Resolución 178/993
Apruébase el Pliego de Bases y Condiciones Generales para el lamado a empresas que operan en la producción y distribución de gas por cañería interesadas en la referida explotación.(*)
(481)
Ministerio de Industria, Energía y Minería
Montevideo, 19 de marzo de 1993
Visto: El interés del Poder Ejecutivo en preseleccionar a empresas
interesadas en la explotación del servicio y distribución de gas por
cañería, que actualmente desarrolla la Compañís del Gas y Dique Seco de
Montevideo.
Resultando: Que para ello es conveniente acudir a los procedimientos
de licitación internacional conforme a las normas nacionales que rigen la
materia.
Considerando: I) el proyecto de Bases y Condiciones Generales adjunto.
II) que corresponde su aprobación por el Poder Ejecutivo y el
nombramiento de una Comisión Asesora de Adjudicaciones.
Atento: A lo dispuesto por el Decreto Ley Nº 14.142 del 3 de julio de
1973 y la ley Nº 15.270 del 30 de abril de 1982.
El Presidente de la República
RESUELVE:
Apruébase el Pliego de Bases y Condiciones Generales para el llamado a empresas que operan en la producción y distribución de gas por cañería interesadas en la explotación, ampliación y mantenimiento del servicio de producción y distribución del gas por cañería en el área metropolitana de Montevideo, que se adjunta.
Intégrase la Comisión Asesora de Adjudicaciones (Art.57 TOCAF) con un representante a designar por el Ministerio de Industria, Energía y
Minería que la presidirá, y los Sres. Dr. Cono Crucci, José Medero, Ing. Agr. Eduardo Palacios y Dr. Juan Manuel Gutiérrez.
Comuníquese, etc. LACALLE HERRERA - EDUARDO ACHE
(*) PUBLICASE TEXTUAL AL ORIGINAL
LICITACION PUBLICA INTERNACIONAL
OBJETO: Precalificación de méritos y antecedentes de empresas que
operan en la producción y distribución de gas por cañería interesadas
en la explotación, ampliación y mantenimiento del servicio de producción
y distribución de gas por cañería en el área metropolitana de
Montevideo.
APERTURA: Fecha: 7 de mayo de 1993
LUGAR: Ministerio de Industria, Energía y Minería
CAPITULO I
OBJETO DE LA LICITACION
Artículo 1. OBJETO DEL LLAMADO
El Estado, a través del Ministerio de Industria, Energía y Minería,
llama a empresas interesadas en la explotación comercial y mantenimiento
del servicio de producción y distribución de gas por cañería en
Montevideo y zonas aledañas, arrendando los bienes e instalaciones de
la actual Compañía del Gas de Montevideo y asumiendo la obligación de
expandir y conservar la actual red de distribución conforme a
lineamientos basados en estudios de mercado.
La información básica sobre la Cía. del Gas de Montevideo surge del
Anexo I de este pliego.
Art. 2. MARCO JURIDICO
El presente llamado se rige por las normas constitucionales,
legislativas y reglamentarias de la República Oriental del Uruguay; en
particular por las siguientes:
a) Ley Nº 14.142 del 20 de junio de 1973;
b) Dto. Ley Nº 15.270 del 27 de abril de 1982;
c) Texto Ordenado de la Ley de Contabilidad y Administración Financiera
(TOCAF) aprobado por el Dto. Nº 95/991 y sus modificativos.
d) Decreto de Procedimiento Administrativo Nº 500/991.
e) El presente Pliego de Bases y Condiciones y los anexos que lo
integran.
CAPITULO II
CARACTERISTICAS DEL LLAMADO
Art. 3. PROCEDIMIENTO
El llamado a esta licitación se realizará en dos etapas. En la primera,
de conformidad con el presente pliego, se evaluarán los méritos y
antecedentes relativos a la aptitud técnica, económica y financiera de
las empresas interesadas.
Sólo calificarán aquellos participantes que acreditan de modo
fehaciente el cumplimiento de las condiciones establecidas en el Art.
7 y de los niveles mínimos en cada uno de los indicadores referidos en
el Anexo II.
En la segunda etapa, las empresas seleccionadas o los consorcios que
ellas integren deberán presentar una propuesta técnico-financiera y una
económica, conforme a los lineamientos que establezca el respectivo
Pliego de Bases y Condiciones.
Art. 4. CONSTITUCION DE DOMICILIO
Los interesads en participar en la etapa de precalificación, al
adquirir el pliego respectivo, deberán declarar el nombre de la empresa
por la cual actúan y constituir domicilio especial en la ciudad de
Montevideo, donde se efectuarán todas las notificaciones referidas a
esta licitación.
Art. 5. CONSULTAS Y ACLARACIONES
Los interesados podrán dirigir sus consultas y los pedidos de
aclaración que consideren necesarios respecto a lo establecido en este
pliego, por escrito, al Ministerio de Industria, Energía y Minería, al
Sr. Director General de Secretaría, calle Rincón 747, 1er. piso, FAX Nº
92.12.45, TEL Nº 90.02.91, hasta 10 (diez) días antes de la fecha de
apertura.
Las aclaraciones al presente pliego surgidas de las consultas de los
interesados así como las aclaraciones de oficio que efectúe el
Ministerio de Industria, Energía y Minería se incorporarán al texto del
Pliego de Precalificación, en forma de circulares numeradas y serán
comunicadas a todos los interesados adquirentes del pliego, hasta 5
(cinco) días antes de la fecha fijada para la apertura del llamado.
Art. 6. COMPUTO DE PLAZOS
Los plazos establecidos en este pliego se computarán en días hábiles,
excepto los mayores de quince días que se computarán en días corridos.
Los vencimientos de plazo que recaigan en días inhábiles se prorrogarán
automáticamente hasta el día hábil inmediato siguiente.
Se consideran inhábiles los feriados nacionales, sábados y domingos,
los días en que no funcionan las oficinas del Ministerio de Industria,
Energía y Minería.
Los plazos comienzan a contarse a partir del día hábil siguiente al
acto o hecho que determine su comienzo; y salvo indicación expresa en
contrario, los plazos expiran la última hora hábil del día que
corresponde.
CAPITULO III
PARTICIPANTES Y PRESENTACION
Art. 7. DE LOS PARTICIPANTES
Podrán participar en la presente etapa las empresas que tengan
experiencia en desarrollo, operación y mantenimiento de sistemas de
distribución de gas por cañería.
También serán admitidos en este llamado aquellas empresas que estén
controladas por, sean controlantes de, o estén bajo el mismo controlante
que una empresa que reúna las características establecidas en el párrafo
anterior. En dicho caso, la adjudicación deberá otorgar garantía
suficiente a fin de asegurar que la dirección de los servicios y de las
obras de mantenimiento, renovación y extensión estén a cargo del
operador.
Art. 8. REQUISITOS FORMALES DE LA PRESENTACION
La presentación de antecedentes, documentos e información que requiere
el llamado deberá ser por escrito con sus hojas correlativamente
foliadas y provistas de un índice que refiera al contenido, debiendo
contar con un original y tres juegos de copias idénticas. Cuando
existieran diferencias, se considerará válido el original.
Todas las piezas de la presentación deberán incluírse en un paquete o
sobre cerrado con una leyenda visible, en la que conste el nombre y
domicilio de la empresa participante, la referencia a la presente
licitación y el día y hora de la apertura.
Art. 9. CARTA QUE ACOMPAÑA LA PRESENTACION
El paquete o sobre conteniendo las piezas de la presentación deberá ir
acompañado de una carta con la siguiente información.
1) Nombre de la empresa participante.
2) Domicilio especial constituido en la ciudad de Montevideo.
3) Declaración jurada referida a la exactitd y veracidad de los
antecedentes, documentos e información contenidos en la presentación.
4) Aceptación de la jurisdicción nacional (tribunales de la República
Oriental del Uruguay) para todos los asuntos que deriven de este
llamado.
5) Declaración de conocimiento y aceptación de los términos de este
pliego y de las normas que regulen esta licitación.
6) Nombre, dirección y firma del representante legal que actúa en
nombre de la empresa participante, con la acreditación del poder que le
ha sido otorgado, legalizado y traducido, cuando corresponda.
7) Recibo de pago del pliego.
Art. 10. CONTENIDO DE LA PRESENTACION
La presentación incluirá como mínimo:
1) Denominación de la empresa, domicilio, lugar y fecha de su
constitución.
2) Copia del estatuto o contrato social y certificado de vigencia.
3) Nómina de los actuales titulares de sus organos de administración
y de fiscalización, con el respectivo detalle de datos de identidad y
período de vigencia de sus mandatos.
4) Forma de organización económica de la gestión empresarial y los
currícula del personal técnico permanente de primera línea.
5) Balances auditados por empresas internacionales de auditoría, de los
tres últimos ejercicios económicos, acompañados de un estado patrimonial
actualizado.
6) Información sobre la actual composición accionaria de la empresa
operadora; porcentaje de acciones nominativas con indicación de sus
propietarios; porcentaje de las acciones que cotizan en bolsa e
información sobre los grupos económicos, personas físicas o jurídicas
que controlan más del 5% de dichas acciones al portador, según la última
información disponible al respecto.
7) Descripción general de los servicios que presta la empresa
operadora.
8) Información solicitada en el Anexo II (indicadores
tecnico-económico-financieros de la empresa operadora) con la constancia
expresa de haber presentado un ejemplar de esa misma información al
organismo nacional encargado de regular sus actividades.
Art. 11. IDIOMA
La documentación e información referida en los Arts. 9 y 10 de este
pliego deberá presentarse en idioma castellano.
La documentación que acredite la personería jurídica de la empresa
operadora, cuando no estuviera expresada en idioma castellano, deberá
ir acompañada de traducción.
A requerimiento fundado de los interesados, se podrán autorizar
excepciones, las que serán comunicadas a los restantes interesados.
Art. 12. RECEPCION Y APERTURA
La recepción del material de la presentación se realizará en el
Ministerio de Industria, Energía y Minería, Dirección General de
Secretaría, Rincón 747 1er. Piso, hasta el día 7 de mayo de 1993 a la
hora 15.00. El acto de apertura se realizará en el mismo lugar el día
7 de mayo de 1993 a la hora 17.00.
Del acto de apertura se labrará un acta donde se dejará constancia de
todas las presentaciones efectuadas en plazo, del nombre de cada
participante y del cumplimiento de los requisitos formales (Arts. 8 y
9). Asimismo, se consignarán en forma sintética las observaciones que
formulen los participantes acerca de la regularidad del acto, no
evacuándose consultas de ningún tipo.
Un ejemplar de cada presentación quedará a disposición de los
participantes para su consulta durante los 5 (cinco) días subsiguientes
a la apertura, en el Ministerio de Industria, Energía y Minería,
Dirección General de Secretaría.
CAPITULO IV
ANALISIS, EVALUACION Y SELECCION
Art. 13. COMISION ASESORA
Una Comisión Asesora designada a tal efecto por el Poder Ejecutivo
analizará y evaluará las presentaciones, dictaminando en base a las
normas que regulan el llamado, cuales son las empresas que a su juicio
cumplen con todos los requisitos exigidos por el pliego, superando los
mínimos establecidos para cada indicador (Anexo II).
A tales efectos, podrá requerir a los participantes las aclaraciones
que estime necesarias.
Los participantes requeridos, evacuarán las consultas en un plazo de
5 (cinco) días desde su recepción.
Art. 14. SELECCION
El Poder Ejecutivo resolverá cuales son las empresas que califican para
presentar ofertas en la segunda etapa. Dicha resolución será notificada
a todos los participantes.
Art. 15. ACTUALIZACION DE INFORMACION
Los participantes se obligan a mantener actualizada la información
vertida en sus respectivas presentaciones, debiendo comunicar al
Ministerio de Industria, Energía y Minería todas las modificaciones
relevantes que se hayan producido respecto a las informaciones
oportunamente dadas. A su criterio, podrá solicitar la información
adicional que estime conveniente, a efectos de disponer de más elementos
de juicio para adoptar decisión.
CAPITULO V
Art. 16. EXENCION DE RESPONSABILIDAD
El Poder Ejecutivo podrá desistir del llamado en cualquier etapa de su
realización, o podrá desestimar todas las presentaciones. Ninguna de
estas decisiones generará derecho alguno de los participantes a reclamar
por gastos, honorarios o indemnizaciones por daños y perjuicios.
Art. 17.
Es intención del Poder Ejecutivo, concluir la segunda etapa de este
procedimiento, antes del 30 de noviembre de 1993.
ANEXO 1
1.1 INFORMACION BASICA SOBRE LA COMPAÑIA DEL GAS
DE MONTEVIDEO
1.- INTRODUCCION
COMPAÑIA DEL GAS DE MONTEVIDEO
REGIMEN LEGAL BASICO Y NATURALEZA JURIDICA
1. La Compañía del Gas de Montevideo es una empresa 100% propiedad del
Estado en virtud de la expropiación culminada por escritura pública de
1º de noviembre de 1977, conforme a lo establecido por la Ley 14.142 de
3 de julio de 1973. Dicho proceso expropiatorio se produjo a partir del
abandono formal de la empresa efectuado por sus propietarios ingleses
el 31 de diciembre de 1970. La referida Ley tuvo un control de
constitucionalidad por parte de la Suprema Corte de Justicia en proceso
culminado por la sentencia Nº 170 de 15 de setiembre de 1975. El
representante de los propietarios ingleses aceptó expresamente el precio
ofrecido por el Estado.
2. La naturaleza jurídica de la Compañía es la que doctrina
administrativa categoriza como "empresa estatal de derecho privado".
Dicha categoría jurídica encuadra, conforme a la referida doctrina, en
lo previsto por la Constitución de la República en su artículo 191 bajo
la denominación "administraciones autónomas con patrimonio propio".
La Compañía se regula en término generales por el derecho privado,
tanto en su régimen comercial y de contratación como en lo relativo a
las relaciones laborales. Sin perjuicio de ello, le son aplicables
determinadas normas de derecho público como consecuencia de:
a) la actual propiedad del Estado.
b) la naturaleza del servicio que presta.
Con referencia al literal "a" puede mencionarse que el órgano de
dirección de la empresa se integra con 3 miembros designados por el
Poder Ejecutivo y que dicho Poder efectúa un control sobre la gestión
administrativa, económica y financiera de la empresa mediante informes
trimestrales que la misma le suministra.
Con referencia al literal "b" puede mencionarse que las tarifas de sus
servicios son fijadas por el Poder Ejecutivo.
3. Conforme a lo dispuesto por la Ley Nº 15.270 de 30 de abril de 1982,
el Poder Ejecutivo está facultado para vender la empresa mediante
licitación pública u otro procedimiento de adjudicación o negociación
que respete la igualdad entre los oferentes y la indispensable
publicidad.
2.-INFORMACION ECONOMICA
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2.3. Moneda extranjera
Los saldos de las cuentas en moneda extranjera se muestran convertidos
al tipo de cambio Interbancario vendedor o comprador según corresponda
a cuentas de Pasivo o Activo, al cierre del ejercicio económico.
Las contrapartidas en resultados, cuando corresponde, de variaciones
en activos y pasivos en moneda extranjera, se muestran al tipo de cambio
de la fecha de la transacción que las originó. Todos los resultados
provenientes del uso de tipos de cambio diferentes a los que los pasivos
se contrajeron o los activos se incorporaron han sido volcados a
resultados del ejercicio dentro de los resultados financieros.
2.4. Revaluación Bienes de Cambio
Los Bienes de Cambio se muestran revaluados al precio de la última
compra realizada. El resultado de la revaluación efectuada se volcó
íntegramente a la cuenta Reserva Revaluación Bienes de Cambio, que forma
parte del grupo de ajustes al Patrimonio. La revaluación no ha tenido
por tanto, efecto sobre los resulados del ejercicio. Revaluaciones
semejantes se han realizado en por lo menos los últimos diez ejercicios.
2.5. Tratamiento del efecto de la inflación
Fuera de lo explicado en los tres numerales anteriores, no se han hecho
otros ajustes para reflejar los efectos de la inflación. Las cuentas de
resultados se acumulan a sus valores históricos, y no se ha determinado
el efecto que sobre los resultados produce la tenencia de activos y
pasivos en épocas de inflación.
2.6. Definición de Capital
El resultado se ha determinado sobre la base de la variación que ha
tenido durante el ejercicio el capital considerado como Inversión en
dinero. No se ha hecho ninguna previsión especial para considerar la
probable cobertura que podría haber merecido el mantenimiento de la
capacidad operativa de los activos.
2.7. Determinación del Resultado Neto
Los ingresos por ventas se han tomado por el precio de venta de las
mercaderías o servicios efectivamente entregadas o prestados a terceros.
El costo de lo vendido representa los costos de producción de la
empresa y de los servicios prestados.
Los gastos de Administración, Ventas y Financieros corresponden a los
devengados en el período.
2.8. Permanencia de Criterios Contables
La totalidad de los criterios aplicados en la valuación de activos y
pasivos y la determinación de los resultados son coincidentes con los
aplicados en el ejercicio anterior.
NOTA 3: REGULACION DE PRECIOS
La actividad de venta de gas que realiza la empresa está sujeta a un
sistema de control de tarifas, las cuales son fijadas por el Poder
Ejecutivo con el aval técnico de la Oficina de Planeamiento y
Presupuesto. Las variaciones tarifarias son periódicas y recogen los
incrementos de costos producidos entre ajustes. Las tarifas fijadas son
máximas.
Los precios de los servicios prestados son fijados por la Dirección de
la empresa en función de las varaciones operadas en sus costos.
NOTA 4: PREVISION DEUDORES INCOBRABLES
Los deudores en cuenta corriente y documentos a cobrar han sido
llevados al importe que se espera cobrar mediante la creación de una
previsión para deudores incobrables, que se deduce de la cifra que la
empresa tiene derecho a cobrar. La Previsión ha sido calculada mediante
una estimación realística del riesgo de incobrabilidad, usándose a tales
fines los informes de los asesores jurídicos y la experiencia de la
gerencia al respecto.
NOTA 5: VALORES PUBLICOS (GARANTIAS DEPOSITADAS)
Las Obligaciones Hipotecarias Reajustables se han tomado por su
cotización en la Bolsa de Valores a la fecha de cierre del ejercicio.
NOTA 6: BIENES DE CAMBIO
Los Bienes de Cambio se valúan al costo de la última compra, a efectos
de calcular el costo de los bienes vendidos. Se estima que no existen
artículos deteriorados que no pueden ser utilizados en el curso normal
de los negocios.
