19
20
PUNTO CONEXIÓN
PUESTA en OPERACIÓN
Capacidad IMPORTACIÓN
Capacidad EXPORTACIÓN
Incorporación INFRAESTRUCTURAS
FRANCIA
LARRAU 1993 0≤Q≤165 GWh/d 0≤Q≤165 GWh/d
En dic-2013, con la incorporación del
gasoducto Zarza del Tajo-Yela, la capacidad de exportación aumenta
hasta 165 GWh/d
IRÚN 1998 W1: 0 GWh/d S1: 10 GWh/d
W1: 5 GWh/d S1: 9 GWh/d
PORTUGAL
BADAJOZ 1996 W2: 35 GWh/d S2: 70 GWh/d
134 GWh/d = 45 (España) + 89 (reserva Portugal)
TUY 1996 25 GWh/d W2: 30 GWh/d S2: 40 GWh/d
MARRUECOS TARIFA 1996 444 GWh/d =
355 (España) + 89 (reserva Portugal)
-
ARGELIA ALMERÍA 2011 266 GWh/d -
CONEXIONES INTERNACIONALES 2014
W1: enero, febrero, marzo, noviembre y diciembre S1: abril, mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre
W2: enero, febrero, marzo, abril, noviembre y diciembre S2: mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre
21
CONEXIONES INTERNACIONALES 2014 Interconexiones con Europa
CCII con Portugal
•Existen tres puntos de interconexión comercial entre los sistemas portugués y español: la CI Badajoz, la CI Tuy y el Punto de Interconexión Virtual (VIP con Portugal)
• Las transacciones físicas derivadas de las nominaciones de los usuarios se gestionan en base al Acuerdo de Operación Conjunta existente entre REN y Enagas GTS
•En virtud de este Acuerdo Operativo, las transacciones físicas de gas se están produciendo mayoritariamente a través de la CI Badajoz
•El saldo físico a través de la CI Badajoz es habitualmente exportador
•En la CI Badajoz se produce además la entrega de gas en tránsito hacia Portugal
CCII con Francia
•Existen dos puntos de interconexión entre los sistemas francés y español: la CI Larrau y la CI Irún
•En dic-2013 está previsto que se incorpore a la red de transporte el gasoducto Zarza del Tajo-Yela, con lo que la capacidad nominal de exportación a través de la CI Larrau aumentará hasta los 165 GWh/día
•Existe un Acuerdo Operativo entre TIGF y Enagas GTS donde se contempla la operación conjunta de las conexiones hispano-francesas para optimizar el transporte en ambos Sistemas
•En virtud de este Acuerdo Operativo, las transacciones físicas de gas se están produciendo mayoritariamente a través de la CI Larrau
•El flujo físico a través de la CI Larrau es netamente importador y se espera que continúe así en el horizonte 2014
AS SERRABLO
AS GAVIOTA
RANGOS ADMISIBLES 2014 Almacenamientos Subterráneos
AS CASTOR AS YELA
AS MARISMAS
23
España cuenta con cuatro almacenamientos subterráneos operativos
24
CAPACIDADES en AASS
Gaviota Serrablo Marismas Yela Castor TOTAL
Volumen gas útil GWh 11.623 8.065 1.745 12.453 15.418 49.304
Volumen colchón extraíble GWh 6.725 1.660 - - - 8.385
Volumen colchón no extraíble GWh 13.449 3.321 5.364 10.674 7.116 39.924
Cap. Inyección máx. GWh/día 53 45 10 119 95 322
Cap. Produccion máx. GWh/día 68 81 10 178 297 633
PARÁMETROS FINALES en ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS
* Datos correspondientes a las capacidades finales del almacenamiento cuando, tras los sucesivos ciclos de llenado, se
encuentre 100% operativo
* *
Serrablo, Gaviota y Marismas son antiguos yacimientos de gas natural ya agotados
Yela es un nuevo almacenamiento subterráneo cuyo llenado, iniciado en 2012, está previsto que se realice a lo largo de varios ciclos anuales. Durante estos ciclos se inyectará gas colchón junto con cantidades progresivamente incrementadas de gas operativo que se podrá extraer en el periodo invernal siguiente 0
50
100
150
200
250
300
Gaviota Serrablo Marismas Yela Castor
Capacidad final de Inyección/extracción
Inyección Producción
GWh/día
Los supuestos utilizados para el cálculo son:
Llenado al 100% de los almacenamientos
Presiones máximas admisibles en condiciones de fondo Inicio de ciclo de extracción el 1-nov del año n y finalización el 31-mar del año n+1 Total disponibilidad de planta y pozos durante el ciclo de extracción No influencia en los modelos matemáticos de la presión existente en el gasoducto ni
