Demanda Gas natural

Universidad Nacional de IngenieraFacultad de Ingeniera Qumica y Textil

DISEO DE PLANTA REGASIFICADORA CAJAMARCA

1. ResumenEl presente trabajo trata acerca del diseo, estudio ambiental, presupuesto y factibilidad econmica, as como mencin de oportunidades de optimizacin de una planta satlite de regasificacin en la ciudad de Cajamarca con una capacidad estimada para el ao 2019 con la finalidad de satisfacer toda la demanda actual y dar cierta capacidad de holgura para satisfacer las demandas posteriores hasta que se realicen las ampliaciones correspondientes.

2. AntecedentesLa planta de regasificacin se realiz teniendo como sustento las bases del proyecto estatal Masificacin del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional, proyecto por el cual el comit de PROINVERSIN en Proyectos de Energa e Hidrocarburos-PRO CONECTIVIDAD convoc a Concurso Pblico Internacional, con la finalidad de obtener adjudicatarios a quienes el Estado Peruano, a travs del Ministerio de Energa y Minas, otorg las concesiones de distribucin del gas natural por red de ductos en el Norte (Cajamarca, Lambayeque, Chiclayo, Trujillo, Pacasmayo, Chimbote y Huaraz) y en el Sur Oeste (Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna).Cada concesin incluye el diseo, financiamiento, construccin, operacin y mantenimiento de la infraestructura necesaria para prestar el servicio de distribucin de gas natural de acuerdo a los respectivos contratos, por el plazo y con los derechos y obligaciones que establezca cada contrato., segn se seala en los Aspectos Generales de las bases del concurso.La ciudad de Cajamarca, ubicada al norte del pas, tiene un mercado de combustibles para cada sector: Residencial y comercial, automotor e industrial, mercados a los cuales se tendr llegada asumiendo que el Gas Natural ser el combustible sustituto de los combustibles empleados en ellos.

3. Objetivos Regasificar el Gas Natural Licuado proveniente de Pampa Melchorita para su posterior distribucin y abastecimiento mediante una red de ductos a la ciudad de Cajamarca. Contribuir a la masificacin y uso de Gas Natural a nivel nacional mediante el diseo de la planta de regasificacin, estudios de factibilidades y distribucin de este combustible.

4. Descripcin del procesoReciben el nombre de Plantas Satlite de GNL el conjunto de instalaciones de almacenamiento, regasificacin y regulacin destinadas a suministrar gas natural a consumos locales situados en zonas no abastecidas por redes de gas natural canalizado, y en las que el abastecimiento se efecta mediante la descarga de cisternas que por va terrestre transportan el GNL desde una planta de almacenamiento de mayor entidad.El transporte de GNL desde pampa Melchorita hacia la planta satlite de regasificacin se har mediante cisternas de 56 m3 las cuales sern llenadas al 85%, es decir se aprovecharn 48 m3 de su capacidad.La presin en el interior de la cisterna cargada en el momento de su salida de la estacin de carga es de 0.3-0.4 bar y el GNL estar a una temperatura de -158 C aproximadamente, durante el desplazamiento por la carretera hasta la planta satlite, el gas seguir calentndose dentro de la cisterna, lo que har que llegue a la planta regasificadora a un rango de presin de 0.8-1.6 bar, dependiendo del trayecto, lo que har que llegue a la planta satlite de destino a una temperatura de -154 a -149.5 C.La descarga de GNL se realizar mediante la apertura de vlvulas y el combustible, que se halla a un nivel superior al regasificador, fluir por efectos de la gravedad y vasos comunicantes al regasificador de descarga.Finalizada la descarga se debe cerrar las vlvulas, purgar las mangueras y presurizar la cisterna para su retorno.El tiempo aproximado de descarga es de 1 a 2 horas como mximo.Una vez que el GNL se encuentre en los tanques de almacenamiento ser bombeado hacia el mdulo de vaporizacin, donde a travs de intercambiadores de calor el gas licuado se regasificar para su envo a los siguientes mdulos, los cuales son el de regulacin, donde se efectuar el proceso de odorizado y finalmente al mdulo de control, donde se verificar las condiciones ptimas de salida del Gas Natural para que sea distribuido mediante la red de ductos.Mdulos de la Planta Satlite de Regasificacin Mdulo de descarga de cisternas Mdulo de depsito o almacenamiento Mdulo de vaporizacin Mdulo de regulacin (odorizado) Mdulo de control.