NOTA 7: BIENES DE USO Y SUS AMORTIZACIONES
Tal como se explica en la Nota 2.2. los bienes de uso han sido
revaluados usando los coeficientes fijados por el Poder Ejecutivo a los
efectos fiscales. Las amortizaciones tomadas sobre los valores
revaluados al cierra del ejercicio, aplicando porcentajes de
amortización en función de su vida útil, se han llevado a resultados del
ejercicio integrando el costo del producción y os gastos de
Distribución, Administración y Ventas.
NOTA 8: DEUDAS A LARGO PLAZO
Las deudas financieras a largo plazo corresponden a préstamos bancarios
en moneda nacional otorgados por el Banco de la República Oriental del
Uruguay para el financiamiento de: una Planta de Motocompresores
eléctricos, su montaje y la obra civil correspondiente; un Motocompresor
diesel; reemplazo de los catalizadores de la planta de producción. Los
importes que se muestran incluyen los intereses devengados al ciere del
ejercicio. La tasa de interés de dichos préstamos es del 4% anual sobre
saldos más el ajuste del saldo por el Indice de Precios Mayorista de
Productos Nacionales. En el caso del motocompresor diesel la tasa es del
5%. Los vencimientos de dichos préstamos se producirán en las siguientes
fechas: año 1996; año 1993 y año 1994 respectivamente.
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen electrónica del mismo"
COMPAÑIA DEL GAS
NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES
AL 31.08.92
NOTA 1: INFORMACION BASICA SOBRE LA EMPRESA
1.1. Naturaleza jurídica de la empresa.
La Compañís del gas es una empresa privada (porque está regulada
primordialmente por el Derecho común) y estatal (porque se ha
incorporado a la organización jurídica de la colectividad). Desde el
punto de vista patrimonial y contable se desenvuelve como una hacienda
autónoma; su presupuesto no integra el Presupuesto Nacional, ni está
alcanzado por el Art. 221 de la Constitución. Desde el punto de vista
organizativo está regida por una Comisión designada por la entidad
expropiante, la cual ha devenido el órgano natural de administración de
la misma. Desde el punto de vista de su funcionamiento, continúa siendo
regulado primordialmente por el Derecho privado.
1.2. Ejercicio Económico
El ejercicio económico de la Empresa abarca el período comprendido
entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de cada año. No obstante ello,
el proceso de privatización al que se encuentra sometida la misma ha
hecho necesaria la realización del presente balance especial, el cual
muestra los resultados por el período 01.01.92 - 31.08.92 y la situación
patrimonial al 31.08.92, a efectos de ser sometido a una revisión
limitada por una Auditoría Externa.
1.3. Actividad principal
La empresa se dedica a la fabricación y distribución de gas por
cañerías. La fabricación del gas se realiza en dos plantas gemelas por
un proceso de cracking de nafta liviana. Dicho proceso es cíclico,
catalítico y de enriquecimiento en frío. La distribución se realiza a
través de una red de cañerías de 410.000 metros de extensión y de
183.014 metros de cañerías de servicios.
NOTA 2: PRINCIPALES POLITICAS CONTABLES
2.1. Criterios generales de valuación
La valuación de activos y pasivos, y los egresos y gastos se muestran
sobre la base de costos históricos, salvo en lo que se refiere a los
bienes de uso y su amortización, bienes de cambio y las cuentas en
moneda extranjera, a las que se le han aplicado métodos de ajuste
explicados en los numerales siguientes.
2.2. Revaluación bienes de uso
Los bienes de uso y sus amortizaciones acumulaas se muestran a sus
valores históricos, revaluados en base a índices establecidos por el
Poder Ejecutivo para la liquidación de los impuestos a la Renta y al
Patrimonio. Dichos índices reflejan esencialmente la variación del
índice de precios al por mayor preparado por el Banco Central del
Uruguay. La variación de dicho índice entre el comienzo y el final del
período considerado fue de 36,2790%.
El resultado de la revaluación efectuada se volcó íntegramente a la
cuenta Reserva Revaluación Activo Fijo que forma parte del grupo de
Ajustes al Patrimonio. La revaluación no ha tenido, por tanto, efecto
sobre los resultados del período.
2.3. Moneda extranjera
Los saldos de las cuentas en moneda extranjera se muestran convertidos
al tipo de cambio interbancario vendedor o comprador según corresponda
a cuentas de Pasivo o Activo, al cierre del período considerado.
Las contrapartidas en resultados, cuando corresponde, de variaciones
en activos y pasivos en moneda extranjera, se muestran al tipo de cambio
de la fecha de la transacción que las originó. Todos los resultados
provenientes del uso de tipos de cambio diferentes a los que los pasivos
se contrajeron o los activos se incorporaron han sido volcados a
resultados del período dentro de los resultados financieros.
2.4. Revaluación Bienes de Cambio
Los Bienes de cambio se muestran revaluados al precio de la última
compra realizada. El resultado de la revaluación efectuada se volcó
íntegramente a la cuenta Reserva Revaluación Bienes de Cambio, que forma
parte del grupo de ajustes al Patrimonio. La revaluación no ha tenido
por tanto, efecto sobre los resultados del período. Revaluaciones
semejantes se han realizado en por lo menos los últimos diez ejercicios.
2.5. Tratamiento del efecto de la inflación
Fuera de lo explicado en los tres numerales anteriores, no se han hecho
otros ajustes para reflejar los efectos de la inflación. Las cuentas de
resultados se acumulan a sus valores históricos, y no se ha determinado
el efecto que sobre los resultados produce la tenencia de activos y
pasivos en épocas de inflación.
2.6. Definición de Capital
El resultado se ha determinado sobre la base de la variación que ha
tenido durante el ejercicio el capital considerado como inversión en
dinero. No se ha hecho ninguna previsión especial para considerar la
probable cobertura que podría haber merecido el mantenimiento de la
capacidad operativa de los activos.
2.7. Determinación del Resultado Neto
Los ingresos por ventas se han tomado por el precio de venta de las
mercaderías o servicios efectivamente entregadas o prestados a terceros.
El costo de lo vendido representa los costos de producción de la
empresa y de los servicios prestados.
Los gastos de Administración, Ventas y Financieros corresponden a los
devengados en el período.
2.8. Permanencia de Criterios Contables
La totalidad de los criterios aplicados en la valuación de activos y
pasivos y la determinación de los resultados son coincidentes con los
aplicados en el ejercicio anterior, con excepción del rubro cargos
diferidos el cual fue volcado a resultados en los ejercicios del
devengamiento de las partidas que lo componen. Ello ha tenido efectos
sobre los resultados de ejercicios anteriores y del presente período en
el cual debió volcarse a pérdida N$ 74.752.000.
NOTA 3: REGULACION DE PRECIOS
La actividad de venta de gas que realiza la empresa está sujeta a un
sistema de control de tarifas, las cuales son fijadas por el Poder
Ejecutivo con el aval técnico de la Oficina de Planeamiento y
Presupuesto. Las variaciones tarifarias son peiódicas y recogen los
incrementos de costos producidos entre ajustes. Las tarifas fijadas son
máximas.
Los precios de los servicios prestados son fijados por la Dirección de
la empresa en función de las variaciones operadas en sus costos.
NOTA 4: PREVISION DEUDORES INCOBRABLES
Los deudores en cuenta corriente y documentos a cobrar han sido
llevados al importe que se espera cobrar mediante la creación de una
previsión para deudores incobrables, que se deduce de la cifra que la
empresa tiene derecho a cobrar. La Previsión ha sido calculada mediante
una estimación realística del riesgo de incobrabilidad, usándose a tales
fines los informes de los asesores jurídicos y la experiencia de la
gerencia al respecto.
NOTA 5: VALORES PUBLICOS (GARANTIAS DEPOSITADAS)
Las Obligaciones Hipotecarias Reajustables se han tomado por su
cotización en la Bolsa de Valoes a la fecha de cierre del período.
NOTA 6: BIENES DE CAMBIO
Los Bienes de Cambio se valúan al costo de la última compra, a efectos
de calcular el costo de los bienes vendidos. Se estima que no existen
artículos deteriorados que no pueden ser utilizados en el curso normal
de los negocios.
NOTA 7: BIENES DE USO Y SUS AMORTIZACIONES
Tal como se explica en la Nota 2.2. los bienes de uso han sido
revaluados usando los coeficientes fijados por el Poder Ejecutivo a los
efectos fiscales. Las amortizaciones tomadas sobre los valores
revaluados al cierre del período, aplicando porcentajes de amortización
en función de su vida útil, se han llevado a resultados del período
integrando el costo del producción y los gastos de Distribución,
Administración y Ventas.
NOTA 8: DEUDAS A LARGO PLAZO
Las deudas financieras a largo plazo coresponden a préstamos bancarios
en moneda nacional otorgados por el Banco de la República Oriental del
Uruguay para el financiamiento de: una Planta de Motocompresores
eléctricos, su montaje y la obra civil correspondiente; un Motocompresor
diesel; reemplazo de los catalizadoes de la planta de producción. Los
importes que se muestran incluyen los intereses devengados al ciere del
período. La tasa de interés de dichos préstamos es del 4% anual sobre
saldos más el ajuste del saldo por el Indice de Precios Mayorista de
Productos Nacionales. En el caso del motocompresor diesel la tasa es del
5%. Los vencimientos de dichos préstamos se producirán en las siguientes
fechas: año 1996; año 1993 y año 1994 respectivamente.
NOTA 9: En el Período considerado se hizo efectivo el cobro de las
deudas devengadas en el período 01.07.86 - 30.06.90 e impagas a esta
fecha, por los incisos 2 al 27 del Presupuesto Nacional según lo
dispuesto por el Decreto 704/990 e Interpretativo. Los Decretos
mencionados preveían la actualización de las deudas por la diferencia en
el tipo de cambio interbancario vendedor entre la fecha del
devengamiento de la obligación por el suministro y la fecha efectiva de
pago de la deuda por la Contaduría General de la Nación.
La Diferencia resultante del ajuste explicitado en el párrafo
precedente fue volcada a resultados de ejercicios anteriores.
3.- INFORMACION TECNICA
COMPAÑIA DEL GAS
RELACION DE INSTALACIONES
PLANTA DE PRODUCCION
CARACTERISTICAS
Unidades ciclicas de U.G.I. - CCR de cracking catalítico de
hidrocarburos líquidos o gaseosos (proceso Le Gaz Inteagral).
CAPACIDAD
Dos unidades de capacidad nominal de producción de 110.00 Nm3/día de
gas enriquecido, con un poder calorífico de 4300 Kcal/m3 (15 gr. C)
EDAD
Unidades puestas en servicio en 1977.
ALMACENAMIENTO
Para el almacenamiento de materia prima (nafta liviana) se cuenta con
un tanque de 1000 m3, otro de 500 m3 y un tanque de 30 m3 para trasiego.
Esto da una reserva de 14 días de producción en la estación pico.
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4.- INFORMACION COMERCIAL
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5.- INFORMACION SOBRE PERSONAL Y ESTRUCTURA DEPARTAMENTAL DE LA EMPRESA
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ANEXO 1
1.2. DIAGNOSTICO DE LA SITUACION OPERATIVA DE LA COMPAÑIA DEL GAS DE
MONTEVIDEO
COMPAÑIA DEL GAS DE MONTEVIDEO
DIAGNOSTICO DEL ESTADO DE SITUACION OPERATIVA
DE SUS INSTALACIONES Y RECOMENDACIONES
INDICE
1. ANTECEDENTES Y ASPECTOS GENERALES DE LA OPERATORIA TECNICO-FUNCIONAL
ACTUAL
1.1. Antecedentes
1.2. Antigüedad y verificaciones realizadas a la red y gasómetros
1.3. Datos generales de producción y comercialización
1.4. Consumo pico horario
1.5. Factor de carga - Corte de picos
1.6. Exigencias crecientes del servicio
2. SISTEMA TECNICO - OPERATIVO
2.1. Descripción general
2.2. Planta de producción
2.3. Gasómetros
2.4. Sala de compresión
2.5. Sistema de distribución
2.6. Observaciones
3. ESTADO DE FUNCIONAMIENTO DE LAS INSTALACIONES
3.1. Planta de Proceso
3.2. Gasómetros
3.3. Planta de Compresión
3.4. Cañerías
3.5. Gobernadores
3.6. Observaciones
4. RECOMENDACIONES
4.1. Seguridad operativa
4.2. Simulación para el período 94/98
4.3. Viabilidad técnica del empleo de GLP-aire
4.4. Características técnicas de las plantas de GLP-aire
4.5. Viabilidad económica del empleo de GLP-aire
4.6. Sensibilidad del proyecto
5. CONCLUSIONES
5.1. Planta de GLP-aire
5.2. Propano indiluído
5.3. Conclusión final
1. ANTECEDENTES Y ASPECTOS GENERALES DE LA OPERATORIA TECNICO-FUNCIONAL
ACTUAL
1.1 Antecedentes
La construccción de la red de gas de Montevideo tiene su origen en
1852, año en que se construye la primera usina particular para producir
gas de alumbrado. Sin embargo, el hito más importante lo constituye la
suscripción del contrato firmado en 1861 por el cual se fijó el lugar
de emplazamiento de la planta. Luego de diversas alternativas
comerciales, las instalaciones son compradas en 1872 por la empresa "The
Montevideo Gas Works and Dry Dock Ltda.", empresa esta que cumple la
prestación del servicio hasta 1970, pasando a ser intervenida por el
entonces Ministerio de Industria y Energía, nombrándose una Comisión
Interventora que pasa, desde ese momento hasta el presente, a
administrarla.
En la actualidad, la red cuenta con una extensión de 593.014 metros que
pueden ser discriminados en función de la presión, de la siguiente
manera:
a) Red de baja presión: 391.444 metros
b) Servicios: 183.014 metros
c) Alimentadores de media presión: 4.794 metros
d) Alimentadores de alta presión: 13.762 metros
La red en su conjunto está, en general, construída por caños de hierro
fundido (con excepción de los servicios que son de hierro galvanizado),
vinculados entre sí en la gran mayoría de los casos, por uniones
remachadas con cáñamo y plomo (cabeza emplomada) y, en menor grado, con
junta mecánica y anillos de goma. A este respecto es de interés señalar
que a partir de mediados de 1981 se comenzó a realizar en la red de baja
presión algunos tendidos con cañerías de polietileno, que no son en la
actualidad de gran extensión.
Si bien estas ampliaciones no han sido de gran relevancia, resulta
oportuno hacer notar que la incorporación de cañerías de este material
no se ha realizado aprovechando las ventajas que presenta el hecho de
estar las mismas diseñadas para trabajar con presiones elevadas, siendo
que la red en su conjunto, opera a baja presión. Así pues, las cañerías
de polietileno utilizadas, diseñadas como se dijo para trabajar con
presiones más elevadas de las que se las somete, resultan costosas por
poseer espesores grandes para esta aplicación.
Con relación al tema de las cañerías y como antecedente es interesante
destacar que en julio de 1983, en cumplimiento del Contrato Nº 4098, la
empresa "Esin Consultora" presentó un informe con estudio de estos datos
básicos, de mantenimiento y operación proporcionados por los
Departamentos Técnico y de Producción de la Compañía del Gas de
Montevideo, referidos principalmente a tareas de verificación del estado
de cañerías que componen la red de distribución y verificaciones de
consumo y fugas, realizando comprobaciones "in situ" en el período
cmprendido entre el 27.6.83 y el 16.7.83, al que nos referiremos más
adelante.
En otro orden de cosas y también como valioso antecedente cabe citar
que en diciembre de 1990, la empresa "British Gas", dando cumplimiento
a una contratación realizada por la oficina de Planeamiento y
Presupuesto de la República Oriental del Uruguay, realizó un estudio
sobre el estado de conservación de los Gasómetros Nº 5 y 6, a esa fecha,
únicos que actualmente se encuentran en funcionamiento.
Sobre este mismo tema existe otro estudio realizado con anterioridad
por Gas del Estado de la República Argentina. Este estudio tiene fecha
31 de agosto de 1979, siendo de interés su consideración a pesar de su
antigüedad, por ser un valioso antecedente de los estudios realizados
con posterioridad y de los exámenes ahora efectuados.
Asimismo, ha sido incorporado también a este informe material
suministrado por la Gerencia Técnica de la Compañía de Gas de
Montevideo, a cargo del Ing. Ramón Dutra y procesada la información
recibida de las Jefaturas de los equipos de técnicos a su cargo, es
decir, del Director de la Planta de Producción, Ing. Darío Pisano, del
Jefe del Departamento de Distribución Externa, Sr. Eduardo Grzabel, del
Jefe del Departamento de Distribución Interna, Sr. Luis Tomati, del Jefe
del Departamento de Compresores, Sr. Mario Uriarte y del Jefe del
Deparamento de Proyectos Especiales, Sr. Santiago Vinaja.
Desea destacarse que se procuró en todo momento que el presente informe
contuviera, con la mayor precisión y objetividad posible, no sólo toda
la información y documentación que resulta necesaria para un correcto
diagnóstico, sino que también fuera reflejo de la experiencia del cuerpo
técnico citado, que es quien opera el sistema y por ello conoce detalles
de su problemática que no pueden dejar de ser tenidos en cuenta al
efectuar este diagnóstico.
La experiencia citada y las opiniones de los técnicos mencionados han
sido, pues, de gran valor para realizar una síntesis del actual estado
de situación y realizar las recomendaciones que la realidad aconseja,
en el marco de perspectivas realistas y soluciones factibles técnicas
y económicamente en virtud de los tiempos y las circunstancias en que
la problemática de referencia está encuadrada.
1.2. Antigüedad y verificaciones realizadas a la red y gasómetros
Volviendo a las cañerías, diremos que el análisis de la documentación
consultada lleva a concluir que la red puede tener un 10% de la
totalidad de su extensión con una antigüedad del orden de 100 años, otro
70% es anterior a 1938, es decir, que tiene una antigüedad mayor de 50
años. El 20% restante es posterior al año 1938. Es interesante señalar
que la red de alta, conjuntamente con los gobernadores de alta son del
año 1948 y que un 15% de la red fue renovada durante el período que core
desde 1933 hasta la fecha.
A esta conclusión se llega teniendo en cuenta la existencia de planos
de relevamiento elaborados por la entonces "The Montevideo Gas Works and
Dry Dock Ltda", que fueron examinados ya que se encuentran archivados
en el Departamento de Distribución Externa de la Compañía, con fecha de
actualización año 1921, que muestran que para ese entonces la red tenía
una extensión similar a la actual, y a la información recogida en otros
documentos que demuestran que durante este período se han venido
realizando renovaciones de red en ese porcentaje.
