PREFACTIBILIDAD DE INTERCONEXIÓN AL SISTEMA...
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PREFACTIBILIDAD DE INTERCONEXIÓN AL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Gustavo Villa Carapia
25 de febrero de 2016
Control Operativo. Ejercer el control operativo la
red eléctrica con eficiencia y confiabilidad.
Mercado Eléctrico Mayorista. Transacciones de
energía, potencia y servicios conexos de
generadores, importaciones, exportaciones,
derechos financieros de transmisión, derechos de
cobro, penalizaciones, certificados de energías
limpias, etc.
Planeación. Programa de ampliación y
modernización de la Red Nacional de Transmisión
y de las Redes Generales de Distribución del
Mercado Eléctrico Mayorista.
Acceso Abierto. Acceso abierto no
discriminatorio a la Red Nacional de Trasmisión y
a las Redes Generales de Distribución para la
interconexión de centrales eléctricas y conexión
de centros de carga.
Estudios de requerimientos de infraestructura
de nuevas interconexiones y conexiones.
Rol del CENACE
GENERACIÓN
EÓLICA
2434 MW
Capacidad de Generación eólica y solar a
diciembre de 2015
54 MW 22 MW
54.6 MW
10 MW CAPACIDAD EÓLICA
EN EL SEN
TOTAL 3028.1 MW
1 MW
5 MW
30 MW
16 MW
CAPACIDAD SOLAR
EN EL SEN
TOTAL 52 MW
200 MW
252 MW
pruebas
1.5 MW
2319 MW
Comportamiento de la Generación eólica de 1 día
de verano e invierno 2015 - 2016
54 MW
10 MW
200 MW
VERANO INVIERNO
Comportamiento de la Generación solar de 1 día
de verano e invierno 2015 - 2016
5 MW
16 MW
Proceso Anual de Planeación de la Red Nacional de
Transmisión y Redes Generales de Distribución
6
ESTUDIOS ALTERNATIVAS
ANALIZADAS
EXPANSIÓN
PROPUESTA APROBACIÓN Y
AUTORIZACIÓN
INDICATIVOS
IMPACTO
EXPANSIÓN
DE LA RED
ECONÓMICOS
IDENTIFICAR
Infraestructura
para
Interconexiones
y Conexiones
Necesidades de
Transmisión y
Transformación
Necesidades de
compensación
de pot. reactiva
Tecnologías
Niveles de
tensión y
Elementos
de la Red
Capacidad
Transporte
EVALUACIONES
Técnicas
Económicas
Ambientales
CONSIDERACIONES
Políticas Púb.
Edo de Activos
Costos de
Producción
Seguridad del
Suministro
Pérdidas I2R y
Costos
Beneficio/costo
Riesgos por
Adelanto-
Atraso
Fechas de
Construcción
Opinión de la
ampliación y
moderniza-
ción
1
2
3
n
E F M A M J J A S O N D E F M A
CRE
Aprobación
de:
Proyectos
Asociaciones
o Contratos
Público
Privadas y
Convocatorias
Transportista
que Ejecutara
cada Proyecto
SENER
OBJETIVOS
Confiabilidad
ASEGURAR
SOPORTE
Mercado Mayorista
INCENTIVAR
Gen. Renovable
Crecimiento de
la Demanda
SATISFACER
REDES INTELIGENTES
Reducir costos
CUMPLIR
Eficiencia Energ.
OPERACIÓN
Ley Industria Eléct.
Políticas Públicas
Estándares de conf.
Artículo 5.- Para la elaboración del Programa de Desarrollo del Sistema
Eléctrico Nacional se deberá considerar al menos:
I. Los pronósticos de la demanda eléctrica y los precios de los insumos
primarios de la Industria Eléctrica
II. La coordinación de los programas indicativos para la instalación y retiro
de Centrales Eléctricas con el desarrollo de los programas de ampliación y
modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales
de Distribución;
III. La política de Confiabilidad establecida por la Secretaría;
IV. Los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales
Eléctricas que prevea la infraestructura necesaria para asegurar la
Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional;
V. La coordinación con la planeación del programa de expansión de la red
nacional de gasoductos y los mecanismos de promoción de las Energías
Limpias, y
VI. El análisis costo beneficio integral de las distintas alternativas de
ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las
Redes Generales de Distribución.
REGLAMENTO DE LA LEY DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
El solicitante costea
los refuerzos.
Los proyectos
> 10 MW bajo
la LIE pueden
optar por el
PRODESEN
Solicitud de
Interconexión El PRODESEN
costea los refuerzos.
