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jueves, 10 de abril de 2008

Complejo Hidroeléctrico Cabra Corral.

En la ruta hacia los Valles Calchaquíes, circuito de 507 kilómetros que ha sido declarado de interés turístico internacional por sus singulares características a nivel histórico, arquitectónico y arqueológico, como por la particular belleza de su variado paisaje, y en una derivación del itinerario, se encuentra emplazado el Embalse "General Belgrano", mas conocido como dique de "Cabra Corral".
El origen de esta denominación se debe a la iniciación de los estudios preliminares que fueran confiados a la empresa norteamericana "Damond - Dinerman", que al establecer un campamento primigenio sobre las márgenes del rió Arias a unos dos kilómetros aguas arriba de su desembocadura con el Guachipas, preguntaron a los pobladores de la zona como se llamaba el lugar recibiendo como respuesta "Cabra Corral", por lo que rotularon sus carpetas con la carátula: "Estudios para el dique de Cabra Corral" y posteriormente los mismos norteamericanos aconsejaron el emplazamiento del dique en su actual ubicación.
Cabe consignar que la palabra castellana Corral, se introdujo en el quechua degenerado por su similitud con otros fonemas quechuas. Lo único de quechua que queda en las palabras "Cabra Corral", es lo sintáctico. En castellano se expresaría "corral de cabras". Pero los idiomas primitivos como el quechua, el guaraní, el hebreo y el no tan primitivo ingles, transponen la construcción de las palabras en la significación del genitivo posesivo.

Luego de que técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales hicieran los estudios que sirvieron de base para la concreción del dique Cabra Corral, recorriendo prácticamente toda la zona del juramento y del Guachipas realizando observaciones topográficas, en 1948 AGUA Y ENERGIA ELECTRICA DE LA NACION contrato la realización de los estudios de factibilidad de un dique en el Valle de Lerma o en sus inmediaciones.

Para ello contrato los servicios de una empresa norteamericana: "Pearson, Brinekerhoff, Hogan y Mac Donald", representada en Argentina por "Damond - Dinennan y Cia. S.A.". El dique fue realizado según las indicaciones de la firma contratada, con pequeñas modificaciones efectuadas sobre el proyecto original por el técnico en diques de fama mundial doctor Arturo Casagrande quien reviso el provecto en 1957.

La primera licitación del dique se efectuó en julio de 1958 y ocho años después debido a sucesivas postergaciones, se adjudica a la empresa "Panedile Argentina S. A." la construcción del dique Cabra Corral. En Febrero de 1966, en una lluviosa tarde desde los balcones del Cabildo Histórico el entonces Presidente ele la Nación doctor Arturo Illia, declaraba iniciados los trabajos. Inmediatamente después, todo el personal, tanto ejecutivo, como técnicos y operarios de Agua y Energía Eléctrica de la Nación y de Panedile Argentina se radicaron definitivamente en Cabra Corral.

El año 1967 estuvo fundamentalmente dedicado a la perforación en la montaña, de los túneles de desvío del río Juramento. Se comenzó la perforación de ambos extremos para realizar el encuentro de ambos frentes de trabajo en el centro. Cuando ambas perforaciones se encontraron no había margen alguno de error de los cálculos ni en la realidad. Ambos túneles son paralelos, de más de 500 metros de largo cada uno. Para la ventilación se instaló todo un sistema de ventiladores y caños de amplio diámetro que enviaban al interior del túnel el aire necesario para hacer totalmente respirable el ambiente.

Para fines de ese año, el puente sobre el río Guachipas, que era una necesidad imperiosa, estaba terminado en un tiempo récord de 60 días. Hoy las estructuras de hormigón del puente son insignificantes frente a las ciclópeas columnas del puente sobre el lago que elevan sus estructuras a 60 metros de alto.

El año 1968 es dedicado fundamentalmente al revestimiento con la gruesa capa de hormigón armado de los dos túneles que debían servir, primeramente, como canales de desvío del río juramento durante la construcción de la Presa y, posteriormente uno de los túneles cumplirá funciones de descargador de fondo y el otro servirá como túnel de la Central hidroeléctrica de Cabra Corral. El año siguiente es considerado clave en la construcción del dique. Durante él, las obras de Cabra Corral habrían de dejar las etapas preparatorias para pasar a la concreción de la obra fundamental: la construcción de la Presa Principal que se inicia en los primeros días del otoño. Fue un día memorable en el cual las topadoras cerraron el último boquete por el cual el río Juramento seguía su curso desde hacía siglos y lo obligaron a adentrarse bajo la montaña en los tuneles. Agua y Energía Eléctrica de la Nación, llama a licitación para las obras de la Central Hidroeléctrica, la que es adjudicada a Panedile Argentina S. A.

Objetivos del Embalse
Los pobladores ribereños del río Calchaquí en los Valles, los de la zona del Guachipas y sobre todo, los colonos de las adyacencias del río Juramento en Salta y en Santiago del Estero, veían suspendidas sobre sus cabezas el azote de las crecientes. En la zona de Anta donde el río ya pierde desnivel y tiende a ser río de llanura las crecientes del Juramento alcanzan dimensiones de catástrofe provincial. Cada año de creciente arrasaba en Salta sembradíos y ganados por centenares de millones de pesos. Este gran problema lo ha solucionado Cabra Corral en un cien por ciento para los pobladores de aguas abajo de la Presa.

Energía Hidroeléctrica
En zonas de montañas, como en el Noroeste argentino, donde las diferencias de niveles son muy grandes en distancias cortas, el método más barato de obtención de energía eléctrica es la denominada "hulla blanca" o sea la construcción de presas de embalse (Cabra Corral" o el aprovechamiento de los saltos de agua (Corralito, Termas de Reyes). Con la puesta en funcionamiento de la Central Hidráulica Cabra Corral, se verá robustecido el Sistema Eléctrico del Noroeste con una producción del orden de los 250.000.000 de kilovatios - hora anuales. De esta manera se favorecerá el abastecimiento eléctrico de las provincias de Catamarca, Jujuy, Salta, Santiago del Estero y Tucumán, a la vez significará un avance notable en la conformación del Sistema interconectado Nacional.

Es un espejo de agua de 127 kilómetros cuadrados ubicado a 65 kilómetros de Salta ciudad, cuando se toma la ruta provincial 68 por Coronel Moldes y se llega hasta Paraje El Préstamo
Es el segundo embalse más grande de Argentina y la principal reserva hídrica del Noroeste Argentino. Cabra Corral, además de ofrecer un lugar ideal para el deporte y la recreación, aporta agua para el riego de 110 mil hectáreas de tierras fértiles de Salta y Santiago del Estero.