En cuanto a los gasómetros, diremos que actualmente siguen funcionando
los denominados Nº 5 y Nº 6, ubicados respectivamente en José María Roo
al 1000 y Río Negro 1025, ambos de tipo húmedo, de sello hidráulico de
desplazamiento telescópico, construido en chapa remachada y diseñados
para realizar almacenaje a una presión comprendida entre 4,5 y 10,5
pulgadas de columna de agua.
Respecto a su capacidad, diremos que en conjunto pueden almacenar
2.500.000 pies cúbicos, o sea 70.792 metros cúbicos, correspondiendo al
Nº 5, 28.317 metros cúbicos y al Nº 6, 42.475 metros cúbicos. Estos
gasómetros fueron instalados, según datos recogidos, el Nº 6 en 1929 y
el Nº 5 un poco antes, probablemente en 1926, con la particularidad de
que éste fue desmontado y reubicado en 1932, habiendo estado la
construcción de los mismos en su oportunidad, a cargo de la firma
británica "C & W. Walter Ltda.".
Refiriéndonos al Gasómetro Nº 5, se observó que a causa de un problema
operativo ocurrido en 1955 que provocó una implosión, se dañó la bóveda
del cuerpo superior (ver fotografías agregadas en Anexo), debiendo
procederse a su reparación integral, durante ese año y parte del
siguiente. Con posterioridad, a este Gasómetro Nº 5 sólo se le
realizaron reparaciones de emergencia consistentes, en general, en la
aplicación de parches atornillados en gran cantidad, colocados en
correspondencia con sitios en los que se fueron identificando focos
importantes de corrosión. A raíz también de esta causa, en 1991, se
procedió al pintado del cuerpo superior.
Si bien en el capítulo correspondiente se analizará este tema con mayor
profundidad, corresponde aquí señalar que en el reconocimiento realizado
en 1990 por "British Gas", según un trabajo ya citado, llegó a
establecerse que podrían estar incompletos y aún faltar los soportes de
los puntales 4, 5 y 6, lo que da clara y acabada idea de que el
Gasómetro Nº 5 está afectado de un importante deterioro en su estructura
interna.
Respecto al Gasómetro Nº 6, cabe señalar que al mismo se le efectuó en
1983 una reparación integral, cambiándose las partes de su estructura
interna que presentaban anomalías, todas las chapas de recubrimiento
superior y una tercera parte de las chapas laterales del último cuerpo.
Estos trabajos fueron encomendados a la firma local "Tsakos Industrias
Navales".
Es de especial interés analizar el costo que tuvieron estas
reparaciones, por la similitud que existe con las que deberán efectuarse
al Gasómetro Nº 5 por daños que presenta, según lo ya mencionado.
A pesar de haberse obtenido, en principio, una cotización estimativa
menor, en definitiva, los trabajos de reparación realizados al Gasómetro
Nº 6, importaron en 1984 la suma de U$S 520.000, lo que resulta
explicable por cuanto es difícil establecer con precisión el costo de
este tipo de reparaciones antes de abrir el gasómetro, situación
aplicable al análisis del costo de las reparaciones del Gasómetro Nº 5.
FIGURA N° 1.1.: AREA DE LA CIUDAD DE MONTEVIDEO CUBIERTA ACTUALMENTE CON LA RED DE DISTRIBUCION DE GAS
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen electrónica del mismo"
1.3. Datos generales de producción y comercialización
La Figura Nº 1.1 permite observar en forma esquemática el área cubierta
por la actual red y su extensión relativa en relación con el resto de
la ciudad que, potencialmente, está en condiciones de recibir el
servicio.
La observación de esta figura permite areciar el gran potencial de
consumo.
En mayo de 1992, la Compañía del Gas atendía a 44.743 usuarios
clasificados por categorías en función de las tarifas especiales que a
cada una de ellas se les asigna, del siguiente modo:
CUADRO Nº 1.1: NUMERO DE USUARIOS POR CATEGORIA
CATEGORIA Nº DE USUARIOS
-Doméstico 42.776
-Comercial 1.285
-Industrial 181
-Asistencia 147
-Estatal 262
-Empleados 92
TOTAL 44.743
Por otra parte y para visualizar el mercado actual, se señala que las
ventas totales fueron en el año 1991 de 27.959.682 metros cúbicos de
4.300 calorías.
Este gas es manufacturado por la misma Compañía en su planta de
producción ubicada en la Rambla Naciones Unidas 800. Esta localización
coincide con la de la planta que originalmente producirá gas en base a
carbón. En la actualidad, el gas se produce en base a nafta liviana
suministrada por ANCAP, la que tiene las siguienes caacterísticas:
CUADRO Nº 1.2: CARACTERISTICAS DE LA NAFTA
-Densidad: 0,688 g/cm3
-Punto de ebullición inicial: 36,1 ºC
-Punto de ebullición final: 102,9 ºC
-Plomo: menos de 0,05 ppm
-Azufre: 0,0104 % (W/W)
-Benceno: 1,6%
-Tolueno: 3,0%
Respecto al gas obtenido, que es el que se comercializa, tiene a su vez
las características indicadas en el Cuadro Nº 1.3.
CUADRO Nº 1.3: CARACTERISTICAS DEL GAS MANUFACTURADO
COMPONENTE %
-CO2 (Anhídrido carbónico) 11,0
-O2 (Oxígeno) 0,3
-CO (Monóxido de carbono) 17,0
-H2 (Hidrógeno) 55,0
-N2 (Nitrógeno) 7,0
-CH4 (Metano) 1,1
-C2 al C7 (Hidrocarburos) 8,6
CUADRO Nº 1.3: CARACTERISTICAS DEL GAS MANUFACTURADO (Continuación)
PROPIEDADES FISICAS
-Densidad (relativa al aire) 0,6
-Poder calorífico superior (PCS)
(a 15 ºC y 1 atmósfera de presión) 4300 Kcal/m3
-Poder calorífico inferior (PCI)
(a 15 ºC y 1 atmósfera de presión) 3870 Kcal/m3
-Indice de Wobbe (a 15 ºC y 1 atmósfera
de presión) 5550 Kcal/m3
-Potencial de combustión 92/94
-Temperatura de autoinflación en aire 570ºC
-Máxima temperatura de llama (mezcla con aire) 2000ºC
-Máxima temperatura de llama (mezcla con O2) 2680ºC
-Máxima velocidad de propagación de llama 70 cm/s
-Porcentaje de gas a la velocidad fundamental
de propagación de llama 25%
-Límites de inflamabilidad en aire 4,5/42%
La oscilación en el consumo del gas que se manufactura, naturalmente,
gravita en la producción del mismo y, consecuentemente, sobre la
cantidad de nafta necesaria para su obtención. Estos parámetros están
íntimamente ligados. Así observamos que el ingreso a planta que se
requiere para el proceso varía según las necesidades diarias y está, a
su vez, influída por la estacionalidad verano-invierno.
Por ejemplo, para 1991, el consumo mensual máximo de gas fue de
3.355.788 metros cúbicos y el mínimo para ese mismo año de 1.570.233
metros cúbicos. Esto muestra que la estacionalidad produce una necesidad
de más del doble de nafta para realizar la producción de gas de invierno
que en verano. Como dato ilustrativo señalamos, en líneas generales, ya
que influyen varios factores, que la proporcionalidad es prácticamente
directa entre el gas producido y la nafta consumida y equivale a 480/520
Kg. de nafta cada 1.000 metros cúbicos de gas producido.
En razón de los consumos citados, los ingresos de nafta a planta son
para los meses más fríos de 2.500 a 3.000 metros cúbicos por mes (lo que
requiere un ingreso diario de 6 ó 7 camiones de lunes a viernes),
volúmenes estos que se almacenan en tanques con una capacidad total de
1.000 metros cúbicos que está siendo ampliada a 1.500 metros cúbicos.
Así ampliado, este almacenaje posibilitará disponer de un stock de 10
días como reserva operativa.
Este combustible es suministrado por ANCAP, cuyas instalaciones están
localizadas a unos 10 Km. de la planta productora de gas, en un sitio
ubicado en las afueras de la ciudad, es decir, la Refinería "La Teja",
Expedición "La Tablada". En la Figura Nº 1.2, se ilustra sobre la
localización de las instalaciones de ANCAP y las características del
recorrido que cumplen los vehículos de transporte de combustible,
establecido en base a normas de seguridad. Se hace referencia a este
tema para realizar con posterioridad, un más cuidadoso análisis de la
problemática del transpore del combustible a planta para el caso de que
el crecimiento de la demanda exigiera el ingreso de mayores caudales,
situación que, como vemos, es de cuidadosa consideración, a más de
limitativa en cuanto a cantidad.
El Cuadro Nº 1.4 muestra las variaciones del consumo registrado, mes
a mes, durante 1991. Vemos claramente que los picos máximos se producen
en el período Junio/Julio/Agosto, en el que se consumieron 9.160.899
metros cúbicos y los mínimos en el período Enero/Febrero/Marzo, con un
consumo de 5.056.490 metros cúbicos. La comparación de estas cifras
confirma lo ya expresado en este sentido.
Se observa también que el promedio mensual para ese año fue de 2,33
millones de metros cúbicos (27.959.682 ö 12 = 2,33), lo que es
interesante si se tiene en cuenta que el promedio para el período no
comprendido por el verano y el invierno es de 2,29 millones de metros
cúbicos, o sea casi coincidente.
FIGURA Nº 1.2.: RECORRIDO REALIZADO POR LOS CAMIONES DE COMBUSTIBLE
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen electrónica del mismo"
En cuanto al período invernal, los valores por encima del promedio
representan 2,17 millones de metros cúbicos, o sea unos 1.500 meros
cúbicos de nafta necesaria para su producción. Estas cuestiones son de
sumo interés para analizar la capacidad ociosa del sistema durante el
verano y analizar también alternativas que optimicen su función
operacional.
CUADRO Nº 1.4.: CONSUMO MENSUAL AÑO 1991
MES M3 DE 4.300 CALORIAS %
-Enero 1.596.049 5,7
-Febrero 1.570.233 5,6
-Marzo 1.890.208 6,8
-Abril 2.190.076 7,8
-Mayo 2.360.323 8,5
-Junio 2.932.505 10,5
-Julio 3.355.788 12,0
-Agosto 2.872.606 10,3
-Setiembre 2.498.274 8,9
-Octubre 2.321.646 8,3
-Noviembre 2.302.976 8,2
-Diciembre 2.068.988 7,4
TOTAL 27.959.682 100,00
La graficación de estas cifras, realizada en la Figura Nº 1.3, a su
vez, ilustra sobre lo expuesto en el Cuadro Nº 1.4, resultando de sumo
interés la consideración de volúmenes correspondientes a los períodos
ubicados por encima y por debajo de los valores promedio año.
FIGURA Nº 1.3.
CONSUMOS MENSUALES AÑO 1991
M3 de 4.300 calorías
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen electrónica del mismo"
1.4. Consumo Pico Horario
Otra cuestión a tomar en consideración es el pico diario de consumo.
Tomemos a estos efectos los datos registrados el día 1.8.91 que muestra,
justamente, el salido de planta en lo que fue su máximo histórico hasta
fin de ese año.
CUADRO Nº 1.5.: CONSUMO HORARIO DE UN DIA PICO (1.8.91)
HORA CONSUMO HORARIO (m3) %
7 3.995 2,8
8 5.427 3,8
9 6.764 4,7
10 7.827 5,5
11 9.098 6,3
12 10.258 7,2
13 11.497 8,0
14 8.202 5,7
15 8,044 5,6
16 6.702 4,7
17 6.600 4,6
18 7,426 5,2
19 7.329 5,1
20 7.239 5,0
21 7.852 5,5
22 7.495 5,2
23 5.380 3,8
24 3.090 2,2
1 2.900 2,0
2 2.720 1,9
3 1.545 1,1
4 1.970 1,4
5 2.055 1,4
6 1.893 1,3
143.310 100,0
FIGURA Nº 1.4.
CONSUMO HORARIO
Día Pico (1/8/1991)
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Del análisis de la representación de los valores tabulados se concluye
que la red presentaba a esa época, una curva de salida invernal
característica, con un pico importante al mediodía, es decir, entre las
11 y las 14 donde requería el 27,2% del total diario salido de planta,
luego caía este requerimiento, recuperándose parcialmente entre las 18
y las 22, representando el salido en ese período, el 26% del total. De
todos modos, el pico del mediodía era un 46% superior al del anochecer.
Es importante tomar en consideración que la economicidad de la
operación depende de que la evacuación de los caudales por parte de una
línea de producción sea lo más uniforme posible, lo que como se sabe,
está condicionado por el cnsumo, situación que sólo puede ser resuelta
con un adecuado manejo del almacenaje o bien, organizando la demanda por
convenios con consumidores industriales. Existen otras alternativas
técnicas que posiblitan satisfacer los picos, tema este del que nos
ocuparemos luego en detalle, sobre todo por la preocupación que presenta
el estado actual del gasómetro Nº 5.
El realizar un aálisis similar al efectuado para el día 1.8.91 pero con
datos de este año nos lleva a estudiar lo sucedido en este aspecto el
día de mayor consumo de 1992, es decir, el 3 de agosto. Observando la
Figura Nº 1.5 y el Cuadro Nº 1.6, se ve que la curva ha cambiado en su
forma por efecto de la calefacción y calentadores de agua que empiezan
a gravitar en forma muy característica, como puede observarse (a título
ilustrativo se ha estudiado también el día 11.8.92).
CUADRO Nº 1.6.: CONSUMO HORARIO DIAS 3.8.92 Y 11.8.92 (m3)
HORA CONSUMO HORARIO 3.8.92 CONSUMO HORARIO 11.8.92
7 3.620 3.163
8 5.372 5.020
9 6.630 5.832
10 7.893 8.028
11 9.899 8.962
12 9.583 9.536
13 9.204 10.067
14 10.919 7.427
15 7.771 6.818
16 7.063 5.432
17 7.088 5.774
18 7.308 6.599
19 7.343 6.165
20 7.724 7.113
21 10.458 7.537
22 5.749 7.310
23 4.847 4.385
24 3.851 3.718
1 1.993 1.556
2 2.201 1.724
3 1.351 608
4 1.349 1.627
5 2.037 1.506
6 2.803 1.546
144.056 127.461
CONSUMO HORARIO
Días de Máximo Consumo
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Las curvas de consumo de 1992, referidas a los días 3.8.92 y 11.8.92
que se analizan muestran ahora la presencia de dos picos diarios, el
primero entre las 11 y las 14 horas y el segundo entre las 20 y 22
horas. Esta situación ilustra sobre una mayor exigencia del servicio,
pues, para satisfacer el pico del mediodías, antes el sistema tenía un
tiempo largo de recuperación hasta la nueva exigencia que se presentaba
al día siguiente. Actualmente, al haber dos picos sólo quedan seis horas
para esa recuperación. Todos estos datos constituyen valiosísima
información para un correcto diagnóstico y propuesta de alternativas
para atender las nuevas exigencias que se están presentando y deben ser
atendidas.
1.5. Factor de carga - Corte de picos
Para aclarar ideas sobre este tema analicemos el Factor de Carga Año
(Fca) para el período 1991/1992, recordando que este factor está dado
por el consumo dividido por el máximo consumo diario respectivo y por
365.
AÑO CONSUMO ANUAL (m3) CONSUMO DIARIO (m3) Fca
1991 27.959.682 143.310 0,534
1992 (*) 28.742.553 144.056 0,546
(*) Estimado
Si tenemos en cuenta que el óptimo es Fca = 1, vemos la importancia de
tratar de corregir el fenómeno de estacionalidad procurando mejorar las
ventas de verano, por ejemplo, mediante contratos promocionales y para
uso industrial que pueden en estos casos utilizar sistemas duales o
incentivos específicos, por ejemplo, alentar el uso de la refrigeración
de aire por gas.
Veamos ahora el Factor de Carga Diario (Fcd), recordando que éste está
dado por la relación entre el consumo diario y el máximo horario por 24
horas.
Tenemos para el mismo período:
AÑO CONSUMO DIARIO (m3) CONSUMO MAXIMO (m3) Fcd
1991 143.310 12.561 0,48
1992 (*) 144.056 10.919 0,55
(*) Estimado
Habrá, pues, en 1992, una muy ligera recuperación del Fca poco
significativa. Es de todos modos, aconsejable seguir con atención la
evolución de las curvas de carga diaria, con sus picos horarios que son
los que comprometen a la red. La cuestión es, justamente, enfrentar esa
problemática futura. Las nuevas tecnologías permiten ya resolver el
problema de los picos horarios empleando criterios específicos que
tienden a "cortar los picos", utilizando para los casos en que se
distribuye gas natural, "plantas de peak-shaving" y para gas
manufacturado, tal el caso de Montevideo, las llamadas "plantas de
propano-aire".
1.6. Exigencias crecientes del servicio
Respecto al crecimiento de la demanda debe decirse que creció el 2,7%
promedio-año en el decenio 81/91 y 2,8% en el quinquenio 86/91. En
cuanto a los usuarios, el crecimiento fue del 1,4% promedio-año para el
decenio 81/91 y del 1% en el quinquenio 86/91. En lo que respecta al
consumo específico, es decir, el consumo promedio por usuario se nota
que creció el 14% para el período 81/91, con tendencia creciente, como
lo muestra la Figura Nº 1.6.
FIGURA N° 1.6.
CONSUMO PROMEDIO POR USUARIO
Período 1981/1991
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen electrónica del mismo"
Esto debe llevar a la reflexión que es de esperar que el consumo
promedio por usuario siga creciendo. A título referencial citamos que
en la ciudad de Buenos Aires, por ejemplo, que tiene un clima parecido,
el consumo promedio por usuario es de 937 metros cúbicos anuales de gas
de 9.300 Kcalorías (valor que también se cumple para el conglomerado
Capital Federal-Gran Buenos Aires), lo que da un consumo específico de
más de tres veces que el de Montevideo, si se tiene en cuenta la
diferencia de poder calorífico. En los Cuadros Nº 1.7. y 1.8. se ha
analizado lo expuesto.
