Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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Figura 6.1.25. Funcionamiento del sistema en el año 2011 con el escenario de demanda punta alto por el Gestor Técnico del Sistema Referencia: punta dic 11 a Cantabria 75.067 m(n)/h 3 50.29 bar hacia Villapresente 75.681 m 3(n)/h 45.17 bar por Irún 0 m 3(n)/h SIMULACIÓN TRANSPORTE DE GAS punta año 2011 Escenario Planificación 2008-2016 Larrau 0 m 3(n)/h Up Press.: 66.56 bar Dn Press.: 49.15 bar por Tuy 0 m 3(n)/h hacia León Dn Press.: 45.00 bar 44.594 m 3(n)/h Tordesillas valve 191.649 m 3(n)/h Up Press.: 54.14 bar Dn Press.: 54.10 bar GME Ren -313.409 m 3(n)/h para Tuy Enagas 0 m 3(n)/h Interc. Badajoz 0 m 3(n)/h Convencional 1.488 GWh Sector eléctrico 1.360 GWh 77 CTCC 100% 2 CTCC ciclo abierto 100% Fuente: ENAGAS. 59.58 bar hacia Valladolid 208.704 m 3(n)/h por Ruta Plata 290.069 m 3(n)/h hacia G. Extremadura 612.175 m 3(n)/h hacia Madrid 471.212 m 3(n)/h de Burgos a Haro 44.622 m 3(n)/h 53.03 bar Huelva a EC 936.897 m 3(n)/h hacia el Norte 201.089 m 3(n)/h GME a eje II 465.634 m 3(n)/h GME a eje I 471.212 m 3(n)/h Tarifa 80.00 bar GME-Transgas 1.070.000 m 3(n)/h GME-Sagane 313.049 m 3(n)/h FCV Getafe 501.512 m 3(n)/h Up Press.: 52.49 bar Dn Press.: 50.28 bar hacia Centro 643.000 m 3(n)/h a Baleares -187.000 m 3(n)/h a Levante 270.000 m 3(n)/h Medgaz 80.00 bar 913.000 m 3(n)/h ARBOS 451.111 m 3(n)/h Up Press.: 57.58 bar Dn Press.: 57.58 bar NAVARRA -41.971 m 3(n)/h Up Press.: 49.16 bar Dn Press.: 49.16 bar Medios de PRODUCCIÓN BARCELONA 72 HUELVA 61.70 bar 72.00 bar 1.186.930 m 3(n)/h 1.220.000 m 3(n)/h BARCELONA 45 45.00 bar 559.193 m 3(n)/h MARISMAS 68.27 bar 170.000 m 3(n)/h MUGARDOS 80.00 bar 336.996 m 3(n)/h CARTAGENA 72.00 bar 1.200.000 m 3(n)/h Estaciones de COMPRESIÓN MADRID PATERNA 201.089 m 3(n)/h 467.164 m 3(n)/h Up Press.: 48.00 bar Up Press.: 64.87 bar Dn Press.: 66.82 bar Dn Press.: 64.87 bar PUERTOLLANO 393.064 m 3(n)/h ALMENDRALEJO 608.204 m 3(n)/h CREVILLENTE 578.815 m 3(n)/h Up Press.: 50.00 bar Dn Press.: 66.69 bar Up Press.: 60.35 bar Dn Press.: 80.00 bar Up Press.: 62.16 bar Dn Press.: 62.16 bar SEVILLA 965.718 m 3(n)/h ZAMORA 253.298 m 3(n)/h CORDOBA 2 471.212 m 3(n)/h Up Press.: 60.16 bar Dn Press.: 72.03 bar Up Press.: 60.84 bar Dn Press.: 60.84 bar Up Press.: 75.80 bar Dn Press.: 75.80 bar TIVISSA 854.139 m 3(n)/h HARO 32.461 m 3(n)/h CORDOBA 1 936.897 m 3(n)/h Up Press.: 56.33 bar Dn Press.: 72.00 bar Up Press.: 49.05 bar Dn Press.: 49.05 bar Up Press.: 55.00 bar Dn Press.: 75.00 bar MONTESA 783.678 m 3(n)/h ALCÁZAR 1.002.947 m 3(n)/h ZARAGOZA 541.225 m 3(n)/h Up Press.: 50.03 bar Dn Press.: 72.00 bar Up Press.: 55.27 bar Dn Press.: 76.00 bar Up Press.: 43.00 bar Dn Press.: 71.00 bar CHINCHILLA 913.000 m 3(n)/h Up Press.: 62.17 bar Dn Press.: 62.17 bar P. SAGUNTO 70.43 bar 1.200.000 m 3(n)/h MUSEL 80.00 bar 641.134 m 3(n)/h SERRABLO 56.68 bar 283.000 m 3(n)/h BILBAO 59.00 bar 800.000 m 3(n)/h GAVIOTA 54.06 bar 237.000 m 3(n)/h el escenario alto propuesto por el Gestor Técnico del Sistema (73 grupos equivalentes de 400 MW, con un índice de simultaneidad del 100%). En la simulación del Gestor Técnico del Sistema se indica que el sistema podría atender 2.736 GWh/día de demanda punta (capacidad transportable). Por tanto, con la demanda prevista, existiría un margen de cobertura de la demanda del 20% sobre la capacidad nominal de entrada, sin considerar nuevamente las entradas por Badajoz, Larrau e Irún. Dicho margen se eleva considerablemente, hasta el 34%, en caso de considerar la capacidad nominal de las entradas, sin tener en cuenta las restricciones de transporte. 190
