Dirección de Operación del Sistema CPC - enagas.es Admisibles 2015.pdf · En condiciones normales de temperatura, recuperación parcial de la cogeneración. de ventaja competitiva

GTSGTS

Dirección de Operación del SistemaCPC

INTRODUCCIÓN

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OBJETO:

Analizar las capacidades del sistema gasista español en el año2015 según lo establecido en los protocolos de detalle PD-09 yPD-10

Este informe analiza las capacidades MÁXIMAS, respetando lascapacidades nominales y las presiones de operación normal en:

� Cada uno de los puntos de entrada al sistema

� Cada punto relevante de interconexión dentro de la red degasoductos

Capacidad en los Puntos de entrada a la red de transporte

� Este informe analiza lascapacidades de entrada a la redde transporte desde las plantasde regasificación, lasconexiones internacionales ylos almacenamientossubterráneos

Capacidades de la red de transporte

� Se determinan reproduciendo lascondiciones del transporte de gas en unsimulador hidráulico de transporteen condiciones estacionarias

� Los escenarios de demanda utilizados enlas simulaciones corresponden a losrealizados con las previsiones del GTS,considerando la programación anual2015.

Metodología de cálculo. Balance Entradas-Salidas

1. Evolución del Sistema gasista en 2015

� 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 del Sistema por zonas

CONTENIDO

EVOLUCIÓN DEL SISTEMAEscenario de Demanda

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ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15

v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial v.inicial

SECTOR CONVENCIONAL 29.254 25.651 24.291 20.777 19.080 18.012 18.065 15.877 18.632 20.680 25.737 28.133 264.192Convencional sin PS 28.254 24.749 23.375 19.989 18.306 17.197 17.236 15.023 17.708 19.711 24.691 27.105 253.346Carga de cisternas (PS) 1.001 902 916 788 774 815 829 854 924 969 1.046 1.028 10.845

SECTOR ELÉCTRICO (medio) 5.617 4.498 3.414 3.020 4.269 5.098 6.117 6.213 6.122 4.199 3.465 3.693 55.723ALTO Sector Eléctrico 6.690 5.610 4.158 3.612 4.867 5.587 6.588 6.754 6.563 4.909 3.941 4.200 63.477BAJO Sector Eléctrico 4.019 3.705 2.641 2.318 3.611 4.422 5.506 5.719 5.148 3.439 2.958 2.827 46.313

TOTAL SISTEMA (medio) 34.871 30.148 27.705 23.797 23.349 23.110 24.182 22.090 24.754 24.880 29.202 31.826 319.915TOTAL SISTEMA (ALTO S.E.) 35.944 31.261 28.449 24.388 23.947 23.599 24.653 22.631 25.195 25.590 29.678 32.334 327.669TOTAL SISTEMA (BAJO S.E.) 33.273 29.356 26.933 23.095 22.692 22.435 23.571 21.596 23.781 24.120 28.694 30.960 310.505

2015previsión

Previsión 2015 con desglose mensual

ESCENARIO DE DEMANDAEn condiciones normales de temperatura, recuperación parcial de la cogeneración. de ventaja competitiva de carbón frente al gas y pluviosidad media

Revisión 1

Especial atención a:

� Cambios Regulatorios

� Temperaturas

Respecto a un año en condicionesnormales de temperatura y si semantiene la regulación vigente, lademanda de gas natural podría variarentre

� -6/-8 TWh/año, (año CÁLIDO)

� +3/5 TWh/año, (año FRÍO)

(No incluye cisternas)

� La presencia de CTCC’s en el Sistema influye de forma muy importante en el transportedebido a su elevado consumo potencial y a su gran variabilidad motivada por su papel comoback-up de energías renovables

� Por ello, el análisis zonal de capacidades se realiza considerando dos escenarios extremosde consumo de CTCC’s: escenario BAJO y escenario ALTO. Para determinarlos se haanalizado por zonas la evolución histórica de la demanda de CTCC’s así como sus horas defuncionamiento y se ha contratado esta ubicación con la programación anual de los agentes.

