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Uniper SE ha adjudicado al grupo español de ingeniería y tecnología SENER y al contratista alemán de proyectos llave en mano (EPC) MMEC Mannesmann GmbH un importante contrato llave en mano para la planta de cogeneración a gas natural en su actual central eléctrica en Scholven/Gelsenkirchen (Alemania).

El contrato se firmó el 26 de septiembre de 2019 en la sede de Uniper en Dusseldorf y han participado, entre otros, el director de operaciones de Uniper, Eckhardt Rümmler, el director comercial de Energía de SENER, Borja Zárraga, y el director ejecutivo de MMEC, Oliver Apelt.

Entre los equipos principales que se suministrarán se encuentran dos turbinas de gas con sus respectivos generadores, dos calderas de recuperación de calor, una turbina de vapor con su generador y una caldera adicional de combustión directa. Además, como parte del alcance del contrato, SENER y MMEC serán responsables de diseñar, suministrar, instalar, realizar la puesta en marcha y poner en servicio los equipos principales, así como los equipos y servicios asociados necesarios (equipos eléctricos, instrumentación y sistema de control, obra civil, equipos auxiliares). La construcción de la nueva planta de CHP comenzará ya en 2020.

Uniper es una compañía energética internacional que genera, comercializa y distribuye energía a gran escala, con 11 000 empleados en 40 países y alrededor de 34 GW de capacidad de generación.

En julio se anunciaron 34 contratos de centrales eléctricas en Europa, lo que supone un descenso del 32% en relación con la media de los últimos 12 meses, que es de 50, según GlobalData.

Power Plant ocupó el primer lugar en comparación con otras categorías de licitaciones de energía en Europa en julio de 2019, con 34 contratos y una participación del 45,3%, seguido por Generation Equipment con 17 contratos y una participación del 22,7% y T&D Equipment con ocho contratos y una participación del 10,7% durante el mes.

La proporción de contratos por categoría seguida por GlobalData en el mes fue la siguiente:

  • Implementación del proyecto: 31 contratos y una cuota del 91,2%.
  • Consultoría y Servicios Similares: dos contratos y una cuota del 5,9%.
  • Reparación, mantenimiento, actualización y otros: un contrato y una participación del 2,9%.

La energía solar es la mejor tecnología para los contratos de centrales eléctricas en Europa en julio de 2019

En cuanto a los contratos de centrales eléctricas por tipo de tecnología en Europa, la solar supuso 19 contratos con una cuota del 55,9%, seguida de la eólica con 11 contratos y una cuota del 32,4% y la térmica con dos contratos y una cuota del 5,9%.

Contratos de centrales eléctricas en Europa en julio de 2019: las principales empresas por capacidad

Los principales emisores de contratos de centrales eléctricas para el mes en términos de capacidad de energía implicados en Europa fueron:

  • La Autoridad Reguladora de la Energía (Grecia): 322,44 MW de 27 contratos.
  • Volkswagen Kraftwerk (Alemania): 288 MW de un contrato.
  • TEAG Thuringer Energie: 63 MW de capacidad a partir de un contrato.

Contratos de centrales eléctricas en Europa en julio de 2019: Principales ganadores por capacidad

Los principales ganadores de los contratos del mes en términos de capacidad de energía implicados en Europa fueron:

  • Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe (Alemania): 288MW de un contrato.
  • Spes Solaris (Grecia): 75,58 MW de siete contratos.
  • MAN Energy Solutions (Alemania): 63 MW de capacidad a partir de un contrato.

 

Siemens Finlandia ha creado una nueva empresa para ampliar la actividad de su central eléctrica virtual. Vibeco (Virtual Buildings Ecosystem) es un enfoque innovador con el objetivo de aumentar los beneficios de los sistemas energéticos, cada vez más descentralizados. El centro de esta empresa es una plataforma de software, operada por Siemens, que equilibra de forma inteligente cargas eléctricas de edificios que han sido conectados en una microrred, la incorporación de energías renovables y el almacenamiento de energía.