En los alrededores del espejo de agua se puede hacer trekking, travesías , montañismo, escaladas, mountain bike, cabalgatas, safaris fotográficos, avistaje de aves y agroturismo, entre otros. Y en sus aguas pesca, navegación, rafting, gomones, entre otros.
En el dique también se pueden hacer actividades culturales. Las excursiones incluyen visitas guiadas a pinturas rupestres, por ejemplo, en las Cuevas de Ablomé.
Tiene servicios de alojamiento de los más variados desde un hotel de cuatro estrellas ubicado en las márgenes del dique, como hostería, cabañas y camping, todos ellos con excelente gastronomí

Caracteristicas generales:
Ubicación - Provincia de Salta.
Río - Pasaje, Juramento, Salado.
Cuenca - Río Salado.
Uso predominante - Riego, energía.
Tipo - Materiales sueltos, zonificada.
Tipo de vertedero - De superficie, con compuertas de sector.
Capacidad de vertedero - 1.500 m3/seg.
Altura máxima - 113,75 m.
Longitud de coronamiento - 510,00 m.
Volumen de presa - 8.263.000 m3.
Volumen de embalse - 2.733 Hm3.
Potencia Instalada - 102 MW.
Generación media anual - 220GWh.

martes, 1 de abril de 2008

Energía: Central Termoeléctrica GENELBA

La CENTRAL TERMOELECTRICA GENELBA, está ubicada junto a la E.T. Ezeiza, nodo central del SIN, en el partido de Marcos Paz, Pcia. de Bs. As., a aproximadamente 10 km. de la localidad de Cañuelas. La Central ocupa aproximadamente 6 Hectáreas del predio de 100 Ha. que se adquirió para tal fin.

Descripción de las obras
GENELBA, tiene una POTENCIA BRUTA de 670 MW, su configuración básica es de 2 TURBINAS DE GAS y 1 TURBINA DE VAPOR.
El Combustible que utiliza es GAS NATURAL, proveniente de los yacimientos de PETROBRAS en la Cuenca Neuquina, transportado por T.G.S. y conectado a GENELBA por un gasoducto de 8 Km. de longitud, diámetro 24" y presión de 60 bar. El consumo, a potencia máxima, será de 3 Mill. M3/d.
La Conexión Eléctrica al Sistema se produce en S.E.T. Ezeiza, por medio de 3 líneas de 500 kV, de 1.000 m. de longitud c/u.

Turbina de Gas SIEMENS AG
Modelo: V94.3A
Cantidad (#): 2
Potencia Bruta (MW): 218,7
Nro. de Quemadores (Anular) Tipo Dry Low NOx: 24
Consumo Específico (KCal/Kwh): 2.395
Velocidad de Giro (r/min): 3.000
Flujo de Gases (Kg/s): 610,3

GENERADOR SIEMENS AG
Modelo: TLRI 115/41
Cantidad (#): 2
Enfriamiento: Aire
Potencia Nominal (MVA): 258
Voltage (kV) / Frecuencia (Hz): 15,75 / 50

Caldera de Recuperación
Fabricante: HENRY VOGT MACHINE CO. (U.S.A.)
Tipo: Circulación Natural
Cantidad (#): 2
Vapor: 324 Ton/h c/u, a 104 bar
Temperatura de Gases (Entrada y Salida) (°C): 580 / 99

Turbina de Vapor SIEMENS AG
Tipo: Admisión Doble
Cantidad (#): 1
Potencia Bruta (MW): 236,2
Velocidad de Giro (r/min): 3.000

GENERADOR SIEMENS AG -Modelo: TLRI 115/41
Cantidad (#): 1
Enfriamiento: Aire (TEWAC)
Potencia Nominal (MVA): 278
Voltage (kV) / Frecuencia (Hz): 15,75 / 50

Torres de Enfriamiento
Cantidad (#): 1 (10 Bloques)
Tipo: Pluma Reducida.
No produce pluma visible para condiciones mejores a 5°C - 85% H.R.
Agua en circulación (M3/h): 31.500

Arranque en negro
Potencia (MW): 5,4 (4 Generadores de 1,35 MW c/u a Gas-Oil)

Abastecimiento de Agua
ABASTECIMIENTO DE AGUA 9 Bombas de agua de 120 M3/h c/u

Fuente: Petrobras (Webpage)

Siemens proveerá la nueva turbina de la Central Termoeléctrica Genelba

La firma alemana Siemens será la encargada de proveer el nuevo generador que Petrobras instalará en la Central Termoeléctrica Genelba, en la localidad bonaerense de Marcos Paz, que permitirá elevar la oferta energética de la planta hasta los 840 megavatios (MW). Siemens, a través de un comunicado de prensa, precisó que el contrato con la petrolera brasileña -que tomó el control de la central bonaerense durante la década pasada con la compra del paquete accionario de Perez Companc- se firmó en diciembre de 2007 y que la nueva turbina funcionará con gas natural.

La decisión de reformar y aumentar la capacidad de generación de la central térmica fue conversada el pasado 19 de noviembre en Brasilia, entre el presidente Luis Inácio Lula Da Silva y la entonces presidenta electa, Cristina Fernández de Kirchner.

En esa oportunidad, la empresa brasileña le expresó a Cristina, su voluntad de ampliar la central que adquirió junto con la totalidad del paquete energético del holding Perez Companc. El proyecto de Genelba fue beneficiado por el gobierno argentino con la calificación de "obra de infraestructura crítica" otorgada a través de la Secretaría de Energía, lo que le permite acceder a un régimen fiscal diferenciado.
La calificación de infraestructura crítica se otorga a las obras que se realicen con el objeto de incrementar la oferta de energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y que son consideradas como prioritarias por la Secretaría.
Genelba tiene hoy una potencia bruta de 670 MW, y su configuración básica la constituyen dos (2) turbinas de gas y una turbina de vapor, y sumará ahora otra turbina de gas.
El combustible que utiliza es gas natural, proveniente de los yacimientos que opera Petrobras en la Cuenca Neuquina, transportado por la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS) y conectado a Genelba por un gasoducto de 8 Km. de longitud, diámetro de 24" y presión de 60 bar. La conexión eléctrica al sistema se produce en la Subestación Transformadora Ezeiza, por medio de 3 líneas de 500 kV, de 1.000 m. de longitud cada una.
La planta recibe el gas natural -unos tres millones de metros cúbicos diarios- que consumen sus dos turbinas, a través de un gasoducto de ocho kilómetros que la conectan al sistema de transporte de gas operado por TGS. La energía eléctrica que produce se distribuye a través del Sistema Interconectado Nacional, administrado por CAMMESA y operado por Transener, mediante una conexión con la Estación Transformadora Ezeiza, nodo del mercado eléctrico mayorista de Argentina, ubicado a un kilómetro de la central.
Genelba fue la primera planta generadora de energía eléctrica en Argentina, concebida como un ciclo combinado desde la etapa de diseño inicial. Su puesta en marcha marcó el comienzo de un proceso de renovación tecnológica en la generación de energía utilizada en Argentina.