� La demanda convencional, en ambos escenarios de entregas al sector eléctrico, correspondeal resultado de los modelos de previsión del GTS.

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ESCENARIO DE DEMANDADemanda media en días laborables

Potencia instalada26.251 MW

MAPA CTCC’s 2015

EVOLUCIÓN DEL SISTEMAIncorporación de Infraestructuras

8

9

INCORPORACIÓN INFRAESTRUCTURAS

ANÁLISIS de CAPACIDADPlantas de regasificación

10

RANGOS ADMISIBLES 2015Plantas de Regasificación

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� A continuación se presentan lasvariables básicas de control delas plantas de regasificaciónoperativas del sistema español

� Además de la información específicasobre cada una de las terminalesque los titulares de las instalacionespublican en sus páginas web,Enagas GTS pone a disposición delos usuarios, las principalescaracterísticas de cada instalaciónen su sección Infraestructuras delSistema

� Para la determinación de las capacidades de la red de transporte, se consideraque todas las instalaciones de las plantas de regasificación se encuentranoperativas al 100%

� No se prevé la incorporación de la planta de El Musel para el año 2015, envirtud de lo establecido en la Disposición transitoria tercera del Real Decreto-Ley 13/2012

MUGARDOS

BILBAO

BARCELONA

SAGUNTO

CARTAGENA

HUELVA

EL MUSEL

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RANGOS ADMISIBLES 2015Plantas de Regasificación

� En noviembre-2014 se ha incorporado un nuevo tanque de almacenamiento de150.000 m³ GNL en la planta de Bilbao. Con esta incorporación, la capacidad totalde almacenamiento de GNL se situará en 23.266 GWh (3.396.500 m³ GNL). Lapuesta en servicio del nuevo tanque ha posibilitado la reapertura del cargadero decisternas en dicha Planta, incrementando la capacidad de carga de cisternas en elSistema.

� Por su parte, la capacidad total de emisión se mantiene en 1.916 GWh/día(6.863.000 Nm³/h)

Capacidad máxima

vaporización

Capacidad carga

cisternas

Nm³/h Nº tanques m³ GNL GWh/día Nº atraques m³ GNL

Barcelona 1.950.000 6 760.000 15 2 87.600 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 15 1 270.000

Sagunto 1.000.000 4 600.000 11 1 260.000

Mugardos 413.000 2 300.000 11 1 216.000

Total Sistema 6.863.000 25 3.396.500 82 8 Entre 40.000 y 270.000

Características técnicas de las plantas de regasificación en 2015

Planta de regasificaciónAtraquesAlmacenamiento GNL

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ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN

Escalón de Producciónpor 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 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 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




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


PLANTA BARCELONA

PLANTA HUELVA

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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




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




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




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


Estas capacidades están calculadas suponiendo que la temperatura deagua de mar es mayor o igual a 20ºC. En función de los decrementos detemperatura, estos escalones de regasificación varían.

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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




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




1 230.000 190.000 250.000

2 350.000 320.000 380.000

3 420.000 380.000 480.000




1 230.000 190.000 250.000

2 350.000 320.000 380.000

3 420.000 380.000 480.000


El valor del mínimo técnico de cada vaporizador no corresponde con elmínimo técnico de la planta

ANÁLISIS de CAPACIDADConexiones Internacionales

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LARRAU

IRÚN

TUY

BADAJOZ

CI TARIFA

CI ALMERÍA

RANGOS ADMISIBLES 2015Conexiones Internacionales

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VIP IBÉRICO

VIP PIRINEOS

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PUNTO CONEXIÓN

PUESTA enOPERACIÓN

CapacidadIMPORTACIÓN

Capacidad EXPORTACIÓN

Incorporación INFRAESTRUCTURAS

FRANCIA VIP PIRINEOS

1993 Larrau1998 Irún

W0≤Q≤165 GWh/día

S0≤Q≤175 GWh/día

W0≤Q≤170 GWh/día

S0≤Q≤174 GWh/día

A partir de dic-15, con laincorporación de la EC deIrún, las capacidades delVIP PIRINEOS seincrementarán en 60GWh/día, por lo que lascapacidad máxima deimportación y exportaciónserá de 225 GWh/día.