5. Diagrama de flujo de proceso

6. Listado de equipos Bombas criognicas FLUIDOGNL

Caudal7.84 m3/h

Densidad (-140C, 4bar)390.93 Kg/m3

Presin de origen4 bar

Presin de impulsin40 bar

Tanque vertical de almacenamientoFLUIDOGNL

Presin trabajo5 bar

Temperatura de diseo-196C

Depsito interiorAcero inoxidable austentico

Depsito exteriorAcero al carbono

Cmara intermediaCon vaco y aislante

Altura23 m

Volumen240 m3

Elementos incorporados Venteo con apagallamas Sensor para medicin de vaco Conexin unificada de llenado Indicador de nivel, presin y nivel de lquido

Regasificador atmosfrico

FLUIDOGN

Temperatura de entrada a regasificador-140C

Temperatura de vaporizacin de GNL-87C

Temperatura de salida del regasificadorGeneralmente 25C por debajo de T amb.

Regasificador de descargaFLUIDOGN

Caudal7.84 m3/h

Densidad (-140C, 4bar)390.93 Kg/m3

OdorizadorFLUIDOGN

Temperatura mxima de diseo80C

Temperatura mnima de diseo-170C

Presin de diseo120 bar

7. Estimacin de factibilidad econmicaSe ha analizado la factibilidad econmica de nuestro proyecto para ver la rentabilidad del mismo.7.1. Costos del proyectoComo principales costos produccin se han tomado en cuenta los costos de venta de GNL desde Pampa Melchorita, as como el transporte mediante cisternas. Costo de GNL (Pampa Melchorita): 3 USD/MMBTU Costo de transporte de GNL mediante cisternas: 1.5 USD/MMBTU Costo total: 4.5 USD/MMBTU

Otros costos del proyecto son los que hemos tomado como inversin, es decir, la compra de equipos necesarios para que la planta pueda operar.Entre los principales equipos tenemos: 2 Bombas criognicas: 62 000 USD 2 Regasificador atmosfrico: 2 710 600 USD 2 Regasificadores de descarga: 10 000 USD 1 equipo odorizador: 4 000 USD 2 tanques verticales de almacenamiento: 362 000 USD Costo total de Inversin: 23 148 600 USD

7.2. IngresosPara el caso de los ingresos se ha tomado en cuenta las ventas de gas natural ao a ao de acuerdo a la demanda estimada y precio de venta de GN en USD/MMBTU.De esta manera tuvimos un valor por ingresos de:

AoIngreso (USD/ao)

20130

20146,337,809.26

20157,104,182.40

20167,964,968.11

20178,901,555.43

20189,937,613.83

201911,097,165.60

202012,398,482.29

202113,860,515.31

202215,504,394.63

202317,314,836.69

202419,353,990.86

202521,607,583.66

202624,093,716.91

202726,888,378.40

202829,968,245.26

202933,500,161.03

203037,561,400.23

203141,869,387.54

203246,648,037.83

203351,944,889.60

203457,811,709.83

7.3. EgresosPara los egresos tomamos en cuenta el costo de compra de GNL y el costo de transporte de GNL mediante cisternas teniendo en cuenta la demanda ao a ao.Estos fueron los egresos obtenidos:AoEgresos (USD/ao)

20130

20143,561,730.74

20153,992,418.17

20164,476,163.70

20175,002,508.33

20185,584,753.85

20196,236,400.34

20206,967,716.08

20217,789,351.41

20228,713,180.96

20239,730,615.67

202410,876,582.33

202512,143,059.50

202613,540,220.08

202715,110,767.77

202816,841,595.57

202918,826,466.44

203021,108,807.22

203123,529,815.83

203226,215,328.28

203329,192,060.30

203432,489,103.98

7.4. Indicadores de Factibilidad

Del anlisis de los flujos de caja acumulados se deduce un periodo de retorno de 17 aos, es decir, que hasta el sexto ao no se recuperara la inversin inicial. La tasa interna de retorno (TIR), ha resultado ser del 12 %. Al ser esta cifra mayor que la tasa de descuento (10 %), se puede considerar que la instalacin de la planta satlite es recomendable, ya que generara ingresos extra al inversor. El ndice de valor actual neto (VAN) es positivo, concretamente de 8,383,349.51 USD lo que indica que la posible ejecucin del presente proyecto generara beneficios significativos.