de la temperatura ambiente
Los caudales de extracción de las unidades de Serrablo se han calculado considerando condiciones normales de operación, según los procedimientos de Enagás PN-04-4-1-3, “optimización de la extracción en el AASS de Serrablo” y PN-04-4-1-4 “Operación en el periodo de extracción”
25
CAPACIDAD de EXTRACCIÓN en AASS
La capacidad de extracción de los AASS varía a lo largo del ciclo de producción en
función del grado de llenado
En la tabla adjunta, se muestra la horquilla de variabilidad de la capacidad de extracción de los almacenamientos de Gaviota, Serrablo, Marismas y Yela en función del porcentaje de llenado, en cumplimiento del apartado 5.3 del PD-10
Unidad: GWh/día Gaviota Serrablo Marismas* Yela* Total
100% de llenado 68 79 10 8 165
75% de llenado 66 58 10 8 142
50% de llenado 66 45 10 8 129
25% de llenado 66 32 10 8 116
Parámetros teóricos orientativos
* Parámetros previstos en 2014
Capacidad de extracción en AASS
SUBASTA GAS COLCHÓN para AASS
RESULTADO de la 2ª SUBASTA para la adquisición de GAS
COLCHÓN para los nuevos AASS
1/06/2013 a 31/10/2013
Realizada por OMEL
2ª SUBASTA GAS COLCHÓN 1-jun-13 / 31-oct-13
Fecha de la subasta 14 mayo 2013
Cantidad subastada 10.042 GWh
CANTIDAD ADJUDICADA 2.174 GWh
Nº de Adjudicatarios 7
26
Se adjudica únicamente el 22% de la cantidad subastada
Las reglas operativas de la subasta se encuentran definidas en la Resolución de 7 de mayo de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía por la que se modifica la resolución de 17 de abril de 2012, por la que se establece el procedimiento de subasta para la adquisición de gas natural destinado al nivel mínimo de llenado de nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural
28
STOCK en GASODUCTOS
Además, se definen los límites de stock máximo admisible y stock mínimo admisible por encima y por debajo de los cuales las existencias en la red de transporte no deben situarse en ningún momento, lo que garantiza la operación del sistema en condiciones de máxima seguridad y fiabilidad
El stock evoluciona de forma creciente por la incorporación de nuevos gasoductos Durante el año 2013, el stock en condiciones normales de operación se está situando entre 2.300 GWh y 2.800 GWh
Sto
ck (
GW
h)
Límites teóricos de Stock operativo
STOCK MÁXIMO ADMISIBLE
STOCK MÍNIMO ADMISIBLETALÓN
NIVEL SUPERIOR OPERATIVO
NIVEL INFERIOR OPERATIVO
BANDA DE STOCK OPERATIVO
El control y seguimiento de las existencias en la red de gasoductos es una de las variables fundamentales de la operación
En situación de operación normal, las existencias en la red de transporte deben ajustarse a una banda de stock operativo definida según los procedimientos operativos del Centro Principal de Control
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
en
e-1
2
feb
-12
mar
-12
abr-
12
may
-12
jun
-12
jul-
12
ago
-12
sep
-12
oct
-12
no
v-12
dic
-12
en
e-1
3
feb
-13
mar
-13
abr-
13
may
-13
jun
-13
jul-
13
ago
-13
sep
-13
GWh Evolución stock en gasoductos
Stock de gasoducto
Banda de fluctuación en Operación Normal
may-2012Incorporación Yela-Villar de Arnedo y tramo central de la duplicación Tivissa-Paterna
sep-2012Incorporación
Martorell-Hostalrich
31
ESTACIONES de COMPRESIÓN
En el análisis de Rangos Admisibles del sistema gasista, se consideran operativas el 100% de las Estaciones de Compresión (EECC) existentes
Para la simulación del funcionamiento de las EECC se utiliza un módulo, específicamente desarrollado a tal efecto, incorporado en el simulador de transporte de gas WINFLOW. Dicho módulo recoge la parametrización de todas las variables asociadas a las características de cada estación de compresión, según sus parámetros de diseño definidos por el fabricante y contrastados por los responsables de EECC de Enagás y optimiza la configuración de operación en cuanto a número de turbocompresores idóneos en relación a los caudales y presiones de impulsión a obtener