CUADRO Nº 1.7.: SERIE HISTORICA DE CONSUMOS,
USUARIOS Y CONSUMO PROMEDIO - PERIODO 81/91
AÑO CONSUMO (mill. m3) USUARIOS CONSUMO PROMEDIO
81 21,33 39.001 547
82 21,11 38.942 542
83 21,63 39.313 550
84 23,08 40.322 572
85 23,76 41.658 570
86 24,35 42.678 571
87 25,40 42.928 592
88 26,30 42.636 603
89 26,03 44.179 589
90 27,30 44.618 612
91 27,96 44.776 624
<2>CUADRO Nº 1.8.: CRECIMIENTO ANUAL PROMEDIO DE LA DEMANDA, USUARIOS Y
CONSUMO ESPECIFICO
PERIODO DEMANDA USUARIOS CONSUMO PROMEDIO
Decenio 81/91 2,7 1,4 1,3
Quinquenio 86/91 2,8 1,0 1,8
Como puede verse, el crecimiento porcentual de la demanda anual se
sostuvo en el quinquenio 86/91, a pesar de que fue menor el crecimiento
del número de usuarios. Se concluye que el sostenimiento señalado fue
posible gracias al importante aumento registrado en el consumo promedio
que fue del 1,8% para el período 86/91, mientras que había sido menor
al 1% para el período 81/86.
Esto muestra claramente que las exigencias del servicio irán estando
cada vez más comprometidas, no sólo por la incorporación de usuarios
sino por la atención de los clientes ya establecidos que, año a año,
solicitan mayores caudales, cifra por otra parte que puede crecer
considerablemente si se tiene en cuenta que el consumo específico, es
decir, el consumo promedio anual por usuario está todavía muy por debajo
de los valores que razonablemente pueden ser alcanzados y que tenderá
a crecer más si las expectativas de los clientes respecto a la
confiabilidad del servicio siguen consolidándose, ya que la tendencia
actual lo está mostrando.
La Figura Nº 1.6. citada ilustra sobre el crecimiento registrado en el
consumo específico o consumo promedio usuario-año para el período 81/91.
Si analizamos los valores registrados observamos que este indicador
muestra un crecimiento sostenido para los últimos tres años y creciente
en los dos quinquenios, 81/86 y 86/91, si bien no con la misma
intensidad. En efecto, en el período 81/86, el crecimeinto fue del 0,8%,
mientras que en el período 86/91, es decir, el más reciente, el
crecimiento fue de mucha mayor importancia, puesto que creció el 1,8%.
En rigor, el consumo específico debería analizarse tomando en
consideración las diferentes categorías de usuarios, habiéndose de todos
modos aceptado esta simplificación en razón de la escasa modificación
que implica esa corrección en las conclusiones arribadas.
En definitiva, la situación actual muestra que las instalaciones
existentes se encuentran en un estado límite en cuanto a satisfacer las
necesidades del consumo de los clientes ya incorporados. Esto en razón
del crecimiento del consumo específico ya señalado y también a que, aún
sin expandir la red a nuevas zonas, se da la situación dentro del área
establecida, de incorporación permanente de clientes que empujan hacia
arriba la curva anual de consumo y aumentan los picos diarios con mayor
intensidad por efecto de la calefacción, calentadores de agua, etc. que
ha ido mostrando, año a año, una mayor participación e influencia.
El análisis pasa, pues, por estudiar el estado actual de las
instalaciones es decir, producción, almacenaje y distribución con sus
aspectos asociados es decir, almacenaje de líquido para la fabricación
del gas, movimiento diario de camiones, capacidad de las estaciones de
regulación de presión, aspectos técnicos de las instalaciones de
producción y comprensión, etc.
No puede escapar a esta síntesis de la situación actual el hecho de
que, al presente, la red existente abastece al centro de Montevideo y
algunos barrios aledaños, tal el caso de Aguada, Reducto, Prado, Parque
Rodó, Punta Carretas, Parque Batlle y gran parte de Pocitos. Cuando se
diseñó el sistema, seguramente por la configuración que presenta la red,
se pensó que el desarrollo habitacional se producirá hacia el oeste,
donde están los barrios Capurro, Belvedere y Cerro, lo que motivó que
las líneas de abastecimiento se extendieran hacia allí.
Ha sucedido, sin embargo, que el crecimiento habitacional se produjo
en otro sentido, cubriendo con edificios de gran calidad edilicia y
capacidad de ocupación los barrios de Punta Carretas, Malvin, Punta
Gorda y Carrasco, que no cuentan con red de distribución, siendo todos
ellos importantes consumidores potenciales.
En la actualidad, el servicio se cumple en base a un gran esfuerzo
operativo, registrándose algunos problemas de baja presión en punta de
red. Esto evidencia que el tema principal está planteado en el hecho ya
comentado de que la presión de la demanda de los clientes actuales está
llevando al sistema a un compromiso cada vez más serio en cuanto a la
necesidad de asegurar la prestación del eficiente servicio que la
Compañía del Gas tiene como norma establecida. Al mismo tiempo se
presenta, a su vez, la necesidad imperiosa de que el servicio se siga
prestando en los standards de seguridad operativa a que está obligada.
Estas dos condiciones, es decir, presión de la demanda creciente
provocada por los consumidores ya incorporados, o sea, los usuarios
actuales del sistema (por otro lado, vecinos de la ciudad, industriales,
comerciantes, centros de asistencia, etc.) y la obligatoriedad de
mantener standards internacionales de seguridad operativa, unidos a la
presión de la demanda potencial que ejercen industriales que prefieren
utilizar gas por razones técnicas y consumidores domésticos a los que,
encontrándose en el área de influencia de la red, no se les puede negar
un servicio que satisfaga sus requerimientos, hace necesaria la
estructuración de un programa que tome en consideración estos factores
y permita, en base a un diagnóstico objetivo de la situación actual,
establecer vías de acción inmediata.
Será también una premisa de partida que las inversiones que se realicen
con miras a garantizar la seguridad operativa del sistema y dar
cumplimiento a la demanda creciente de los actuales clientes sean
aprovechables, si en el futuro se tomara la decisión de expandir el
servicio a áreas todavía no atendidas. Esta perspectiva no puede dejar
de considerarse en atención a la experiencia mundial que muestra que el
gas está tomando cada vez más participación en la solución de las
necesidades energéticas de los grandes centros urbanos, tal el caso de
la ciudad de Montevideo.
ANEXOS
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2. SISTEMA TECNICO - OPERATIVO
2.1. Descripción General
Tal como se muestra en la Figura Nº 2.1., el sistema operativo está
compuesto por:
a) Planta de producción de gas
b) Gasómetros de almacenaje
c) Planta de compresión
d) Sistema de distribución
Si bien cada una de las partes descriptas constituyen en conjunto un
sistema, por razones metodológicas y con el objeto final de evaluar su
estado actual de situación se procederá a realizar un primer análisis
separando cada una de ellas como unidades funcionales y estableciendo
al mismo tiempo, las interrelaciones que las vinculan. Esto resulta
imprescindible por cuanto la antigüedad de estas partes difiere entre
sí y, también, difiere su estado de conservación, eficiencia operativa
y nivel tecnológico en comparación con equipos y materiales que
actualmente son de aplicación en la atención de servicios de
distribución de gas manufacturado similares al presente. Se ha tenido
en cuenta en este análisis que toda modificación o desafectación incide
necesariamente en el esquema global.
Esto ha llevado a establecer que, analizando el sistema, la decisión
de efectuar cualquier modificación basada fundamentalmente en razones
de seguridad operativa, implica la necesidad de plantear al mismo tiempo
soluciones que, con mínimo costo, aseguren el funcionamiento operativo
sin interrupciones y a un nivel de mayor confiabilidad.
SISTEMA OPERATIVO
=================
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2.2. Planta de Producción de Gas
Se trata de una planta de origen francés construída en 1977 por "Le Gaz
Intregral de France", destinada a la producción de gas manufacturado por
cracking catalítico. Está instalada en la Rambla Sur, dentro del mismo
predio en que antiguamente se encontraba emplazada la primitiva planta
de gas, que funcionaba en base a carbón.
Esta planta tiene una producción diaria máxima de 220.000 m3 de gas de
4.300 calorías, que se produce en base a nafta, como quedó explicado.
Esta producción puede ser obtenida haciendo funcionar dos líneas de
110.000 m3 cada una. Esta líneas pueden funcionar en forma simultánea
o no, según se establezca. Así es que cuando las exigencias del servicio
lo permiten y el almacenaje está cubierto, se trabaja con una sola
unidad, estando la otra parada. Por razones de mejor operación, ambas
líneas se mantienen, en general, en condiciones operativas de rápida
entrada en servicio. Así es que, cuando el consumo es muy bajo ambas
líneas son utilizadas alternadamente para evitar el tiempo de
precalentamiento, que puede ser muy prolongado si se las deja enfriar
totalmente.
Hemos visto que las necesidades del consumo de la red alcanzaron el día
1.8.91, un consumo diario de 143.310 m3, con un pico horario que se
produjo a las 13 horas de 11.497 m3. El 13 de junio de ese mismo año se
había producido un pico mayor, ya que alcanzó los 12.561 m3 a las 12
horas. Estos picos superan la capacidad de producción horaria de ambas
líneas, que pueden dar un promedio de 4.296 m3 cada una, o sea, unos
8.592 m3 trabajando ambas líneas.
Vemos que para el valor diario no habría problemas trabajando ambas
líneas, para las necesidades actuales, pero debe destacarse que esto
resulta preocupante por cuanto una sola línea no es capaz de atender las
necesidades del servicio. Lo correcto en este tipo de proceso es que una
línea sea capaz de atender todo el servicio y la otra quede como
reserva, situación que no se da en este caso.
Una situación similar se repite en cuanto a la atención de pico
horario. Podemos observar que las necesidades de los días apuntados, es
decir, 11.497 m3/hora y 12.561 m3/hora, exceden en mucho las
posibilidades de una línea en producción que es, como se dijo, en
promedio de 4.292 m3/hora. Aún las dos líneas funcionando, sin reserva
operativa, tampoco pueden atender las necesidades de los picos horarios,
lo que se resuelve recurriendo a los gasómetros. La preocupación está,
como se explicará más adelante, por el estado deficiente en que se
encuentra el Gasómetro Nº 5 y en la inconveniencia de operar la planta
sin reserva.
Esencialmente y tal como se muestra en la Figura Nº 2.2., la planta
consta de cinco partes principales, que son:
1) Torre de calentamiento
2) Torre de cracking
3) Caldera recuperadora
4) Torre de refrigeración
5) Torre de enriquecimiento
Si bien las dos líneas son independientes, existen algunas partes
comunes, lo que constituye un aspecto que debe tomarse en consideración,
ya que la afectación de alguna de estas partes comunes puede dejar fuera
de servicio simultáneamente a las dos líneas.
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En cuanto a los equipos auxiliares, los más importantes son: 1) Tanques
de almacenaje de nafta; 2) Decantador de agua de mar para enfriamiento;
3) Tratamiento de agua potable para alimentación de caldera; 4) Red de
incendio; 5) Circuito de aire para alimentar la fase de calefacción; 6)
Circuito de vapor para la fase de producción; 7) Circuito de nafta para
calefacción, producción y enriquecimiento; 8) Circuito hidraúlico para
el accionamiento de válvulas de proceso; 9) Grupo electrógeno para
alimentación de la planta en caso de corte de energía externa; 10)
Sistema de instrumentación y automatización y 11) Circuitos varios.
El funcionamiento de la planta es totalmente automático. Dispone de un
control electrónico hidráulico, dirigido desde una consola de comando
que regula y controla todas las operaciones de la planta, alertando
mediante señales sonoras y lumínicas sobre cualquier desperfecto. Cuando
esto resulta imprescindible, detiene automáticamente el proceso.
Como el funcionamiento tiene carácter cíclico, la producción de gas se
realiza según una secuencia de fases operativas, resultando de interés
señalar que esta característica de producción hace que el gas obtenido
no pueda ser enviado directamente a la red para el consumo, necesitando
un período de homogeneización antes de llegar al consumidor, lo que se
materializa durante el transporte hacia el gasómetro y en el gasómetro
mismo, lo que ocurre en razón de las causas que se explicarán.
En líneas generales, hay tres etapas de producción bien definidas y que
son Ciclo de calentamiento, ciclo de cracking y ciclo de
enriquecimiento. Durante el ciclo de calentamiento, la planta es
calentada preparándose para el ciclo siguiente que es el de producción
de gas, para el que es necesario un rango de temperatura que es
alcanzado en la etapa de calentamiento. Con posterioridad, el gas
craqueado de bajo poder calorífico es enriquecido al valor establecido
para su comercialización, llevándolo a 4.300 cal/m3.
Yendo a un mayor detalle, diremos que el proceso se cumple en ocho
fases, en las que como veremos, algunas se refieren a purgas que
resultan necesarias para no mezclar el aire con gas residual, lo que
tiene como objeto evitar la posible formación de mezclas explosivas.
Todas las purgas a circuito cerrado se envían a gasómetro. La duración
del ciclo operativo completo, es decir, de las ocho fases es de dos
minutos.
Antes de pasar a describir la actividad propia de cada fase, diremos
que con una línea funcionando, el gas ingresa al gasómetro durante las
fases 7, 8, 1 y 2, con duración de 1 minuto. Luego sobrevienen las fases
3,4, 5 y 6, que son de calentamiento y que duran también 1 minuto. Así
pues, funcionando una sola línea, la producción es intermitente,
debiéndose aclarar que esto no ocurre cuando se hace funcionar las dos
líneas, ya que la operación se programa de modo que el caudal producido
sea constante. Por razones operativas es frecuente que funcione una sola
línea, por lo que el problema de la intermitencia de producción debe ser
tenido en cuenta con mucha atención. Otro aspecto es el de las salidas
de servicios por mantenimiento y no olvidar la conveniencia de plantear
un sistema operativo en el que exista siempre una alternativa de
reserva.
Por lo expuesto, la producción no es enviada a la red, sino que la
planta está necesariamente conectada con el almacenaje, el que, en
consecuencia, debe tener capacidad adecuada a las necesidades operativas
que plantean simultáneamente la producción y el consumo. Todo esto en
razón de que los caudales de producción no coinciden con los de
consumo, momento a momento. Está también el tema de la falta de
homogeneidad que tiene su origen en que durante las fases de producción,
el producto que se va obteniendo posee composición muy variable.
Pasemos ahora a analizar el proceso considerando cada fase en
particular.
1) Fase de purga de aire: Se viene de un ciclo de producción, por lo
tanto hay que purgar todo el sistema, lo que se hace inyectando aire en
la parte superior de la torre de calentamiento. Estando la chimenea
cerrada, se barren todos los gases presentes a gasómetro.
2) Fase de calentamiento cerrado: Manteniendo el aire de la fase 1),
se inyecta también por la parte superior de la torre de calentamiento,
nafta pobre (8 a 10 litros/minuto), que viene del separador agua/nafta.
Esta nafta es quemada junto con el aire en la entrada de la torre de
calentamiento donde existe un quemador a estos fines. Se forman así
gases de combustión que son mandados a gasómetro, ya que la chimenea
sigue cerrada. Los gases, en su transporte, tienen como objetivo ralizar
un barrido de los gases producidos en las fases anteriores.
3) Fase de calentamiento abierto: Se inyecta en el mismo lugar de la
fase 2), aire y nafta en proporciones mayores con el objeto de: a)
Calentamiento del lecho catalítico ubicado en la cabeza de la torre de
cracking b) Oxidación del catalizador; c) Calentamiento del apilamiento
refractario ubicado en la parte inferior de la torre de calentamiento
y d) Producción de vapor en la caldera de recuperación para ser
utilizado en las fases siguientes.
El catalizador mencionado es de óxido de níquel inserto en una matriz
de silico aluminato. El porcentaje de óxido de níquel tiene relación con
la marca empleada, pero en general, varía entre un 7% y un 12%. El óxido
de níquel cataliza la reacción y también participa reduciéndose a níquel
metálico.
A causa de esto el catalizador se reduce en la fase de producción,
oxidándose en la de calentamiento. Su duración es del orden de los dos
a tres años, importando mucho su estado en los niveles de producción.
En el lecho catalítico (torre de cracking) se producen una serie de
reacciones químicas que consisten, en general, en la producción de la
rotura de la cadena carbonada y en producir gas de agua (hidrógeno y
monóxido de carbono). Al producirse la ruptura de la cadena carbonada
(molécula de nafta) se producen varios compuestos gaseosos, como
monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), etano
(C2H6), etc. O sea:
CnHn = vapor de agua + H2, CO, CO2, etc.
La relación de pesos en la materia prima oscila alrededor de 5,2 (C/H).
En cuanto a la relación vapor/nafta (w/w), está en el proceso utilizado
en el orden de 1,7 a 1,8.
La combustión de la nafta eleva la temperatura del material refractario
interior a unos 1.000 ºC, al pasar los gases de combustión hacia la
torre de cracking le comunican al catalizador la temperatura apropiada
para la reacción, que es de unos 820 ºC, siguiendo su curso produciendo
vapor como quedó explicado, en la caldera de recuperación y saliendo por
la chimenea a unos 280 ºC.
4) Fase de purga de aire: Se interrumpe la entrada de nafta, dejándose
constante la entrada de aire, ahora a chimenea abierta, luego el aire
barre los gases interiores hacia la atmósfera.
5) Fase de purga de vapor: Se inyecta ahora vapor en la torre de
calentamiento, inmediatamente arriba del apilamiento refractario (mitad
de torre. El vapor cumple la misma función que el aire en la fase anterior, pero tiene el objetivo de eliminar todo el aire interior para evitar la posible formación de mezclas explosivas.
6) Fase purga de vapor: Tiene como objetivo el purgado de todo el
sistema, inclusive los equipos localizados después de la válvula de
chimenea. Esto se realiza a chimenea cerrada.
7) Fase de producción y enriquecimiento: Se inicia aprovechando la
entrada de vapor de la fase anterior e inyectando nafta pobre en el
túnel que une las torres de calentamiento y cracking. El vapor entrante
es sobrecalentado en el apilamiento refractario y arrastra con su flujo
a la nafta pobre hacia el lecho catalítico.
En el catalizador se produce el craqueo de la nafta y la formación del
gas de agua, reacciones endotérmicas que reducen la temperatura del
lecho. Los gases de cracking emergentes del lecho catalítico, con una
temperatura aproximada de 770 ºC, pasan por el intercambiador o caldera
de recuperación produciendo más vapor, los gases salen a 260 ºC y son
mandados a la torre de enfriamiento, en la cual ingresan en la parte
inferior mediante una campana invertida sumergida en un sello de agua.
La corriente gaseosa asciende por la torre y encuentra a contra
corriente agua de mar pulverizada, la que disminuye la temperatura de
la mezcla gaseosa hasta unos 30 ºC.
