dirección de operación del sistema balances y …...condiciones del transporte de gas en un...

GTS GTS

Dirección de Operación del Sistema Balances y Reporting

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

EVOLUCIÓN DEL SISTEMA

Escenario de Demanda

4

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

EVOLUCIÓN DEL SISTEMA

Incorporación de Infraestructuras

8

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

ANÁLISIS de CAPACIDAD

Plantas de regasificación

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

http://www.enagas.es/cs/Satellite?cid=1274949578278&language=es&pagename=ENAGAS/Page/ENAG_pintarContenidoFinal





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



HUELVA 300.000 Nm3/h



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)



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


PLANTA CARTAGENA

PLANTA BILBAO




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)




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


PLANTA SAGUNTO

PLANTA MUGARDOS




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)




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



18

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

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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


Almacenamientos Subterráneos

22

AS SERRABLO

AS GAVIOTA

RANGOS ADMISIBLES 2014 Almacenamientos Subterráneos

AS CASTOR AS YELA

AS MARISMAS

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España cuenta con cuatro almacenamientos subterráneos operativos

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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


Red Principal de Transporte

27

Existencias en gasoductos

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



29


30

ESTACIONES de COMPRESIÓN

31


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


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


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



34

Capacidades máximas y Entradas mínimas

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


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


37


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


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

Capacidades máximas de evacuación

Entradas mínimas desde la Zona I

39

RANGOS ADMISIBLES 2014

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


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


Entradas mínimas desde la Zona II

43


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


GWh/día

ESCENARIOS DEMANDA ZONA II


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


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


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


Entradas mínimas desde la Zona III

47


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


GWh/día

ESCENARIOS DEMANDA ZONA III


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 Haro 125 125 130 105 100 100 100 90 100 105 125 125



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


MÍNIMO TÉCNICO

Planta Bilbao 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85

ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA III


Entradas mínimas desde la Zona IV

52


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


GWh/día

ESCENARIOS DEMANDA ZONA IV


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


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


(*) La capacidad por la conexión Villapresente-Burgos es la resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad por EC Zamora hacia el sur


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


MÍNIMO TÉCNICO

Planta Mugardos 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60

ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA IV


Entradas mínimas desde la Zona V

56


393

269

393

511

312

511

0

100

200

300

400

500

600


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%


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 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 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


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

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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


MÍNIMO TÉCNICO

Planta Huelva 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85

ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA IV

GTS GTS

dirección de operación del sistema balances y …...condiciones del transporte de gas en un...

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