Empresa de servicios públicos de gas natural en California
Southern California Gas Company (que opera como SoCalGas ) es una empresa de servicios públicos con sede en Los Ángeles, California , y una subsidiaria de Sempra . Es el principal proveedor de gas natural para Los Ángeles y el sur de California .
SoCalGas proporciona servicio de gas natural a aproximadamente 21,6 millones de clientes, abarcando aproximadamente 20.000 millas cuadradas de California, desde Visalia en el norte hasta la frontera con México en el sur. [2] El servicio de gas para el condado de San Diego es proporcionado por la empresa hermana San Diego Gas & Electric , y Southwest Gas y el Departamento de Gas y Petróleo de Long Beach (LBGO) separan pequeñas porciones del área del sur de California para el suministro de gas natural.
La empresa brinda servicio de gas para la totalidad o parte de los siguientes condados :
Las raíces de esta compañía de gas se remontan al siglo XIX, cuando nuevos colonos llegaron a Los Ángeles en busca de una nueva frontera. En 1867, Los Angeles Gas Company , precursora de la actual Southern California Gas Company, instaló 43 nuevas lámparas de gas a lo largo de Main Street. [3] El negocio de iluminación a gas estaba dirigido por cinco empresarios que fabricaban el gas a partir de asfalto , una sustancia similar al alquitrán , y más tarde a partir de petróleo .
La empresa disfrutaba de un éxito modesto hasta que Thomas Edison introdujo su luz eléctrica en 1879. Con el futuro incierto del negocio de las lámparas de gas, la empresa comenzó a buscar otros usos para el gas y Los Ángeles pronto tuvo su primera estufa y calentador de gas. Mientras tanto, Pacific Enterprises buscaba expandir su negocio de gas. Fundada en San Francisco en 1886 como Pacific Lighting , la empresa compró varias pequeñas empresas de fabricación y distribución de gas en la zona, incluida Los Angeles Gas Company en 1890. Estas empresas finalmente se convirtieron en Southern California Gas Company.
A principios del siglo XX, el gas natural (un gas incoloro e inodoro que se encuentra asociado con el petróleo subterráneo) comenzaba a ganar atención. El gran avance se produjo con el descubrimiento del campo petrolífero de Buena Vista cerca de Taft, California, en 1909, que incluía una enorme reserva de gas natural. Dado que el gas natural tenía el doble de poder calorífico que el gas manufacturado, la compañía tomó la audaz medida de convertir su sistema a gas natural y construir tuberías por todo el estado. Pronto se encontró gas natural en todo el país y la demanda del combustible crecía rápidamente. Para satisfacer la demanda de los clientes, la empresa comenzó a almacenar gas en grandes tanques de almacenamiento. En 1941, la empresa introdujo un nuevo sistema en el suroeste de Estados Unidos : el almacenamiento subterráneo de gas natural. En 2016, la empresa tenía cuatro instalaciones de almacenamiento subterráneo independientes, todas ellas campos agotados de petróleo y gas reutilizados como almacenamiento de gas. Los cuatro son, en orden de mayor a menor, el campo Aliso Canyon , al norte de Porter Ranch ; Honor Rancho , cerca de Newhall ; el Campo de Gas La Goleta adyacente a Goleta ; y la instalación de almacenamiento de Playa del Rey, al norte de Playa del Rey , cerca del Aeropuerto Internacional de Los Ángeles. [4]
A medida que la población del sur de California crecía, también lo hacía la empresa, hasta convertirse finalmente en la empresa de distribución de gas natural más grande del país, prestando servicios a 19,5 millones de personas a través de 5,5 millones de medidores de gas en más de 530 comunidades. Con sede en Los Ángeles, Southern California Gas Company es una subsidiaria de Sempra , una empresa Fortune 500 con sede en San Diego . Su área de servicio abarca 23.000 millas cuadradas (60.000 km 2 ) de terreno diverso en la mayor parte del centro y sur de California, desde el sur de Sanger hasta la frontera con México .
