Tags Posts tagged with "centrales eléctricas"

centrales eléctricas

0 0

La demanda del mercado industrial se ha incrementado un 1,6% durante el primer trimestre de 2016, siendo el destinatario del 58% de las ventas de gas en este periodo. Así, el mercado industrial continúa siendo el principal demandante de gas, con un 58% del total consumido, seguido del doméstico-comercial, con un 27,3%, y las centrales eléctricas (13%).

La demanda de gas natural en el mercado nacional ha alcanzado la cifra de 89.052 GWh en el primer trimestre de 2016 representando un descenso del 4,3% respecto al mismo periodo del año 2015. Las principales causas son la climatología benigna por la que se ha caracterizado lo que llevamos de 2016 y un descenso de la utilización de ciclos combinados para cubrir la demanda eléctrica.

En el mercado convencional (doméstico-comercial e industria, incluida en esta última la demanda para usos no energéticos) las ventas en el mes de marzo se ha incrementado un 5%, siendo descendente la demanda en los meses de enero y febrero, y bajando en el total del trimestre un 2,5% con relación al mismo periodo de 2015.

Mercado doméstico – comercial

En referencia al mercado convencional, en este caso, doméstico-comercial, se estima que la demanda de gas ha descendido un 11% debido a unas temperaturas más cálidas durante los meses de enero y febrero de este año que ha provocado un menor uso de los sistemas de calefacción respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

Generación en ciclos combinados

Durante estos primeros 3 meses del año los ciclos combinados han experimentado un descenso de la demanda de un 15,2% con respecto al primer trimestre del año pasado. Esto ocurre en un contexto donde la demanda de distribución de electricidad ha bajado en un 1,5% en relación con el primer trimestre del año anterior, según REE.

Tendencia europea de crecimiento en 2015

Según datos hechos públicos recientemente por Eurogas, el consumo de gas de los países Europeos ha crecido un 4% durante 2015 comparado con el ejercicio anterior, principalmente, principalmente fruto de un aumento de las importaciones de gas natural licuado (GNL) gracias a una mayor diversificación de la oferta.

Wärtsilä entra en el negocio de la energía solar ofreciendo soluciones solares fotovoltaicas (PV) a  gran escala. Las nuevas soluciones incluyen centrales eléctricas de energía solar fotovoltaica a partir de 10 MW, y centrales eléctricas híbridas que comprenden plantas de energía solar fotovoltaica y motores de combustión interna. Ambas soluciones se ofrecen llave en mano con servicios completos de ingeniería, construcción y puesta en marcha (EPC). El primer proyecto solar de Wärtsilä se construirá en Jordania.

“Estamos muy satisfechos por ampliar nuestro catálogo con nuevas innovaciones sostenibles y ayudar a nuestros clientes a reducir sus emisiones de carbono. La energía solar a gran escala es un gran negocio cuya base instalada se espera que se multiplique por cuatro hasta los 450 GW en 2025.

Nuestra ventaja competitiva se basa en tres pilares: capacidad global de EPC, una amplia red de ventas y servicios, y una base de clientes existente en 176 países”, dice Javier Cavada, presidente de Wärtsilä Energy Solutions.

Wärtsilä espera un rápido crecimiento en el negocio solar, dando como resultado unas ventas anuales de 300 millones de euros en 2020. Los perfiles de los clientes para las soluciones solares de Wärtsilä son las compañías eléctricas, los productores independientes de electricidad (IPP) y clientes industriales. Las áreas de mayor desarrollo incluyen África, Cercano Oriente, América Latina y el Sudeste Asiático. Wärtsilä adquirirá los paneles solares fotovoltaicos para los proyectos EPC a proveedores líderes de células solares.

Wärtsilä es la primera compañía en ofrecer plantas solares híbridas a gran escala. La solución híbrida combina un parque solar fotovoltaico con una central eléctrica ultra-flexible del tipo Smart Power Generation de Wärtsilä. Las dos unidades operan de forma sincronizada para reducir el consumo de combustible de los motores.

El primer proyecto solar de Wärtsilä es una conversión a central híbrida en Jordania. Combina un parque solar fotovoltaico con la central IPP4, una central eléctrica del tipo Smart Power Generation de 250 MW que comprende 16 motores Wärtsilä 50DF, entregada a AES Jordan en 2014. El alcance EPC de Wärtsilä incluye 46 MW de placas solares con una superficie de 81 hectáreas, así como sus convertidores, cuadros eléctricos, sistemas de control y líneas aéreas de transmisión. El proyecto se incluirá en la cartera de pedidos de Wärtsilä del cuarto trimestre de 2016.