Esta mezcla gaseosa tiene luego dos caminos a seguir, ir directamente
a los gasómetros o pasar por una última torre de enriquecimiento. El
objetivo de esta última es elevar el poder calorífico de la mezcla
gaseosa, lo que hace inyectándole nafta a contra corriente. Lo que se
procura es tener un poder calorífico constante a la salida.
La nafta que se inyecta en este sitio es rica, tal cual viene del
depósito. La parte más volátil de nafta es evaporada por el gas y
arrastrada hacia gasómetros, mientras que la nafta que se satura en agua
cae al fondo de la torre de enriquecimiento y es recogida en un
separador para quitarle el agua y aprovecharla en la fase de producción
y calentamiento. A esta nafta la hemos denominado nafta pobre.
8) Fase de purga de vapor cerrada: En esta fase se interrumpe el flujo
de nafta pobre y se purga todo el sistema con vapor.
En síntesis, terminado el proceso de producción se obtiene un gas cuyas
características se han detallado en el Cuadro Nº 1.3. y cuyos
principales componentes son el H2 (55%), el CO (17%) y C1 a C7 (9,7%),
con un poder calorífico superior de 4.300 cal/m3, 0,6 de densidad
relativa al aire y un Indice de Wobbe de 5.550 cal/m3. Como el gas
obtenido es inodoro se lo odoriza antes de su entrada al gasómetro.
En cuanto a los requerimientos de aire, gasolina y vapor por ciclo y
caraterísticas de funcionamiento, se tiene:
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En cuanto a la necesidad de energía eléctrica, los consumos son del
orden de 27 a 35 Kw por cada 1.000 metros cúbicos de gas producido. La
variación apuntada tiene su origen en los distintos requerimientos en
función del nivel de producción de gas que, como sabemos, varía de
manera importante en los períodos verano-invierno.
Se agregan en Anexo características técnicas del equipamiento
correspondiente a los circuitos de enfriamiento, pileta de decantación
de agua de mar, torre de enfriamiento, circuito de nafta y su
almacenamiento, circuito de agua para caldera, sistema de provisión de
aire, etc.
2.3. Gasómetros de Almacenaje
En la actualidad se cuenta, como quedó expresado, con dos gasómetros
denominados Nº 5 y Nº 6, que tienen respectivamente las características
que se detallan en el Cuadro Nº 2.1
CUADRO Nº 2.1.: CARACTERISTICAS DE LOS
GASOMETROS
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En un sistema operativo de este tipo en que se produce y distribuye gas
manufacturado, la necesidad de almacenaje intermedio entre ambas etapas
(producción y distribución), surge de que no existe sincronización
permanente entre la cantidad de gas que exige el consumo y la que se
produce en planta. En efecto, el consumo es variable según curvas
características que, como vimos, tienen picos horarios y éstos a su vez
están influídos por la estacionalidad. Así pues, la capacidad de
almacenaje necesario surge de un cuidadoso análisis de esas curvas, sin
dejar de tener en cuenta que existen otros factores operativos de
fundamental importancia.
Hemos visto que las necesidades de consumo de la red alcanzaron el
1.8.91 el nivel de 143.310 metros cúbicos, con un consumo pico horario
máximo de 11.497 m3. Ya vimos que conviene reflexionar respecto a que
en lo que hace al valor día no existen problemas si operan ambas líneas,
pero sí los hay cuando por razones imprevistas, una de las dos líneas
sale de servicio, ya que para una necesidad del orden de 150.000 m3/días
actuales y, podríamos hablar de 160.000 m3/día a corto plazo, la
capacidad de una sola línes es insuficiente. Ambas, trabajando al 100%,
podrían producir teóricamente 220.000 m3/día y, en la práctica,
alrededor de 205.000 m3/día, lo que satisfacería las necesidades del
consumo, pero hay que tener en cuenta que este criterio es muy riesgoso,
además de no ser aplicable en forma permanente por razones obligadas de
mantenimiento.
Vemos, por lo expuesto, que está planteada la necesidad de realizar un
cuidadoso análisis de la capacidad de producción de la planta, tanto
diario como horario y su relación con la capacidad de almacenaje, ya que
no siendo posible enviar directamente el gas producido a la red, se debe
contar en todo momento con capacidad de gasómetro de modo que el manejo
operativo tenga la eficiencia adecuada, todo esto a su vez en el marco
que le va imponiendo, hora a hora, el consumo.
CUADRO N° 2.2.: VARIACION DE STOCK EN GASOMETROS DÍA 1.8.91 (m3)
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A estos fines, debe comenzarse el servicio a la mañana con suficiente
cantidad de gas almacenado, el que debe estar acorde con las necesidades
del día. Recordemos que éstas son diferentes para las distintas épocas
del año. La capacidad de almacenaje debe permitir librar los faltantes
que pide el consumo y aceptar los excedentes de producción, hora a hora.
Existe un requisito adicional y que es contar con almacenaje de reserva
para el caso que se presente algún problema en las líneas de producción
y la planta saliera fuera de servicio. Puede darse el caso, dado que
existen sistemas comunes a ambas, como ya se explicó, que toda la planta
dejara de operar por un período de tiempo variable con la dificultad
ocurrida. Otra razón es que los gasómetros en servicio no pueden ser
vaciados totalmente por razones de estabilidad estructural.
Analicemos a título ilustrativo las variaciones de stock del día
1.8.91, al que nos estamos refiriendo por las razones ya explicadas.
Según datos señalados en el Cuadro Nº 2.2., vemos que el almacenaje ese
día tuvo un máximo de 57.909 m3 que se registró a las 7 de la mañana y
un mínimo de 41.428 m3 que se registró a las 15 horas, todo lo cual
determinó una máxima variación de stock de 16.481 m3 (57.909 - 41.428
= 16.481). Esto muestra una operación aparentemente cómoda, pues estuvo
en el momento de menor almacenaje, es decir, a las 15 horas, con
capacidad de respuesta todavía para algo más de tres horas para el caso
de que hubiera salido la planta totalmente de servicio y se partiera de
la hipótesis de que en todo momento se debería operar con un stock
mínimo de reserva de 15.000 m3.
Sin embargo, acá también corresponde realizar un análisis más
cuidadoso, lo que nos lleva a reflexionar que ese tiempor es muy corto
para asegurar la reposición del servicio y, además, preguntarnos cuál
sería la situacón de emergencia operativa para el caso de que cualquiera
de los dos gasómetros pudiera quedar fuera de servicio imprevistamente.
Consideramos también de interés observar que si se contara con reserva
operativa de producción resultaría posible operar en márgenes de
confiabilidad aceptables el sistema, estando fuera de servicio el
Gasómetro Nº 5 y el Nº 6 en actividad. Lo inverso no es posible, lo que
se analiza luego en más profundidad.
Volviendo a los aspectos técnicos de la instalación vemos que por la
forma de operar la planta ya descripta, la misma está interconectada a
la red previa intervención de los gasómetros, lo que se efectúa mediante
una línea de 600 mm. de diámetro. Desde los gasómetros y tal como se
observa en el esquema agregado en Anexo, salen dos derivaciones, una de
ellas, pasando por los gobernadores de planta (1, 2 y 3), alimenta a la
red de baja y la otra interconecta con la sala de compresores, con el
objeto de adecuar la presión de almacenaje a la necesaria para el
funcionamiento de los alimentadores de media y alta presión.
Así pues, los reguladores 1, 2 y 3 mencionados tienen la misión de
regular la presión de los gasómetros a la del servicio de baja, con el
que conectan en razón de que los gasómetros tiene una presión variable
entre ciertos límites que justamente es función de su estado de llenado.
Cuando se da el caso de que los gasómetros se encuentran en su parte
baja, la presión de almacenaje es insuficiente para alimentar la red
pasando por los gobernadores mencionados (4,5 a 5,5 pulgadas de columna
de agua).
En estos casos, la operación ya no se realiza bajando la presión sino
aumentándola, lo que se logra poniendo en marcha los compresores
existentes en la sala de máquinas para este efecto, a los que ya nos
referimos. La presión se eleva a 44 pulgadas de columna de agua y ahora
sí los gobernadores la adecuan a la que reclama el consumo de baja.
Recordemos que el gas puede provenir de cualquiera de los dos
gasómetros, pero no directamente de la planta.
Como sistema contra incendio se cuenta con una red de agua presurizada
que permite bombear 120 m3/hora a una presión de 5 Kg/cm2, la que
posibilita mojar toda la superficie externa, incluída la cúpula. El agua
es tomada directamente del depósito mismo con que opera el gasómetro
normalmente para los cierres hidraúlicos, el que dispone de un
almacenaje de 14.000 metros cúbicos. Está previsto también que ante
emergencias se requiera la acción de los bomberos, los que pueden operar
utilizando hidrantes existentes alrededor del gasómetro y como
alternativa emplear el agua del Río de la Plata, que se encuentra a
escasos 100 metros.
Se agregan en Anexo planos de los terrenos de localización de los
gasómetros con su ubicación en los mismos y fotografías actuales que
muestran aspectos de su emplazamiento en relación con el ámbito
habitacional lindante.
2.4. Planta de Compresión
Tiene como función comprimir el gas almacenado en los gasómetros a una
presión comprendida entre 4,5 y 10,5 pulgadas de columna y alimentar a
la red de baja a través de las líneas de alimentación de alta y media,
que operan a presiones mayores, como se explicará oportunamente.
Para la compresión de alta se dispone en la actualidad de dos
compresores tipo Roots de 3.000 m3/hora cada uno, accionado con motores
eléctricos de 220 HP. Está a punto de habilitarse un tercer equipo de
idénticas características para actuar como reserva. Se tiene, pues, una
capacidad de bombeo para el sistema de alta de 6.000 m3/hora y 3.000
m3/hora de reserva y una potencia instalada en motores eléctricos para
su accionamiento de 660 HP.
Estos equipos posibilitan el bombeo de gas desde los gasómetros hacia
la red de baja, pasando por la línea alimentadora de alta presión y
luego por los gobernadores correspondientes desde una presión mínima de
almacenaje de 4,5 pulgadas de columna de agua hasta 1,2 Kg/cm2.
Para la red de media presión se utilizan dos compresores centrífugos,
aptos para bombear un volumen máximo de 12.700 m3/hora, con una máxima
presión diferencial de 152 milibar y una velocidad máxima de 3.650 rpm.
accionado por motor Diesel de 150 HP, mediante una caja de engranajes
necesaria para aumentar la velocidad del Diesel que opera a 600 rpm, al
compresor (Booster centrífugo tipo Rateau). Para los rangos operativos
en que normalmente opera esta red, es decir, 4,5/10,5 a 44 pulgadas de
columna de agua, el caudal máximo bombeado está en el orden de los 6.000
m3/hora.
En cuanto a los equipos auxiliares se cuenta con recipiente de aire
para almacenar aire comprimido que es necesario para arrancar los
motores Diesel (capacidad 0,31 m3; presión de trabajo 24 kg/cm2,
compresor de aire de emergencia accionado a nafta, bomba de agua para
circulación de agua de enfriamiento a los compresores (capacidad 3.150
1/hora, accionado por motor eléctrico de 1HP) y equipo electrógeno de
880 KVA, apto para la operación normal de la planta en caso de corte de
energía exterior.
En el Cuadro Nº 2.3. se resumen las características de los equipos de
compresión mencionados.
CUADRO Nº 2.3.: CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS DE
COMPRESION
ITEM ALTA MEDIA
Compresores 3 de 220 HP c/u 2 de 125 HP c/u
Tipo Roots Centrífugo
Pa 15" col. H2O 15" col. H2O
Pd 1,2 Kg/cm2 44" col. H2O
Qu 3.000 m3 3.000 m3
Qt 9.000 m3 6.000 m3
Accionamiento motor eléctrico motor Diesel
2.5 Sistema de Distribución
El sistema de distribución está compuesto por las líneas de
alimentación a la red, los gobernadores y la red de distribución
propiamente dicha. Como se explicó, el gas es obtenido en la planta de
producción y enviado desde allí a los gasómetros de almacenaje, desde
donde se dirige hacia la red de distribución, pasando parte por la sala
de compresión y parte directamente a través de los gobernadores de
planta. La distribución a los usuarios se realiza en baja presión, por
esta razón los mismos están conectados directamente a la red.
La presión de suministro, que es de 3 a 8 pulgadas de columna de agua,
se obtiene en base a los gobernadores, distribuídos estratégicamente,
los que a su vez son abastecidos con alimentadores de media presión que
operan a 44 pulgadas de columna de agua y de alta presión que operan a
1,2 Kg/cm2. Por esta razón, los gobernadores de media regulan la presión
del gas de 44 pulgadas de columna de agua a 8 pulgadas y los de alta de
1,2 Kg/cm2 también a 8 pulgadas de columna de agua.
En cuanto a los gobernadores diremos que están instalados en cámaras
subterráneas, con excepción de los de planta (1, 2 y 3) y en forma
individual con excepción de los denominados "Acevedo Díaz" y
"Maldonado", que están los dos en una sola cámara.
Los gobernadores correspondientes al alimentador de alta fueron
instalados en 1948 y los de media unos años antes, no habiendo sido
renovados. Tienen la particularidad de trabajar alimentado a la zona de
red a la que están designados en forma unitaria, disponiendo eso sí de
un by-pass manual externo a la cámara que posibilita mantener la
operación ante cualquier causa que se produzca o requiera su puesta
fuera de servicio.
En el Cuadro Nº 2.4. se dan detalles de la localización de los
gobernadores, la numeración que se les tiene asignada en relación con
su posición en la red, los caudales pico horario indicados son con los
que operan abasteciendo a la red. Se señalan también en ese cuadro datos
técnicos de diámetro y caudales máximos de diseño. Todos los
gobernadores (excepto los de planta) instalados fueron construídos por
"The Bryan Donkin Co. Ltda." Se agrega en Anexo esquema de
funcionamiento y conexionado.
Si observamos los caudales con que operan en los picos, vemos que el
sistema de alta llegó a entregar 6.362 m3/h, el de media 5.407 m3/h y
el de baja 1.039 m3/h, lo que totaliza 13.808 m3/h valores estos que
fueron extrapolados de los picos parciales que se sabe se cumplen en
intervalos de las horas picos, en las que el valor es algo menor
(valores estimados por cuanto no existen medidores en las cámaras).
Se ve también que todos estos reguladores tienen caudales máximos de
diseño muy superiores, lo que da una idea de que la capacidad operativa
de los mismos es amplia, si bien están equipados con aparatos de gran
antigüedad que exigen un permanente mantenimiento.
CUADRO N° 2.4.: CARACTERISTICAS DE LOS GOBERNADORES
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En Anexo se agregan además esquemas con la configuración de todo el
sistema donde se ilustra el área abastecida y la ubicación de los
alimentadores de alta y media presión y gobernadores. El esquema de la
configuración del sistema permite observar el criterio seguido en su
diseño original y la situación actual en cuanto a expectativas de
crecimiento.
En los Cuadros siguientes se resumen características de las presiones
operativas del sistema de distribución, la extensión del mismo
discriminando las longitudes por tipo de cañería en cuanto a diámetro
y material, con aclaración respecto a la parte correspondiente a
alimentadores, red de baja y servicios.
CUADRO N° 2.5.: PRESIONES OPERATIVAS DEL
SISTEMA DE DISTRIBUCION
PARTE PRESION
- Red de Baja 3" a 8" de col. H2O
- Alimentador de
media presión 44" de col. H2O
- Alimentador de
alta presión 1,2, Kg/cm2
- Gobernadores de
media 44" a 8" de col. H2O
- Gobernadores de
alta 1,2 Kg/cm2 a 8" de col. de H2O
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2.6. OBSERVACIONES
Todo lo expuesto respecto al sistema técnico -operativo nos lleva a
reflexionar sobre la necesidad de realizar un replanteo de la
metodología funcional actualmente aplicada, en la que se contemple en
principio la necesidad de dar solución a la falta de reserva operativa
que existe, por ejemplo, en la producción y el almacenaje.
En efecto, en la actualidad en razón de que una sola línea de
producción no está en condiciones de satisfacer la demanda diaria, debe
recurrirse, como vimos, durante parte del día al empleo también de la
otra línea, con lo que el sistema trabaja en esos momentos sin reserva
de producción, lo que no es conveniente.
Algo similar ocurre con los gasómetros donde, si bien los dos se
encuentran en operación, el estado que presenta el Nº 5 obliga a
reflexionar sobre su urgente puesta fuera de servicio para su
reparación, con lo que debería plantearse una rutina operativa que no
exigiera su apoyo. Al mismo tiempo, si bien el Gasómetro Nº 6 está en
buenas condiciones, no puede considerárselo por siempre como única
garantía de almacenaje, debiendo el mismo ser sometido a los trabajos
periódicos de mantenimiento e inspección, tal como es de práctica, lo
que en los momentos actuales no es posible por no ser totalmente
confiable el Nº 5, como quedó largamente explicado.
Se trata, pues, de estudiar en primer lugar y con urgencia,
alternativas que permitan resolver el problema de la falta de reserva
operativa en la producción y el almacenaje. Con la operativa actual, por
otra parte, como vimos, no pueden satisfacerse los picos horarios ni aún
trabajando con las dos líneas de producción de gas simultáneamente, sin
recurrrir a una participación exigente de los gasómetros. La expectativa
futura es que esta situación lentamente vaya agravándose en razón de que
los picos horarios son cada vez mayores y además más cercanos en
periodicidad. Recordemos que existen ahora dos picos diarios y no uno
como era tradicional. El segundo pico es un importante compromiso para
el almacenamiento en los casos en que la planta sale fuera de servicio.
Una revisión del esquema técnico como estamos realizando no puede pasar
por alto tampoco algunos problemas de la red en cuanto a su capacidad
de transporte, sobre todo en las zonas más alejadas y la necesidad de
alternativas operativas que permitan mantener el servicio ante el
eventual caso de averías, cuya probabilidad fáctica no puede dejar de
ser tomada en consideración.
En cuanto al trazado del alimentador de alta vemos que es de diseño
conceptualmente radial y el de media lineal. En ambos casos debe
señalarse la desventaja que presentan respecto a los diseños del tipo
anillado o mallado. Esto lleva también a observar el funcionamiento de
los gobernadores, donde vemos que al salir cualquier de ellos de
servicio pueden producirse problemas de abastecimiento a la zona donde
están instalados, ya que no disponen de operativa de acción automática.
Otra cuestión a destacar en este sentido es la falta de elementos de
medición que posibiliten el control de los caudales regulados y
entregados a la red, lo que es de suma importancia para el balance
operativo del sistema.