Cabe destacar la puesta en marcha durante este período de la planta de El Musel, con una capacidad nominal de 229 GWh/día. No obstante, la capacidad conjunta de ésta y de la planta de Mugardos se ve reducida en un 22% de sus valores nominales debido a las congestiones que pudieran tener lugar en el eje norte de transporte. El retraso en la planta de Musel o en la ampliación de la planta de Bilbao a 1.200.000 m 3 (n)/h puede impactar en la cobertura de la demanda total, según el análisis de vulnerabilidad N-1, ante el fallo de la planta de Barcelona; todo ello, bajo las hipótesis consideradas de demanda superior y entradas mínimas por Larrau. En relación con esto, cabe apuntar que el promotor de la planta de Bilbao ha informado que prevé que la ampliación de dicha planta no estará disponible hasta 2012. En cuanto al incremento de la capacidad de interconexión dirección sur-norte, un posible retraso en los proyectos de Zarza de Tajo-Yela-Villar de Arnedo y en la estación de compresión de Villar de Arnedo, retrasaría la mayor integración de todas las zonas gasistas y la eliminación de posibles congestiones por falta de capacidad de transporte a través de Villar de Arnedo. Por otro lado, para el escenario superior de demanda punta y las infraestructuras consideradas en esta simulación, la capacidad nominal de entrada al sistema sujeta a las restricciones del sistema de transporte cubriría la totalidad de los consumos, con un margen de seguridad adicional del 7%, si bien este valor se vería incrementado hasta el 20%, en caso de considerar la capacidad nominal de entrada sin restricciones de transporte. 6.1.3.5. Análisis de vulnerabilidad N-1. Fallo de la planta de Barcelona Para el período invernal 08-09, el Gestor plantea tres hipótesis de fallo siguientes. 1. Fallo de la emisión de la planta a la red de 45 bar El escenario de vulnerabilidad definido para esta red contempla una demanda convencional de 135 GWh/ día y una demanda eléctrica de 50 GWh/día. La capacidad máxima de by-pass por la válvula de laminación 72-45 bar es de 85 GWh/día, mientras que la capacidad máxima de suministro a la red de 45 bar desde el tercer cinturón de Barcelona con este escenario de demanda está en torno a 65 GWh/día. En consecuencia, el total del mercado a interrumpir en esta red sería de 35 GWh/día 4 . El Gestor ha solicitado 35 GWh/día como interrumpibles tipo B que no se han cubierto. 2. Fallo de la emisión a 72 bar Ante este fallo la demanda del tramo Barcelona- Arbós debería cubrirse con la emisión de la planta a 45 bar y la entrada de gas a través de la estación de compresión de Tivissa. En este escenario se considera una demanda convencional de 200 GWh/día y una demanda eléctrica de 120 GWh/día. El principal cuello de botella estaría en la estación de Tivissa, que aspirando del eje de Levante y del valle del Ebro a unos 40 bar sólo conseguiría transportar unos 180 GWh/día. En este escenario, la red de 45 bar en Barcelona requeriría una emisión de la planta de 128 GWh/día. En consecuencia, el total del mercado a interrumpir en esta red sería de 12 GWh/día 5 . En consonancia con los criterios contemplados en la Planificación, se han llevado a cabo simulaciones para el análisis de vulnerabilidad del sistema ante el fallo de una de las entradas, en particular, el de la entrada de mayor capacidad, la planta de Barcelona. 4 135 GWh/día D. Convencional + 50 GWh/día D. Eléctrica – 85 GWh/día desde la planta – 65 GWh/día desde el tercer cinturón = 35 GWh/día. 5 200 GWh/día D. Convencional + 120 GWh/día D. Eléctrica – 128 GWh/día desde la planta a 45 bar – 180 GWh/día desde Tivissa = 12 GWh/día. 191
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