La nueva plataforma de servicios de centrales eléctricas virtuales (VPP) es una respuesta a la demanda digitalizada que permite, por primera vez, combinar las pequeñas cargas eléctricas de edificios o emplazamientos industriales, de modo que los operadores de la construcción puedan revender la energía al mercado de reserva, con el objetivo último de aumentar la flexibilidad de la electricidad.

Con esta tecnología estamos configurando un nuevo mercado en el límite de la red“, explicó. Cedrik Neike, Director General de Siemens Smart Infrastructure. “Junto con el Gobierno de Finlandia, somos pioneros en un modelo de sistemas energéticos descentralizados que benefician a los servicios públicos, a las empresas y a la sociedad. La complejidad de equilibrar las cargas entre edificios, la red e incluso con infraestructura eMobility requiere un dominio de la demanda y oferta“.

El servicio VPP ayuda a equilibrar el consumo de energía y disminuye por tanto, la necesidad de reserva y, en consecuencia, la reduce las emisiones de dióxido de carbono. El operador nacional de red, Fingrid, compensa a los propietarios cuando el VPP se alimenta energía en la red pública. Así mismo, el Ministerio de Economía y Empleo de Finlandia está concediendo una subvención de 8,4 millones de euros para las inversiones tecnológicas necesarias.

Siemens ya tiene dos clientes potenciales para su enfoque VPP: los ferrocarriles finlandeses para conectar la icónica Estación Central de Helsinki, así como dos estaciones de tren en una microrred en vistas a crear una planta de energía virtual.

La energía renovable es un reto para todo el sistema energético Queremos estar preparados para el cambio” afirma Juha Antti Juutinen, Director de Bienes Raíces de la empresa finlandesa de Ferrocarriles.

Lappeenranta, una ciudad de 75.000 habitantes cercana a la frontera con Rusia, comenzará construyendo nueve edificios públicos a escala para conectar otros 50 edificios más a una ciudad microgrid (redes de energía personalizadas para empresas, instituciones o familias).

El servicio de la central eléctrica virtual disminuye el impacto ambiental de la ciudad y genera ingresos adicionales“, dice Markku Mäki-Hokkonen, Gerente de Desarrollo de la ciudad de Lappeenranta.

La plataforma VPP de Siemens se aprovecha la optimización energética del centro comercial Sello, una propiedad de 100.000 m2 situada en las afueras de Helsinki. La microrred de Sello combina la eficiencia energética y el almacenamiento, la optimización de las puntas de carga y la producción propia de electricidad. Además, el suministro de energía adicional al mercado de las reservas ha generado unos ingresos anuales de alrededor de 650.00euros anuales para los propietarios del centro.

Rolls-Royce ha firmado un contrato con el contratista EPC TTS Martin, s.r.o. para el suministro de una central eléctrica de 28 MWe para la empresa estatal de servicios públicos Martinska teplarenska, a.s. en Eslovaquia. La planta estará equipada con tres motores de gas natural Rolls-Royce Bergen B35: 40V20AG2 y cuatro calderas de agua caliente, que reemplazarán la actual operación con carbón. Además de electricidad, los motores y calderas suministrarán más de 28 MW de calor a la mayoría de los 60,000 habitantes de las ciudades de Martin y Vrutky.

La planta de calefacción urbana Martinska teplarenska utiliza actualmente lignito de baja calidad para la producción de calor, que es de bajo rendimiento y no ecológico. Especialmente en las condiciones que prevalecen en la región de Martin, que está rodeada de montañas y es incapaz de disipar la contaminación, es crucial buscar las soluciones más eficientes y ecológicas para la producción de calor y energía.

La modernización de la planta de calefacción urbana es parte de la estrategia de Martinska teplarenska hacia el suministro de energía ecológica y sostenible y la reducción de sus operaciones con carbón. Tomaron la decisión estratégica de invertir en motores recíprocos a gas y calderas de gas como una solución a más largo plazo que los sistemas de postratamiento de gases de escape para reducir las emisiones emitidas por las centrales eléctricas de carbón. La serie de gases B35:40 cumple con los requisitos de emisiones cada vez más estrictos, con emisiones excepcionalmente bajas de NOx, CO y UHC combinadas.