PORTUGAL VIPIBÉRICO

Badajoz y Tuy (1996) 80 GWh/día 144 GWh/día

MARRUECOS TARIFA 1996444 GWh/d =

355 (España) + 89 (reserva Portugal)

-

ARGELIA ALMERÍA 2011 266 GWh/d -

CONEXIONES INTERNACIONALES 2015

W: enero, febrero, marzo, noviembre y diciembreS: abril, mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre

ANÁLISIS de CAPACIDADAlmacenamientos Subterráneos

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AS SERRABLO

AS GAVIOTA

RANGOS ADMISIBLES 2015Almacenamientos Subterráneos

AS CASTORAS YELA

AS MARISMAS

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� España cuenta con cuatro almacenamientos subterráneos operativos

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CAPACIDADES en AASS

� Serrablo, Gaviota y Marismas son antiguosyacimientos de gas natural ya agotados

� Yela es un nuevo almacenamiento subterráneocuyo llenado, iniciado en 2012, está previsto quese realice a lo largo de varios ciclos anuales.Durante estos ciclos se inyectará gas colchónjunto con cantidades progresivamenteincrementadas de gas operativo que se podráextraer en el periodo invernal siguiente

Gaviota Serrablo Marismas Yela TOTAL

Volumen gas útil GWh 11.623 8.065 1.745 12.453 33.886

Volumen colchón extraíble GWh 6.725 1.660 - - 8.385

Volumen colchón no extraíbleGWh 13.449 3.321 5.364 10.674 32.808

Cap. Inyección máx. GWh/día 53 45 10 119 227

Cap. Produccion máx. GWh/día 68 81 10 178 337

PARÁMETROS FINALES en ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS

* Datos correspondientes a las capacidades finales del almacenamiento cuando, tras los sucesivos ciclos de llenado, se encuentre 100% operativo

*

� 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

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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 devariabilidad de la capacidad de extracción delos almacenamientos de Gaviota, Serrablo,Marismas y Yela en función del porcentaje dellenado

Unidad: GWh/día Gaviota Serrablo Marismas* Yela* Total

100% de llenado 66 71 4 23 164

75% de llenado 66 58 4 16 142

50% de llenado 66 45 4 10 129

25% de llenado 66 32 4 8 116

Parámetros teóricos orientativos

* Parámetros previstos en 2015

Capacidad de extracción en AASS

ANÁLISIS de CAPACIDADRed Principal de Transporte

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Existencias en gasoductos

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STOCK en GASODUCTOS

� Además, se definen los límites de stock máximo admisible y stock mínimoadmisible por encima y por debajo de los cuales las existencias en la red detransporte no deben situarse en ningún momento para garantizar que la operacióndel sistema se realiza en condiciones de seguridad y fiabilidad, sin limitar lascapacidades de entrada de gas al Sistema (caso de stock máximo) o sin bajar delas presiones mínimas de garantía en algún punto de la red (caso de stockmínimo).

� El stock evoluciona de forma creciente por la incorporación de nuevos gasoductos.Durante el año 2015, el stock en condiciones normales de operación se debemantener al nivel contemplado en el 2014 , entre los 2.775 GWh y 2.925 GWh.

Sto

ck

(G

Wh

)

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 lasexistencias en la red de gasoductos esuna de las variables fundamentales de laoperación.

� En situación de operación normal, lasexistencias en la red de transporte debenajustarse a una banda de stockoperativo.