8. Aspectos de seguridad

9. Aspectos ambientalesCalidad del air0eLa fase del enfriamiento de los nuevos tanques, previo a su carga inicial de GNL, se realizar con Gas Nitrgeno y posteriormente con GNL. No se realizarn emisiones a la atmsfera durante esta fase.En esta fase de operacin, las emisiones puntuales de gas natural seran las procedentes de las vlvulas de seguridad del tanque. Se generan solamente en caso de emergencia grave, ya que durante los diferentes trasvases que se realizan desde auto tanque a tanque los vapores existentes en el tanque o se trasvasan al auto tanque o se comprimen en los equipos ya existentes para mantener baja la presin en el interior del tanque. En caso de emergencia "normal", los vapores de Gas Nitrgeno se ventearan a la antorcha.La antorcha existente servir para ventear los gases que se pudieran generar en los nuevos tanques. Se debe tener en cuenta que ventear a antorcha es ya una emergencia, puesto que se prefiere por razones econmicas, condensar los vapores generados en el relicuador tras ser comprimido por el sistema de compresores de boil-off, equipos que se encuentran ya instalados con este propsito.Tal y como se indica anteriormente, pueden existir emisiones puntuales y difusas (COV's) durante algunas operaciones que se lleva a cabo en la actividad, corno pueden ser: Purgado de lneas para tareas de mantenimiento Pequeas fugas accidentales de producto (evaporacin de producto del charco formado) Fugas pequeas difusas a travs de juntas y unionesPara minimizar las emisiones durante la operacin de los nuevos tanques, disponen de todas las medidas de seguridad que se mencionan anteriormente. Hay que tener en cuenta en la operacin normal de la planta las nicas emisiones asumibles son las difusas, siendo todas las dems accidentales.Por otro lado, se tratar de minimizar las emisiones difusas al mximo ya que son prdidas de producto que adems de ser un dispendio econmico son fuente de riesgos industriales.Considerando los bajos valores de caudal msico que implican las emisiones difusas del tanque, se asume que la posible afectacin a la calidad del aire es un impacto compatible.Emisiones difusasEn fase de operacin de los tanques, estas emisiones de gas proceden de fugas minsculas que pueden tener lugar a travs de las juntas de los diferentes accesorios y conexiones del tanque, as como de las lneas: Bridas y uniones Vlvulas de corte y regulacin Pequeos racores de los instrumentos Vlvulas de purga y tomas de muestrasSe minimizar el nmero de bridas en la terminal, favoreciendo uniones soldadas entre tuberas y vlvulas con el objeto de reducir las posibles emisiones difusas por este concepto.En la planta se instalarn detectores de gas, que en el momento que detecten una fuga harn saltar la alarma correspondiente y aislarn el elemento para detener la fuga.

Ruidos y vibraciones

Durante la fase de operacin de la estacin satlite, los ruidos y vibraciones que se generaran sern los procedentes de las bombas sumergidas durante la operacin de vaciado. Al estar las bombas sumergidas en el tanque, el nivel de ruido generado al exterior se considera muy bajo.Se dispondr de las nuevas bombas secundarias como elementos generadores de ruidos y vibraciones. Todas las bombas se instalaran de forma adecuada, para evitar la generacin y transmisin de las mismas a las conducciones exteriores.Se asume que el impacto ambiental que se causa es compatible ya que no se contribuye apenas a aumentar los niveles de ruido y vibraciones del entorno (Predios de la empresa Ecuacermica).