Se prevé que la nueva planta Martinska teplarenska entre en operación comercial a principios de 2020, y será la segunda central eléctrica de Rolls-Royce con motores a gas B35: 40 Bergen en Eslovaquia. La primera se pondrá en marcha en mayo, generando un total de 37 MWe de calor y energía para la empresa de calefacción urbana Teplaren Kosice, a. s.

Los motores de velocidad media Rolls-Royce están diseñados de manera flexible para diferentes modos de operación y se pueden usar para generar carga base, potencia máxima u operar en ciclo combinado. Al utilizar el agua caliente de los motores, la planta se usará para la calefacción de distrito del área circundante. El calor de los motores también se puede utilizar para producir vapor en los generadores de vapor de recuperación de calor para abastecer a los clientes industriales si es necesario.

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Continuando con su compromiso de invertir en sus flotas de turbinas de gas para mantener su competitividad en el dinámico mercado energético actual, GE ha anunciado el lanzamiento de la nueva mejora de alta eficiencia, GT26 HE, junto a Uniper para la central eléctrica de Enfield en Londres.

La mejora GT26 HE también marca otros hitos de GE:

• La primera mejora que aúna la tecnología y las capacidades de las flotas de clase H y F de GE, líderes en la industria, para crear una solución fiable para los operadores de centrales energéticas eléctricas GT26.
• También es la primera mejora en la que se ha combinado la tecnología y experiencia de GE y Alstom a través de todos los componentes principales de la turbina de gas.

Los beneficios clave del rendimiento incluyen:

• Mayor eficiencia para centrales de ciclo combinado:
o Por un lado, aporta un +2% de incremento de la eficacia de la carga base que se traduce en un ahorro de combustible de hasta 4 millones de dólares anuales por unidad.
o Por otra parte, supone hasta un 1% más de eficiencia de carga parcial, esto representa un ahorro de 1 millón de dólares en combustible al año, por unidad.
• Aumento de la capacidad de producción adicional por unidad, desde 15 MW hasta 55 MW, mejorando las oportunidades de ingresos.
• Ampliación de los intervalos entre inspecciones hasta las 32.000 horas, reduciendo así los costes a largo plazo por mantenimiento.

Ayudando a revitalizar la central eléctrica Enfield de Uniper

La planta de energía Enfield de Uniper, en Londres, será la primera en instalar la nueva tecnología GT26 HE en 2020 y beneficiarse de mejoras de rendimiento que GE pretende superar. Estas mejoras incluyen un aumento de la potencia (en megavatios), mejora de la eficiencia de la planta y de las turbinas de gas y ampliación de los intervalos de mantenimiento y de las horas de operación. Esto permitirá que Enfield pueda mejorar constantemente su posición en el competitivo mercado energético de Reino Unido y aumentar sus horas de funcionamiento anuales.

La aplicación de tecnología de clase H impulsa el rendimiento de alta eficiencia

La mejora GT26 HE presenta un avance en términos de eficiencia, rendimiento e intervalos de mantenimiento. Se ha desarrollado en parte con tecnología de la turbina de gas HA, la más grande y eficiente de la industria, con piezas elaboradas con tecnologías de fabricación aditiva e innovaciones en aerodinámica, materiales y el proceso de combustión. Incorpora avances tecnológicos en todos los componentes principales de la turbina GT26 (turbina, compresor y cámara de combustión) para llevar el rendimiento de la turbina a un nuevo nivel, reduciendo significativamente los costes de combustible, y al mismo tiempo que prolongando los intervalos de mantenimiento y aumentando la producción a plena carga.