Los escenarios de simulación de Rangos Admisibles reproducen el funcionamiento del sistema en Situación Normal, por lo que en cada EC se mantiene un turbocompresor de reserva sin utilizar
Se considera una presión mínima de aspiración de 45 bar en todas las estaciones de compresión con objeto de garantizar la seguridad del suministro de gas natural
EC Tivissa
32
ESTACIONES de COMPRESIÓN
El Sistema de transporte español cuenta con 18 Estaciones de Compresión capaces de impulsar el gas natural a 72 bar u 80 bar según las especificaciones técnicas de cada estación. De esta forma, en los puntos de suministro se aseguran las presiones mínimas de garantía establecidas en las NGTS
Destacan especialmente las EECC de:
Almendralejo: por registrar una de las mayores utilizaciones y ser responsable de vehicular el gas en tránsito y el gas de exportación con destino a Portugal a través de la CI Badajoz
Alcázar de San Juan: por su importante papel en el sistema al transportar hacia el norte los flujos procedentes del sur desde la planta de Huelva, la CI Tarifa y la CI Almería
Villar de Arnedo: por ser la estación que permite integrar los flujos de importación procedentes de Francia a través de la CI Larrau, actualmente al 100% de su capacidad
33
ESTACIONES de COMPRESIÓN
Presión
aspiración
Presión
impulsión
bar bar TC Nm³/h TC Nm³/h TC Nm³/h
EC Crevillente 45 72 1 380.000 1 - 1 410.000
EC Montesa 46 72 1 240.000 2 920.000 2 1.120.000
EC Paterna 46 72 1 150.000 3 675.000 3 820.000
EC Denia 60 90 1 130.000
EC Bañeras 46 72 1 190.000 4 875.000 4 1.125.000
EC Tivissa 46 72 1 230.000 2 940.000 2 1.140.000
EC Zaragoza 46 72 1 155.000 2 420.000 2 530.000
EC Villar de Arnedo 46 72 1 170.000 2 860.000 2 860.000
EC Navarra 50 80 1 450.000 1 750.000 1 900.000
EC Haro 46 72 1 320.000 1 520.000 1 640.000
ZONA IV EC Zamora 50 80 1 145.000 2 330.000 2 420.000
EC Sevilla 45 72 1 500.000 2 1.240.000 2 1.570.000
46 72 1 640.000 2 1.240.000 2 1.240.000
62 80 1 600.000 2 1.850.000 2 2.250.000
EC Almendralejo 50 80 1 120.000 4 690.000 4 850.000
EC Alcázar de San Juan 50 80 1 380.000 2 1.100.000 2 1.300.000
EC Almodóvar 46 64 1 150.000 2 400.000 2 500.000
EC Algete 46 72 1 90.000 1 160.000 1 190.000
EC Chinchilla 46 72 1 450.000 2 1.100.000 2 1.100.000
RANGOS OPERACIÓN EN ESTACIONES DE COMPRESIÓN
Caudal
mínimo
Caudal máximo
verano
Caudal máximo
invierno
EC Córdoba
ZONA III
ZONA V
ZONA I
ZONA II
35
CAPACIDADES en la red de transporte Consideraciones generales
Las capacidades de la red de transporte se presentan según la desagregación por zonas definida en el PD-02
Se considera que todas las infraestructuras del sistema se encuentran 100% disponibles
La capacidad máxima de evacuación de una zona no coincide necesariamente con la suma de las capacidades individuales máximas de evacuación de cada interconexión zonal
Las simulación del transporte de gas natural a través de los gasoductos que componen la red primaria de transporte en España se realiza a través del software de simulación WINFLOW
Las capacidades de transporte presentadas son orientativas
Las variables que afectan a la capacidad de transporte en la red de gasoductos (demanda de gas natural, exportación física, operaciones de mantenimiento, ciclos de inyección/extracción, etc.) son difíciles de prever con exactitud en un horizonte temporal tan amplio
Por ello, la programación mensual utilizará estos valores como apoyo y referencia pero no se garantiza su viabilidad
36
CAPACIDADES en la red de transporte Consideraciones generales
La demanda convencional de cada zona es la misma en ambos escenarios