“La unidad solar reducirá la huella de carbono de la central eléctrica mediante el ahorro de combustible durante el día. La experiencia ha demostrado que podemos confiar en la capacidad de EPC de Wärtsilä. Consideramos a Wärtsilä como un socio con una reputación de calidad,” dice Meftaur Rahman, presidente y CEO de AES Jordan.

La base instalada de centrales eléctricas Wärtsilä es de 60 GW en 176 países.

0 2

Podría decirse que las plantas de ciclo combinado, son las centrales eléctricas más desconocidas, pero en España representan el 25% de la potencia instalada y hay diez unidades basadas en esta tecnología y fabricadas por Siemens. Dos en Campo de Gibraltar (Cádiz), tres en Palos de la Frontera (Huelva), dos en Arrúbal (La Rioja) y tres más en Sagunto (Valencia). Hoy en día, estas centrales siguen actuando como el salvavidas más útil para asegurar el sistema de generación de energía en Europa y se encuentran entre las plantas de combustión fósil menos contaminantes del mundo. Su rendimiento termodinámico –es
decir, el porcentaje de energía que se puede obtener del combustible- está en torno al 60% (muy superior al que llegaría una central térmica de carbón).

La clave es su funcionamiento. Esta tecnología genera electricidad a partir del giro de una turbina movida por la combustión de gas natural. Además de la energía eléctrica generada por la propia turbina
de gas, el calor resultante de esta combustión se aprovecha para calentar agua y convertirla en vapor, que se usa en una segunda turbina, que también genera electricidad. Por otro lado, la aplicación de la tecnología de Siemens mejora estos ratios, al reducir en un tercio las emisiones de CO2 –su turbina de gas SGT5-8000H ha marcado un récord mundial, al superar el 60,75% de eficiencia en la planta alemana de Irsching-.

Pese a las ventajas de las centrales de ciclo combinado, en 2015 cubrían sólo el 8,5% de la demanda eléctrica, al tiempo que juegan un papel protagonista para complementar a las fuentes de energía renovables; tan limpias como imprevisibles, ya que producen cuando hay sol y viento. Por todo ello, las plantas de ciclo combinado, que han sido originalmente diseñadas para funcionar principalmente a plena carga, se enfrentan a las difíciles condiciones del mercado: menos horas en operación, disminución de megavatios generados, mayor número de arranques y un mayor control del mercado sobre las reservas de gas. Y lo hacen en un escenario en el que la demanda energética vuelve a crecer, al tiempo que se acentúa el envejecimiento de las centrales. Leer más…

Laurent Dendrael
Responsable del Services para Ciclos Combinados, Siemens España

Artículo publicado en: FuturENERGY Enero-Febrero 2016

0 1

A pesar de que las subvenciones están disminuyendo en Europa, seguirá siendo el mercado más importante del mundo para las centrales eléctricas de biomasa, con 75.000 M€ que se invertirán en los próximos 10 años. El mercado en Asia flaquea en un nivel alto y todavía muestra los mayores aumentos de capacidad del mundo. Estos son los resultados del último análisis de mercado de ecoprog, “Biomass to Power”.

Hoy en día, hay casi 2.900 centrales eléctricas activas de biomasa en todo el mundo, con una capacidad eléctrica de alrededor de 47 GWe. Además, la biomasa se co-incinera en centrales eléctricas de carbón. Esto está sucediendo hasta ahora principalmente en países europeos como Dinamarca, Holanda y Reino Unido. Sin embargo, Japón y Corea del Sur también están aumentando de manera constante la combustión de pellets en las centrales eléctricas de carbón.

En 2024, el número de centrales eléctricas de biomasa aumentará a 4.250, con una potencia total de 71 GW. Esto significa que casi se duplicará la potencia total de las plantas. Los países con los desarrollos más fuertes serán EE.UU., Brasil, China, India, Reino Unido y Francia.

El estímulo del mercado más importante es la concesión de subvenciones para la generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovable, y por ahora más de 140 países han introducido tales regímenes de ayuda. Los planes más atractivos para la generación de electricidad a partir de biomasa sólida se establecen en Europa. En los últimos años, cada vez más países asiáticos también han introducido esas subvenciones a la biomasa.