Fuente: Télam

lunes, 31 de marzo de 2008

Complejo Atómico Tecnológico Pilcaniyeu

Recientemente, la Ministro de Cultura y Educación (Lic. Susana Decibe) y el Secretario de Ciencia y Tecnología (Lic. Juan Carlos Del Bello) conocieron las instalaciones que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) tiene en el Complejo Pilcaniyeu, cercano a Bariloche, donde se está desarrollando el reactor CAREM.

Esta visita fue consecuencia de los festejos por el 20º aniversario de la Empresa Investigación Aplicada (INVAP S.E.), que es propiedad de la Provincia de Río Negro y controla la CNEA.

El acontecimiento adquirió particular importancia por haber pasado, recientemente, el area de científica a depender de Cultura y Educación. Situado en Pilcaniyeu, provincia de Río Negro,el Complejo Tecnológico Pilcaniyeu cuenta con una dotación de 80 agentes. El Complejo está dedicado a desarrollos innovadores en materia de reactores de potencia y del ciclo del combustible nuclear.

Los técnicos de la CNEA han centrado grandes expectativas en el CAREM. Esperan venderlo a países que se incorporen a la actividad nuclear y necesiten formar su plantel de técnicos familiarizados con el tema. Presenta ventajas sobre los tradicionales reactores de investigación tipo pileta, pensando en la incorporación de conocimientos de ingeniería de diseño, montaje, operación, gerenciamiento y seguridad de centrales de potencia.

El CAREM, de 25 MW eléctricos, es un reactor de tipo innovativo que podrá abastecer a una población de 10.000 habitantes. Es intrínsecamente seguro, al minimizar -gracias a su diseño- los riesgos por errores humanos o mecánicos. Servirá como prototipo de una familia de reactores avanzados de mayor potencia.

El proyecto se encuentra en las etapas finales de ingeniería de detalle. Se realizan ensayos de verificación en el Banco de Ensayos Termohidráulicos y en el reactor RA-8 del Complejo Pilcaniyeu, un centro de investigaciones que en la década pasada adquiriera notoriedad al desarrollar -sin apoyo externo y a nivel de planta
piloto- la tecnología para el enriquecimiento de uranio, sólo disponible para un grupo selecto de países.

Este Centro Tecnológico situado en Pilcaniyeu, Provincia de Río Negro, cuenta con una dotación de 17 agentes y está dedicado a desarrollos innovadores en materia de reactores de potencia y del ciclo de combustible nuclear.
Instalaciones relevantes:
-Planta de Hexafluoruro de Uranio
-Planta Piloto de Enriquecimiento de Uranio por difusión gaseosa
-Conjunto Crítico RA 8: conjunto crítico del reactor CAREM de potencia 10 W, combustible: uranio enriquecido al 1,8 y al 3,4% en 235 U, en barras cilíndricas
-Modulo Experimental SIGMA (Separación Isotópica Gaseosa por Métodos Avanzados)
Otras instalaciones: 5 plantas y laboratorios principales y otras instalaciones menores

Fuente: CNEA y Diario Clarín

domingo, 30 de marzo de 2008

Central nuclear Embalse

Un reactor nuclear es un componente que se diseña para crear las condiciones especiales para que la reacción en cadena tenga lugar de manera controlada y sostenida dentro de sus límites de seguridad. Este principio de fisión es el que permite que una central nuclear, al igual que una central térmica o hidraúlica, genere electricidad para el consumo doméstico e industrial.

Entre las centrales térmica y las nucleares existen muchas similitudes: ambas poseen un generador eléctrico. Para que éste pueda producir energía eléctrica, es necesario que gire sobre su eje a una velocidad especificada. Para ello se utiliza una turbina de vapor. Para que ésta funcione es necesario contar con un caudal de vapor a presión, que al inicidir sobre los álabes (paletas) haga girar la turbina conjuntamente con el generador eléctrico. Cómo lograr ese caudal de vapor a presión, es lo que diferencia a una central térmica convencional de una central nuclear, o sea por el origen del calor (energía primaria) necesario para iniciar el proceso.

La Central Nuclear Embalse es, cronológicamente, la segunda Central Nuclear de nuestro país y la máquina térmica más grande de Sud América, ubicada en la provincia de Córdoba (Rio Tercero), Argentina, es una central termonuclear de producción eléctrica. Debido a su capacidad de recarga de combustible durante la operación, también se la utiliza para generar isótopos de aplicación médica, como el Cobalto 60. Desde mediados de los años 90, es operada por Nucleoeléctrica Argentina S.A..

El 7 de marzo de 1974, por Decreto 706/74 se aprueba el contrato para la construcción de la Central Nuclear Embalse. La planta quedó inaugurada el 3 de mayo de 1983. Fue el cuarto reactor de tipo CANDU puesto en operación comercial. El diseñador y constructor principal fue un consorcio integrado por las empresas Atomic Energy of Canada Limited (AECL) de Canadá e Italimpianti de Italia. Durante año 1995, se reemplazaron 2 de sus 380 canales de presión.
El reactor corresponde al modelo PHWR (Reactor de Agua Pesada Presurizado). El concepto general del reactor se basa en el uso de agua pesada (D2O, dióxido de deuterio) como moderador, y también como refrigerante.

El modelo es CANDU 6 (CANada Deuterium Uranium), y el número 6 corresponde a su capacidad de generación eléctrica (600MWe).
Potencia térmica: 2.109 MW
Moderador: D2O
Refrigerante: D2O
Temperatura media del refrigerante: 288 °C
Presión media del refrigerante: 112 kg/cm²
Cantidad de canales de refrigeración: 380
Combustible: uranio natural (UO2), con recarga durante la operación
Cantidad de combustible en el núcleo: 84 t de dióxido de uranio (UO2) contenidos en 4560 elementos combustibles.
Tiempo de promedio de residencia del combustible en el núcleo: 288 días de plena potencia
Quemado de extracción: 7.500 MWd/t
Elementos combustibles por canal: 12
Potencia lineal máxima: 42 W/cm

Sus 648 MWe de potencia bruta le han permitido suministrar al mercado eléctrico, desde el inicio de su operación hasta el 31 de diciembre de 1999, más de 76.000.000 de Mweh.
Su Factor de Carga promedio hasta dicha fecha, es del 84%, y el de Disponibilidad del 87,4%, habiendo alcanzado durante el año 1999 un Factor de Carga del 98%. Esto le ha valido situarse en dicho año, como la primera en performance dentro de las centrales CANDU y novena entre aproximadamente 434 centrales nucleares en el mundo.