La presencia de una central de ciclo combinado en un gasoducto influye notablemente en la capacidad de transporte debido a su elevado consumo potencial de gas natural. Por esta razón, las capacidades máximas de transporte en la red primaria se han determinado en dos escenarios extremos de consumo de CTCC’s: escenario bajo y escenario alto
Para determinar dichos escenarios de demanda se ha realizado un análisis por zonas de la evolución histórica de la demanda de CTCC’s así como de sus horas de funcionamiento
Demanda de gas natural
En el análisis de los Rangos Admisibles para el año 2014 no se contemplan flujos físicos de gas a través de la conexión internacional de Tuy en virtud del acuerdo operativo entre REN y Enagas GTS donde se contempla la operación conjunta de las conexiones hispano-portuguesa para optimizar el transporte en ambos Sistemas. Por este acuerdo, en la práctica, todas las transacciones físicas se vienen realizando a través de la conexión de Badajoz
Si no se realizara la operación conjunta en estas conexiones, las capacidades de evacuación de la Zona IV así como la definición de sus entradas mínimas se verían afectadas, influyendo directamente en la regasificación de la planta de Mugardos
Conexiones Internacionales
37
CAPACIDADES en la red de transporte Consideraciones generales
Gaviota y Serrablo:
En invierno se ha contemplando una extracción de hasta 140 GWh/día, respetando la capacidad nominal de cada uno de los almacenamientos
Entre los meses de mayo y octubre se han considerado distintos escalones de inyección, llegándose a contemplar, en los meses centrales del verano, inyecciones próximas a la capacidad máxima de 100 GWh/día
Marismas:
La capacidad de emisión/inyección desde este almacenamiento no afecta a las capacidades interzonales de transporte
Yela:
Se contempla una inyección de hasta 36 GWh/día a lo largo de toda la campaña estival
En periodo invernal, no se contempla extracción desde este almacenamiento
Almacenamientos subterráneos
Estaciones de Compresión
Se ha maximizado la pérdida de carga en las estaciones de compresión, preservando el uso de los equipos de reserva, respetando que los puntos de funcionamiento determinados por las variables caudal, presión de aspiración y presión de impulsión se sitúen dentro de las curvas de funcionamiento de los turbocompresores de la estación
SOFTWARE DE SIMULACIÓN DE TRANSPORTE: WINFLOW
WINFLOW es una herramienta de simulación de transporte de fluidos en régimen estacionario, basada en fórmulas hidráulicas de pérdida de carga, mediante la cual Enagás GTS reproduce la red española de transporte de gas natural
Este programa constituye un soporte de cálculo, en consonancia con los apartados 6 y 7 del PD-10 “Cálculo de la capacidad de las instalaciones”, que asegura el cumplimiento de los requisitos establecidos en las NGTS para la Operación Normal (presiones de garantía y seguridad del suministro de gas natural a todos los clientes del Sistema)
La herramienta reproduce las condiciones del fluido en el sistema teniendo en cuenta parámetros físicos característicos de los distintos elementos que condicionan su transporte tales como diámetro, longitud, rugosidad y eficiencia de todos los gasoductos, presiones, caudales y temperatura en la red de transporte, curvas de diseño de estaciones de compresión y características de cada una de las válvulas principales del sistema
El programa tiene la capacidad de diagnosticar el estado del sistema de transporte de forma que cuando alguna de las variables de control se encuentra fuera de los rangos de normalidad, el simulador genera una alarma que advierte al experto y marca el escenario generado como no viable
La capacidad máxima de transporte interzonal en un punto del Sistema se alcanza cuando ocurre al menos una de las siguientes condiciones:
Limitación de los elementos de transporte (gasoductos, EC’s y válvulas) cuando se alcanza la presión mínima establecida en las NGTS en algún punto o la presión máxima de diseño en un punto de entrada o en la impulsión en la salida de una EC
Maximización de la exportación en las zonas vecinas en el supuesto que favoreciese la evacuación de la zona en estudio
38
CAPACIDADES en la red de transporte
40
Escenario de Demanda 2014 - ZONA I
En la zona I se concentran fundamentalmente redes industriales cuyo consumo de gas no se ve influenciado por el efecto de la temperatura. Sin embargo, el efecto vacacional influye notablemente en este tipo de redes y se observa en agosto un descenso importante de la demanda convencional de la zona
En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, cabe destacar que:
Los CTCC’s de la zona I son los que menor variabilidad registran a lo largo del año
En casi todos los meses del año, los CTCC’s de la zona I registran, en los escenarios altos de demanda, los factores de utilización más bajos del Sistema
176
147
176
272
201
272
0
50
100
150
200
250
300
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GWh/día
ESCENARIOS DEMANDA ZONA I
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
Escenario BAJO
..EC Tivissa 370 370 370 360 360 360 360 360 360 360 370 370
..EC Alcázar 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380
Escenario ALTO
..EC Tivissa 370 370 370 360 360 360 360 360 360 360 370 370
..EC Alcázar 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380
CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN
41
Capacidad máxima de evacuación ZONA I
Evacuación a través de EC Tivissa: tras la incorporación de la duplicación del gasoducto Tivissa-Paterna, el eje de levante cuenta con una importante capacidad de transporte. El elemento limitante es la EC Tivissa y así, la pequeña variación en la capacidad de evacuación a lo largo del año se debe a que las EECC son capaces de impulsar un caudal ligeramente mayor en invierno que en verano
Evacuación a través de EC Alcázar de San Juan: la máxima capacidad de evacuación se alcanza cuando se satura el tramo Chinchilla-Alcázar. La demanda en este tramo no sufre apenas variaciones a lo largo del año por lo que la capacidad de evacuación es constante
42
Entradas mínimas desde la ZONA I
La capacidad de la red de transporte para aportar gas a la Zona I desde el nudo de Tivissa y la EC Alcázar de San Juan es muy superior, en todos los meses, a la demanda ubicada en la Zona I
Por tanto, desde la Zona I, la entrada mínima que debería respetarse, todos los meses del año, es la que coincide con la suma de los mínimos técnicos de las plantas de regasificación: 142 GWh/día
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
MÍNIMO TÉCNICO
planta Cartagena 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85
planta Sagunto 57 57 57 57 57 57 57 57 57 57 57 57
TOTAL 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142 142
ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA I
44
Escenario de Demanda 2014 - ZONA II La Zona II cuenta con importantes redes industriales pero también con grandes núcleos
de consumo doméstico por lo que la evolución anual de la demanda convencional de la zona dibuja una curva en “V” suavizada donde se observa claramente el efecto de la temperatura en el consumo global
En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, la zona II destaca por registrar, prácticamente en todos los meses del año y en los dos escenarios de demanda, los mayores factores de utilización de CTCC’s del Sistema (factor de utilización medio en los escenarios alto y bajo, 42% y 16% respectivamente)
263
170
263
345
215
345
0
50
100
150
200
250
300
350
400
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GWh/día
ESCENARIOS DEMANDA ZONA II
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
Escenario BAJO