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Estaciones de Compresión

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ESTACIONES de COMPRESIÓN� El Sistema de transporte español cuenta con 18Estaciones de Compresión capaces de impulsar elgas natural a 72 bar u 80 bar según lasespecificaciones técnicas de cada estación. De estaforma, en los puntos de suministro se aseguranlas presiones mínimas de garantíaestablecidas en las NGTS

� Destacan especialmente las EECC de:

� Almendralejo: por registrar una de las mayoresutilizaciones y ser responsable de vehicular el gasde exportación con destino a Portugal a través dela CI Badajoz

� Alcázar de San Juan y Montesa: por suimportante papel en el sistema ya que permitetransportar los flujos procedentes del sur

� Navarra y/o Villar de Arnedo: por ser lasestaciones que permiten integrar los flujos deimportación procedentes de Francia a través de laCI Larrau, actualmente al 100% de su capacidad

Durante el año 2015 se prevé la instalaciónde la EC de Irún, inicialmente previstaen diciembre de 2015 con la que seespera incrementar la capacidad del VIPPIRINEOS en 60 GWh/día adicionales.

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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

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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 utilizan todas las variables asociadasa las características de cada estación de compresión, según sus parámetros de diseñodefinidos por el fabricante y contrastados por los responsables de EECC de Enagás y por laoperativa real.

� Los escenarios de simulación de RangosAdmisibles reproducen el funcionamientodel sistema en situación normal, por loque en cada EC se mantiene unturbocompresor de reserva sin utilizar.

� Se considera una presión mínima deaspiración de 45-50 bar en todas lasestaciones de compresión conectadas agasoductos de 72 bar y entre 55-60 barpara las conectadas a gasoductos a 80bar.

� Cuando la presión en el punto delgasoducto en el que esté localizada noadmita el arranque de una EC, sucapacidad de transporte no puede sergarantizada.


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Capacidades máximas

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CAPACIDADES en la red de transporteConsideraciones generales

� Para realizar el análisis de las capacidades de la red de transporte, éstas se hanagrupado en determinadas zonas geográficas. (Ver RANGOS ADMISIBLES largo plazo)

� En el análisis se considera una situación de operación normal en las que todas lasinfraestructuras del sistema se encuentran 100% disponibles.

� La capacidad máxima de evacuación especificada en los análisis a largo plazo de unazona no implica su posibilidad de uso durante todo el periodo considerado en esteestudio. Los flujos internos del sistema se podrán maximizar hasta que se alcance algunade las restricciones de la red; presión mínima en una salida, presión máxima en unaentrada, limitaciones derivadas del rango de funcionamiento de las EECC, lascapacidades técnica nominales en los puntos de entrada, etc.

� Las simulación del transporte de gas natural a través de los gasoductos que componen lared primaria de transporte en España se realiza a través del software de simulación PLS(Energy Solutions International) cuyos resultado hidráulicos son contrastado entiempo real con el simulador PLM y el SCADA de ENAGAS.

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 deinyección/extracción, etc.) son difíciles de prever con exactitud en un horizonte temporaltan amplio

� Por ello, las programaciones mensual requieren de sus simulaciones específica y losvalores teóricos solo pueden ser utilizados como referencia máxima. Para consultar lascapacidades máximas ver RANGOS ADMISIBLES 2016-2020.

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CAPACIDADES en la red de transporteConsideraciones generales

� La presencia de una central de ciclo combinado en un gasoducto influye notablemente en la capacidad detransporte debido a su elevado consumo potencial de gas natural. Por esta razón, las capacidadesmáximas de transporte en la red primaria se han determinado en dos escenarios extremos deconsumo de CTCC’s: escenario bajo y escenario alto

� Para determinar los escenarios de demanda eléctrica se ha realizado un análisis de la evolución históricade la demanda de CTCC’s, ubicación y horas de funcionamiento, teniendo en cuenta la programación anualenviada por los comercializadores que las suministran.

� La demanda convencional de cada zona es la misma en para los dos escenarios de demanda eléctricaextremos que se analizan.

Demanda de gas natural

Almacenamientos subterráneos

� Para analizar el efecto que la utilización de los cuatro AASS físicos que componen el Almacenamiento Único(Gaviota, Serrablo, Yela y Marismas) pudieran tener en las capacidades de transporte de la Red deGasoductos y las capacidades de entrada al Sistema, se ha considerado que en todo momento es posibleextraer o inyectar las capacidades máximas ofertadas a los comercializadores durante los correspondientesperiodos de extracción o inyección, independientemente de la utilización real que finalmente se requiera encada momento.