Agua residuales

La operacin del conjunto de la planta generar las aguas residuales siguientes: Aguas sanitariasSon las generadas por las personas presentes en la planta y oficinas. Se tendr en cuenta que no se aumentar la cantidad mxima de personal presente en la planta debido a los nuevos tanques.Las aguas sanitarias sern conducidas a la red general de alcantarillado de la Ciudad de Riobamba. Aguas pluvialesDurante la fase de operacin del tanque, la recogida de aguas de la red de aguas pluviales se realiza por el techo del tanque y a travs de sumideros situados en las reas de circulacin, pavimentadas con las correspondientes pendientes a dichos sumideros. La red de pluviales evacuar directamente a la red general de drenajes de la Ciudad de Riobamba. Aguas residuales industriales o de procesoDurante la fase de pruebas de resistencia esttica y de estanquidad del tanque, previo a su puesta en servicio con GNL, este se llenar de aguapara proceder a dichas pruebas.En condiciones de operacin normal del tanque no se generarn aguas residuales adicionales a las que ya se generan.

Residuos slidos

La operacin de los nuevos tanques no generara residuo alguno. De igual modo, la operacin de la planta con la incorporacin de los nuevos tanques y el aumento de la capacidad de emisin no generar nuevos residuos a tener en consideracin adems de los que ya se generan en la actualidad.

Suelos y agua subterrneos

El subsuelo y las aguas subterrneas no se vern daados en caso de alguna fuga accidental de producto ya que ste evaporar rpidamente.Adicionalmente, en las zonas en donde es plausible esperar algn tipo de derrame, se dispone de canaletas que conducen el derrame a fosos alejados y dotados de detectores y sistemas automticos de extincin y/o proyeccin de espuma para detener la evaporacin de gas y/o extinguir el fuego.Dado que se dispone de la proteccin suficiente ante posibles fugas o derrames, se asume que el impacto generado sobre el subsuelo y las aguas subterrneas es nulo.

Paisaje

El Paisaje no sufrir de impacto significativo, ya que se trata de una instalacin ms junto a otras instalaciones industriales.

10. Memoria de clculos

1. Estimacin de la demanda de Gas Natural en CajamarcaPara estimar la demanda de Gas Natural en Cajamarca aplicamos la elasticidad (Tasa de crecimiento de la demanda entre la tasa de crecimiento del PBI nacional) de la demanda para los combustibles sustitutos para los sectores principales:

SectorCombustible sustituido

Residencial y comercialGLP

AutomotorGLP automotor y gasolina

IndustrialPetrleo industrial y Diesel

Para estimar la demanda en estos sectores primero se investig el crecimiento econmico desde el ao 2006 hasta el 2013, adems para el estudio de proyecciones del PBI de largo plazo, segn datos en el INEI

AoTasa de crecimiento econmico anual (%)

20067.5

20078.5

20089.1

20091

20108.5

2011 6.5

20126

20135.8

20146.0

20155.7

20165.7

20175.4

20185.3

20195.3

20205.3

20215.2

20225.2

20235.1

20245.1

20255.0

20264.9

20274.9

20284.8

20294.9

20305.0

20314.7

20324.6

20334.6

20344.5

Fuente: INEI, APOYO ConsultoraValores en azul: Valores reales Valores en rojo: Valores proyectados

Hallamos la tasa de crecimiento econmico para el intervalo de aos de 2006-2013:

Tasa de crecimiento econmico 2006-20136.6 %

Con este valor procedemos a hallar la elasticidad para cada combustible de cada sector, y por con siguiente la demanda de combustibles.

A) Sector Residencial y comercial

Demanda de combustible de GLP en Cajamarca (Barriles de GLP)Ao20062007200820092010201120122013

Enero34994207482644795186695968708666

febrero34993503448346545369557468938226

Marzo37764701529353145845679881799955

Abril43034021483150956245733178879241

Mayo377944765115540163067094813110564

Junio425046994840536860256618781110206

Julio404344375281459272567400905811574

Agosto403444215393566160867376929710238

Septiembre344944045242513366416478915410450

Octubre447150895421536362096692945112086

Noviembre385845895274511262446102824010609

Diciembre427645605891534476286844929512523

Total472375310761890615167504081266100266124338

Fuente: OSINERGMIN- SCOP DOCS

Con estos datos hallamos las tasas de crecimiento anual de la demanda de GLP

AoBarriles de GLPTasa de crecimiento anual

200647237-

20075310712.43

20086189016.54

200961516-0.60

20107504021.98

2011812668.30

201210026623.38

201312433824.01


Hallamos la Tasa de crecimiento de la demanda para el intervalo de aos 2006-2013

Tasa de crecimiento de la demanda de GLP 2006-201315.15 %

Entonces la elasticidad de la demanda ser:

Elasticidad2.30

Para hallar la tasa de crecimiento estimada de la demanda de GLP estimada aplicamos la siguiente formula:

AoTasa de crecimiento econmico anual estimada (%)Tasa de crecimiento de la demanda estimada de GLP (%)

20146.013.69

20155.713.08

20165.712.97

20175.412.46

20185.312.21

20195.312.13

20205.312.08

20215.212.03

20225.212.00

20235.111.71

20245.111.71

20255.011.48

20264.911.25

20274.911.25

20284.811.02

20294.911.25

20305.011.48

20314.710.77

20324.610.63

20334.610.50

20344.510.36

Conociendo la tasa de crecimiento de la demanda estimada hallamos la demanda estimada para los siguientes aos, adems conociendo las conversiones de poder calorfico entre los combustibles, podemos hallar los m3 de Gas Natural equivalente.

1 barriles de GLP = 4.18 MMBTU

28 m3 de Gas Natural = 1 MMBTU

Fuente: OSINERGMIN - Mercado y Precios del Gas Natural en el Per

Demanda estimada anual de Gas Natural para el sector residencial y comercial

AoBarriles de GLPEnerga MMBTUm3 Gas naturalm3 Gas natural/da

2014141354590861.61516544125.245326.37

2015159850668170.99718708787.951256.95

2016180584754842.32721135585.257905.71

2017203083848885.21723768786.165119.96

2018227882952547.16926671320.773072.11

20192555181068063.6929905783.281933.65

20202863731197039.2833517099.991827.67

20213208341341084.6937550371.4102877.73

20223593191501954.7242054732.3115218.45

20234013841677785.8346978003.3128706.86

20244483731874201.1752477632.8143774.33

20254998352089308.3558500633.8160275.71

20265560552324308.0665080625.5178303.08

20276185982585739.8972400716.8198358.13

20286867562870641.4180377959.4220213.59

20297640013193523.3289418653.1244982.61

20308516873560052.7199681475.8273099.93

20319434123943461.55110416923.4302512.119

203210437394362830.68122159258.9334682.901

203311533254820898.87134985168.3369822.379

203412728575320542.9148975201.3408151.236

De la misma forma estimamos la demanda de gas natural para los dems sectores.

B) Sector Automotor

B.1) GLP Automotor

AoBarriles de GLPTasa de crecimiento anual

20063386-

2007660695.10

20081290695.37

20099677-25.02

20108555-11.59

20111097428.28

20121320620.34

20139269-29.81


Tasa de crecimiento de la demanda 2006-201324.66 %

Elasticidad3.74

AoTasa de crecimiento econmico anual estimada (%)Tasa de crecimiento de la demanda estimada de GLP automotor (%)