La Central también produce el isótopos de Cobalto-60 (equivale aproximadamente a 160.000), para aplicaciones en la medicina, la investigación y la industria, constituyéndose en uno de los principales abastecedores del mercado local y mundial.

Fuente: Wikipedia y NA-SA

sábado, 29 de marzo de 2008

Energía: Endesa Costanera

Endesa Costanera nace como resultado del proceso de privatización de SEGBA S.A. (Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires), empresa concesionaria del suministro y distribución de electricidad en la Capital Federal y el Gran Buenos Aires, estructurada sobre la base de la central de generación térmica más grande de la República Argentina, enclavada en el extremo Este de la Ciudad de Buenos Aires, en la desembocadura del Riachuelo con el Río de la Plata.

Al momento de la privatización, la central contaba con una potencia instalada bruta total de 1.260 MW, conformada por 5 unidades de 120 MW provistas por la British Thompson-Houston (BTH) inauguradas entre marzo de 1963 y agosto de 1964, un turbogenerador Hitachi de 350 MW puesta en servicio en febrero de 1976 y un turbogenerador ruso de 310 MW que entró en operación en junio de 1984.

El proceso de licitación internacional adjudicó la central al consorcio liderado por Endesa de Chile, que tomó posesión de la misma el 29 de mayo de 1992.

Desde la toma de posesión, la nueva empresa continuó y concluyó el ambicioso programa de rehabilitación de unidades y mejoramiento de instalaciones para incrementar los niveles de disponibilidad y fortalecer la seguridad de suministro de energía eléctrica, el que involucró inversiones cercanas a los U$S 200 millones. Este esfuerzo, sumado a otros emprendimientos del sector, permitieron al país evitar en el corto plazo, los problemas causados por el desabastecimiento energético de fines de la década del ´80.

El 12 de julio de 1994 se construyó Central Termoeléctrica Buenos Aires S.A., empresa controlada por Endesa Costanera, en la cual se instaló la primera unidad de ciclo combinado de gran potencia en Argentina (320 MW). Este ciclo combinado se encuentra en operación comercial desde el año 1997.

Asimismo, en junio de 1996 se inició un proceso de licitación para la fabricación, construcción y montaje de un nuevo ciclo combinado. Dicho proceso culminó con la firma de un contrato con la empresa Mitsubishi Corporation de Japón por la suma de U$S 232,5 millones.

De esta manera, Endesa Costanera se ha constituido en la planta de generación térmica más importante de Sudamérica, con once turbogeneradores y 2.319 MW de capacidad, destacándose en su funcionamiento un compromiso pleno y permanente con las normas de adhesión y protección al medio ambiente.
Fuente: Endesa y Diario Clarín

lunes, 24 de marzo de 2008

El petcoke o coque de petróleo

El coque de petroleo es un subproducto sólido del proceso de refinamiento del petróleo. Se utiliza en todo el mundo en distintas industrias como la cementera, la termoeléctrica, la energética y la producción de aceros, entre otras. La utilización de estos combustibles es aprobada y controlada por la Secretaría de Política Ambiental.

¿QUE ES PETCOKE?
El petcoke es lo que queda después de refinar el petróleo. Un sólido poroso, de color negro o gris oscuro, que contiene altas cantidades de azufre y metales pesados, como el níquel y el vanadio, y que puede ser utilizado como combustible. Su nivel de impureza -y también su grado de toxicidad- está directamente relacionado con la naturaleza del petróleo del cual se extrae.

De esta manera, una tonelada de petcoke puede costar US$ 1 ó US$ 40 según la calidad.
El petcoke o coke de petróleo es una forma sólida de carbón, producido a partir de la descomposición térmica y polimerización de los residuos que derivan de la destilación del petróleo crudo (aceites pesados, alquitranes, asfalto, etc).

El coke de petróleo es insoluble en agua, y puede contener materia volátil (hidrocarburos) entre un 10 y 15%. Químicamente es estable y no reactivo bajo condiciones normales. Su constituyente principal es el carbono, además de azufre (en mayor proporción), nitrógeno, oxígeno e hidrógeno. También tiene trazas de hierro, magnesio, sodio, calcio, níquel y vanadio.

¿COMO SE OBTIENE EL PETCOKE?

Los residuos del petróleo crudo pesado se utilizan como materia prima en un proceso térmico conocido como coking para producir los combustibles más ligeros. Es calentado a cerca de 475º a 520ºC en un horno, se descarga en un tambor de coque para craqueo de forma extensa y controlada. Los productos más ligeros del craqueo suben a la cima del tambor y son desechados. El producto más pesado permanece y, a causa del calor retenido, el proceso de craque forma finalmente el coke, una sustancia sólida semejante al carbón, conocido como petcoke.

El enfriamiento se realiza mediante un chorro de agua a alta presión. Primero se retiran las tapas superior e inferior del tambor de craqueo. Luego se taladra un hoyo en el coke de la cima al fondo del tambor. Entonces un tubo que gira se baja por el hoyo, rociando un chorro de agua girando. El chorro a alta presión corta el coke en pedazos, que se cae para la carga subsiguiente en camiones o carritos para su posterior transporte.

Este proceso no genera residuos líquidos pero entrega un 30 por ciento de petcoke por unidad de peso. La mayoría del coke de baja calidad se quema como combustible en la mezcla con carbón. Mientras más refinado sea el producto que se desea obtener del petróleo crudo, mayor es la cantidad de residuos generados, por lo tanto, será mayor la cantidad de petcoke que se produce.

CARACTERISTICAS COMO COMBUSTIBLE

El coke de petróleo o petcoke, es un tipo de combustible bituminoso que bajo condiciones normales es químicamente estable y no reactivo, pero su combustión genera óxidos de carbono y azufre. El petcoke al ser quemado con carbón, resulta una excelente alternativa para las plantas de generación eléctrica, principalmente porque permite reducir los costos entre un 30% y un 45%. El petcoke tiene un alto valor calorífico, un bajo contenido de productos volátiles y generalmente, tiene contenidos de azufre y nitrógeno más elevados que los combustibles tradicionales.

Los precios que se ofrecen de petcoke para 4 - 5 % de azufre y 45 HGI es de 25 dólares FOB. Para un azufre entre 5 - 6 % y 40 HGI el precio está entre 20 - 22 dólares. Las ventas C&F (costo + transporte) en Brasil estuvo en un rango 28 - 31 dólares y en el Mediterráneo las ventas C&F fueron de 35 dólares.