A finales de 2012, la compañía inició el Proyecto de Instalación Avanzada de Medidores (AMI) que consiste en actualizar más de 6 millones de medidores de gas con el nuevo dispositivo de comunicación Advanced Meter. Este dispositivo está conectado a un medidor de gas analógico que transfiere de forma automática y segura información sobre el uso de gas a los centros de facturación y servicio al cliente de la empresa. La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) ha aprobado un presupuesto de 1.050 millones de dólares para este proyecto, que se espera que esté terminado en 2017.
El 6 de marzo de 2019, SoCalGas anunció un plan para reemplazar el 20 por ciento de su suministro tradicional de gas natural con gas natural renovable (RNG) para 2030. SoCalGas aspira a ser la empresa de gas natural más limpia de América del Norte, lo que planea lograr mediante entregando cada vez más energía renovable a sus clientes. [5] Como parte de este esfuerzo, SoCalGas se ha asociado con la startup Twelve para convertir el CO 2 del biogás crudo en metano . [6]
Impacto medioambiental
En octubre de 2015 comenzó una fuga de gas del almacenamiento subterráneo de gas de Aliso Canyon, liberando metano de manera incontrolable. En diciembre de 2015, miles de personas de Porter Ranch habían sido reubicadas temporalmente y la fuga había añadido más de 150 millones de libras de metano a la atmósfera. [7] [8] La ONG Fondo de Defensa Ambiental calificó el incidente como "sin precedentes en California" y comparó la producción continua de emisiones de gases de efecto invernadero de la fuga con la de 7 millones de automóviles u "8 o 9 plantas alimentadas con carbón". [9] Se estima que el impacto climático de esta fuga a 20 años será el mismo que quemar mil millones de galones de gasolina. [10] Los periodistas han calificado el incidente como "el mayor desastre ambiental desde el derrame de petróleo de Deepwater Horizon ". [11]
La empresa ha abogado por mezclar biogás en los gasoductos de gas natural existentes. Sin embargo, los funcionarios del estado de California han adoptado la posición de que el biogás "se utiliza mejor en sectores de la economía difíciles de electrificar, como la aviación, la industria pesada y el transporte por carretera de larga distancia". [12]
Tuberías
Mapa de la Comisión de Energía de California (PDF)
1944: a la luz de la crisis de escasez de gas de 1943/1944 en el sur de California, se necesita nueva capacidad de almacenamiento. 36 millas de tubería de 16 pulgadas desde el campo de gas La Goleta hasta la estación compresora Venture (propiedad de Southern Counties Co.) construida por Southern Counties Gas Company ($1,083,290), también construyó una planta de deshidratación en Ventura. 66 millas de tubería de 18 pulgadas y 12 millas de tubería de 22 pulgadas entre Ventura y Los Ángeles construidas por Southern California Gas Company ($2,368,900), tubería para este segmento a ser construida por Youngstown Sheet and Tube Co. y AO Smith. Compañía de Milwaukee. Capacidad prevista de 164.000.000 pies cúbicos, aumento de la capacidad de Goleta de 60.000.000 a 200.000.000 pies cúbicos declarado al finalizar. Pacific Lightning Corp. agregó 4 nuevos pozos de gas seco aprovechando recursos antiguos. anunciar: [13] detalles: [14] [15]
Tubería Texas-California (1947): Expediente No. G-675 de la Comisión Federal de Energía . [16] 214 millas de tubería de 30 pulgadas entre Blythe y Santa Fe Springs , construidas en cooperación con Southern Counties Gas Company, que conectan con la línea de 720 millas y 26 pulgadas de El Paso Natural Gas Company entre la estación compresora de Eunice en el condado de Lea, Nuevo México y Blythe se construyen al mismo tiempo. Inicialmente se planeó que fuera de 26 pulgadas. Tuberías por valor de 6.000.000 de dólares producidas por Consolidated Steel (planta de Maywood [17] ), placas de acero fabricadas por Geneva Steel a partir de mineral de hierro de Utah. 175.000.000 pies cúbicos/día inicialmente y 305.000.000 pies cúbicos/día eventualmente con la opción adicional del segmento de 30 pulgadas a 400.000.000 pies cúbicos/día. [a] Costo: $16.225.000 (California), $53.800.000 (EPNG). Contratos de entrega a 30 años. [18] [19] HC Price Co. fue contratada para construir el segmento de California a un costo estimado de $3,750,000. [20] La línea entró en funcionamiento el 13 de noviembre de 1947, y la longitud final se estableció en 212,6 millas. [21] El rendimiento alcanza un nuevo pico de 325.000.000 pies cúbicos/día en marzo de 1950. [22]
operación del segmento existente de 10 millas y 26 pulgadas entre Santa Fe Springs y la estación Spence Street como tramo final del oleoducto Texas-California (G-675) [23] (conjetura: el sistema de distribución de 26 pulgadas de Los Ángeles anteriormente terminaba en Santa Fe Springs o se construyó un oleoducto de 26 pulgadas para transportar petróleo desde el campo de Santa Fe Springs).