Estaciones de Compresión

� Se ha maximizado la pérdida de carga en las estaciones de compresión, preservando el uso de losequipos 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 losturbocompresores de la estación.

SOFTWARE DE SIMULACIÓN DE TRANSPORTE: PLS

� PLS es una herramienta de simulación de transporte de fluidos en régimen estacionario odinámico, basada en fórmulas hidráulicas de pérdida de carga y contrastado y utilizado pordiferentes operadores de transporte de oil&gas a escala mundial, mediante la cual EnagásGTS reproduce la red española de transporte de gas natural. Sobre ese mismo modelohidráulico está corriendo el simulador “on line” que permite verificar la calidad de los datossimulados en tiempo real ya que está conectado directamente con el sistema SCADA del CPC.

� Este programa constituye un soporte de cálculo, en consonancia con los apartados 6 y 7 delPD-10 “Cálculo de la capacidad de las instalaciones”, que asegura el cumplimiento de losrequisitos establecidos en las NGTS para la Operación Normal (presiones de garantía yseguridad del suministro de gas natural a todos los clientes del Sistema)

� La herramienta reproduce las condiciones del fluido en el sistema teniendo en cuenta lamodelización de los parámetros físico-químicos característicos de los distintos elementos quecondicionan su transporte tales como diámetro, longitud, rugosidad y eficiencia de todos losgasoductos, presiones, caudales y temperatura en la red de transporte, calidad de gas ycurvas de diseño de estaciones de compresión y características de cada funcionamiento decada una de las válvulas principales del sistema

� La capacidad máxima de transporte en un punto del Sistema se alcanza cuando ocurre almenos una de las siguientes condiciones:

� Limitación de los elementos de transporte (gasoductos, EC’s y válvulas) cuando sealcanza la presión mínima establecida en las NGTS en algún punto de la Red o la presiónmáxima de diseño en un punto de entrada o en la impulsión en la salida de una EC

� Se alcanza el caudal máximo que se puede aportar desde otros puntos como excedentede los mismos, una vez atendida la cobertura de la demanda.

� Se alcanza la capacidad nominal de las instalaciones de entrada al Sistema.32

CAPACIDADES en la red de transporte

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RANGOS ADMISIBLES 2015

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Escenario de Demanda 2015 - ZONA I

� En la zona I se concentran fundamentalmente redes industriales cuyo consumo de gas nose ve influenciado por el efecto de la temperatura. Sin embargo, el efecto vacacional influyenotablemente en este tipo de redes y se observa en agosto un descenso importante de lademanda 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 delaño

� En casi todos los meses del año, los CTCC’s de la zona I registran, en los escenariosaltos de demanda, los factores de utilización más bajos del Sistema

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GWh/día ZONA I

Demanda

convencional

Escenario Sector

eléctrico alto

Escenario Sector

eléctrico bajo

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Capacidad máxima de evacuación ZONA I

� Evacuación de EC Tivissa hacia Zona II: tras laincorporación de la duplicación del gasoducto Tivissa-Paterna,el eje de levante cuenta con una importante capacidad detransporte. Los elementos limitantes son: la capacidad de laEC Tivissa o las capacidades nominales de producción de lospuntos de entradas al Sistema en la Zona. Hay una pequeñavariación en la capacidad de evacuación a lo largo del añodebida a que las EECC son capaces de impulsar un caudalligeramente mayor en invierno que en verano.

� Evacuación de EC Alcázar de San Juan hacia Zona V: lamáxima capacidad de evacuación se alcanza cuando se saturael tramo Chinchilla-Alcázar. La demanda en este tramo nosufre apenas variaciones a lo largo del año por lo que lacapacidad de evacuación es constante. El uso de la EC deAlcázar de San Juan está condicionada a la presión ydemanda en la zona de Madrid y en el tramo Alcázar-Yela.