Dependiendo de su grado de impurezas el petcoke se puede clasificar en 3 tipos:
-Petcoke de grado electrodo grafito o petcoke aguja: 1% de asufre, 10 ppm de vanadio, 20-40 ppm de niquel, precio 30-40 dol/ton.
-Petcoke anodo para aluminio o coke esponja: 2.5% de asufre, 150 ppm de vanadio, 150 ppm de niquel, precio 20-30 dol/ton.
-Petcoke grado combustible: 4-7% de asufre, 400 a 1300 ppm de vanadio, 120-350 ppm de niquel, 1-4 dol/ton

LA PROBLEMATICA AMBIENTAL

La problemática ambiental acerca del uso del petcoke, se da principalmente por la presencia de altos contenidos de azufre en él, así como también de otros elementos como carbón y níquel, y otros metales pesados que podrían ocasionar graves problemas tanto a la salud de la población, como al medio ambiente.

Diversos grupos vinculados al área de la salud, han sostenido que las emisiones de petcoke al ser utilizado como combustible, podrían ocasionar serios daños, incluso algunos han sostenido que estas emisiones resultarían cancerígenas. Por otra parte, la utilización del petcoke provocaría serios daños a la vegetación y cultivos agrícolas, así como también a la flora y fauna de las zonas cercanas

Los principales elementos encontrados en el petcoke son:
-El dióxido de azufre (SO2): afecta las vías respiratorias, tiene un efecto notorio sobre los cultivos.
-Níquel (Ni): tiene un compuesto cancerígeno que puede provocar mutaciones en el pulmón y los senos paranasales.
-Vanadio (Va): causa irritación de las membranas mucosas del aparato respiratorio y de la piel.
-Cromo (Cr): precipita en forma de humedad y lluvia, luego queda en los suelos.
Azufre (S): se libera como resultado de la refinación del petróleo y de la producción de petcoke, es un material muy liviano que permanece en el aire. Allí, se mezcla con el ácido sulfúrico, también producto de la combustión del petróleo y, al precipitar, provoca lluvia ácida.
-CO2: causa daños necróticos a los tejidos de las plantas, visibles en un plazo que varía entre 24 horas y un año, cuyos efectos son disminución o perdidas de cosechas, retardos en el crecimiento, mortalidad de plantas y árboles. La medicina reconoce los cánceres o tumores marcadores como aquellos inducidos por exposición a un contaminante preciso ( y no otros), cuya presencia indica la presencia de dicho contaminante en una población con alta incidencia de dicho cáncer.

Fuente: Wikipedia e Internet

sábado, 15 de marzo de 2008

Energía: El programa Energía Total

Se prorroga el programa energía total hasta fines del 2008; el plan tiene como objeto sustituir el consumo de gas natural o la energía eléctrica de red por combustibles alternativos como el fuel oil, a fin de intentar garantizar el abastecimiento energético al sector productivo y la población.

Mediante la Resolución 121/08 publicada hoy en el Boletín Oficial, el Ministerio de Planificación estableció la prórroga de la vigencia del programa Energía Total, que había sido creado en julio de 2007. El Programa "tuvo como objeto sustituir el consumo de gas natural y/o energía eléctrica de red por combustibles alternativos, destinados a las empresas que utilizaban dichos combustibles, como insumos", recordó la normativa.

En ese sentido, consignó que "se hace necesario incorporar al citado Programa nuevos objetivos, de tal manera que se garantice el abastecimiento de los recursos energéticos tanto líquidos como gaseosos, tal como lo requiere el permanente grado de expansión que se manifiesta en el conjunto de la economía en un todo de acuerdo con las políticas implementadas por el Gobierno Nacional".

En ese sentido, se introdujo que el programa "tendrá como objetivos garantizar el abastecimiento de los recursos energéticos, ya se trate de combustibles líquidos o gaseosos, que sean demandados tanto por el aparato productivo como por el conjunto de la población, durante el año 2008, en todo el territorio de la República Argentina".

Asimismo, se indicó que se deberá "continuar incentivando la sustitución del consumo de gas natural y/o energía eléctrica, por el uso de combustibles alternativos para las diferentes actividades productivas y/o la auto-generación eléctrica". "Deviene necesario garantizar al aparato productivo, así como al conjunto de la población, un adecuado abastecimiento en materia energética, contribuyendo de esta manera con la continuidad del crecimiento de los sectores industriales del país", fundamentó la medida.

Para ello, es necesario "obtener un correcto volumen tanto de gas natural cuanto de energía eléctrica y combustibles alternativos (fuel oil, gas oil, entre otros), a fin de atender la creciente demanda productiva". "Los recursos económicos que permitan la implementación de este Programa tienen su origen, en las retenciones que percibe la República Argentina en concepto de derecho de exportación de combustibles líquidos y gaseosos", concluyó.

Formalización de Gas Plus
A través de la resolución 24/08, el Gobierno oficializó hoy la creación del programa de incentivo a la producción de gas natural denominado Gas Plus y estableció las condiciones y requisitos para los proyectos de desarrollo gasífero que se incluyan en el mismo.

Fuente: La Nación

Energía: Inauguran la central térmica Manuel Belgrano

En pocos días, comenzará a funcionar una de las turbinas de la central Termoeléctrica , Manuel Belgrano en Campana; entrarándo al sistema 270 MW.

En medio de una fuerte escasez de energía, la presidenta Cristina Fernández de Kirchner y el gobernador bonaerense, Daniel Scioli, inaugurarán la primera turbina de la central Termoeléctrica Manuel Belgrano (TMB), ubicada en la localidad bonaerense de Campana.

Con la puesta en marcha de esa turbina, el gobierno nacional se asegurará 270 MW más de potencia para el próximo invierno, algo que permitirá reducir el impacto de la crisis energética.

El invierno pasado, el sistema eléctrico llegó a registrar un faltante de más de 2000 MW diarios, que se cubrió con cortes a la industria por unos 1000 MW y con una importación de electricidad de Brasil por un volumen similar.

La segunda turbina, se inauguraría recién en las próximas semana, dijeron Siemens, la empresa alemana encargada de la construcción de la central. Sólo el año próximo la central comenzaría a trabajar como ciclo combinado, con lo cual hará un uso más eficiente de la energía para generar electricidad. La central de ciclo combinado Manuel Belgrano se construye en la zona de El Morejón, con una potencial neta total de 823,65 MW, que serán transportados a través de una red de 500 Kv. El combustible de la central será básicamente gas natural, con capacidad para operar con gasoil como combustible alternativo

Las nuevas centrales General Belgrano y General San Martín se construyen bajo el sistema "llave en mano", en el que la alemana Siemmens tiene a su cargo el diseño, fabricación, suministro, transporte, construcción, montaje, puesta en marcha, ensayos depuesta en marcha y pruebas finales de ambas centrales de ciclo combinado.