Los regímenes de ayuda en Europa se han establecido desde hace mucho tiempo y por lo tanto son muy versátiles. En la actualidad, sin embargo, las subvenciones están disminuyendo en muchos países, debido a los altos costes y por razones ecológicas. La República Checa incluso ha eliminado las subvenciones por completo. Alemania, que había sido un mercado gran crecimiento, ha reducido y limitado los incentivos financieros a tal punto que la construcción de plantas adicionales casi ha llegado a un punto muerto.

Francia y el Reino Unido tienen por contraste más nueva y muy atractiva legislación, lo que los convierte en los mercados más dinámicos de Europa. La fiabilidad de planificación también regresará a Polonia a principios de 2016, cuando, después de muchos años de retraso, se introducirá un nuevo sistema de apoyo basado en las subastas.

El mercado asiático de la biomasa no se está desarrollando tan dinámicamente como se esperaba. Los grandes mercados como China e India muestran primeros signos de saturación, por ejemplo, alto precio de los combustibles y la retirada de proyectos. Además, los estados más pequeños de Asia, como Filipinas sólo conceden subsidios bajos y limitados. Muchos agentes del mercado reportan problemas con la logística y el déficit de financiación como las principales razones para que el desarrollo de las capacidades sea lento.

Sin embargo, desde 2017 en adelante, Asia verá un aumento más fuerte de las capacidades que Europa. Esto es debido al hecho de que la mayoría de proyectos a gran escala se realizan en Asia, con capacidades de entre 10 y 30 MWe. En Europa, por el contrario, las plantas pequeñas de hasta 5 MW se benefician más de los regímenes de ayuda locales, por lo que las instalaciones de nueva construcción tendrán una capacidad en ese rango.

Además, en muchos países europeos es obligatorio utilizar el calor residual de las plantas. Las plantas son equipadas, por tanto, con tecnología eficiente para el uso de calor y ubicadas en sitios industriales o en redes de calefacción urbana.

Las plantas de tamaño pequeño, el diseño común de las instalaciones de cogeneración y los altos estándares ambientales en Europa resultan en costes promedio de inversión de 5,6 M€/MWe, que es significativamente más alto que en Asia. Los costes de inversión en Asia, y especialmente en China, son más bajos debido a las plantas estandarizadas que generan electricidad solamente.

En términos monetarios, Europa va a seguir siendo por lo tanto el mercado más importante para las centrales eléctricas a biomasa en los próximos 10 años – a pesar de que el desarrollo de capacidades disminuirá considerablemente en comparación con los últimos 5 años.

Rolls-Royce es hasta ahora el único fabricante de grupos electrógenos diesel en Alemania que ha obtenido la acreditación de la BDEW (Asociación Alemana de Industrias de la Energía y el Agua). El certificado se aplica a los grupos electrógenos diesel MTU Onsite Energy en el rango de potencia de 600 a 3.200 kWe, que cumplen todos los requisitos de la asociación con respecto al código de la red alemana. Por tanto, los operadores de centrales eléctricas distribuidas están autorizados a inyectar la electricidad que generan a la red eléctrica pública. Los productos certificados están basados en los grupos electrógenos estándar probados de MTU basados en los motores de las series 2000 y 4000, cuyos motores eléctricos y componentes electrónicos se han configurado y puesto a punto de acuerdo a los requerimientos especiales del código de red. M.O.E. Moeller Operating Engineering GmbH ha sido la empresa encargada de proporcionar la verificación.

Alemania ha desempeñado un papel pionero en la promoción de códigos de red, con el cierre de grandes centrales eléctricas, se ha producido un crecimiento significativo en la generación de energía distribuida basada en el viento, el agua y la energía solar. Esta transición requiere nuevas formas de pensar y nuevas tecnologías. Las capacidades ya acreditadas de los grupos electrógenos para contribuir a la estabilidad de la frecuencia y tensión, y para ayudar a restablecer el suministro de energía en caso de un corte total de suministro, en general, mejoran la fiabilidad red eléctrica.

Los grupos electrógenos certificados deben ser capaces de realizar dos tareas esenciales: en funcionamiento normal red eléctrica, deben apoyar al operador de la red en el mantenimiento de criterios de calidad como la tensión de la red, y una frecuencia de red de 50 Hz. En el caso de una interrupción de la red eléctrica, deben ser capaces de generar energía continuamente con el fin de evitar que un corte total.