..EC Tivissa 310 310 325 330 330 320 320 315 320 330 305 310
Escenario ALTO
..EC Tivissa 275 275 310 315 315 315 315 300 315 315 290 275
CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN
45
Capacidad máxima de evacuación ZONA II
Evacuación a través de EC Tivissa:
La máxima capacidad de evacuación se alcanza cuando se saturan los gasoductos Tivissa-Castelnou y Tivissa-Paterna o cuando se alcanza el caudal máximo que la EC Arbós es capaz de vehicular. Cabe destacar que:
o La capacidad de evacuación estará marcada tanto por la demanda de la Zona II como por la demanda del tramo Tivissa-Castelnou
o En periodo estival, el tramo Tivissa-Castelnou cuenta con un punto importante de entrega de gas: el AS Serrablo
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
MÍNIMO TÉCNICO
planta Barcelona 128 128 128 128 128 128 128 128 128 128 128 128
ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA II
46
Entradas mínimas desde la ZONA II
La capacidad de la red de transporte para aportar gas a la Zona II desde el nudo de Tivissa es muy superior, en todos los meses del año, a la demanda ubicada en la Zona II
Por tanto, desde la Zona II, la entrada mínima que debería respetarse durante todo el año es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Barcelona: 128 GWh/día
48
Escenario de Demanda 2014 - ZONA III La zona III se caracteriza por agrupar redes domésticas e industriales de peso,
localizadas principalmente en Vizcaya, Zaragoza, Navarra y Huesca
Además, durante la campaña de inyección, los AASS de Serrablo y Gaviota actúan como importantes puntos de consumo, lo que incrementa notablemente el transporte en la zona (se considera una inyección conjunta de hasta 90 GWh/día en los meses centrales del verano)
En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, la zona III destaca por registrar bajos factores de utilización de CTCC’s en los escenarios bajos, que a lo largo del año 2014 se sitúan con frecuencia en valores iguales o inferiores al 5%
219
113
219
309
191
309
0
50
100
150
200
250
300
350
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GWh/día
ESCENARIOS DEMANDA ZONA III
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
Escenario BAJO
..EC Tivissa 125 125 105 65 60 60 60 75 60 65 125 125
..EC Villar de Arnedo 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155
..EC Haro 125 125 130 105 100 100 100 90 100 105 125 125
..Conexión Bilbao-Treto 30 30 30 25 25 25 25 25 25 25 25 30
Escenario ALTO
..EC Tivissa 100 100 105 30 40 30 30 45 30 30 105 100
..EC Villar de Arnedo 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155 155
..EC Haro 125 125 130 105 100 100 100 90 100 105 125 125
..Conexión Bilbao-Treto 30 30 30 25 25 25 25 25 25 25 25 30
CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN
49
Capacidad máxima de evacuación ZONA III
Evacuación a través de la EC de Tivissa: varía considerablemente en función del consumo ubicado en el tramo Tivissa-Castelnou:
o Un aumento de la demanda ubicada en el tramo afecta negativamente a la capacidad de evacuación. Así, en los escenarios altos de demanda, la capacidad de evacuación es menor que en los escenarios bajos de demanda
o En periodo estival, la inyección en el AS Serrablo supone un incremento importante de las entregas de gas en el tramo. En consecuencia, la capacidad de evacuación se ve considerablemente afectada
50
Capacidad máxima de evacuación ZONA III
Evacuación a través de EC Villar de Arnedo: se maximiza cuando se satura el tramo Villar de Arnedo-Madrid. Este tramo no tiene variaciones significativas de demanda a lo largo del año y, por tanto, la capacidad de evacuación en este punto es constante
Evacuación a través de EC Haro: se maximiza cuando se alcanza la saturación del tramo Haro-Madrid. Al no haber CTCC’s en este tramo, no existen variaciones entre los escenarios alto y bajo y las variaciones existentes se deben a la modulación anual de la demanda convencional