Entradas máximas Zona I= Demanda Zona+ Salida hacia ZONA II (EC Tivissa) yZONA V (EC Alcázar)

Existen tres puntos de entrada al Sistema de Transporte en esta zona: CI Almería, Plantade Cartagena, Planta de Sagunto.

La capacidad de evacuación resultante de la aplicación del balance oferta-demanda estarálimitada a los escenarios de demanda previstos para cada mes (ver gráfico anterior).

La decisión y simultaneidad de uso de Tivissa y Alcázar de San Juan estará en función de lasnecesidades de gas en las zonas limítrofes (II y V) considerando las siguientes limitaciones:

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37

Escenario de Demanda 2015 - ZONA II

� La Zona II cuenta con importantes redes industriales pero también con grandes núcleosde consumo doméstico por lo que la evolución anual de la demanda convencional de lazona dibuja una curva en “V” suavizada donde se observa claramente el efecto de latemperatura 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, losmayores factores de utilización de CTCC’s del Sistema

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GWh/día ZONA II

Demanda

convencional

Escenario Sector

eléctrico alto

Escenario Sector

eléctrico bajo

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Capacidad máxima de evacuación ZONA II

� Evacuación de EC Tivissa hacia Zonas I y III:

� La máxima capacidad de evacuación se alcanza cuando sesaturan los gasoductos Tivissa-Castelnou y Tivissa-Paternao cuando se alcanza el caudal máximo que la EC Arbós(Bañeras) es capaz de vehicular. Cabe destacar que:

o La capacidad de evacuación estará marcada tanto por lademanda de la Zona II como por la demanda del tramoTivissa-Castelnou

o En periodo estival, el tramo Tivissa-Castelnou cuenta conun punto importante de entrega de gas: el AS Serrablo

Entradas máximas Zona II (Planta de Barcelona)= Demanda Zona II+ Salida haciaZONAS I y III(EC Tivissa)

Existe un único punto de entrada en esta zona (Planta de Barcelona) y un único punto detransporte interzonal (EC Tivissa) .

La capacidad máxima de evacuación resultante de la aplicación del balance oferta-demandaestará limitada a los escenarios de demanda previstos para cada mes (ver gráfico anterior).

El reparto de flujo dependerá de la configuración utilizada en la EC de Tivissa y las necesidadesde gas en las zonas I y III teniendo en cuenta lo siguiente:

Capacidades máximas de evacuación

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Escenario de Demanda 2015 - 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 actúancomo importantes puntos de consumo, lo que incrementa notablemente el transporte enla zona (se considera una inyección conjunta de hasta 90 GWh/día en los meses centralesdel verano)

� En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, la zona III destaca por registrarbajos factores de utilización de CTCC’s en los escenarios bajos.

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Capacidad máxima de evacuación ZONA III

� Evacuación de EC de Tivissa hacia Zona III: varíaconsiderablemente en función del consumo ubicado en eltramo Tivissa-Castelnou:

o Un aumento de la demanda ubicada en el tramo afectanegativamente a la capacidad de evacuación. Así, en losescenarios altos de demanda, la capacidad de evacuaciónes menor que en los escenarios bajos de demanda.

o En periodo estival, la inyección en el AS Serrablo suponeun incremento importante de las entregas de gas en eltramo y, en consecuencia, la capacidad de evacuación seve considerablemente afectada.

Entradas máximas Zona III= Demanda Zona+ Salida ZONAS I y II (EC Tivissa) +Salida ZONA IV (conexión Bilbao-Treto) + Salidas ZONA V (EC Villar de Arnedo y ECHaro)

Existen cuatro puntos de entrada y/o salida al Sistema en esta zona (CI Larrau, Plantade Bilbao, AS Gaviota y AS Serrablo) y cuatro puntos de conexión de transporte interzonal (ECTivissa, EC Villar de Arnedo, EC Haro y conexión Bilbao-Treto ).

La capacidad máxima de evacuación resultante de la aplicación del balance oferta-demandaestará limitada a los escenarios de demanda previstos para cada mes (ver gráfico anterior).

