Compañía 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 de 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 mexicana en el sur. [2] El servicio de gas para el condado de San Diego es proporcionado por la empresa de servicios hermana San Diego Gas & Electric , y Southwest Gas y el Departamento de Gas y Petróleo de Long Beach (LBGO) reservan pequeñas porciones del área del sur de California para el suministro de gas natural.
La empresa proporciona servicio de gas para todo o parte de los siguientes condados :
Los orígenes de esta empresa de gas se remontan al siglo XIX, cuando llegaron nuevos colonos 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 a cargo de cinco empresarios que fabricaban el gas a partir de asfalto , una sustancia similar al alquitrán , y más tarde a partir de petróleo .
La empresa estaba disfrutando de un éxito modesto hasta que Thomas Edison introdujo su luz eléctrica en 1879. Como el futuro del negocio de las lámparas de gas era incierto, 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 bajo tierra, estaba empezando a ganar atención. El gran avance se produjo con el descubrimiento del campo petrolífero Buena Vista cerca de Taft, California , en 1909, que incluía un enorme depósito de gas natural. Dado que el gas natural tenía el doble de poder calorífico que el gas manufacturado, la empresa dio el paso audaz de convertir su sistema a gas natural y construir gasoductos por todo el estado. Pronto se encontró gas natural en todo el país y la demanda de 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 los Estados Unidos : el almacenamiento subterráneo de gas natural. En 2016, la empresa tenía cuatro instalaciones de almacenamiento subterráneo independientes, todas ellas campos de petróleo y gas agotados 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 creció, también lo hizo la empresa, que finalmente se convirtió en la empresa de distribución de gas natural más grande del país, al prestar servicio 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 mexicana .
A finales de 2012, la empresa inició el proyecto Advanced Meter Installation (AMI), que consiste en modernizar más de 6 millones de medidores de gas con el nuevo dispositivo de comunicación Advanced Meter. Este dispositivo se conecta a un medidor de gas analógico que transfiere de forma automática y segura la información de uso de gas a los centros de atención al cliente y facturación 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 concluya 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 (GNR) para 2030. SoCalGas tiene como objetivo ser la empresa de servicios de gas natural más limpia de América del Norte, lo que planea lograr 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 CO2 del biogás crudo en metano . [6]
Impacto ambiental
En octubre de 2015 se produjo una fuga de gas del depósito subterráneo de gas de Aliso Canyon, que liberó metano de forma 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 Environmental Defense Fund ha calificado el incidente de "sin precedentes en California" y ha comparado la emisión continua de gases de efecto invernadero de la fuga con la de 7 millones de coches u "8 o 9 plantas de carbón". [9] Se estima que el impacto climático de esta fuga en 20 años será el mismo que el de quemar mil millones de galones de gasolina. [10] Los periodistas han calificado el incidente como "el mayor desastre medioambiental desde el vertido 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 postura 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: en vista de la crisis de escasez de gas de 1943/1944 en el sur de California, se necesitaba 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 se 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), la tubería para este segmento será construida por Youngstown Sheet and Tube Co. y AO Smith Company de Milwaukee. Capacidad planificada de 164,000,000 pies cúbicos, aumento de la capacidad de Goleta de 60,000,000 a 200,000,000 pies cúbicos declarados al finalizar. Pacific Lightning Corp. agregó 4 nuevos pozos de gas seco que aprovechan recursos antiguos. anunciar: [13] detalles: [14] [15]
Línea de gasoducto Texas-California (1947): expediente n.º G-675 de la Comisión Federal de Energía . [16] 214 millas de gasoducto de 30 pulgadas entre Blythe y Santa Fe Springs , construido en cooperación con la Southern Counties Gas Company, que se conecta con la línea de 720 millas y 26 pulgadas de la El Paso Natural Gas Company entre la estación compresora Eunice en el condado de Lea, Nuevo México y Blythe que se está construyendo simultáneamente. Inicialmente se planeó que fuera de 26 pulgadas. Tuberías por un valor de $6,000,000 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 una 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 por 30 años. [18] [19] HC Price Co. contrató la construcción del segmento de California a un costo estimado de $3,750,000. [20] La línea comenzó a funcionar el 13 de noviembre de 1947, 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 de 26 pulgadas entre Santa Fe Springs y la estación Spence Street como el tramo final del oleoducto Texas-California (G-675) [23] (conjetura: el sistema de distribución de 26 pulgadas de Los Ángeles terminaba anteriormente en Santa Fe Springs o había un oleoducto de 26 pulgadas construido para transportar petróleo desde el yacimiento 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 n.º G-1045, autorizado el 28 de julio de 1948. [24] (conjetura: esta es la rama de Pasadena a la que se hace referencia como el punto de conexión para el segmento de 88 millas de G-1079).
88 millas de tubería de 30 pulgadas para unir, en parte, el oleoducto Texas-California desde Whitewater hasta un cruce en el ramal de Pasadena cerca de Montebello , expediente n.º G-1079. Con 4000 hp adicionales en Blythe, esto eleva la capacidad de la sección desde Blythe hasta Los Ángeles de 305 a 405 000 000 pies cúbicos/día. Autorizado el 10 de septiembre de 1948. [25] Véase también: El Paso Natural Gas, expediente n.º 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 durante 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)
Oleoducto del Valle Imperial (1948), expediente FPC n.º G-1040. Ramal de 73 millas de 8 pulgadas [b] 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) en el quinto año esperado. 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 en American Gas Journal (marzo de 1948): [31]
Porción de 35 millas en el condado de Riverside de la línea Moreno , un gasoducto de 85 millas y 16 pulgadas que se conecta a la línea Texas-California de 30 pulgadas cerca de Moreno. La porción del condado de Riverside, expediente FPC n.º G-1157, es un proyecto exclusivo de Southern Counties Gas Company. Capacidad de 40 000 000 pies cúbicos/día de gas natural de El Paso fuera del estado. 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 está en la línea fronteriza del condado.
Notas
^ La porción de California de 30 pulgadas debería tener esa capacidad adicional sobre la porción 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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