20146.022.3

20155.721.3

20165.721.1

20175.420.3

20185.319.9

20195.319.7

20205.319.7

20215.219.6

20225.219.5

20235.119.1

20245.119.1

20255.018.7

20264.918.3

20274.918.3

20284.817.9

20294.918.3

20305.018.7

20314.717.5

20324.617.3

20334.617.1

20344.516.9

Demanda estimada anual de Gas Natural para el sector automotor

AoBarriles de GLP automotrizEnerga MMBTUm3 Gas naturalm3 Gas natural/da

20141133447375.2941326508.233634.26913

20151374857465.00631609020.184408.27445

20161665069598.10511948746.945339.03272

20172002783712.02272343936.646421.74421

201824008100351.4622809840.947698.19435

201928747120160.4253364491.899217.78601

202034397143778.9244025809.8611029.6161

202141134171941.1314814351.6713190.0046

202249166205513.2815754371.8815765.4024

202358535244674.7716850893.5918769.5715

202469689291298.6618156362.5122346.1987

202582708345718.5479680119.3226520.8749

202697850409013.32711452373.231376.3648

2027115765483896.23113549094.537120.8068

2028136527570680.8211597906343778.2547

2029161522675162.10318904538.951793.2572

2030191697801294.65922436250.561469.1793

2031225302941762.98026369363.472244.8312

20322643021104782.9830933923.584750.4753

20333094711293590.4636220532.999234.3367

20343616791511818.1942330909.3115975.094

B.2) Gasolina

AoGalones/da de GasolinaTasa de crecimiento anual

2006184.07-

2007200.198.76

2008221.9610.88

2009254.2514.55

2010294.2215.72

2011345.7717.52

2012396.9314.80

2013436.129.87



Elasticidad1.99

AoTasa de crecimiento econmico anual estimada (%)Tasa de crecimiento de la demanda estimada de Gasolina (%)

20146.011.9

20155.711.4

20165.711.3

20175.410.8

20185.310.6

20195.310.5

20205.310.5

20215.210.4

20225.210.4

20235.110.2

20245.110.2

20255.010.0

20264.99.8

20274.99.8

20284.89.6

20294.99.8

20305.010.0

20314.79.4

20324.69.2

20334.69.1

20344.59.0

8.1 galones de Gasolina = 1 MMBTU



Demanda estimada anual de Gas Natural para el sector automotor

AoGalones/da de GasolinaEnerga MMBTU/dam3 Gas natural/da

2014487.9560.241686.74

2015543.3967.091878.39

2016604.6074.642089.97

2017670.0182.722316.07

2018741.0691.492561.68

2019819.10101.122831.44

2020904.99111.733128.35

2021999.55123.403455.25

20221,103.67136.263815.17

20231,215.87150.114203.01

20241,339.48165.374630.29

20251,472.97181.855091.76

20261,616.84199.615589.09

20271,774.76219.116134.99

20281,944.57240.076721.98

20292,134.50263.527378.52

20302,347.24289.788113.91

20312,566.76316.888872.73

20322,803.79346.159692.11

20333,059.42377.7110575.77

20343,334.76411.7011527.58

C) Sector Industrial

C.1) Diesel

AoGalones/da de DieselTasa de crecimiento anual

20061,807-

20072,01111.313

20082,1547.109

20092,2625.007

20102,55012.725

20112,86412.344

20122,844-0.710

20132,646-6.958



Elasticidad0.88

AoTasa de crecimiento econmico anual estimada (%)Tasa de crecimiento de la demanda estimada de Diesel (%)

20146.05.27

20155.75.04

20165.74.99

20175.44.80

20185.34.70

20195.34.67

20205.34.65

20215.24.63

20225.24.62

20235.14.51

20245.14.51

20255.04.42

20264.94.33

20274.94.33

20284.84.24

20294.94.33

20305.04.42

20314.74.15

20324.64.09

20334.64.04

20344.53.99

7.3 galones de Diesel = 1 MMBTU



Demanda estimada anual de Gas Natural para el sector Industrial

AoGalones/da de DieselEnerga MMBTU/dam3 Gas natural/da

20142785.49381.5710684.06

20152925.80400.7911222.25

20163071.91420.8111782.69

20173219.26440.9912347.85

20183370.61461.7312928.37

20193527.98483.2813531.98

20203692.00505.7514161.09

20213863.04529.1814817.15

20224041.45553.6215501.44

20234223.60578.5816200.11

20244413.96604.6516930.26

20254609.00631.3717678.36

20264808.59658.7118443.89

20275016.81687.2319242.57

20285229.63716.3920058.84

20295456.09747.4120927.45

20305697.17780.4321852.18

20315933.40812.7922758.24

20326176.33846.0723690.02

20336425.99880.2724647.62

20346682.39915.4025631.09

C.1) Petrleo Industrial

AoGalones/da de Petrleo IndustrialTasa de crecimiento anual

200645.90-

200752.3514.06

200855.165.36

200964.0316.09

201052.05-18.71

201155.186.01

201256.031.54

201368.4522.17



Elasticidad1.01

AoTasa de crecimiento econmico anual estimada (%)Tasa de crecimiento de la demanda estimada de Petrleo Industrial (%)