Modalidad
Independiente
Centrales
> 10 MW
Centrales
0.5 a 10 MW
Individual
Indicativo
Instalaciones
Impacto al
Sistema Proceso Anual de
Planeación
Integra Todos los
Estudios
Planeación
Impacto al
Sistema
Versión
Rápida
Modalidad
Agrupada
> 30 MW, > 69 kV
Antes del 01 de
marzo para integrar
al PRODESEN.
Opciones de Solicitudes de Interconexión de Centrales Eléctricas
Instalaciones
Indicativo
Instalaciones
Impacto al
Sistema
ESTUDIOS
Solicitudes atendidas desde el 8 de
septiembre de 2014
Definición de Refuerzos y Alternativas en la RNT y
las RGD
Definir límites de transmisión de la RNT y RGD e
Identificar necesidades de refuerzos.
Evaluar carga en la transformación e Identificar
necesidades de refuerzos de transformación.
Evaluar Compensación de potencia reactiva e
identificar necesidades de compensación.
Analizar diferentes alternativas y tecnologías en la
RNT y RGD.
Evaluaciones en cada alternativa:
Confiabilidad.
Costos de Producción (mercado eléctrico).
Costos de Inversión.
Capacidad de Integración de Generación Limpia
Pérdidas I2R y Costos de la Energía Asociada
Costos de la Energía no Suministrada
Reducción de Emisiones de CO2.
Riesgos de Retrasos-Adelantos.
Istmo deTehuantepec
IxtepecPotencia
G o l f od e
M é x i c o
Ixtepec Potencia
Juchitán II
Istmo de Tehuantepec
Golfo de Tehuantepec
Xipe
Juile Km 20Tecali
Chilpancingo
de Oro
a Tamos
Temascal II
Tula
Minatitlán II
Juchitán II
Valle deMéxico
Ixtapa Potencia
Caracol
Poza Rica
Tres Estrellas
Tuxpan
Zocac
El Castillo
JalacingoMazatepec
Temascal I
Dos Bocas
Peñitas
Los Ríos
Villahermosa
Laguna Verde
Puebla
a Lázaro Cárdenas
Malpaso
Tapachula
Angostura
San Lorenzo
a Los Brillantes
Pie de la Cuesta
Coatzacoalcos
Tabasco
FabioManlio
Altamirano
Manuel Moreno Torres
Op. 230 kV
Cerro
Papantla
ComalcalcoPotencia
a Santa Lucía
a Escárcega Potencia
La Ciénega
Oaxaca
Mezcala
Tecnología
G o l f od e
M é x i c o
Guatemala
Oceáno Pacífico
Volcán Gordo
Enlace en
Corriente D
irecta
Cárdenas II
Huexca
AgustínMillán Dos
a
Yautepec
Potencia
a Juile
Oaxaca III
La Venta II
La Venta III
Oaxaca I
Oaxaca II
Oaxaca IV
Sureste IFases I-II
Xipe
Topilejo
12
1
2
3
4
5
Yautepec Potencia
6
7 8
9
10
11
12
13
16
17
18
19
3x375 MVA400/230 kVIncluye reserva
1x225 MVA400/115 kVIncluye reserva
14
15
S i m b o l o g í a
Nucleoeléctrica
Geotermoeléctrica
Termoeléctrica Convencional
Eólica
Hidroeléctrica
Generación Transmisión
Nivel de Tensión
<115 kV
400 kV
230 kV
115 kV
Ciclo Combinado
Línea de Transmisión
CEV
Subestación
Reactor
Capacitor Serie
Estructura de doble circuito tendido del primero
Adición de Generación o transformación
Adición de Transmisión
Estación convertidora
500 kV
LÍNEA BIPOLAR DE CORRIENTE DIRECTA ±500 KV, 3000 MW
6000
3000
560
1500
1500
200
800
1380
620
640
1200
1600 2500
2015
2020
Beneficios en la capacidad de transmisión de la RNT
Proyectos de Corriente Directa en
Operación ( ), Proceso de Licitación ( ) y
en Proceso de Planeación ( )
KAB
TUM
PLY CHS
COZ
CHB
LAC
CTS MID
CBD REC
CAH
SYC/SYD PTC
VJZ
PKP
(U.S.A.) C.PL
(U.S.A.)
PCN
TZM KOP
CEK
KBL
TIU
NCM
SUR MDA
IZL VDD
PTE
NTE PJU
BNP
HAA
HBK
MPS MMT
ANG
KNP
VAD
TIC
NRI
NVL
PAP
U.S.A. (MIGUEL)
(IMPERIAL V.) U.S.A.
EDO
ALT
DOG
ANP
GUE
DAÑ
LNT
CNI
HRC
SLD
AGS
TCL
JAL
TMU
PPC
ZMN
ALD
JEP
CGD
APC
HYM
RBC
MTP
LVI
C.PL (U.S.A.)