8.3 millas de tubería de 30 pulgadas entre Rivera y Garvey en conjunto con Southern Counties Gas Co. y 4 millas de tubería de 30 pulgadas por Southern California Gas Co. exclusivamente entre Garvey y Alhambra. Expediente No. G-1045, autorizado el 28 de julio de 1948. [24] (conjetura: este es el lateral de Pasadena conocido como el punto de conexión para el segmento de 88 millas de G-1079).
88 millas de tubería de 30 pulgadas para recorrer, en parte, el oleoducto Texas-California desde Whitewater hasta un cruce en el lateral de Pasadena cerca de Montebello , expediente n.° G-1079. Con 4.000 caballos de fuerza adicionales en Blythe, esto aumenta la capacidad del tramo de Blythe a Los Ángeles de 305 a 405.000.000 pies cúbicos/día. Autorizado el 10 de septiembre de 1948. [25] Véase también: Expediente de Gas Natural de El Paso No. G-1051. [26] (conjetura: obviamente este debe ser el brazo norte de la división al sur de San Bernardino y se encuentra en el mismo derecho de paso al este de la división por cierta longitud).
15 millas de tubería de 30 pulgadas desde Rivera hasta la estación reguladora en Slauson Boulevard y Western Avenue (la otra parte de G-1079, pero no conectada al segmento de 88 millas)
Tubería del Valle Imperial (1948), Expediente FPC No. G-1040. Ramal [b] de 73 millas y 8 pulgadas desde la línea Texas-California cerca de Desert Center hasta Calexico , 16.000.000 pies cúbicos/día (también indicado: 2.546.000.000 pies cúbicos/año) previstos para el primer año. costo estimado $ 1,150,000. [27] [28] Autorizado en junio de 1948. [29] Terminado el 16 de diciembre de 1948. [30] Artículo de una página del American Gas Journal (marzo de 1948): [31]
Porción de 35 millas en el condado de RIverside de la Línea Moreno , un oleoducto de 85 millas y 16 pulgadas que conecta con la Línea Texas-California de 30 pulgadas cerca de Moreno. La parte del condado de Riverside, Expediente FPC No. G-1157 es un proyecto exclusivo de Southern Counties Gas Company. Capacidad de 40,000,000pies cúbicos/día de gas natural fuera del estado de El Paso. Costo estimado $1.931.700. Autorizado el 25 de mayo de 1949. La porción de 50 millas del condado de San Diego es G-1162. [32] El punto de conexión se encuentra en la frontera del condado.
Notas
^ La porción de California de 30 pulgadas debería tener esa capacidad adicional sobre la porción de EPNG de 26 pulgadas, pero la capacidad del segmento de 30 pulgadas se eleva a 405.000.000 pies cúbicos/día cuando se colocan 88 millas de tubería adicional en G-1079.
^ las fuentes descubiertas no son claras ni consistentes
Referencias
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^ Perfil de la empresa SoCalGas
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