Por su parte, la termoeléctrica San Martín, en proceso de construcción en la localidad santafesina de Timbúes, tendrá una potencia neta mínima de 800 MW y estará vinculada al sistema interconectado nacional a través de la nueva estación transformadora denominada Río Coronda, que se construye en forma simultánea con la central.

Para este año se prevé que comience a funcionar también la otra usina térmica que el Gobierno, con fondos del resto de las generadoras, construye en la localidad santafecina de Timbúes. Una vez que ambas centrales estén operando al ciento por ciento de su capacidad, aportarán al sistema interconectado nacional 1600 MW.

Fuente: La Nación

Energía: Hallazgo hidrocarburífero Fomicruz

La minera estatal de Santa Cruz, descubrió dos áreas hidrocarburíferas en el norte provincial y conformó una unión transitoria de empresas (UTE), Lago del Desierto, con Tecpetrol (grupo Techint) y Alianza Petrolera, para la explotación de los pozos, uno de petróleo, y otro de gas, denominados El Valle y Aguada Bandera.
El representante privado de la UTE, Ricardo Andreano, dijo ayer que se invertirán este año US$ 12 millones para desarrollar y cuantificar las reservas.
Fuente: La Nación

Bajo el lema "Primero Santa Cruz", impulsado por el gobierno provincial, nace en la provincia, FOMICRUZ S.E., una Sociedad del Estado creada por Ley Provincial Nº 2057, en el año 1988, con el objeto de efectuar la prospección, exploración y explotación de yacimientos minerales e hidrocarburíferos fomentando el desarrollo de la minería.

En 1989 que se suscribe el Decreto aprobando el Estatuto. Posteriormente, el 5 de enero de 1990 se eleva a Escritura Pública Constitutiva de la Sociedad en el Registro Oficial. En ese mismo año, bajo la intervención de un reducido grupo de colaboradores, se sientan las bases de un trabajo constante y fluido que llega hasta nuestros días. Hoy, Fomicruz S.E. continúa con su legado, hacer, producir, y generar empleo siendo uno de los eslabones más importantes que posee el gobierno provincial para el desarrollo económico que necesita la provincia de Santa Cruz.
Una provincia que en la actualidad y a pesar de tener una economía equilibrada, debe seguir luchando por conseguir ubicarse entre las más importantes del territorio nacional argentino.
Actualmente, se encuentra efectuando prospección minera en la zonas de la :
> La Manchuria
> La Marcelina
> La Valenciana
> La Josefina
> Rio Zeballos
Fuente: Diario la Nación y Formicruz (Webpage)

domingo, 2 de marzo de 2008

Dique Florentino Ameghino (Hidroelectrica Ameghino SA)

Desde 1994, y por un período de 50 años, Hidroeléctrica Ameghino S.A. (HASA) tiene adjudicada la concesión del Complejo Florentino Ameghino, ubicado a 120 km al sudoeste de la ciudad de Trelew.
El Contrato de Concesión transfirió a HASA el negocio de generación de energía eléctrica sujeto al cumplimiento de los objetivos primordiales del Dique, esto es, atenuación de crecidas y regulación de caudales para que exista agua para riego y consumo todo el año en el Valle Inferior del Río Chubut, mejorando así la calidad de vida de los habitantes del mismo. Es una Sociedad Anónima de capitales mixtos, con gestión privada y su sede se encuentra ubicada en la Ciudad de Trelew, Provincia de Chubut.

El dique Ameghino está formado por el río Chubut, de sus aguas provenientes de los deshielos.
1943: obra de ingeniería proyectada por el Ing. Pronsatto
1963: inauguración del murallón del embalse artificial, de 25 km, con dos extremidades del río Chubut (80 km) y del río Chico (50 km); túnel de 300 m de largo para la central hidroeléctrica. Además protege a los poblados del Valle Inferior del Río Chubut de las crónicas inundaciones. Llama la atención, los túneles que pasan por medio de una inmensa roca para llegar a la cima del murallón de hormigón que forma el dique.
Se pueden practicar deportes: pesca de truchas, trekking, escalada en las altas murallas de roca rojiza. A la vera del río se encuentra el pueblo de aproximadamente 200 hab. Villa Dique Florentino Ameghino.
Genera energía eléctrica desde hace 37 años a la Patagonia, conjuntamente con otros generadores de la Región, conforme se interconectó el Sistema Eléctrico Patagónico.
Vinculados al Sistema Eléctrico Patagónico a través de una Línea de Alta Tensión en 132 kV, nuestra empresa genera una energía media anual de 174 GWh.

A partir del año 2006, y ante la interconexión con el Sistema Nacional, nuestra producción estará dirigida a todo el país, a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El Dique permite también abastecer de agua a las poblaciones ubicadas aguas abajo del embalse, para riego, a través de canales de riego ubicados desde Boca Toma hasta Rawson, así como para consumo e industrias, beneficiando a más de 18.000 has.
Está compuesto por una presa de hormigón y un edificio de máquinas. La presa, del tipo Noetzli-Alcorta, tiene 255 m de largo. Está formada por 25 módulos de 10 m de ancho cada uno, con una altura desde el terreno natural de 70 m y una profundidad de fundación de hormigón bajo tierra que alcanza hasta 40 m en algunos módulos.
Conta con dos turbinas Francis de eje vertical instaladas dentro del edificio de máquinas, el cual está constituido por 2 unidades generadoras de 29,20 MVA de capacidad. El caudal necesario para la generación máxima es de 110 m3/seg., limitado, hasta tanto la Provincia drague y sistematice el Río Chubut, a un valor medio diario de 70 m3/seg.

Con una inversión de U$S 700.000, se instaló oportunamente una Red de Alerta Hidrometeorológica en toda la cuenca del Río Chubut. Esta red cuenta con 14 estaciones de medición de parámetros: precipitación, nivel del agua en el río, humedad, turbiedad y temperatura.

El embalse tiene una longitud de 80 km, una superficie de 7.400 has y su capacidad de almacenaje es de 1855 hm3. Recibe los aportes de agua de la confluencia del Río Chico con el Río Chubut.
La energía se genera en 13, 2 kV de tensión y se eleva a 132 kV, para poder transportarla a través de las líneas de transmisión, mediante los transformadores ubicados al frente del edificio de máquinas.
Hidrología
-Area estimada de la Cuenca 29.400 km2
-Caudal Medio Anual del Río 47 m3/seg
-Caudal Máximo registrado en un día (08/07/2004) 720 m3/seg
-Caudal Mínimo registrado (febrero de 1999) 4 m3/seg
-Volumen Máximo aportado en un mes (julio de 2004) 912 hm3

Fuente: Wikipedia y Hidroelectrica Ameghino SA (Webpage)

lunes, 25 de febrero de 2008

Repsol YPF (Ex-YPF)

Repsol YPF S.A., formada luego de que la española Repsol adquiriera la concesión por 20 años de la petrolera estatal argentina YPF. Es una empresa multinacional integrada de petróleo y gas natural, y forma una de las diez mayores petroleras privadas del mundo, con operaciones en veintiocho países, y la mayor compañía privada energética en Hispanoamérica en término de activos.