ENO
CRP
CEY
ABA
SIP
TPX
INF
RUM
CEL
RAP REY
CUF
TMO
EBR
CHM
YTP
CBR
IGN
BLM
ITP
CPY PAE
PZA
RIB
ATC
EAA
HCP
FVL
AVL
MCZ
TER REA
CUN
NCG
AMI
AUA
C.PL
NAV
PKP
(U.S.A.)
PNG
AZCARATE (U.S.A.) DIABLO
CDD KLV
ESA
CNR
CTE
LRA
CNC
PYU
XUL INS
CRE
CMO
SBY
MAX
PEA
NIZ
SAM
KAL
VHN
LCF
CNN
COT
PGD
HLI
SCN STA
LCD
ICA
TJI CRO
CPU PJZ
CIP
CCM
CPD
APD
OZA
CTY TEK STB
RZC
HGO
CHQ
TOY
WIS
SVE
SAF
SQN
KON
TRI
SMN
PLD
SSA
HLC
JUI
OJP
PBD
APT
AGM
LAJ
CAL
SAU
SPA VDR
CHR
SLP
ZCD
JOM
TMD TMT
LAV
PRD
TUV
ZAP
CRL
QMD
MZL
LAT
JUD
OXP
ZOC
VRD
JDN
DBC
ATD
MZT
ELC
PRI
MIA
TPC
MAN
LRP
AGT
ALD
TAMSA
MZD
HUI
LAM
MON
FRO
VDG
CED
GPL
LED
SGD
PEL
HBL
DGD TRS
SAL
NIC
NUR
AER
CPR
OJC
NUL
MTM
INV
TEC
CCL
FAM
CUT
GMD
LMD
HTS
C.PL (U.S.A.)
SCP
CID
MDP ATN
TED
ATQ
SLM
TSN
QRP
MTA
ATE
CGM
OCN
MRP
QRO
IRA
VTP GDO
GDU
APR
GUN ALS
ZPA
UPT
MAM
MND
LCP
SID
COL
CMD
VIL
NKS
CPT
CBN APZ
FTM
LNC
LPI
THP
MCD
KDA
HAE
FEH
MEP
MMP
TTE
YCP
BAJ
CZA
GUD
BELICE
PIC
PMY
EFR
EPS
SLC
LMI TPO
PNO
LRO
VIO GAO
DOM
INS
PES
LOU
OLA
LPZ
PUP
ETR
CAD TCB
PAA
CRE
SNT
PML SJC
CAB
PNR
RBT
SEN
SAB
MPT
SMD
POS
LNU CYA
FSO
NAZ
AND
STF
COZUMEL
LRS
LOS
PID
CPC
TIA
HLM
HCL
JUZ
RYC
CUM
CAS
BLE
OBS
EAT
ETS
NGA
ZPO
EFU
BRT
HYA
CMR
ATP
MXI
ROA
HRA
NCT
YAX KUK BNI
CEL
CIG
PUU
ATV
FET
VLT
CBL
CJN
CCP
MES
QPM
TMH
STM
LFR
ALO
HOL
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MTO
SYU
ORE
UMA
PRG
AAC
LEE
SJD
CHU
QVD
AOD
CZM
CYR
AGZ NHE
ELP
COR
ADC
GOR
SYS
MES
SLR
PNQ
LBR GUATEMALA
MDO
VOG
TEC
FED
BCM
DVA
TSP
LVD EUR PQM
MSP IPO
MFA
GLO
EOT
PMI
LYE
ITC
FIS
LCG
AGD
GYC CDY
TPD
LEN
CER
CHD
MSP
DDN
COR
LTR
DEA
DEA
AHM
ESC
RGM
TNI
GMC
TMR
PUP
APP
PAP
HUX
PIR
HLT
GCC
SER
TPT
XIP BJZ
RMY
CENTRAL GENERADORA
SUBESTACIÓN
LÍNEA DE 400 KV
LÍNEA DE 230 KV
LÍNEA DE 115 KVLÍNEA DE 138 KV
SIMBOLOGÍA
CABLE DE 230 KV
CENTRAL DISTRIBUIDA
VFT
CUP
BNV
COC
MYO
CHO
CNP
HGA
DER
ESG
4 5
1
2 6
BtB Piedras Negras, 36 MW
BtB Reynosa, 2X150 MW
HVDC SURESTE - CENTRO
BtB, HVDC, HVAC BCN -SIN
BtB en Nogales
HVDC BCS - SIN
3
2
1
3
4
5
6
Gracias por su atención