El reparto de flujo entre las zonas limítrofes dependerá de la configuración utilizada en la ECde Tivissa y Haro, de la configuración de Villar de Arnedo requerida como consecuencia de lasnominaciones en el VIP PIRINEOS, de los requerimientos de inyección o extracción en elSistema y de las necesidades de gas del resto del Sistema ya que es la única zona que estáconectada directamente con las demás. Para analizar mensualmente las capacidades máximasde evacuación se debe tener en cuenta lo siguiente:

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Capacidad máxima de evacuación ZONA III

� Evacuación EC Villar de Arnedo hacia Zona I: se maximiza cuando se satura el tramoVillar de Arnedo-Yela y en función de las presiones en Madrid. Este tramo puede variar a lolargo del año con los ciclos de inyección y extracción en el AS de Yela, pero la capacidad deevacuación en este punto para el 2015 se mantiene muy baja, bastante constante e inclusonula en periodo estival.

� Evacuación EC Haro hacia Zona V: se maximiza cuando se alcanza la saturación deltramo Haro-Madrid. Al no haber CTCC’s en este tramo, no existen variaciones entre losescenarios alto y bajo. Por lo tanto, las variaciones existentes se deben a la modulaciónanual de la demanda convencional y a la posibilidad o no de utilización de la propia EC.

� Evacuación desde la conexión Bilbao-Treto hacia Zona IV: para maximizar estaevacuación, que de por si es muy limitada yprácticamente nula en periodo estival, esnecesario rebajar al máximo la presión de lared en Asturias y Cantabria lo que podríarepercutir bajas presiones de la red en Galicia.Por lo tanto, la operativa normal solo permitepequeños tránsitos de gas desde la Zona IIIdurante el periodo invernal en función de laspresiones de la Zona IV.

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Escenario de Demanda 2015 - ZONA IV

� La demanda convencional de la zona IV concentra tanto redes de consumo doméstico,localizadas principalmente en León, Cantabria y Asturias, como redes netamenteindustriales, 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 losescenarios bajos, el consumo de los ciclos combinados se sitúe en valoresiguales o muy cercanos a cero

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GWh/día ZONA IV

Demanda

convencional

Escenario Sector

eléctrico alto

Escenario Sector

eléctrico bajo

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Capacidad máxima de evacuación ZONA IV

Existe un punto de entrada al Sistema en esta zona (Planta de Mugardos) y unpunto que puede ser de entrada o salida en la conexión física de Tuy conPortugal en función de la utilización del VIP IBÉRICO con Portugal.

Existen dos puntos de conexión interzonal, la EC de Zamora hacia la Zona V y laconexión Bilbao-Treto, hacia la zona III.

La capacidad máxima de evacuación resultante de la aplicación del balance oferta-demanda estará limitada a los escenarios de demanda previstos para cada mes yespecialmente condicionada al comportamiento del mercado eléctrico (ver gráficoanterior).

El reparto de flujo entre las zonas limítrofes dependerá de la posibilidad de uso yconfiguración de la EC de Zamora, de las nominaciones en el VIP IBÉRICO y de lasnecesidades de gas del resto del Sistema, especialmente en la Zona V puesto que lacapacidad de conexión con la Zona III es muy reducida o prácticamente nula.

Para analizar mensualmente las capacidades máximas de evacuación se debe tener encuenta las siguientes consideraciones:

Entradas máximas Zona IV (Planta Mugardos)= Demanda Zona+ Salida neta por Tuyhacia Portugal +Salidas ZONA V (EC Zamora) + Salida ZONA III (conexión Bilbao-Treto)

• Exportaciones superiores a 10 GWh/día por Tuy no conllevan mayores produccionesen la planta de Mugardos ya que estas necesitan distintas configuraciones en elsistema de transporte y por tanto pueden implicar menores evacuaciones porZamora y Llanera.