En síntesis, en general es observable la necesidad de contar con
equipamiento adicional a definir, que posibilite que las diversas
funciones que deben ser cumplidas por el sistema técnico-operativo,
posean en cada caso márgenes de reserva adecuados y puesta en servicio
en forma automática, evitando la necesidad de efectuar maniobras
manuales que, en general, no pueden ser materializadas en los momentos
mismos en que se plantea la necesidad.
ANEXO
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3. ESTADO DE FUNCIONAMIENTO DE LAS INSTALACIONES
3.1. Planta de Proceso
El estado general de conservación de la planta es bueno, siendo uno de
los aspectos centrales de la eficiencia de su operación el estado del
lecho catalítico (catalizador), el que debe serremovido con una
periodicidad no mayor de dos años, correspondiendo una carga para cada
línea. Importa también el estado de conservación del material
refractario, el que exige un mantenimiento anual, debiéndose efectuar
en esas ocasiones el recambio de las piezas deterioradas. La información
disponible al respecto permite concluir que estos trabajos se vienen
realizando regularmente.
Tal vez el problema más importante que presenta la planta no está
relacionado en forma fundamental con el estado de conservación que, como
se dijo, es correcto, sino con su retraso tecnológico por pertenecer su
diseño a una concepción de más de una década, ya superada en muchos
aspectos. Por esta razón ya empiezan a notarse dificultades para la
obtención de algunos repuestos. Todo esto lleva a la necesidad de
efectuar una adaptación acorde con las disponibilidades de nuevos
sistemas de comandos y controles, parte de lo cual ya se está
realizando.
También se está buscando mejorar la eficiencia centrando la atención
en la eliminación de pérdidas de calor mediante el mejoramiento de la
aislación y otras cuestiones. Por ejemplo, ya se ha resuelto el problema
de paros originados en defectos de llama, lo que se consiguió
intercalando filtros en las corrientes de gas y aire que alimentan al
quemador piloto, con lo que se evita que el aceite que era arrastrado
desde los compresores falseara el control de detección de llama.
Otro problema encarado es el mejoramiento de la toma de agua de mar que
muchas veces se veía obstaculizada por el taponamiento de los filtros
receptores. En la actualidad, están en construcción dos nuevos filtros,
con lo que se espera traer una mejoría al sistema.
Como se ve, sólo existe la necesidad de resolver algunos problemas
técnicos que, en general, vienen siendo tratados en la medida que la
tecnología de diseño lo permite.
Refiriéndonos expresamente al sistema de control de operación debe
señalarse que la planta está equipada con un sistema de relays que
resulta poco conveniente, ya que produce circunstancialmente fallas y
plantea problemas de fiabilidad y facilidad de reparación rápida. Existe
en la Compañía planes para la transformación de estos equipos a la nueva
tecnología de estado sólido, habiéndose realizado estudios en este
sentido y solicitado cotización, entre otras compañías, a la misma
fabricante de los equipos, es decir, Le Gaz Integral, con fecha 18 de
octubre e 1991.
Debe tenerse en cuenta que estos cambios implican importantes
inversiones que pueden superar los 350.000 dólares, cifra muy
significativa si se tiene en cuenta que este tipo de proceso conducente
a manuefacturar gas, está siendo lentamente abandonado, sobre todo ante
el avance del gas natural.
Para el caso de Montevideo, que no dispone de fuentes propias de gas
natural resulta aconsejable por el momento no encarar obras de este tipo
y proceder a optimizar el sistema en uso, al mínimo costo, por ejemplo,
adicionando una planta de GLP-aire. Todo esto en razón de que debe
mantenerse el servicio, en la perspectiva de que el uso de gas natural
no puede considerarse de aplicación inmediata y que la planta de
producción actual (que está totalmente amortizada) puede seguir
funcionando en las condiciones actuales, si bien sobre la base de los
conceptos ya expuestos, considerándose de todos modos no conveniente
pensar en la amplicación de una nueva línea de producción.
3.2. Gasómetros
Los gasómetros cumplen un papel muy importante en el funcionamiento del
sistema ya que resultan indispensables como compensación de stock y
etapa intermedia entre la producción y el consumo, como se ha mencionado
en otras partes de ese informe. Es, pues, fundamental la confiabilidad
operativa de ambos gasómetros, siendo los dos imprescindibles, también
como se explicará fundamentadamente oportunamente. Respecto al Gasómetro
Nº 6, es de señalar que el mismo se encuentra en buenas condiciones
operativas. Los problemas relativos a su uso vienen siendo resueltos con
corrección en base a un adecuado sistema de mantenimiento, por lo que
centraremos la atención en el Gasómetro Nº 5, cuyo estado sí es
preocupante.
En septiembre de 1987, la empresa Controles, Equipos y Mantenimiento
Ltda. entregó a la Compañía del Gas de Montevideo, a su solicitud, un
informe referido al estado del techo de la campaña del Gasómetro Nº 5
(Corona), con detalle de un muestreo realizado con medición de espesores
en 109 chapas, con dos medidas en cada una. Los trabajos en su
oportunidad fueron realizados con un medidor de espesor por ultrasonido,
marca Karl Deutsch, modelo Echometer1070 BD, con sonda DSE 4.2/P6, rango
de medición: 0,7 a 25 mm., discriminación de lectura: 0,01 mm.,
precisión operativa mejor que ± 0,05 mm
Se hace notar en el informe que no se dispuso de planos originales del
techo por lo que se desconocía su espesor original, habiéndose recibido
un plano en proyección horizontal del techo, en el que figuraba una
medida relativa al espesor, tomada en 1979 por Gas del Estado de
Argentina en 224 chapas, no pudiéndose precisar si esa medida se
correspondía con el promedio de lo verificado (lo que puede considerarse
muy probable ya que se sabe que en esa oportunidad Gas del Estado tomó
en cada chapa dos mediciones). En este informe se concluye como muy
probable que en la reconstrucción de este gasómetro realizada en 1950,
se hubieran colocado chapas de 4,06 mm. de espesor, agregando en Anexo
un listado de las mediciones realizadas y valores obtenidos.
CHAPAS MAS AFECTADAS DE LA ENVOLTURA DEL CUERPO SUPERIOR SEGUN
ESTUDIO DE GAS DEL ESTADO
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Así, se agregan cuatro Anexos (5.1 a 5.4) en el informe de CEMI, donde
se estudia la distribución de las medidas obtenidas por Gas del Estado,
la de la totalidad de las medidas por CEMI, la de las medidas mínimas
obtenidas por CEMI y la de las medidas promedio también obtenidas por
CEMI. En el Anexo 6. también del Informe de CEMI, se ilustra sobre las
chapas más afectadas numerándolas, realizando un cuadro comparativo
entre los valores obtenidos por Gas del Estado y los valores promedio
obtenidos por CEMI. Se observa en ese cuadro que algunas chapas
disminuyeron su espesor en 0,35 mm. y otras lo hicieron en 0,7 mm.
En conclusión, este estudio demuestra que en lo que se refiere a la
corona de este gasómetro, la curva de valores obtenidos en 1987 guarda
una remarcable semejanza con la de los valores obtenidos por Gas del
Estado en 1979, con aumento de la desviación típica adjudicable al
avance del proceso de corrosión que muestra además su progreso
localizado.
Por considerarlo de sumo interés, para evitar tener que remitirse al
análisis del Informe de CEMI, al que nos estamos refiriendo,
reproducimos el Anexo 6., donde se visualizan las chapas más
comprometidas y se detalla la pérdida de espesor, chapa por chapa,
respecto al estudio de Gas del Estado. Es interesante tener en cuenta
que los espesores medidos por Gas del Estado estaban lejos de ser los
originales.
Conviene también tomar en consideración las conclusiones de este
estudio, el que entre otras cosas, señala textualmente: "Aún cuando haya
demasiados "imponderables respecto al estado del techo, la existencia
de chapas a un "30% de su espesor original y la concentración de las más
corroídas en el "anillo C, indican que debe asumirse que al bajar la
campana el techo va "a colapsar, sea total o parcialemente".
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Vayamos ahora al análisis del Informe de British Gas realizado en
épocas más recientes, es decir, en diciembre de 1990. En lo fundamental
el informe señala textualmente que:
"2.6. Los técnicos encargados de la Compañía del Gas consideraban
factible la existencia de corrosión interna en la estructura de acero,
debido a los altos niveles de azufre del gas producido a principios de
la década del 70, y al colapso de la estructura de la corona del
gasómetro Nº 6 en 1984, cuando se estaba haciendo el mantenimiento de
rutina del gasómetro. Cuando se quitaron e inspeccionaron los bulones
de la cámara de inspección del Nº 5, que protuberaban hacia adentro del
gasómetro aproximadamente 1/2", se confirmó una pérdida del 1/16" a 1/8"
del metal de la superficie expuesta al gas. Extrapolando este nivel de
desagaste a elementos internos de 3/8" a 1/2" de espesor, podríamos
estar frente a una pérdida de espesor de hasta el 50% o más, lo que
supone un debilitamiento importante de la estructura".
"2.27. Se procuró investigar en mayor profundidad la condición interna
del gasómetro Nº 5, para lo cual se bajó y despresurizó el cuerpo de la
corona con el propósito de remplazar una de la bocas de inspección
ovaladas por una similar de plástico transparente. Esta tapa hubiera
permitido una inspección limitada, a la vez que se mantenía una pequeña
presión positiva del gas dentro del cuerpo por razones de seguridad".
"2.8. El 1 de noviembre de 1990 se bajó el cuerpo de la corona
siguiendo procedimientos estrictos de control, y se observó
minuciosamente el enchapado de la corona mientras se despresurizaba
lentamente. Cuando estuvo aproximadamente en 2" de presión de columna
de agua, tuvo lugar una flexión inferior del enchapado de la corona en
el sector norte, lo que sugiere que estarían incompletas o faltarían
vigas de apoyo de los puntales 4,5 y 6. El resto del enchapado conservó
su forma".
"2.9. Se pensó que si se continuaba con la despresurización podría
resultar peligroso debido a la carga extra que se estaba aplicando a las
vigas que permanecían intactas a ambos lados (Nos. 3 y 7) de los
elementos defectuosos, por lo que no se pudo colocar la tapa de
plástico. Por esta razón no se pudo llevar a cabo una inspección en
mayor profundidad, pero fue suficiente para observar un deterioro
importante de la estructura interna del gasómetro".
En cuanto a las conclusiones del informe de British Gas, en lo que hace
al Gasómetro Nº 5, se señala:
"6.2. El gasómetro Nº 5 está en malas condiciones externas debido a las
inclemencias del tiempo. La estructura interna es sumamente sospechosa
y debería ser objeto de una investigación ulterior bajo estrictos
procedimientos de control. El enchapado de los cuerpos externo y medio
ha escapado a la grave corrosión interna gracias a manos de aceite que
se le dieron en el pasado, pero el enchapado lateral del cuerpo interno
(muy emparchado) y el armazón de la corona (que no está completo) no
fueron objeto de esta protección".
En el apartado 6.3. se señalaba que los gasómetros no contaban con
dispositivo de seguridad para evitar un llenado excesivo o también una
evacuación inadecuada. En los actuales momentos se pudo verificar que
se está implantando un nuevo sistema que controlará en forma estricta
los máximos y los mínimos, con técnicas de telemedición.
Todo lo expuesto lleva a concluir que el análisis de los estudios
realizados y las observaciones que permenentemente efectúan los técnicos
de la Compañía, unidas a las realizadas con motivo de este informe
permiten concluir que la situación actual del Gasómetro Nº 5, exige la
adopción de medidas conducentes a su reparación.
Mientras tanto resulta fundamental un cuidadoso manejo operativo del mismo y permanente control, entre los que debe contarse relevamiento periódico del espesor de la chapas más afectadas y lubricación del movimiento, así como un estricto control del stock mínimo que no debe ser disminuido.
3.3 Planta de Compresión
La planta de compresión está íntimamente vinculada en su funcionamiento
a los gasómetros y gobernadores. En general, el funcionamiento actual
de los equipos de compresión tiene un comportamiento aceptablemente
flexible, ya que momento a momento deben adecuarse a las necesidades
operativas del sistema. Una de las fallas que históricamente ha tenido
más repercusión y frecuencia ha sido los cortes de energía eléctrica,
situación que hoy, virtualmente, ha desaparecido con la incorporación
de un generador eléctrico (Wilson 880 D), capaz de abastecer todos los
equipos con una autonomía de 24 horas/24 horas.
Como ya se explicó, se está montando una tercera línea de compresión,
lo que permitirá mejorar los márgenes operativos impuestos por el
consumo. En cuanto al abastecimiento de la red de media presión, servida
por los equipos boosters centrífugos, impulsados por motores National
(Diesel), no presenta mayores dificultades, encontrándose su
funcionamiento en un marco de eficiencia adecuada.
3.4 Cañerías
En el análisis del estado actual de conservación y funcionamiento de
las cañerías de la red de distribución se ha tomado en consideración el
estudio de verificación que al respecto realizó en 1983 la Consultora
Esin, contratada oportunamente por la Compañía del Gas, como quedó
explicado.
El estudio hace referencia al análisis de muestras de cañerías tomadas
en tramos afectados por diferentes razones, entre las que se cuentan:
pérdidas denunciadas por los usuarios, tramos perforados por
cortocircuito de un conducto eléctrico, tramos extraidos para intercalar
válvulas, por roturas producidas con martillo neumático, extracción de
muestras para el estudio de verificació encarado, roturas producidas por
trabajos efectuados en la zona por construcciones varias, etc.
En esa oportunidad se analizaron 36 muestras con el siguiente
resultado:
CUADRO Nº 3.1: ESTADO DE LA CAÑERIAS SEGUN ESTUDIO DE ESIN
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En relación con estos estudios Esin Consultora concluyó:
"e) Del examen de los 36 tramos de cañería, ejecutado ya sea in situ
o por medio de muestras, surgen las siguientes consideraciones:
Superficie exterior: Las superficies examinadas presentan, en general,
un buen estado de conservación teniendo en cuenta la edad de la cañería,
la mayor parte de ella entre los 70 y 100 años. De los 36 casos
investigados, 24 han merecido el calificativo de "Buenos", encontrándose
sólo 4 en mal estado. Las muestras presentan, en todos los casos, signos
de carbonización, fenómeno típico de corrosión en las cañerías de hierro
fundido. En general, el problema es superficial si bien en algunos de
ellos (Nº 7, 8, 28 y 31) se pudo observar un importante deterioro de la
superficie, particularmente agravado en la muestra Nº 31.
Se observó, además, que las áreas en malas condiciones son localizadas
no habiéndose encontrado evidencia de un problema generalizado.
Superficie interior: Las superficies interiores, que presentan en
general un mejor estado de conservación, están en la mayor parte de los
casos recubiertas por una delgada capa de óxido. Como excepción, deben
mencionarse las muestras Nº 7, 21 y 31 que presentan áreas de corrosión
con profundidades entre 0,25 y 1,5 mm.
Dimensiones de la cañería: Las diferencias encontradas entre los
valores de diámetros y los tabulados se estiman razonables teniendo en
cuenta la edad promedio de la cañería y son del orden del 5% como
promedio. Con respecto a los diámetros interiores se observa que, en la
mayoría de las muestras medidas, sus valores son inferiores a los
tabulados incluyendo el descuento correspondiente a la tolerancia de
fabricación, posiblemente debido al procedimiento utilizado en la
fundición.
Los mínimos espesores medidos se encuentran entre el 68 y 99% de los
tabulados. El más desfavorable se presentó en la Muesra Nº 7 en el cual
se obtuvo, en un punto de corrosión, un valor de 6,8 mm. que reprsenta
el 68% de la dimensión nominal. Salvo algunos casos aislados como el
indicado, se observó que las diferencias de espesores encontradas en una
misma muestra se deben a excentricidad del círculo interior con respecto
al exterior como consecuencia del proceso de fabricación utilizado.
De cualquier manera el espesor del material remanente es adecuado para
el servicio actual previéndose en el futuro un aumento paulatino de las
roturas de tipo mecánico producidas por el peso de los vehículos, raíces
de árboles, etc."
En cuanto a la fugas, en ese estudio se hace referencia a una
investigación realizada a esa época y que abarca el período 77/82, en
base a datos obtenidos del Departamento de Distribución Externa, los que
arrojaban los siguientes resultados:
CUADRO Nº 3.2.: FUGAS REGISTRADAS EN EL PERIODO 77/82
AÑO
77 78 79 80 81 82
146 73 92 70 69 67
En el informe se hace referencia a la disminución evidenciada en el
período que pasa de 146 en el año 1977 a 67 en el año 1982.
En el Cuadro Nº 3.3 se ilustra sobre la reparación por fugas realizadas
en el período 86/91, lo que da un promedio de 5,9 mensuales. En el
período 77/82 había sido de 7,1, con lo que se nota una mejoría basada
en que se fueron cambiando los tramos con problemas.
Por otra parte, estudios recientemente realizados sobre ocho muestras
tomadas también de tramos sobre los que se realizaron trabajos varios,
arrojan buenos resultados respecto al estado de las cañerías, como queda
expreado en el Cuadro Nº 3.4.
CUADRO Nº 3.3.: REPARACIONES POR FUGAS - PERIODO 86/91
Roturas por árboles y otras acciones mecánicas, vibraciones, etc.,
trabajos de otras compañías, juntas de plomo, corrosión.
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CUADRO Nº 3.4.: ESTADO DE LAS CAÑERIAS SEGUN ESTUDIOS CIENTEMENTE
REALIZADOS
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Otro dato de interés lo constituye la consideracion de los trabajos de
extensión de cañerías realizados en el período 70/90, donde se observa
la participación de cañerías de polietileno en el total, criterio que
se comenzó a aplicar desde 1981.
En el Cuadro Nº 3.5. se realiza el detalle de las cañerías colocadas
en el período 70/90.
Todo lo expuesto lleva a concluir que el estado de las cañerías es en
general, bueno, debiéndose seguir resolviendo los problemas que se van
presentando, que no son demasiados, como puede observarse. No se estima
conveniente iniciar otras acciones relacionadas con renovaciones más
generalizadas.