Evacuación a través de la conexión Bilbao-Treto: para maximizar esta evacuación es necesario rebajar en lo posible la presión de la red en Asturias y Cantabria prestando especial atención a las presiones de la red en Galicia, donde las caídas de presión se producen con mayor facilidad
51
Entradas mínimas desde la ZONA III
Tras la incorporación de los gasoductos Yela-Villar de Arnedo y Zarza del Tajo-Yela, la red de transporte cuenta con capacidad suficiente para cumplir con las exigencias previstas en los escenarios más desfavorables analizados en Rangos Admisibles 2014:
o Meses invernales donde la demanda total de la Zona III supera los 300 GWh/día en simultáneo con una exportación física máxima a Francia
o Meses estivales en simultáneo con una inyección en AASS de hasta 90 GWh/día y una exportación física máxima a Francia
Por tanto, desde la Zona III, la entrada mínima que debería respetarse, a lo largo de todo el año, es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Bilbao: 85 GWh/día
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
MÍNIMO TÉCNICO
Planta Bilbao 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85
ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA III
53
Escenario de Demanda 2014 - ZONA IV
La demanda convencional de la zona IV concentra tanto redes de consumo doméstico, localizadas principalmente en León, Cantabria y Asturias, como redes netamente industriales, como las localizadas en A Coruña
Los escenarios de entregas para generación eléctrica en la zona IV destacan por:
La gran variabilidad mensual en el consumo de los CTCC’s
La intermitencia en el funcionamiento de los CTCC’s de la zona que hace que, en los escenarios bajos, el consumo de los ciclos combinados se sitúe en valores iguales o muy cercanos a cero
103
64
103
149
86
149
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GWh/día
ESCENARIOS DEMANDA ZONA IV
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
Escenario BAJO
..EC Zamora 17 17 20 22 26 25 25 29 26 22 23 17
..Conexión
Villapresente-Burgos (*) -20 -20 -20 -8 -5 -4 -4 -6 -5 -8 -17 -20
..Conexión Bilbao-Treto 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Escenario ALTO
..EC Zamora 14 14 24 18 20 29 29 26 20 18 15 14
..Conexión
Villapresente-Burgos (*) -27 -27 -15 -12 -11 -7 -7 -10 -11 -12 -20 -27
..Conexión Bilbao-Treto 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
(*) La capacidad por la conexión Villapresente-Burgos es la resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad por EC Zamora hacia el sur
CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN
54
Capacidad máxima de evacuación ZONA IV
Evacuación a través de EC Zamora: se alcanza maximizando la emisión de la planta de Mugardos a 80 bar y saturando el tramo Mugardos-Asturias-León-Zamora
Como se indica, la capacidad de evacuación por la conexión Villapresente-Burgos corresponde al dato resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad de transporte a través de la EC Zamora hacia la Zona V
Evacuación a través de la conexión Bilbao-Treto: sin la planta de El Musel operativa, no es posible presurizar la región noroeste lo suficiente como para generar un tránsito de gas hacia la zona III
La red de transporte dispone de suficiente capacidad para garantizar la cobertura de la demanda de la Zona IV en todos los escenarios previstos en Rangos Admisibles 2014
Por tanto, desde la Zona IV, la entrada mínima que debería respetarse a lo largo de todo el año es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Mugardos: 60 GWh/día
No obstante, en caso de exportación física a través de CI Tuy y/o escenarios de demanda más severos, es posible que el sistema pueda requerir una regasificación mínima desde la planta de Mugardos superior a su mínimo técnico