Esta solución también destaca elementos de ingeniería únicos gracias a los centros de investigación y desarrollo de GE en Estados Unidos y Suiza e incluye:

• Una turbina de baja presión utilizada en la tecnología de la clase H de GE.
• Mejoras en la turbina de alta presión para aumentar la eficiencia utilizando la tecnología de clase F de GE.
• Ingeniería avanzada en la cámara de combustión que incorpora piezas de fabricación aditiva para ofrecer una alta eficiencia, y reduce las necesidades de refrigeración en aproximadamente un 15%, así como las emisiones relativas.
• Una nueva configuración del compresor de perfil aerodinámico 3D para proporcionar el mejor rendimiento de carga base y carga parcial de su clase.

Siemensha firmado un acuerdo, junto a TSK y Eranove, para poner en marcha la primera planta de ciclo combinado en la República Togolesa. La central eléctrica recibirá el nombre de Kékéli Efficient Power y se ubicará en la capital del país africano, Lomé.

Este proyecto supone un hito en la producción energética del país, ya que esta modalidad de centrales térmicas son las más eficientes del mundo. Siemens dará apoyo en las fases previas a la puesta en marcha de la planta y en las etapas posteriores, tanto a Eranove como a TSK, empresa encargada de ejecutar el proyecto bajo la modalidad EPC.

“Estamos muy orgullosos de haber sido adjudicatarios de este importante proyecto en la República Togolesa, un país donde hemos encontrado, además de gente estupenda, extraordinarias oportunidades para trabajar con empresas locales con las que compartir nuestros conocimientos y tecnología. También estamos encantados de tener un cliente como ERANOVE, una empresa que está contribuyendo significativamente a mejorar las infraestructuras energéticas y el nivel de vida en diferentes países de África. Estamos seguros del éxito de este proyecto, en el que trabajamos de manera conjunta con nuestro socio a largo plazo, Siemens, igual que lo han sido los que ya hemos realizado juntos en otros países como Costa de Marfil, Bolivia, Bangladesh, España, Sudáfrica, Marruecos o Kuwait”, dice Joaquín García Rico, CEO de TSK.

La central de Kékéli es un claro ejemplo de cómo las tecnologías de Siemens dan acceso a la electricidad de manera asequible e los países de África occidental y central.

Siemens será la encargada de suministrar a la planta una turbina de gas, SGT800, fabricada en Suecia; y una turbina de vapor, SST200, construida en la India. Además, proveerá de los equipos para el sistema de control de la planta. La central de ciclo combinado contará con una potencia de 65 MW y cubrirá el 30% de la demanda de electricidad del país. Como parte del proyecto, la multinacional será también responsable del mantenimiento de las turbinas necesarias para la evacuación de la energía. Gracias a su flexibilidad, la unidad contribuirá a la estabilización de la red eléctrica en Togo y permitirá una integración sencilla de las energías renovables a la red.

“Es sorprendente ver cuántas economías africanas están creciendo y ganando terreno. Con un buen enfoque y el socio oportuno, podrán desarrollar todo su potencial. Siemens tiene el compromiso de apoyar el crecimiento económico de África de manera sostenible– a través de soluciones y proyectos integrales. La finalidad de nuestra compañía es crear un valor real que perdure en el tiempo en África y para África. Los acuerdos firmados con nuestros socios africanos son un paso importante hacia este objetivo” aseguró Joe Kaeser, presidente y CEO de Siemens AG, durante la firma de este acuerdo durante la cumbre G20- África celebrada en Berlín el pasado 30 de octubre que contó, entre otras personalidades, con la presencia del presidente de la República de Togo, Faure Gnassingbé.

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Rolls-Royce ha firmado un contrato con C-Energy para ampliar la potencia instalada de su central eléctrica con otros 23 MWe. La entrega incluye dos grupos electrógenos a gas basados en el nuevo motor de Rolls-Royce de velocidad media de 20 cilindros en V, B36:45, presentado en PowerGen Asia en septiembre de este año. Rolls-Royce también proporcionará servicio a largo plazo para los nuevos motores.