Uno de los primeros grupos electrógenos diesel certificados por BDEW de MTU Onsite Energy se ha instalado y puesto en marcha en una panadería industrial en Alemania. Se basa en un motor diesel de 18 cilindros de la serie 2000 y entrega 1.000 kW. Desde mediados de septiembre, se ha utilizado como respaldo en caso de un corte de energía para salvaguardar la producción de productos de panadería congelados. Cuando hay picos de demanda de energía, cambia para operar en paralelo con la red. Esto ocurre, por ejemplo, al mediodía, cuando la producción está funcionando a pleno rendimiento, y se necesita un flujo ininterrumpido de energía para iluminación, los transportadores, los refrigeradores, la planta de hielo, y para la regulación y el control de las líneas de cocción. Para implementar el grupo electrógeno para la generación de potencia pico y, posiblemente, para funcionar en reserva en una momento posterior, tenía que cumplir con los nuevos requisitos de los códigos de red establecidos por BDEW.

El Secretario de Energía y Presidente del Consejo de Administración de la CFE, Pedro Joaquín Coldwell, y el Director General de la CFE, Enrique Ochoa Reza, han anunciado el inicio de los procesos de licitación de 24 proyectos de infraestructura eléctrica y de gas natural, por una inversión estimada de 9,836 M$. Se trata de ocho proyectos de transporte de gas natural; cuatro centrales eléctricas; tres proyectos de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas; y nueve proyectos de distribución eléctrica. Con estos proyectos se añadirán 2.385 km a la red de gasoductos, 1.442 MW) a la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional, 122 km a la red de transmisión y 2.962 km a la red de distribución.

Transparencia Mexicana acompañará los procesos licitatorios de los ocho gasoductos, de la central geotérmica y de la quinta fase del proyecto de reducción de pérdidas. Los demás proyectos contarán con un testigo social designado por la Secretaría de la Función Pública. Esto a pesar de que por su coste, la CFE no estaría obligada a incluir la participación de esta figura.

En el acto de presentación de estas licitaciones, el Director General de la CFE indicó que con la Reforma Energética, la CFE ha iniciado una nueva etapa como Empresa Productiva del Estado con el objetivo principal de ofrecer un servicio de energía eléctrica de mayor calidad, menor coste y más amigable al medio ambiente. Agregó que para lograr esta meta, es fundamental contar con infraestructura moderna de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como con los gasoductos suficientes para el transporte de gas natural.

cfe_2

El Doctor Ochoa Reza, explicó que con estos gasoductos y los 11 que ya están en construcción y en licitación, la CFE, en armonía con PEMEX y coordinada por la Secretaría de Energía, cumplirá la meta establecida en el Programa Nacional de Infraestructura de incrementar en 75% el Sistema Nacional de Gasoductos, durante el gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto.

Por su parte, el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell agregó que los nuevos gasoductos permitirán atender los requerimientos de energía en las regiones centro, oriente y occidente del país.

Destacó que esta auténtica red de gasoductos permitirá llevar la molécula a las principales zonas industriales y comerciales de la República lo que les permitirá reducir costos. Esto, dijo el Secretario, hará más competitivas a las empresas y al país en su conjunto que será más atractivo para el emplazamiento de nuevas factorías.

En el evento, realizado en el auditorio de la Comisión Federal de Electricidad, también estuvieron presentes Emilio Lozoya Austin, Director General de Pemex, César Emiliano Hernández Ochoa, Subsecretario de Electricidad y David Madero Suárez, Director General del Centro Nacional de Control de Gas Natural.

Los detalles de los proyectos a licitar son:

Gasoductos

Gasoducto Tula – Villa de Reyes. 280 km de longitud. Capacidad 550 MMPCD. Inversión 420 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Gasoducto Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara. 355 km de longitud. Capacidad 1.000 MMPCD. Inversión 555 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Gasoducto Sur de Texas – Tuxpan (Marino). Transportará gas natural por una ruta submarina en el Golfo de México, desde el Sur del estado de Texas, EUA, hasta Tuxpan, Veracruz. 800 km de longitud. Capacidad 2.600 MMPCD. Inversión 3.100 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial junio 2018.
Gasoducto Nueces – Brownsville. Transportará gas natural proveniente del Sur de Estados Unidos y proveerá gas natural al gasoducto Marino. 250 km de longitud. Capacidad 2,600 MMPCD. Inversión 1.550 M$. Publicación de la Solicitud de Propuesta julio 2015, operación comercial junio 2018.
Gasoducto La Laguna – Aguascalientes. 600 km de longitud. Capacidad 1.150 MMPCD. Inversión estimada 1.000 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Ramal Empalme. 20 km de longitud. Capacidad 236 MMPCD. Inversión 35 M$. Publicación prebases agosto 2015, operación comercial abril 2017.
Ramal Hermosillo. Transportará de gas natural proveniente del gasoducto Sásabe – Guaymas, a la CCC Hermosillo (Sonora).48 km de longitud. Capacidad 100 MMPCD. Inversión 68 M$. Publicación prebases agosto 2015, operación comercial junio 2017.
Ramal Topolobampo. Transportará 248 MMPCD de gas natural proveniente del gasoducto El Encino – Topolobampo, a las CCC Noroeste (Topolobampo II) y Topolobampo III, en Sinaloa. 32 km de longitud. Inversión 55 M$. Publicación prebases octubre 2015, operación comercial para marzo 2018.

cfe_3

Centrales de generación

Central Geotérmica Los Azufres III, Fase II. Hidalgo y Zinapécuaro, Michoacán. Se trata de la construcción de una central geotérmica de 25 MW. Publicación prebases 19 de mayo, bases julio 2015 y operación comercial junio 2018. Inversión 63 M$.
Central de Combustión Interna (Dual) Baja California Sur VI. La Paz, Baja California Sur. Se trata de la construcción de una central de combustión interna con motor dual de combustóleo y gas natural. Tendrá una capacidad de 42 MW. Inversión 105 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial mayo 2018.
Central de Ciclo Combinado San Luis Potosí. Villa de Reyes, San Luis Potosí. Se trata de la construcción de una CCC de 790 MW.Inversión 864 M$. Publicación prebases julio 2015, entrada en operación comercial abril 2019.
Central Eólica Sureste II y III. El proyecto se localiza en el municipio de Ixtepec, Oaxaca. Estará integrada por dos módulos con una capacidad total de 585 MW. Inversión 1.079 M$. Publicación prebases julio 2015, entrada en operación comercial diciembre 2017.

cfe_4

Líneas de transmisión y subestaciones eléctricas

Subestaciones y Compensación del Noroeste 1902 (3ª fase). Sinaloa. Comprende cinco líneas de transmisión de 400 y 115 kV, y 74 km de longitud. Incluirá dos subestaciones de 500 MVA y ocho alimentadores en 400 y 115 kV. El proyecto se llevará a cabo bajo la modalidad Obra Pública Financiada. Inversión 35 M$. Prebases y bases publicadas en abril y mayo 2015, operación comercial marzo 2017.
Transformación del Noreste 1302. Coahuila. Comprende cinco líneas de transmisión de 115 kV, y 25 km de longitud. Incluirá una subestación de 500 MVA y ocho alimentadores en 400 y 115 kV. Inversión 37 M$. Prebases y bases publicadas en abril y mayo 2015, operación comercial marzo 2017.
Transmisión y Transformación de Baja California (5ª fase). Baja California. Comprende dos líneas de transmisión de 230 y 161 kV, y una longitud total de 23 km. Incluirá tres subestaciones con dos alimentadores en 230 kV y dos en 161 kV. Inversión 19 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial enero 2017.

Distribución de energía eléctrica

Subestaciones y Líneas de Distribución 1920 (6ª fase). Hermosillo, Sonora. Consta de una subestación eléctrica con capacidad de 30 MVA y 2 alimentadores en 115 kV y seis en 13,8 kV. Inversión 6 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial octubre 2016.
Proyecto 2021: Reducción pérdidas de energía en distribución (8 fases). 44 obras, divididas en ocho fases. Su objetivo es reducir las pérdidas de energía en Campeche, Chiapas, Distrito Federal, Estado de México, Morelos, Quintana Roo, Sinaloa, Tabasco y Veracruz. Incluye 1.217.399 medidores; 36.612 transformadores de distribución y 2.962 km de línea.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (1ª fase). Morelos. Suministro e instalación de 16.048 medidores, 957 transformadores de distribución y 37 km de línea. Inversión 14 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial octubre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (2ª fase). Sinaloa. Suministro e instalación de 5.727 medidores. Inversión 5 M$. Bases junio 2015, operación comercial octubre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (3ª fase). Veracruz. Suministro e instalación de 20.456 medidores. Inversión 8 M$. Prebases y bases publicadas en abril y junio, operación comercial septiembre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (4ª fase). Campeche y Quintana Roo. Suministro e instalación de 93.241 medidores. Inversión 48 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial abril 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (5ª fase). Estado de México. Suministro e instalación de 378.054 medidores, 12.687 transformadores de distribución y 1,214 km. Inversión 276 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial junio 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (6ª fase). Chiapas y Tabasco. Suministro e instalación de 187.817 medidores, 1.951 transformadores de distribución y 158 km. Inversión 95 M$. Publicación bases julio de 2015, operación comercial junio de 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (7ª fase). Estado de México. Suministro e instalación de 336.935 medidores, 19.338 transformadores de distribución y 1.269 km. Inversión 283 M$. Publicación bases julio 2015, operación comercial junio de 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (8ª fase). Estado de México y Distrito Federal. Suministro e instalación de 179.121 medidores, 1.679 transformadores de distribución y 284 km. Inversión 116 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial junio de 2017.