55
Entradas mínimas desde la ZONA IV
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
MÍNIMO TÉCNICO
Planta Mugardos 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA IV
393
269
393
511
312
511
0
100
200
300
400
500
600
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
GWh/día
ESCENARIOS DEMANDA ZONA V
57
Escenario de Demanda 2014 - ZONA V
En el sector convencional de la zona V se distingue entre:
zona V-norte, donde se concentran algunos de los puntos de consumo doméstico más importantes del país (Madrid, Burgos, Valladolid, Soria)
zona V-sur, donde se encuentran núcleos industriales importantes como los ubicados en Huelva y Cádiz
Respecto al consumo de gas de los ciclos combinados, en la Zona V destacan en algunos meses los escenarios altos de entregas de gas que consideran factores de utilización de CTCC’s cercanos o superiores al 40%
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
Escenario BAJO
..EC Zamora 65 65 65 60 60 55 55 45 55 60 65 65
..Conexión
Villapresente-Burgos (*) 20 20 20 15 15 20 20 25 20 15 20 20
..EC Haro 65 65 75 90 95 100 100 90 100 90 80 65
..EC Villar de Arnedo 140 140 140 130 130 130 130 130 130 130 140 140
..EC Alcázar 355 355 355 345 345 335 335 310 335 345 355 355
Escenario ALTO
..EC Zamora 65 65 65 60 60 55 55 45 55 60 65 65
..Conexión
Villapresente-Burgos (*) 20 20 20 15 15 20 20 25 20 15 20 20
..EC Haro 65 65 75 90 95 100 100 90 100 90 80 65
..EC Villar de Arnedo 140 140 140 130 130 130 130 130 130 130 140 140
..EC Alcázar 355 355 355 345 345 335 335 310 335 345 355 355
(*) La capacidad por la conexión Villapresente-Burgos es la resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad por EC Zamora hacia la zona IV
CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN
58
Capacidad máxima de evacuación ZONA V
Evacuación a través de EC Haro: se maximiza saturando el tramo Haro-Madrid. Al no haber CTCC’s en este tramo, las variaciones en la capacidad de evacuación corresponden a la modulación anual de la demanda convencional
59
Capacidad máxima de evacuación ZONA V
Evacuación a través de EC Zamora: se alcanza maximizando la impulsión desde EC Almendralejo y saturando el gasoducto Ruta de la Plata. Al no haber CTCC’s en el tramo Almendralejo-Zamora, las variaciones en la capacidad de evacuación no dependen del escenario eléctrico contemplado sino que se deben a la modulación de la demanda convencional
Tal y como se ha indicado, la capacidad de evacuación por la conexión Villapresente-Burgos corresponde al dato resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad de transporte a través de la EC Zamora hacia la Zona IV
Evacuación a través de EC Villar de Arnedo: se maximiza saturando el tramo Alcázar de San Juan-Villar de Arnedo. De nuevo, al no haber CTCC’s en este tramo, las pequeñas variaciones en la capacidad de evacuación corresponden a la modulación de la demanda convencional del tramo
Evacuación a través de EC Alcázar de San Juan:
o En los meses estivales que abarcan desde junio a septiembre, la evacuación máxima se alcanza cuando se satura el tramo Córdoba-Alcázar de San Juan-Villar de Arnedo
o Durante el resto del año, la evacuación máxima corresponde a la saturación del tramo Alcázar de San Juan-Chinchilla
60
Entradas mínimas desde la ZONA V
La red de transporte dispone de suficiente capacidad para garantizar la cobertura de la demanda de la Zona V en todos los escenarios previstos en Rangos Admisibles 2014
Por tanto, desde la Zona V, la entrada mínima que debería respetarse durante todo el año es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Huelva: 85 GWh/día
GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14
MÍNIMO TÉCNICO
Planta Huelva 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85
ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA IV