CUADRO Nº 3.5.: DETALLE DE CAÑERIAS COLOCADAS EN EL PERIODO 70/90
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3.5 Gobernadores
La etapa de compresion se complementa con la red misma, de la que ya
se ha hablado y con once estaciones de regulación denominadas
"gobernadores", a las que ya nos hemos referido. Estos equipos tienen
un diseño muy antiguo y a pesar de que cumplen correctamente todavía su
servicio, es de destacar que exigen una supervisión diaria y un
permanente mantenimiento. Dadas las características de la red de baja
que, como se sabe, tiene poca capacidad de respuesta en las horas pico,
se da un esquema de poca flexibilidad lo que podría ser en parte
resuelto aumentando la alimentación en alta presión, intercalando
algunos nuevos reguladores de diseño más moderno.
Está también en estudio la implementación de un sistema de telemedición
y telecontrol, avances tecnológicos que traerían ventajas importantes.
Estas medidas resultan aconsejables por cuanto no implican un alto costo
y posibilitan dar pasos concretos en la modernización de la red.
3.6. Observacioes
En el Cuadro 3.6. se agregan las conclusiones de un estudio realizado
sobre la red operando en régimen invernal, donde se observa que en esas
condiciones hay una gran cantidad de puntos que tienen presiones
inferiores a 14 milibar, que es una presión promedio, debajo de la cual
existe compromiso de servicio.
Estos datos muestran la necesidad de efectuar sobre la red algunos
trabajos de refuerzo de cañerías, incorporación de nuevos gobernadores
como ya se señaló, conferir al sistema de alta mayor responabilidad,
etc., temas todos estos que exigen un estudio detallado con el objeto
de seleccionar muy adecuadamente las inversiones necesarias.
CUADRO Nº 3.6.: PRESIONES EN DISTINTOS PUNTOS DE LA RED DE DISTRIBUCION
(Red operando en temporada invernal)
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FOTOGRAFIA Nº 3.1.: TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE NAFTA (Capacidad
1000 m3)
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4. RECOMENDACIONES
4.1. Seguridad Operativa
El análisis realizado en el Capítulo 3, sobre el estado actual de las
instalaciones lleva a la conclusión de que, si bien hay tareas que
efectuar (algunas de la cuales ya están en marcha) en los distintos
puntos del sistema, donde prioritariamente debe actuarse con decisión,
es en la solución del grave problema que plantean las deficiencias
detectadas en la estructura interna sostén de la corona y los problemas
de corrosión que presenta el enchapado lateral y sobre todo la corona,
la que en especial se observa muy afectada, del Gasómetro Nº 5. En
relación con este tema aconsejamos adoptar las medidas necesarias que
posibiliten la puesta fuera de servicio de ese gasómetro, com paso
previo y fundamental para su posterior reparación integral.
A este respecto es necesario considerar que en la actualidad la
operación del sistema se viene realizando con el empleo de las dos
líneas de producción y los dos gasómetros, en ambos casos trabajando,
como se vio, sin reserva. Entendiendo que cualquier decisión que se tome
a breve plazo, de todos modos, requiere necesariamente un tiempo para
su ejecución, hemos considerado la necesidad de plantear un cuadro de
situación con acciones cuyos resultados puedan ser obtenidos en los
plazos má cortos posibles.
Para esto se analizó la situación operativa que habrá de presentarse
durante 1993, si continúa la situación actual, aceptando como hipótesis
de trabajo un crecimiento anual del consumo del 3% y aplicando también
esta tasa de crecimiento a los valores horarios registrados el 1.8.91,
fecha a la que nos venimos refiriendo. Así vemos que para satisfacer las
necesidades de consumo de un día equivalente a ése, situado en 1993,
sucede que la línea que debería estar de reserva funciona como mínimo
12 horas y la otra 24 horas, es decir que resulta imprescindible operar
durante un mínimo de 12 horas con las dos líneas (o sea sin reserva) y
comenzar la actividad con los dos gasómetros llenos (Ver Cuadro Nº
4.1.).
4. RECOMENDACIONES
SIMULACION PARA EL AÑO 1993 - INCREMENTO PROYECTADO 3% ANUAL
EVOLUCION HORARIA DE PRODUCCION Y STOCK GASOMETRICOS PARA DOS LINES
DE PRODUCCION Y GASOMETROS 5 Y 6
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Si sucediera algún problema en cualquiera de las dos líneas que
produjera la detención de alguna de ellas por un período de 10 horas,
el sistema quedaría con una reserva operativa en cuanto a almacenaje de
12.932 m3. que es incompatible con los standards que deben ser
mantenidos para asegurar la confiabilidad de un servicio público de
estas características. Mucho más si se tiene en cuenta el estado de
deficiencia estructural que presenta el Gasómetro Nº 5 y el
recubrimiento de chapas. Observemos a estos efectos el Cuadro Nº 4.2.,
en el que se ha simulado la situación de puesta fuera de servicio de una
de las líneas a las 11 horas y aceptado que retorna a la actividad a las
20 horas.
Volviendo a la planta digamos que es importante hacer notar que la
eventualidad de salida de servicio de una de las líneas no es para nada
aleatoria sino que, por el contrario, es algo que debe ser considerado
como previsible en atención a la suma de elementos mecánicos,
eléctricos, electrónicos, etc. que la componen
A título ilustrativo recordemos, entre muchos otros episodios, un hecho
ocurrido recientemente, es decir, el día 26.6.92, en que la planta se
detuvo a las 15.15 horas por problemas eléctricos, pudiendo entrar
nuevamente en servicio recién a las 20 horas, o sea, cinco horas más
tarde.
A este respecto nos ha parecido razonable plantear la posibilidd de un
paro algo mayor que cinco horas, ocasionado en causas técnicas, por
ejemplo, la rotura de algún elemento eléctrico, con dificultad de
individualización rápida, la posibilidad de alguna rotura del sistema
hidráulico, etc., circunstancias técnicas que pudieran verse agravadas
por otros factores que siempre pueden hacerse presentes ante
eventualidades (factores humanos, climáticos, etc.), como por ejemplo,
la simultaneidad con un temporal u otro meteoro, etc.
SIMULACION PARA EL AÑO 1993 - INCREMENTO PROYECTADO 3% ANUAL
EVOLUCION HORARIA DE PRODUCCION Y STOCK GASOMETRICOS PARA DOS LINEAS
DE PRODUCCION Y GASOMETROS 5 Y 6
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Hechas estas reflexiones, nos preguntamos también cuál habría de ser
la situación operativa en 1993 si no se dispusiera del Gasómetro Nº 5,
pudiendo sólo trabajarse con el Nº 6. Vemos en el Cuadro Nº 4.3. que las
condiciones operativas en este caso habrán, obviamente, empeorado y en
cinco horas el stock ya estaría por debajo de los márgenes de seguridad.
Este análisis se realizó para observar la situación que se presentaría
en el caso de sacar de servicio el Gasómetro Nº 5, para su reparación
inmediata, sin adoptar otras medidas operativas precautorias. Es
indudable que el estado operativo de este almacenaje exige su pronta
reparación, pero un análisis en perspectiva más amplia demuestra la
conveniencia de instrumentar en primer lugar otras acciones que
confieran mayor seguridad operativa global y proceder inmediatamente
después a su reparación.
Esto ha llevado a concluir, por todo lo señalado a lo largo de este
informe, que resulta ventajoso comenzar a dar solución al problema
instalando a la mayor brevedad posible una planta de inyección de
GLP-aire al sistema, estudiando el problema de modo que quede asegurado
en todo momento que una de las dos líneas de producción habrá de
encontrarse siempre en reserva.
Siguiendo este criterio se concluye que resulta conveniente construir
una planta de inyección de propano-aire (GLP-aire) de capacidad adecuada
a las necesidades durante 1993, de modo que esté en condicioens de
prestar servicios en 1994. Como vimos no hay alternativas para 1993, por
el escaso tiempo faltante, por lo que la operatoria durante ese año
deberá cumplirse en los días de gran exigencia de un modo similar a lo
ya explicado en el cuadro Nº 4.1.
Puede verse que disponiendo en 1994 de una planta de GLP-aire, la
operatoria sería similar a la que se ha simulado en el Cuadro Nº 4.4.,
donde vemos que puede trabajarse en todo momento con una sola línea de
producción. Vemos también que resulta ahora sí posible sacar de servicio al Gasómetro Nº 5 y operar sólo con el Nº 6, sin mayores problemas. De este modo el gasómetro podría perfectamente comenzar a repararse durante 1994, disponiéndose para realizar los trabajos necesarios de todo el tiempo que resulte necesario y que se estima que será de más de un año. Téngase en cuenta que con mayor disponibilidad de tiempo las tareas se podrán efectuar más cuidadosamente y a un menor costo.
Es importante tomar en consideración que a pesar de que la operatoria
trabajando solamente con el Gasómetro Nº 6 permite atender el consumo,
la necesidad de reparar el Nº 5 es, de todos modos, inevitable por
cuanto debe partirse de la premisa de que un sistema de este tipo exige
capacidad de reserva en almacenaje y, además por que es norma que los
gasómetros sean sacados periódicamente de servicio para realizarles
inspecciones internas rigurosas. De esto se desprende que el Nº 5 debe
ser reparado inevitablemente, como ya se dijo.
4.2. Simulación para el Período 94/98
En los Cuadros Nº 4.4. al 4.8. se ha simulado la operatoria para el
período 94/98, es decir, un período de cinco años que se ha considerado
un horizonte adecuado para este tipo de análisis. En ese período puede
conseguirse, merced a la previa construcción de la planta de GLP-aire,
efectuar la reparación completa del Gasómetro Nº 5 y operar tal período
hasta su terminación con todo el sistema sin dificultad operativa en
cuanto a stock y producción.
Es importante señalar que todo crecimiento posterior a 1998 debe ser
resuelto con el aporte de nuevas soluciones, entre las que aparece como
de gran interés el uso de propano indiluido, comenzando con la captación
de nuevos usuarios más alejados de la planta de producción.
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen electrónica del mismo"
Al analizar los Cuadros ya citados Nº 4.4. al 4.8., debmos tomar en
consideracion que el consumo volumétrico se reduce en razón del aumento
del poder calorífico de la nueva mezcla que pasará, por las razones que
pasaremos a exponer de 4.300 cal/m3 a 4.900 cal/m3.
Así vemos que a pesar de estar asumiendo un crecimiento del 3% anual,
para 1994 tenemos un salido (Ver Cuadro Nº 4.4.) de 137.434,29 m3, que
es menor que los 143.310 m3 registrados en el año 1991. La explicación
está dada en que luego de plantear el crecimiento del 9% por haber
transcurrido tres años se debe ajustar el volumen en función de la
incidencia del nuevo poder calorífico, o sea, 1,09 x 4.300 + 4.900 =
0,96 que es el factor considerado.
Procediendo de modo similar se observan los valores 0,99 - 1,02 - 1,05
y 1,08 respectivamente para los años 1995, 1996, 1997 y 1998. El
análisis de cuadro citado permite observar una operatoria normal en todo
el período con recuperación del Gasómetro Nº 5 en 1996, fecha que se
considera adecuada para su puesta en servicio, por lo ya explicado.
4.3. Viabilidad técnica del empleo de GLP-aire
La perspectiva de uso de GLP-aire mezclado con el gas manufacturado de
actual producción, implica la necesidad de establecer con precisión la
proporción de mezcla adecuada, ya que es imprescindible que el nuevo
fluido sea incorporado sin afectar en nada a los usuarios, procurando
al mismo tiempo mejorar el servicio, lo que resulta posible para el
presente caso. Para esto la mezcla del GLP-aire con el gas manufacturado
debe ser intercambiable.
Se sabe que dos gases son intercambiables cuando se comportan de manera
idéntica al momento de su uso, o más precisamente yendo al caso de la
red de Montevideo, cuando ambos pueden ser usados indistintamente sin
necesidad de efectuar ajustes o regulaciones de los sistemas de
combustión en uso por los usuarios domésticos e industriales.
Ha podido establecerse que la Gerencia Técnica de la Compañía ha venido
realizando estudios teóricos y ensayos de diferentes mezclas de gas
manufacturado (GM) con GLP-aire, los que fueron encomendados al Ing.
Gustavo Seoane y al Jefe Técnico de Distribución Interna, Sr. Alberto
Blanco, variando la proporción volumétrica y llegando a la conclusión
de que la más adecuada es la siguiente:
GM = 67%; GLP = 8% Aire = 25%
Existe en la Compañía muy detallada documentación al respecto, la que
analizada permite concluir que esta mezcla cumple correctamente con las
necesidades que le son impuestas por el servicio y logra incluso algunas
ventajas, sobre todo al reducir el índice de inflamabilidad y mejorar
el retroceso de llama.
De instalarse la planta de GLP-aire operando con las proporciones
indicadas (GM = 67% y GLP-aire = 33%), la composición del gas vendido
sería la que se detalla en el Cuadro Nº 4.9., con un poder calorífico
de 4.900 calorías. Este dato debe ser tenido en cuenta para la
facturación futura si se dispusiera aplicar el criterio recomendado.
CUADRO Nº 4.9.
COMPOSICION DEL GAS MEZCLA
(GM = 67%, GLP = 8%, Aire = 25%)
COMPONENTE %
CO 11,5
H2 37,5
CH4 0,5
CO2 7,6
N2 25,0
02 5,4
Etano 0,3
Propano 2,5
Propeno 1,8
i-Butano 2,0
Butano 1,0
Butenos 0,5
i-Pentano 0,0
Cn Hn 4,4
100,0
Densidad relativa al aire = 0,79
Poder calorífico superior = 4.900 calorías
Los trabajos teóricos y prácticos realizados se basan en la teoría de
intercambiabilidad del Diagrama de Delbourg (teoría francesa), que
involucra a dos variables que son el Indice de Wobbe y el potencial de
combustión. Los límites del diagrama son la combustión no higiénica, el
retroceso de llama y el soplado de llama. De todas la mezclas posibles
se eligió aquella que contrarresta el problema actual de funcionamiento
de los artefactos generalmente usados para gas natural y adaptados para
gas manufacturado que tienen tendencia al retroceso de llama, provocando
daños importantes a los artefactos y pudiendo ser origen de siniestros.
Según esta técnica la intercambiabilidad resulta de ubicar las mezclas
dentro del diagrama, lo que en este caso se cumple como puede observarse
en la Figura Nº 4.1.
Vemos que la nueva mezcla, individualizada con la letra B en el
diagrama citado, cae dentro del mismo y está ubicada en un punto más a
la izquierda que el que le corresponde al actual gas manufacturado.
Se agregan en Anexo Planillas de Cálculo Nº 4.1. y 4.2. que muestran
que la velocidad de deflagración de la nueva mezcla es de 45 cm/seg.,
frente a la actual del gas manufacturado que es de 64 cm/seg., lo que
demuestra que la actual tendencia al calado en los quemadores se verá
disminuida notablemente.
FIGURA Nº 4.1.
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PLANILLA DE CALCULO Nº 4.1.
CALCULO DE LA VELOCIDAD DE DEFLAGRACION DE MEZCLAS COMPLEJAS
Composición: GM = 67 MEZCLA B
aire = 25
GLP = 8
NOMBRE Pc comp. GM mezcla comp. final en %
kcal/m3 a 15ºC
CO 2862.9 0.171 11.457%
H2 2891.4 0.56 37.52%
CH4 9034.4 0.008 GM = 0.536%
CO2 0.114 67 7.638%
N2 0.077 5.159%
02 0.004 0.268%
CnHm 32000 0.066 4.422%
GLP 25400 GLP=
8 8% ==> total CnHm = 12.422
N2 aire= 19.75%
02 25 5.25%
suma composiciones 100
Pc de CnHm excepto CH4= 27749.48
Oxigeno asociado a N2 = 20.75819 + N2; => 26.27619% de aire
Composición de la mezcla sin aire:
H2 = 50.89265
CO = 15.54043
CH4 = 0.727038
CnHm = 16.84937
CO2 = 10.36029
N2 = 5.630216 Porcentaje de inertes (CO2 + N2) = 15.99051
Composición de la mezcla sin los inertes:
H2 = 60.57964
CO = 18.49843
CH4 = 0.865423
CnHm = 20.05651
Porcentaje ficticio de CH4 correspondiente a los CnHm: 61.60428
Entonces la mezcla puede considerarse formada así:
H2 = 60.57964 H2 = 0.427948%
Co = 18.49843 ==> Porcentaje = CO = 0.130687%
CH4 = 62.4697 CH4 = 0.441333%
Buscar en diagrama la V'f. V'f = 57 cm/s
Porcentaje de reducción por los inertes: 21.17065%
==> Vel. de deflagración = V'f * 0.788294; Vf = 45 cm/s
Esta velocidad es un 30% menor que la del GM
PLANILLA DE CALCULO N° 4.2.
CALCULO DE LA VELOCIDAD DE DEFLAGRACION DE MEZCLAS COMPLEJAS
Composición: GM = 100
aire = 0
GLP = 0
NOMBRE Pc comp. GM mezcla comp. final en %
kcal/m3 a 15ºC
CO 2862.9 0.171 17.1%
H2 2891.4 0.56 56%
CH4 9034.4 0.008 GM = 0.8%
CO2 0.114 100 11.4%
N2 0.077 7.7%
O2 0.004 0.4%
CnHm 3200 0.066 6.6%
GLP 25400 GLP =
0 0% ==> total CnHm = 6.6
N2 aire = 0%
02 0 0%
suma composiciones 100
Pc de CnHm excepto Ch4 = 32000
Oxígeno asociado a N2 = 1.504762 % N2: => 1.904762% de aire
Composición de la mezcla sin aire:
H2 = 57.08738
CO = 17.43204
CH4 = 0.815534
CnHm = 6.728155
CO2 = 11.62136
N2 = 6.315534 Porcentaje de inertes (CO2 + N2) = 17.93689
Composición de la mezcla sin los inertes:
H2 = 69.56522
Co = 21.24224
CH4 = 0.993789
CnHm = 8.198758
Porcentaje ficticio de CH4 correspondiente a los CnHm: 29.04014
Entonces la mezcla puede considerarse formada así:
H2 = 69.56522 H2 = 0.575674%
CO = 21.24224 ==> Porcentaje = CO = 0.175786%
CH4 = 30.03393 CH4 = 0.24854%
Buscar en diagrama la Vf. Vf = 85 cm/s
Porcentaje de reducción por los inertes: 23.74757%
==> Vel. de deflagración = Vf * 0.762524 = 64 cm/s
4.4 Características Técnicas de la Planta de GLP-aire
En líneas generales, una planta de este tipo tiene como objetivo
producir una mezcla preestablecida de propano vaporizado y aire, en
proporciones tales que pueda mezclarse con el gas manufacturado de
producción habitual en condiciones de total intercambiabilidad.