Las políticas de Repsol YPF en materia de medio ambiente y derechos humanos han sido criticadas por organizaciones no gubernamentales como Oxfam y Ecologistas en Acción. Asimismo se han realizado reuniones públicas de afectados por la acción de Repsol, coincidentes en el tiempo con las juntas de la empresa, con la denominación de Contrajuntas de Afectados.
El grupo Repsol YPF opera en las áreas de:
-Exploración y producción
-Refinación y marketing
-Química
-Gas natural

Historia
1981 Creación del INH: Organismo público en el que se incorporan las participaciones estatales de compañías del sector (principalmente downstream)
1986 Creación de Repsol: Su accionista único es el INH. Repsol aglutina las participaciones en petróleo, química, gas butano y propspección y exploración del Estado.
1989 El Estado (INH) inicia la privatización de Repsol. OPV del 26% del Capital de Repsol
1991 Se crea la compañía Gas Natural
1997 El Estado culmina el proceso de privatización de Repsol. OPV del 10% de Capital de Repsol
1998 Repsol estudia la posibilidad de acudir a la privatización de YPF
1999 Adquisición de YPF por parte de Repsol.
2007 Compra del 14,9% por parte de Grupo Petersen, empresa argentina al mando de Enrique Eskenazi.

Negocios
Con una capacidad de refino de más de 1,2 millones de barriles por día, opera nueve refinerías, cinco de ellas en España, tres en Argentina y una en Perú. Además, posee participaciones en otra refinería en Argentina y dos en Brasil. Comercializa sus productos petrolíferos a través de una amplia red de más de 6.900 puntos de venta distribuidos en Europa y Latinoamérica. En el negocio de los gases licuados del petróleo GLP, con unas ventas anuales de casi tres millones de toneladas, Repsol YPF actualmente ocupa el lugar 129 de la lista de las compañías más grandes del mundo (Revista Forbes).

La actividad química de Repsol YPF se lleva a cabo, fundamentalmente, en cinco complejos industriales, dos de ellos ubicados en España y tres en Argentina. Los mercados más importantes son el sur de Europa y los países del Mercosur. Este conglomerado empresarial es fruto de la adquisición en 1999 de la empresa estatal argentina YPF por parte de la española Repsol S.A.


Fuente: Wikipedia e Internet

viernes, 8 de febrero de 2008

Complejo Hidroeléctrico El Chocón- Cerros colorados

El complejo hidroeléctrico El Chocón - Cerros Colorados, levantado sobre los ríos Limay y Neuquén, en la provincia homónima, es una de las grandes obras públicas de la Argentina.

En 1967 la empresa Nacional Hidronor S.A. inició las obras del complejo Chocón-Cerros Colorados con el propósito de controlar las crecidas de los ríos, disminuir los efectos de las bajantes prolongadas, aumentar las superficies bajo riego y producir energía eléctrica.

El Chocón, sobre el Limay, consta de un embalse de 82.500 ha, siendo más grande que el Nahuel Haupí. La presa tiene 2.500 m de longitud, y el salto producido por la misma se aprovecha en la central para generar energía mediante seis turberías conectadas a sus turbinas. La central está en la margen izquierda del río, al pie de la presa, y cuenta con seis grupos de 200.000 kw cada uno.

El lago artificial Exequiel Ramos Mexía, se formó con aguas provenientes del río Limay. Este lago forma un espejo de agua de 816 kilómetros cuadrados. La central hidroeléctrica se encuentra en el extremo Norte del lago sobre la represa.

Cerros Colorados, sobre el río Neuquén, abarca Portezuelo Grande, con obras de cabecera y canal de derivación, y Planicie Banderita, con obras de cabecera, canal de alimentación y central hidroeléctrica. Las aguas del Neuquén son embalsadas en dos profundas depresiones naturales: Los Barreales y Mari Menuco.

El agua acumulada en la primera se deriva a la segunda, manteninéndose una diferencia de 69 m entre el nivel de su espejo de agua y el del río Neuquén en Planicie Banderita.

En Portezuelo Grande se derivan las aguas del río Neuquén hacia la cuenca Los Barreales, exceptuando las destinadas a riego. El pasaje de dicho caudal a las cuencas Los Barreales y Mari Menuco se controla en Loma de La Lata. En Planicie Banderita, las aguas que mueven las turbinas de la central hidroeléctrica son restituidas al río, donde una presa compensadora ajusta el escurrimiento a las necesidades.

La energía producida en El Chocón- Cerros Colorados, sumada a la de las otras presas neuquinas, abastece el Comahue, Córdoba, Buenos Aires y el Litoral.

Datos técnicos:
Ubicación - Provincias de Neuquén y Río Negro.
Río: Limay.
Cuenca: Río Negro.
Uso predominante: Regulación de crecidas y generación de energía.
Tipo: Materiales sueltos, zonificada. La presa es de materiales sueltos, con núcleo impermeable y espaldones de grava.
Tipo de vertedero: De superficie, con compuertas de sector.
Capacidad de vertedero: 8.000 m3/seg.
Altura máxima: 86,00 m.
Longitud de coronamiento: 2.250,00 m.
Volumen de presa: 13.000.000 m3.
Volumen de embalse: 20.600 Hm3.
Potencia instalada: 1.200 MW.
Generación media anual: 3.350 GWh.
Volúmen: 20.600 Hm3
Caudal medio anual: 713 metros
Presa: Altura máxima sobre el nivel de fundación: 86 metros.
Nivel de coronamiento a cota s/nivel del mar: 386 metros.
Longitud total de coronamiento: 2.500 metros.
Ancho de base: 380 metros.