0 49

Wärtsilä ha recibido el pedido para suministrar dos centrales eléctricas de generación distribuida del tipo ‘Smart Power Generation’ en Omán para la Rural Areas Electricity Company (RAECO). Las centrales eléctricas, con una potencia conjunta de 104 MW, proveerán de electricidad a las zonas rurales del sudeste de Omán, que están aisladas de la red nacional. Las centrales funcionarán en condiciones ambientales extremas que llegan hasta los 52 ºC.

La mayor de las dos centrales eléctricas estará situada en la isla de Masirah, en la costa oriental de Omán. La central de Masirah estará constituida por siete motores del tipo Wärtsilä 32, con una potencia total de 56 MW. La otra central, situada en Saih Al Khairat, tendrá seis motores del tipo Wärtsilä 32 y una potencia total de 48 MW. Ambas instalaciones funcionarán con gasóleo, y está previsto que entren en operación en 2016.

El director regional de la división Power Plants de Wärtsilä, Lars-Åke Kjell, comenta: “Estos proyectos respaldan nuestra estrategia de proveer electricidad fiable y distribuida usando la tecnología ‘Smart Power Generation’. También demuestran nuestras prestaciones en ambientes calurosos y secos”. Los motores de combustión interna de Wärtsilä mantienen un alto rendimiento bajo temperaturas extremas, y su consumo de agua es despreciable.

Recientemente, Wärtsilä anunció un proyecto de generación eléctrica distribuida de 120 MW en la provincia de Musandam, en el norte de Omán. La potencia total instalada con motores Wärtsilä en el Cercano Oriente es de aproximadamente 7.000 MW.

0 98

El grupo Eurocement ha contratado a Wärtsilä el suministro de centrales eléctricas a gas para 11 fábricas cementeras en Rusia. El proyecto forma parte de un programa de modernización de las fábricas que busca mejorar la eficiencia energética y reducir el impacto ambiental. El grupo Eurocement, que tiene casi el 40% del mercado ruso de cemento, es uno de los mayores productores mundiales de cemento.

En conjunto, el pedido consiste en el suministro de un total de 36 motores de gas natural del tipo Wärtsilä 34SG. El tamaño de las centrales eléctricas varía entre 19 y 48 MW, y cada central dispondrá de entre 2 y 5 motores. La potencia total instalada será de 314 MW. Las centrales generarán electricidad para las fábricas de cemento y funcionarán en paralelo con la red eléctrica. Todos los equipos serán entregados de forma urgente durante el año 2015.

El programa de modernización del grupo Eurocement se basa en la eficiencia energética y en las mejores prácticas internacionales. Las soluciones de Wärtsilä nos permitirán crear en Rusia una industria cementera con un alto nivel tecnológico y suministrar cemento de gran calidad para los proyectos nacionales de infraestructuras y viviendas”, dice el presidente de la compañía, Mijaíl Skorojod.

Este contrato de varias centrales se alinea perfectamente con nuestra estrategia de crecimiento en el sector industrial. Los fabricantes de cemento y otros clientes industriales reconocen el valor de la fiabilidad de nuestras soluciones”, comenta Alf Doktar, director regional de la división Power Plants de Wärtsilä. La capacidad total de generación eléctrica instalada por Wärtsilä en Rusia es de 1.000 MW aproximadamente.

COMEVAL
ELT
COFAST-PASCH
AERZEN
IMASA