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Capacidad máxima de evacuación ZONA IV

� Evacuación de EC Zamora hacia Zona V: se alcanzamaximizando la emisión de la planta de Mugardos a 80 bar ysaturando el tramo Mugardos-Asturias-León-Zamora

La máxima capacidad de evacuación por la conexiónVillapresente-Burgos se consigue maximizando la capacidadde transporte a través de la EC Zamora hacia la Zona V, peroésta configuración no siempre es compatible con laexportación física por Tuy hacia Portugal.

� Evacuación de la conexión Bilbao-Treto hacia Zona III:no siempre es posible presurizar la región noroeste losuficiente como para generar un tránsito de gas hacia la zonaIII

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Escenario de Demanda 2015 - ZONA V

� En el sector convencional de la zona V se distingue entre:

� zona V-norte, donde se concentran algunos de los puntos de consumodoméstico más importantes del país (Madrid, Burgos, Valladolid, Soria)

� zona V-sur, donde se encuentran núcleos industriales importantes como losubicados en Huelva y Cádiz

� Respecto al consumo de gas de los ciclos combinados, en la Zona V destacan en algunosmeses los escenarios altos de entregas de gas que consideran factores de utilización deCTCC’s cercanos o superiores al 40%

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GWh/día ZONA V

Demanda

convencional

Escenario Sector

eléctrico alto

Escenario Sector

eléctrico bajo

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Capacidad máxima de evacuación ZONA VEntradas máximas Zona V= Demanda Zona+ Salida ZONA I (EC Alcázar haciaChinchilla) + Salida ZONA IV (EC Zamora) + Salidas ZONA III (EC Villar de Arnedo yEC Haro)

Existe dos puntos de entrada al Sistema en esta zona (CI Tarifa y Planta deHuelva) y dos puntos que puede ser de entrada o salida (la conexión física deBadajoz con Portugal, asociada a la utilización del VIP IBÉRICO, y el AS de Yela, cuyouso está ligado a las necesidades de inyección o extracción en el AlmacenamientoSubterráneo y a los periodos de llenado de gas colchón).

Existen cinco puntos de conexión interzonal, la EC de Alcázar hacia la Zona I; la EC deZamora y la salida del tramo Burgos-Villapresente hacia la Zona IV y las EC de Villar deArnedo y Haro, hacia la Zona III.

La capacidad máxima de evacuación resultante de la aplicación del balance oferta-demanda estará limitada a los escenarios de demanda previstos para cada mes (vergráfico anterior) y especialmente condicionada a la utilización de las CI de Tarifa yAlmería.

El reparto de flujo entre las zonas limítrofes dependerá de la cantidad que requiere serevacuada y de las necesidades de gas en el resto del Sistema, ya que las capacidadesde transporte de las estaciones de compresión situadas en esta zona son muyelevadas.

Por lo tanto, a la hora de analizar mensualmente las capacidades máximas deevacuación se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones:

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Capacidad máxima de evacuación ZONA V� Evacuación de EC Zamora y Villapresente hacia Zona IV: 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.

� Evacuación de EC Villar de Arnedo hacia Zona III: se maximiza saturando el tramoAlcázar de San Juan-Villar de Arnedo. De nuevo, al no haber CTCC’s en este tramo, laspequeñas variaciones en la capacidad de evacuación corresponden a la modulación de lademanda convencional del tramo.

� Evacuación de EC Haro hacia Zona III: se maximiza saturando el tramo Haro-Madrid.Al no haber CTCC’s en este tramo, las variaciones en la capacidad de evacuacióncorresponden a la modulación anual de la demanda convencional.

� Evacuación de EC Alcázar de San Juan haciaZona I:

o En los meses estivales que abarcan desde junioa septiembre, la evacuación máxima se alcanzacuando se satura el tramo Córdoba-Alcázar deSan Juan-Villar de Arnedo

o Durante el resto del año, la evacuaciónmáxima corresponde a la saturación del tramoAlcázar de San Juan-Chinchilla

GTSGTS

Documents

Dirección de Operación del Sistema CPC - enagas.es Admisibles 2015.pdf · En condiciones normales de temperatura, recuperación parcial de la cogeneración. de ventaja competitiva