La nueva serie de motores B36:45 establece un nuevo estándar en potencia y eficiencia con un consumo de combustible y emisiones de NOx, CO2, SOx y partículas excepcionalmente bajos. Con 600 kW por cilindro, ofrece un aumento del 20% en la potencia por cilindro en comparación con su predecesor, el B35:40. El V20 es la variante más grande disponible con una potencia eléctrica de 11,8 MWe.

La central eléctrica existente de 60 MWe de C-Energy se reconstruyó a principios de 2015 con cuatro motores de gas B35:40V20. En aquel momento, esta fue la primera central eléctrica a gas natural, basada en motores de gas de velocidad media en la Región de Bohemia del Sur, preparada para suministrar calor y energía a la red local. Sin embargo, debido a los bajos precios del carbón, la electricidad y el calor en la región aún son generados predominantemente por centrales de carbón. Por tanto, la ampliación de la planta de gas se considera un paso adicional hacia un futuro verde para la región y el país.

Con la ampliación, la central generará, a partir de finales de 2019, un total de 83 MWe de electricidad y calefacción para empresas y hogares en la ciudad cercana de Tabor/Sezimovo Ústí, a unos 100 km al sureste de la capital, Praga.

La entrega de cuatro motores Rolls-Royce, entre otras inversiones, ayudó a transformar la antigua planta de calefacción central a carbón en una moderna planta de energía en 2015. Actualmente, la planta no solo suministra electricidad a la red y calor a clientes industriales y municipios, sino que también proporciona servicios auxiliares a la red de alta tensión. El suministro de los nuevos motores Rolls-Royce permitirá a la planta aumentar su flexibilidad, proporcionar una gama más amplia de servicios y, por lo tanto, seguir siendo competitiva en el mercado energético paneuropeo.

Los motores de velocidad media Rolls-Royce permitirán a C-Energy operar la planta de manera eficiente, tanto en términos de coste como de tiempo. Tanto el B35:40 como el nuevo B36:45, motores de gas de velocidad media, están diseñados de manera flexible para diferentes modos de operación. Se pueden usar para generar en carga base o una potencia máxima o pueden funcionar en ciclo combinado. El calor de los motores se puede utilizar para generar vapor en los generadores de vapor de recuperación de calor, y el vapor se suministra a clientes industriales para sus necesidades tecnológicas. La planta de energía también se puede utilizar para calefacción urbana utilizando el agua caliente de los motores.

La capacidad de arranque rápido de los motores implica que pueden alcanzar su carga nominal en cinco minutos, lo que da a la planta acceso a la cantidad de energía y calor necesarios en un corto espacio de tiempo. Además, los nuevos motores estarán certificados para proporcionar regulación primaria y secundaria a la red.

La energía limpia, segura e ininterrumpida se encuentra en el núcleo de la planta de generación Schofield de 50 MW de Hawaiian Electric. Wärtsilä ha firmado un acuerdo de asesoramiento operativo y de mantenimiento de la central eléctrica, ubicada en la isla de Oahu, a 40 km de Honolulu. El acuerdo ayudará a la empresa a maximizar la disponibilidad y la eficiencia de la central eléctrica.

Durante 10 años Wärtsilä proporcionará servicios de asesoramiento y mantenimiento que ayuden a garantizar la generación de energía fiable de la planta, que se utiliza principalmente para cubrir picos de carga. La central eléctrica de respuesta rápida aumenta la generación flexible de energía y ayuda a Hawai a alcanzar su objetivo de energía 100% renovable para 2045.

El acuerdo de asesoramiento operativo y de mantenimiento entre Wärtsilä y Hawaiian Electric Co. se ejecutó en mayo de 2018. Responde a una variedad de necesidades de Hawaiian Electric Company, desde soporte de mantenimiento, soporte técnico y reducción del tiempo de interrupción, a la vez que ayuda a controlar el coste.

El acuerdo abarca el soporte operativo, la planificación de mantenimiento, el mantenimiento mayor, las auditorías trimestrales, los servicios de ciberseguridad del Sistemas de Control Industrial y las piezas de repuesto originales programadas.