Es decir que se requiere un almacenamiento de GLP líquido adecuado en
capacidad a las necesidades de producción, un vaporizador, una cámara
de mezcla GLP-aire y un mezclador GLP-aire_gas manufacturado. Es de
fundamental importancia que en todo momento se cumplan las proporciones
preestablecidas para la mezcla, en las circunstancias de variabilidad
operativa que impone el consumo.
Así pues, la cantidad de aire y propano y, en definitiva, la de propano
líquido que es lo que interesa, debe ir ingresando a la mezcladora en
forma automática dependiendo, momento a momento, de las necesidades del
consumo, el que ahora se satisfacerá con dos flujos, uno proveniente de
la planta de GLP-aire y otro de la línea de producción de gas
manufacturado existente cumpliendo siempre la proporción GLP-aire 33%
del total (GLP 8% y aire 25%) y gas manufacturado 67%.
Un prediseño de una planta de este tipo adecuada a las necesidades de
la red de Montevideo, según lo expuesto, realizado a efectos de estudiar
la factibilidad económica de su instalación, indica la necesidad de
contar con al menos dos tanques de 108 m3 cada uno, necesarios para
asegurar el funcionamiento operativo con stock necesario.
Como reflexión se señala que no debería descartarse la posibilidad de
transportar el GLP directamente desde ANCAP, mediante un pequeño
propanoducto, lo que de concretarse podría conducir a analizar también
la posibilidad de construir simultáneamente un naftoducto, lo que siendo
viable técnicamente merecería un estudio de costos en el que se
involucrara también las ventajas operativas y de seguridad pública.
Siguiendo con la descripción de la planta diremos que desde los tanques
el GLP líquido es bombeado hacia los vaporizadores que actúan con agua
precalentada, lo que exige un cierto consumo de GLP, como se verá. Es
de gran interés hacer notar que este consumo puede ser notablemente
disminuido si mediante trabajos a realizarse en la planta de producción
esencialmente el tendido de algunas cañerías, se procediera al
aprovechamiento del vapor de escape de la planta que actualmente se tira
a la atmósfera.
El gas vaporizado es en primer lugar mezclado con aire y luego con el
gas manufacturado, todo lo cual debe ser realizado en condiciones de
control estricto mediante la automatización de todos los equipos. En las
Figuras Nº 4.3. a 4.5. se ilustra sobre los diversos circuitos. Conviene
recordar que estas plantas se producen comercialmente en forma
paquetizada y que son de funcionamiento totalmente automático.
En la Figura Nº 4.2. se ilustra sobre un posible diagrama operativo
aplicado a las necesidades de la Compañía del Gas, donde se han previsto
las condiciones de trabajo en cuanto a caudales, presiones, etc. La
Figura Nº 4.6., por otra parte, muestra el aspecto del predio contiguo
a la planta de producción actual, que está disponible, de lo que también
da imagen la fotografía Nº 4.1. agregada. Es oportuno apreciar que la
superficie disponible es adecuada y que el sitio es correcto desde todo
punto de vista para este tipo de emprendimiento.
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4.5. Viabilidad económica del empleo de GLP-aire
La misma ha sido evaluada en los Cuadros Nº 4.10 a 4.16. Como vemos se
ha partido del consumo registrado en 1991 (27,96 millones de metros
cúbicos), incrementándose el 3% anual, hipótesis establecida en función
del crecimiento histórico que vienen experimentando las ventas, de este
modo llegamos a 1994 con un valor de consumo estimado en 30.55 millones
de metros cúbicos de 4.300 calorías que, pasado a unidades térmicas,
determina que ese año el consumo calórico sea de 0,521 bilones de BTU.
Para el cálculo del costo del combustible (Cuadro Nº 4.10) se ha tomado
en consideración que la planta de producción exige un 30% adicional al
equivalente calórico del gas producido para su funcionamiento (para el
ciclo de calentamiento y transformación termodinámica). En cuanto al
costo de la nafta se ha establecido en 7,5 U$S/106 BTU.
Estudiada la evolución del consumo, año a año, para el período 94/98
y siguientes, con su crecimiento del 3% anual, se calcula en el Cuadro
mencionado los costos de la nafta necesaria para atender la producción
total sin emplear GLP. Se tiene así para el año 1994 un costo de nafta
de 5,24 millones de dólares, para 1995 una cifra de 5,4 millones de
dólares y así siguiendo durante veinte años, que es el período en que
se estudiará la viabilidad económica del proyecto relativo a la
instalación de la planta de GLP-aire.
En el Cuadro Nº 4.11 se analiza el problema considerando la instalación
de la planta de GLP-aire, calculando ahora el costo de la nafta
necesaria pero teniendo en cuenta que sólo se utiliza el 67% del total
calórico necesario de gas manufacturado. Así pues, los 30,55 millones
de metros cúbicos necesarios de 4.300 calorías, se transforman en 0.521
billones de BTU y en la necesidad de 0,454 billones de BTU de nafta
(0,521 x 1,3 x 0,67). Esto, al precio de la nafta establecido arroja
para ese año un total de 3,40 millones de dólares.
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Debe tenerse en cuenta que existen también otros insumos, tal el caso
del ácido clorhídrico, la soda cáustica, el fosfato sódico, el sulfito
de sodio etc. que son necesarios para el proceso de producción del gas
manufacturado que sabemos cuestan 0,31 U$S/106 BTU. Por ello, para el
año 1994, en ese rubro deberían invertirse 110.000 dólares. Así pues,
en concepto de nafta y otros insumos se tendría para 1994 la necesidad
de gastar 3,51 millones de dólares.
Vayamos ahora al Cuadro Nº 4.12. Como vemos el costo de GLP, adoptado
es de 440 U$S/ton. En cuanto al año 1994, el costo del GLP necesario
surge de calcular el 33% del total calórico necesario y tiene en cuenta,
a su vez el consumo de la planta de GLP-aire (para vaporización) que es
de 0,02 millones de BTU cada millón de BTU de GLP utilizado. Luego, el
consumo calórico de GLP se calculará afectando al total necesario por
0,33 y por1,02 (0,521 x 0,33 x 1,02 = 0,175).
A su vez el costo de se desprende del dato asumido que es de 440
U$S/ton, o sea 9,41 U$S/106 BTU. Finalmente en el Cuadro Nº 4.13 se
establece la diferencia de costo-año con los dos sistemas, es decir,
produciendo gas sin mezclar con GLP-aire y mezclado con este producto.
En el Cuadro Nº 4.14 se tiene en cuenta otros aspectos también de mucha
importancia para este análisis, lo que permite, en definitiva, calcular
el ahorro operativo que podría lograrse para producir gas con nafta y
GLP en lugar de con nafta sola. En este Cuadro se han señalado los
diferentes ahorros que podrían lograrse en combustible y otros insumos,
según lo ya señalado y en otros aspectos con el ahorro de un catalizador
cada dos años que cuesta 120.000 dólares, que resultaría de operar con
una línea, dejando otra en stand by.
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Se ha tenido tanbién en cuenta el ahorro en costos de mantenimiento por
operar con la planta de GLP-aire. En efecto, la planta productora actual
de gas manufacturado tiene un costo de mantenimiento de 0,47 u$s/106 BTU
y la de GLP-aire de 0,12 u$s/106 BTU. Luego, la producción que se
realice con esta planta implicará un ahorro de 0,35 u$s/106 BTU. Por
ejemplo, para el año 1998 el ahorro sería de aproximadamente 70.000
dólares por este concepto 0,35 u$s/106 BTU x 0,197 102 BTU = 68.950
u$s).
Finalmente, los Cuadros N° 4.15 y 4.16 permiten observar que con un
costo de GLP de 440 u$s/ton, la inversión necesaria para instalar una
planta de GLP-aire estimada en conjunto con equipos paquetizados,
tanques de almacenamiento de producto, obras civiles varias e
instalaciones complementarias sería de 750.000 dólares, que podrían ser
recuperados en 4 años. El cálculo de la tasa de retorno de esta
inversión, por otra parte arroja una TUR del 27,5%.
Complementariamente se han realizado estudios de análisis de
sensibilidad del proyecto de instalación de la planta de GLP-aire en
relación con el costo del propano, estudiando tres alternativas, es
decir, el costo ya adoptado de 440 u$s/ton, otra que podría fijarse en
380 u$s/ton y una última que comtemple un valor probable internacional,
es decir 250 u$s/ton.
Este estudio de sensibilidad arroja como resultado una mejora sensible
en el tiempo de recuperación de capital y una considerable elevación de
la tasa interna de retorno. Todo lo cual se muestra en el Cuadro Nº
4.17.
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5. CONCLUSIONES
5.1. Planta de GLP-aire
Quedó explicado que el crecimiento porcentual de la demanda estuvo en
el período 81/91 muy próximo al 3% anual y que el crecimiento
específico, es decir, el consumo promedio anual por usuario viene
registrando un constante aumento, lo que da clara idea de que las
exigencias del servicio irán estando cada vez más comprometidas, no sólo
por la incorporación de nuevos usuarios, sino por las propias exigencias
de los clientes ya establecidos que, año a año, solicitan mayores
caudales por expansión de su propio consumo, basado fundamentalmente en
mayor uso de la calefacción y calentadores de agua. Otra cuestión de
interés en este sentido lo representa la modificación que ha tenido la
modalidad de consumo de la población. En efecto, en la actualidad la
curva diaria presenta dos picos horarios lo que produce una mayor
exigencia, ya que se ha disminuido el tiempo de recuperación entre dos
picos simultáneos.
En el análisis realizado, en el que se consideraron por razones
metodológicas todas las partes que componen el sistema pudo observarse
que las instalaciones se encuentran en un estado límite en cuanto a la
posibilidad de satisfacer a corto plazo la crecientes necesidades de
consumo de los clientes actuales. Obviamente, la situación resultará
agravada por la incorporación de nuevos usuarios cuya tendencia de
incorporación es también creciente.
Hemos también señalado que, en la actualidad, el servicio se cumple con
gran esfuerzo operativo, sin poder evitar de todos modos que se
presenten algunos problemas de baja presión en las puntas de red.
De todos modos, el problema de mayor importancia lo presenta el
deficiente estado en que se encuentra el Gasómetro Nº 5 y la
imposibilidad de que la planta de producción trabaje con reserva.
Es por esto que las dos condiciones varias veces citadas a lo largo de
este informe, es decir, la presión de la demanda creciente provocada por
los consumidores ya incorporados y la obligatoriedad de mantener
standards internacionales de seguridad operativa, unidos a la presión
de la demanda potencial que vienen ejerciendo industriales que desean
utilizar gas por razones técnicas y domésticos que, estando en la zona
de influencia de la red, no se les puede negar el servicio, hace
necesario iniciar acciones a la brevedad que permitan abarcar soluciones
en todos los aspectos.
Es fundamental que la decisiones que se tomen puedan ser enmarcadas en
un proyecto más amplio para el caso de que a mediano plazo la red se
expanda considerablemente por el uso de gas propano indiluido o gas
natural, posibilidad que no puede descartarse.
Hemos visto que en la condiciones operativas actuales, cualquier salida
de servicio de una de las líneas de producción, puede llegar a
comprometer el sistema de tal modo que, en definitiva, el servicio pueda
llegar a no poder cumplirse con la seguridad que exige este servicio
público. Sobre el particular, no puede desconocerse que la salida de
servicio de una línea de producción no puede considerarse una
eventualidad, sino algo totalmente predecible.
Estudiado el problema en profundidad pudo observarse que la alternativa
más adecuada para dar solución al problema en el mediano plazo, que
hemos establecido en cinco años, está dada indiscutiblemente por la
instalación de una planta de propano-aire (GLP-aire), la que operaría
conjuntamente con la planta de producción de gas manufacturado, de modo
de ofrecer al mercado consumidor una mezcla compuesta por 67% de gas
manufacturado (GM) y 33% de GLP-aire.
Una mezcla de estas características tiene la particularidad de ser
absolutamente intercambiable con el gas comercializado actualmente e
incluso introducir importantes mejoras en la combustión.
Tal vez el hecho más destacable respecto a la conveniencia de resolver
el problema que se plantea en base a la incorporación de un equipo de
GLP-aire, como ya se mencionó, es que este emprendimiento puede
concretarse en breve plazo, ya que esos equipos se producen en unidades
paquetizadas que tienen un muy sencillo montaje y pueden ser itnegrados
con facilidad con los tanques de almacenaje que requieren, también de
fácil instalación. Toda la instalación tendría un costo que se ha
estimado en U$S 750.000 y podría ser localizada en el predio existente
aledaño a la actual planta productora de gas, lo que permitiría, dada
la cercanía, aprovechar para la etapa de vaporización de propano líquido
que la misma requiere, el vapor sobrante de la operación de la planta
productora actual.
El estudio de factibilidad de implementación de este proyecto arroja,
como se explicó, para un valor del propano de 440 U$S/ton., un TRC de
4 años y una TIR de 27,5%. Un análisis de sensibilidad del proyecto de
instalación de una planta de GLP-aire integrada al actual sistema de
producción con costos más bajos del GLP, mejora notablemente los
indicadores estudiados.
5.2. Propano Indiluido
En el análisis realizado de la problemática estudiada no ha dejado de
considerarse y así oportunamente quedó señalado, que el gran potencial
de consumo que presenta la ciudad de Montevideo, actualmente satisfecho
en sólo una pequeña parte por la red de distribución existente, exige
considerar que existe una cierta posibilidad de amplia expansión futura,
sobre todo si se tiene en cuenta que la distribución de gas por redes
está ocupando en todas las grandes ciudades, tal el caso de Montevideo,
una importancia creciente desplazando cada vez más a otras formas
energéticas.
En este contexto de problemática futura existen dos alternativas que
son la provisión de gas natural o propano indiluido, en razón de que
afrontar el compromiso de una gran expansión en base a gas manufacturado
no es económicamente aconsejable.
Así es que debe separase claramente la solución con que se afronten los
problemas del corto y mediano plazo y la manera de encarar los de largo
plazo, o aún en plazos más cortos una expansión de relevante
significación en relación con el servicio actual. Para el corto y
mediano plazo el crecimiento promedio actual está bien resolverlo de la
manera expuesta, toda vez que las instalaciones existentes están
ampliamente amortizadas y se encuentran en condiciones de prestar un
correcto servicio, una vez realizadas las mejoras recomendadas.
En cambio, una expansión importante en cuanto a volúmenes y nuevas
áreas de influencia debe ser resuelta en base a una metodología
diferente, resultando aconsejable por el momento y para la situación
actual, pensar en propano indiluido, ya que la transformación a gas
natural de instalaciones de ese tipo no presenta ninguna dificultad.
CRONOGRAMA
PROGRAMA DE CONSTRUCCIONES
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Naturalmente, el planteo de una expansión como la señalada exige la
realización de estudios de detalle en los que se deberá tener en cuenta
la localización de la planta de almacenaje que, acá sí, por los
volúmenes importantes con que debe trabajarse resulta necesario contar
con terrenos muy amplios localizados en lugares periféricos de la
ciudad, a los que se pueda acceder sin dificultad, en lo posible por
medio de líneas de transporte para evitar el desplazamiento de camiones
tanque, o bien localizarla en adecuadas vías de acceso.
Conceptualmente el fluido es sacado de su almacenaje y vaporizado, de
manera que es transportado por redes hacia las áreas de consumo sin
necesidad de compresión atento a la alta tensión de vapor que
naturalmente posee a temperatura ambiente. Esta propiedad le confiere,
como se observa, una gran ventaja operativa respecto al gas
manufacturado.
Como se explicó, el sistema puede ser en su integridad diseñado para
operar posteriormente con gas natural. Es por esto que el diseño debe
ser realizado, para el caso que se plantee en el futuro esta
posibilidad, para las características de viscosidad y densidad del gas
natural y poder calorífico del mismo. Resuelto el problema en la nuevas
zonas no hay inconveniente de la coexistencia durante el tiempo que
resulte conveniente de este sistema operativo con el actual de gas
manufacturado, operando naturalmente con líneas independientes.
5.3. Conclusión final
Todo lo expuesto lleva finalmente a concluir que resulta conveniente
iniciar a la brevedad la construcción de la planta de GLP-aire, la que
podría ser realizada durante el año 1993. Completada esta construcción
debería iniciarse de inmediato la reparación del Gasómetro Nº 5,
trabajos que deben ser realizados con cuidadosa prolijidad, por lo que
se estima que demorarán con seguridad parte de 1994 y 1995.
Simultáneamente, es conveniente que se vayan realizando las obras
menores mencionadas a lo largo de este informe y que resultan necesarias
para ir optimizando la operatividad del servicio. Nos estamos refiriendo
a aquellas que son requeridas más urgentemente por el sistema, o sea las
relativas a la planta de producción, sala de compresores, red de
distribución, etc., trabajos estos que necesariamente deberán incluir
la instalación de equipos de medición que posibiliten el control de los
caudales que son librados en cada uno de los gobernadores,
emprendimiento este que se considera por demás prioritario para ir
logrando un mejor manejo operativo del sistema de distribución.
Cumplidas estas etapas se entiende se habrá avanzado considerablemente
en el objetivo propuesto de asegurar un servicio eficiente y confiable
en el área de la ciudad en que actualmente se presta el servicio de gas.
Asimismo, entendemos que una expansión importante obliga, como ya se
dijo, a un análisis en perspectiva que escapa a los objetivos de este
estudio, habiéndose de todos modos considerado imprescindible señalar
los caminos que se interpreta deben ser recorridos en tal sentido.
Setiembre de 1992.
ANEXO II
INDICADORES TECNICO-ECONOMICOS Y FINANCIEROS
Definición el nivel satisfactorio de cada uno de los items siguientes,
cuyo cumplimiento deberá ser acreditado por la empresa operadora
participante a fin de acceder a la etapa siguiente.
a. Capacidad Económica.
1. Patrimonio neto mínimo según 3 (tres
últimos balances auditados (dólares
americanos cincuenta millones) U$S 50.000.000
b. Capacidad Técnica
1. Extensión mínima de la red atendida
(cuatrocientos kilómetros) 400 km
2. Número mínimo de usuarios en dichas
redes (cuarenta y cinco mil) 45.000
3. Energía mínima distribuida por esas redes
(quinientos mil milones de BTU anuales) 500.000 MM BTU
4. Tiempo máximo de reconexión de servicios
standard en la red existente (tres días) 3 días
5. Demora máxima en atender reclamos por
fuga de gas en esas redes (veinticuatro horas) 24 horas
6. Desarrollo de redes bajo su asistencia en los
últimos 10 años, mínimo cincuenta kilómetros 50 km