Examinando por Materia "DISTRIBUCION DEL GAS"

Mostrando1 - 5 de 5
  • Proyecto final de Grado
    Análisis del abastecimiento gasífero de Argentina hasta el año 2020
    (2007) Arias, Jorge M.; Rabinovich, Gerardo; Tersoglio, Jorge Leonardo
    "El objetivo de este proyecto es verificar las necesidades de importación de gas natural y en función de ello analizar tres alternativas de abastecimiento para la Argentina hacia 2020 y ordenarlas en función del menor costo del mismo tomando como núcleo de la demanda la ciudad de Buenos Aires".
  • Proyecto final de Grado
    Implementación de un ciclo combinado en planta compresora para transporte de gas natural
    (2012) Moules, Marcelo E.; Casares, Carlos
    "El presente proyecto consiste en el análisis de factibilidad técnica y evaluación económica de la implementación de un ciclo combinado en una planta compresora para transporte de gas natural. Particularmente, se analizará el caso real de la Planta Compresora (PC) San Antonio Oeste II, ubicada en la provincia de Río Negro."
  • Proyecto final de Grado
    Mercado de gas natural argentino: GNL como alternativa de abastecimiento
    (2007) González, Fernando; Carnicer, Roberto
    "El gas natural se ha convertido en la principal fuente de energía de la Argentina. Su característica de recurso no renovable y las dificultades para su obtención hacen que el aseguramiento de abastecimiento tome vital importancia. Con el objetivo de evaluar la situación actual del mercado de gas natural en la Argentina se realizó una decripción de los principales temas como ser reservas, producción, demanda, infraestructura. Asimismo se efectúa una proyección de demanda para un horizonte de 8 años, con el objetivo de evaluar al acapacidad de la oferta nacional para cubrirla, así como las alternativas de suministro de gas ( Gas Boliviano, Gas Natural Licuefaccionado) necesarias par cubrir los futuros déficits nacionales. Se incluye una breve descripción del mercado mundial de GNL con el objetivo de establecer un precio estimado de gas natural en Buenos Aires ante la eventualidad de que se concrete la contrucción de una planta regasificadora en Argentina. Se propuso el análisis de dos escenarios de abastecimiento, el primero contempla la contrucción del gasoducto del nordeste argentino con abastecimiento de gas Boliviano y el otro sin la importación boliviana por esa vía. Evaluando la demanda, asumiendo la expectativa de producción de los productores nacional para los próximos años y estos dos escenarios de abastecimiento, se concluye que, aún en el caso de utilizar los recursos bolivianos, será necesario importar gas de otras regiones e instalar para ello una planta de regasificación en Argentina".
  • Proyecto final de Grado
    Planta GLP - Camuzzi Gas
    (2008) Descalzi, Guido; Tersoglio, Jorge Leonardo
    "Camuzzi Gas del Sur es una empresa cuya actividad principal es la distribución de gas natural por redes. Sin embargo, también cuenta con una planta de GLP de más de cuarenta años de antigüedad, que fue incluida entre los activos de Gas del Estado que obtuvo la empresa en la privatización. Debido a su antigüedad y al grado de deterioro en que se encuentra, esta planta ha sufrido numerosos inconvientes en los últimos años, llegando incluso a estar fuera de servicio reiteradas veces. Estos hechos generaron la inquietud de evaluar distintas alternativas posibles para invertir en la planta. El fin de este trabajo es llegar a una propuesta de inversión que resulte rentable para la compañía, colaborando de esta forma con la toma de decisiones. Para la evaluación del mismo se consideró un horizonte de tiempo de diez años".
  • Tesis de maestría
    The role of gas transmission networks in future scenarios for the European energy system
    (2020) Plett Palomar, Kilian; Brown, Thomas William
    Para lograr la desafiante y ambiciosa reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) que ha acordado la Unión Europea (UE), será necesario llevar a cabo fuertes transformaciones en todo el sistema energético europeo en los próximos años. El objetivo de este trabajo es integrar y validar los últimos datos disponibles sobre la actual red europea de gas natural (capacidades transfronterizas, demanda y suministro de metano) en el sistema acoplado por sectores (sector coupling), así como analizar sus efectos en tres escenarios seleccionados con cero emisiones netas de CO2: un primer escenario totalmente nuevo sin ninguna red de gas previa, en el que se construye una nueva red de hidrógeno entre 33 países europeos; un segundo escenario donde la red de metano existente opera en paraleloa una nueva red de hidrógeno; y un tercer escenario en el que las capacidades existentes de la red de metano se pueden reconvertir para transporte de hidrógeno, si es necesario, para satisfacer las demandas del sistema. En los tres escenarios, además de la conversión de la red de gas natural, se pueden construir nuevas tuberías de hidrógeno con mayores costos de inversión. El presente trabajo está basado en el software de código abierto (open software) PyPSA-Eur-Sec, un modelo integrado a nivel continental del sistema energético europeo. Los resultados muestran que la red de metano está transportando metano a niveles hasta 10 veces inferiores a las capacidades actuales de las tuberías, dependiendo de cada capacidad transfronteriza. A pesar de esta reducción global en el transporte y consumo de metano, la red de transporte sigue siendo necesaria y sirve para transportar adicionalmente el biogás que se prevee en estos escenarios, concretamente un 47 % (352 TWh) de la demanda total de metano, 740 TWh. Las grandes cantidades de hidrógeno generado mediante electrólisis en estos futuros escenarios, son cantidades similares al mentano extraido en Noruega y otros países europeos hoy en día, con hasta 3189 TWh por año. Las soluciones optimizadas comparadas entre los escenarios, muestran poca o ninguna diferencia entre ellas. Esto se debe a que los excedentes de generación de energía renovable proveniente predominantemente de energía eólica generada predominantemente en sólo cuatro países alrededor del Mar del Norte y el Océano Atlántico. Las rutas para transportar hidrógeno no son las mismas que las actuales para metano, por lo que la reconversión de las tuberías juega un papel importante para reducir los costos. Junto a la reconversión de tuberías de metano, todavía es necesario construir nuevas tuberías de hidrógeno, ya que las renovadas por sí solas no son suficientes para transportar y cubrir las demandas energéticas en Europa. Aunque los escenarios no influyen significativamente en la configuración de las distintas tecnologías, se pueden ahorrar costos de 2 mil millones de euros por año al convertir parcialmente la red de metano existente en hidrógeno. El funcionamiento de las redes de metano e hidrógeno no presenta el mismo funcionamiento estacional que en la actualidad, sino un funcionamiento más congestionado en ambas redes de H2 y CH4; esto es causa inherente a la optimización del problema, pero muestra que la operación de las tuberías de hidrógeno reconvertidas pueden ser operadas de manera estacionaria, lo cual es un requisito del método de reconversión seleccionado en este trabajo. El propósitode este método de operación es el de extender la vida útil de las tuberías de transporte. Por otro lado, las tecnologías de los procesos power-to-gas, Sabatier y HELMETH, y SMR tienen capacidades instaladas no signi cativas en los escenarios estudiados.