La planta funciona con biodiesel de ultra bajo contenido en azufre y diesel como combustible secundario y tiene la capacidad de usar biogás o gas natural en el futuro. La planta también proporcionará la capacidad de “arranque en negro”, que mejora la resiliencia en caso de desastres naturales como huracanes o tsunamis.

En Oahu, la capacidad instalada de los sistemas fotovoltaicos solares es la más alta per cápita de EE.UU. Por lo tanto, es crucial tener una capacidad de generación de arranque rápido que pueda responder a los cambios en la generación de energía eólica y solar. Los estándares de la cartera de renovables de Hawai requieren que la generación sea renovable en un 30% en 2020, 40% en 2030, 70% en 2040 y 100% en 2045. Las instalaciones de Wärtsilä ayudarán a la empresa a alcanzar esos puntos de referencia.

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MAN Energy Solutions ha ganado el pedido de Oman Liquefied Natural Gas LLC (Oman LNG) para equipar una nueva central eléctrica con nueve motores de gas MAN 51/60. La central eléctrica se ubicará en Qalhat, al sureste de Muscat en el Golfo de Omán, y proporcionará 120 MW de potencia a la instalación de GNL existente de Oman LNG. Reemplazará una planta de turbina de gas existente. De hecho, este segmento de mercado ha estado completamente dominado por las turbinas de gas en el pasado, por lo que ésta es una instalación pionera que mostrará que el motor a gas MAN 51/60 es ideal para esta aplicación.

La nueva central eléctrica debe ser capaz de utilizar una variedad de diferentes composiciones de gases y números de metano con un limitado acondicionamiento o mezcla de gases. Para gestionar esto, MAN Energy Solutions ha desarrollado estrategias de control para garantizar que los motores se adapten a la configuración de gas predominante en tiempo real para un rendimiento óptimo.

Como combustible, la nueva planta utiliza gases derivados del proceso de licuefacción, que pueden contener componentes altamente inertes en el combustible y, por lo tanto, pueden tener valores caloríficos mucho más bajos. Gracias a su diseño personalizado, los motores podrán proporcionar la potencia requerida, incluso a temperaturas ambiente de hasta 48 °C.

En comparación con la planta existente, los motores MAN reducirán significativamente el consumo de combustible y las emisiones de gases de efecto invernadero de la central eléctrica de Oman LNG, mientras que el enfoque de diseño modular garantiza una disponibilidad general superior.

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La subsidiaria de Rolls-Royce Power Systems, Bergen Engines, ha firmado contratos para la entrega de dos centrales eléctricas en Bangladesh, con un valor de contrato de 133 M€. Los envíos para Confidence Power Rangpur Limited están destinados a una central eléctrica en Rangpur con una potencia eléctrica de 112 MW. Será suministrada este año. Una segunda central eléctrica similar está programada para ser entregada en 2018. Esta central eléctrica de 150 MW está destinada a Midland East Power Ltd y se ubicará en Ashuganj. Dentro de los contratos también están el suministro de piezas de repuesto durante 15 años.

Estos contratos forman parte del ambicioso plan del gobierno de Bangladesh de duplicar la capacidad de generación eléctrica a 38.000 MW para satisfacer una demanda prevista de unos 33.000 MW para el 2030. Para alcanzar este objetivo será necesario un aumento sustancial de 9.000 MW en los próximos cuatro solo años – y aquí es donde entran los motores de velocidad media. Una central eléctrica basada en motores de combustión interna se construye fácilmente en tan solo un año, mientras que otras alternativas pueden llevar hasta siete años.

 

Estamos encantados de haber sido elegidos para ayudar a desarrollar el sector energético en Bangladesh,” comenta Jeff Elliott, Director General de Bergen Engines. Bergen Engines entregó su primer motogenerador Rolls-Royce en Bangladesh en 2001, y desde entonces ha construido centrales eléctricas que cubren más del 5% del suministro de energía del país.

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