Embalse Exequiel Ramos Mexía: Volumen total a cota 381 m snm: 20.200 hm3
Aliviadero de crecidas: Caudal máximo de descarga: 8.000 m3 por segundo
Longitud total del canal evacuador: 510 metros
Compuertas: tipo radiales, cantidad 4, ancho 16,50 metros, altura 15.50 metros
Tipo de disipador de energía: dados y cuenco amortiguador.
Obra de toma y conducción:

Tipo: túnel excavado en roca, con blindaje de acero.
Número de conductos: 6, longitud 200 metros
Turbinas (6): Tipo: Francis de eje vertical, potencia nominal unitaria: 200 MW
Generadores: Potencia nominal máxima: 222/2262 MVA


Fuente: Wikipedia y Complejo Hidroeléctrico El Chocón

Central Hidroelectrica de Salto Grande

La Central Hidroeléctrica Binacional de Salto Grande, ubicada en el curso medio del Río Uruguay, unos 15 km al norte de las ciudades de Salto (Uruguay) y Concordia (Provincia de Entre Ríos, Argentina) se comenzó a construir en 1974 y genera energía eléctrica desde 1979. Suministra energía a los mercados de ambos países, mediante el aprovechamiento del Salto Grande, que dio origen al nombre de la represa.
Comprende dos salas de máquinas, una en cada margen del río, equipadas cada una con 7 turbinas tipo Kaplan.de 135.000 Kw, con un consumo de 600 m3/seg., lo que significa una potencia instalada de 1.890.000 Kw. y un promedio anual de aproximadamente 9.000 Gkw. Posee un vertedero central de 19 compuertas radiales de accionamiento hidráulico
Tiene dos descargadores de fondo para crecidas excepcionales, uno en cada margen. Es propiedad de Argentina y Uruguay. Su construcción aprovecha el desnivel que el río presentaba en la zona denominada "Salto Grande", la cual ha quedado cubierta por el lago. En el coronamiento se encuentra el Puente Salto Grande, ferroviario y carretero. Esta vía está a cargo de la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande.

El área de embalse es de 783 Km2.
Potencia total instalada: 1890 MW
Potencia por turbina: 135 MW
Diámetro de cada turbina: 8,5 m, 6 palas por turbina
Velocidad de rotación: 75 rpm
Caudal del Río Uruguay en la zona:
medio (serie histórica) 4.622 m³/s
máximo registrado (desde 1898) 37.714 m³/s (09/06/92)
mínimo registrado (desde 1898) 109 m³/s (03/02/45)
Volumen del embalse: 5.500 hm³
Longitud del embalse: 140 km
Ancho máximo del embalse: 9 km
La capacidad total de evacuación de la presa es de 64.000 m³/s

Conclusión: Veintisiete años de producción de energía eléctrica hacen que la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande muestre orgullosa sus logros. El promedio de la producción media anual durante este período (8.486 GWh) se ubica en un 26,7 % por encima de la prevista originalmente como diseño (6.700 GWh). Asimismo este Complejo, visitado por 100.000 persona al año, ha contribuido a favorecer el desarrollo regional y turístico. La economía anual de combustible en virtud de la entrada en servicio de Salto Grande alcanzará aproximadamente a 1.300.000 toneladas de fuel-oil.

Todo esto sin descuidar la protección de la naturaleza a través de programas de vigilancia ambiental con la decisión de la implementación de un Sistema de Gestión Ambiental (ISO 14.000) y brindando máxima seguridad a la represa y poblaciones ribereñas. Hoy podemos afirmar que se están cumpliendo los objetivos iniciales y la experiencia adquirida, conjuntamente con la aplicación de un Sistema de Gestión de Calidad según Normas ISO 9.000, dan la base para una búsqueda permanente de mejoramiento

Fuente: Wikipedia y saltogrande.org

sábado, 26 de enero de 2008

Proyecto: Gasoducto del Noreste argentino.

El nuevo Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) —el proyecto con el cual el Gobierno quiere atender la mayor demanda industrial y residencial prevista para los próximos años— comenzará a tomar forma en 20 días, cuando Argentina y Bolivia definan las reglas de juego que regirán en la licitación y construcción de la obra.


El ministro de Planificación, Julio De Vido, confirmó que el 26 de marzo se anunciarán en Santa Cruz de la Sierra "las fechas del proceso licitatorio y los plazos de ejecución del gasoducto", que permitirá elevar la importación actual de gas desde Bolivia de 7,7 a 27,7 millones de metros cúbicos diarios.Durante un acto realizado en el edificio del Correo, De Vido y su colega de Hidrocarburos de Bolivia, Carlos Villegas Quiroga, suscribieron una carta de entendimiento para poner en marcha las obras del gasoducto y de la planta separadora de gases que se construirá en territorio boliviano con financiamiento argentino.Antes de la próxima reunión de los ministros, los técnicos de ENARSA tienen que resolver dos cuestiones clave de la obra: la traza definitiva y la ubicación de las estaciones compresoras. El llamado a licitación arrancaría a mediados de año y, en principio, la financiación de los US$ 1.500 millones que demandará la obra quedaría a cargo del Estado argentino y no de inversores privados como se había previsto inicialmente.

Proyecto elaborado por el Grupo Techint , dice:
- El gasoducto del Noreste argentino (GNA) integrará las reservas de gas natural de Bolivia y el NOA(Noroeste argentino) con el mercado argentino.
- Llevará el gas natural por primera vez a las provincias del Noreste.-- Permitirá sostener y aumentar las exportaciones al Sur de Brasil y Uruguay e incorporar al Paraguay.
Especificaciones del GNA:
- Longitud: 1.470 km.
- Diámetro: 30 pulg.
- Capacidad:- Inicial: 10 MMm3/día-Final: 20 MMm3/día.

- Presión de trabajo: 93 bar.
- Inversión inicial: 793 MM$us.
- Ampliaciones (Compresión) 231 MM$us.
- Inversión total: 1.024 MM$us.
Respecto de la demanda insatisfecha en el mercado argentino se dice:
Situación:
- No se expande capacidad desde el 2001.
- El bajo precio relativo del gas aceleró el crecimiento.
- Demanda eléctrica creció el 2003 al 8 % anual.
- Demanda de gas para generación crece al doble.
- GNC (Gas natural comprimido) (vehicular) creció más del 30 % el 2003.-- Actividad industrial recuperada.

Proyección:
La nueva demanda es estructural:
- Conversión domiciliaria de GLP a GN.
- Conversión vehicular a GNC.-
- Industrias que construyeron su gasoducto de alimentación.
-Todo el crecimiento eléctrico a corto y mediano plazo debe ser abastecido con gas.

Con relación al por qué debe hacerse el GNA, el proyecto indica:

Reservas:
- No ha habido descubrimientos significativos en la cuenca neuquina por muchos años
- Reservas del Sur (Carina):-
- Compensan la declinación de los yacimientos en operación.-
- Alto costo de transporte a Buenos Aires.
- Alto costo de explotación.
Razones del Norte y Bolivia
- Ventana de oportunidad única.-
- Abundancia de reservas a solución a largo plazo
- Desarrollar el mercado en las provincias del NEA
- Conexión a Sur de Brasil, Uruguay y Paraguay
- Conexión a nueva cuenca aumenta la seguridad de suministro.--
- La masa crítica de demanda acumulada es una OPORTUNIDAD ÚNICA.

Fuente: Internet





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