20146.06.00

20155.75.74

20165.75.69

20175.45.47

20185.35.36

20195.35.32

20205.35.30

20215.25.28

20225.25.26

20235.15.14

20245.15.14

20255.05.04

20264.94.93

20274.94.93

20284.84.83

20294.94.93

20305.05.04

20314.74.72

20324.64.67

20334.64.61

20344.54.55

7.1 galones de Petrleo Industrial = 1 MMBTU



Demanda estimada anual de Gas Natural para el sector Industrial

AoGalones/da de Petrleo IndustrialEnerga MMBTU/dam3 Gas natural/da

201472.5610.22286.15

201576.7210.81302.58

201681.0911.42319.79

201785.5212.05337.27

201890.1012.69355.34

201994.9013.37374.25

202099.9314.07394.07

2021105.2014.82414.88

2022110.7415.60436.71

2023116.4216.40459.14

2024122.4017.24482.72

2025128.5718.11507.02

2026134.9119.00532.04

2027141.5719.94558.30

2028148.4120.90585.28

2029155.7321.93614.16

2030163.5823.04645.09

2031171.3024.13675.57

2032179.3025.25707.08

2033187.5526.42739.65

2034196.0827.62773.28

Demanda General de Gas Natural (m3/da)

AoGasolina a GNDiesel a GNPetrleo Industrial a GNGLP a GNGLP automotor a GNGN TOTAL (m3/da)

20141686.7410684.06286.1545326.373634.2761,617.59

20151878.3911222.25302.5851256.954408.2769,068.44

20162089.9711782.69319.7957905.715339.0377,437.19

20172316.0712347.85337.2765119.966421.7486,542.90

20182561.6812928.37355.3473072.117698.1996,615.69

20192831.4413531.98374.2581933.659217.79107,889.11

20203128.3514161.09394.0791827.6711029.62120,540.80

20213455.2514817.15414.88102877.7313190.00134,755.01

20223815.1715501.44436.71115218.4415765.40150,737.17

20234203.0116200.11459.14128706.8618769.57168,338.69

20244630.2916930.26482.72143774.3422346.20188,163.80

20255091.7617678.36507.02160275.7126520.87210,073.73

20265589.0918443.89532.04178303.0831376.36234,244.47

20276134.9919242.57558.30198358.1337120.81261,414.79

20286721.9820058.84585.28220213.5943778.25291,357.94

20297378.5220927.45614.16244982.6151793.26325,696.01

20308113.9121852.18645.09273099.9361469.18365,180.28

20318872.7322758.24675.57302512.1272244.83407,063.49

20329692.1123690.02707.08334682.9084750.48453,522.59

203310575.7724647.62739.65369822.3899234.34505,019.76

203411527.5825631.09773.28408151.24115975.09562,058.29

Universidad Nacional de IngenieraFacultad de Ingeniera Qumica y Textil

a. Capacidad de la planta de regasificacin de GNLConociendo la demanda de GNL, se tiene planeado empezar a una capacidad mayor que la del 2014(inicio de operacin de la planta), es decir se tiene planeado construir la planta con la demanda del ao 2019 para no tener demanda insatisfecha hasta ese ao, luego se proyecta realizar ampliaciones de la planta para los aos 2019 con la demanda del ao 2024, en el ao 2024 con la demanda del ao 2029 y para el ao 2029 con la demanda estimada del ao 2034.

AoDemanda m3/daDemanda m3/hora

201461,617.592567.39958

201569,068.442877.85167

201677,437.193226.54958

201786,542.903605.95417

201896,615.694025.65375

2019107,889.114495.37958

2020120,540.805022.53333

2021134,755.015614.79208

2022150,737.176280.71542

2023168,338.697014.11208

2024188,163.807840.15833

2025210,073.738753.07208

2026234,244.479760.18625

2027261,414.7910892.2829

2028291,357.9412139.9142

2029325,696.0113570.6671

2030365,180.2815215.845

2031407,063.4916960.9788

2032453,522.5918896.7746

2033505,019.7621042.49

2034562,058.2923419.0954

Por lo tanto nuestro proyecto se basar en la construccin de una planta de regasificacin de LNG para atender una demanda de 4495.38 m3/ hora 4500 m3/ hora de Gas natural

Demanda Gas natural

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