Tags Posts tagged with "ciclo combinado"

ciclo combinado

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el consorcio SENER-OHL han firmado el Acta de Aceptación Provisional del ciclo combinado Empalme I ubicado en el municipio de Empalme, en el Estado de Sonora (México).

El proyecto, en modalidad llave en mano o EPC, ha consistido en la ejecución de un ciclo combinado con capacidad neta garantizada de 770 MW, que incluye una obra marina de toma de agua de refrigeración para las centrales de Empalme I y II.

La central dispone de la siguiente configuración:
• dos turbinas de gas
• dos generadores de vapor por recuperación de calor
• una turbina de vapor
• obra marina de toma de agua de refrigeración de 1.000 m con doble ducto de 3,2 m de diámetro y descarga de 1.200 m y 3,2 m de diámetro

El importe del contrato adjudicado en el año 2015, por 445 M€, 477 M$, se ha sufragado según el modelo de financiación privada PIDIREGAS (Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público).

La finalización de esta instalación, de tecnología de última generación, la convierte en una de las más eficientes de la flota de CFE, permitiendo la producción de energía de manera más limpia hacia el medio ambiente a través de un sistema innovador, mejorando sin duda el nivel de vida de las comunidades colindantes y, en general, del noroeste de la República Mexicana. Gracias a este proyecto se estima que 7.5 millones de horas hombre de trabajo fueron generadas y en gran medida realizadas por mano de obra local.

0 4

Genesal Energy ha participado en una de las mayores obras de ingeniería de la isla de Jamaica, la central de ciclo combinado de Old Harbour Bay, la más grande del país, con el suministro de dos grupos electrógenos especiales. Situada en el puerto pesquero de Old Habour Bay, a casi 100 km Kingston, la planta, de 190 MW, está diseñada para funcionar con dos combustibles, gas y diésel, y dispone de un sistema de refrigeración de agua de mar.

En este tipo de centrales existen cargas especiales que deben ser alimentadas de forma permanente para el correcto funcionamiento de la instalación como, por ejemplo, sistemas de la planta de tratamiento de aguas o bombas de unidades de lubricación que deben permanecer en marcha para que, ante una situación de emergencia, como un apagón, se pueda realizar una parada segura de todo el sistema. Ésta es precisamente la función que desempeña uno de los generadores suministrados por Genesal Energy.

El otro equipo Genesal Energy es un Black Start, cuyo objetivo es la alimentación de un motor que hacer girar la turbina principal y tiene la particularidad de suministrar directamente potencia en media tensión (6.600 V). Los dos son gestionados, controlados y monitorizados de forma íntegra desde el propio panel de control del generador.

Ambos equipos son especiales y con servicio ‘llave en mano’. El control y la automatización de cada equipo para su integración en los demás sistemas de la central también se hicieron a medida, de tal manera que un PLC central puede controlar íntegramente el sistema de emergencia.

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.

0 1

Empalme II es una central de ciclo combinado de energía térmica de 791 MW con dos turbinas de gas promovida por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México, una fantástica obra de ingeniería en el estado de Sonora en la que ha participado Genesal Energy, instalando instalado un grupo electrógeno de emergencia black start de 2.000 kVA preparado para restaurar el funcionamiento y arranque de la central tras un fallo de red y especialmente diseñado para esta obra.

Sonora, junto con los estados de Chihuahua y Baja California, es todo un referente en Latinoamérica en la puesta en marcha de proyectos que potencian el uso de energías renovables. En instalaciones como la de Empalme II -cuya inversión ronda los 400 M$- tener grupos electrógenos es primordial, entre otras razones, porque en las centrales de ciclo combinado existen cargas esenciales que deben ser alimentadas de forma permanente para el correcto funcionamiento de la instalación.

En la central de Empalme II una de las cargas más importantes que había que alimentar era el virador, la máquina que hace girar el rotor de la turbina de gas a muy bajas revoluciones para que se enfríe de forma homogénea y con ello evitar que se deforme. A nivel de automatización, el cliente quería que el sistema se gestionase, monitorizase y controlase íntegramente desde el panel de control general (SCADA).

Cómo funciona

En estos casos, el generador diésel de emergencia se conecta a un cuadro principal de acometida, que a su vez está conectado a tres barras diferentes, alimentando al cuadro de servicios esenciales generales y a los servicios esenciales de las dos turbinas de gas. Ante una situación de emergencia, el generador diésel alimentaría las cargas esenciales de la central y sería capaz de discriminar cada una de las tres barras, pudiendo alimentar cada una de ellas de forma conjunta o individual.

Para implantar este sistema, Genesal Energy propuso un PLC redundante basado en 2 CPU de manera que, ante el posible fallo de una de ellas, la otra tomaría el control del generador de forma automática, instantáneamente, sin que la central percibiese el cambio. También se instaló un relé de protección y un sincronizador para el funcionamiento en paralelo con la red. El equipo también dispone de una sala de control eléctrica con aire acondicionado, sistemas de detección y extinción de incendios con áreas diferenciadas de extinción por gas FM200.

Características técnicas

Potencia en servicio continuo: 1.818 kVA
Potencia en servicio de emergencia: 2.000 kVA
Tensión: 480/277 V
Frecuencia: 60 Hz
Velocidad: 1.800 RPM

Acciona ha sido seleccionada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México para construir la Red de Transmisión asociada al Ciclo Combinado de Topolobampo III, que consiste en el diseño y construcción de cuatro obras: dos líneas de transmisión y dos subestaciones con voltajes de 400 kV y 230 kV localizadas en los Estados de Sinaloa y Sonora.

Se trata de la construcción de dos líneas de transmisión con voltajes de 400 y 230 kV y una longitud total de 276 kilómetros de línea en alta tensión, y dos subestaciones con los citados voltajes.

El proyecto llave en mano, adjudicado por 24,5 millones de dólares USA (unos 21 millones de euros), estará liderado por ACCIONA Industrial, junto con sus filiales en México.

Los trabajos comprenden actividades de ingeniería, suministro de equipos para líneas y subestaciones, obra civil, montaje electromecánico y pruebas de puesta en servicio. La fecha prevista para la finalización de las obras es marzo de 2019.

Hace dos años, Acciona ya fue seleccionada por la CFE para diseñar y construir una red eléctrica de 117 kilómetros de 400 kV para transportar la energía generada en la central de ciclo combinado Empalme II a los estados de Sonora y Sinaloa. El proyecto-de 90 millones de dólares USA- fue la primera construcción de una red eléctrica en México asignada a Acciona por la CFE. Este proyecto concluirá en los próximos meses y se suma a la ya finalizada central térmica de Baja California Sur V.

NEC Energy Solutions ha anunciado que ha firmado un contrato para construir y operar un total de 50 MW de proyectos de almacenamiento de energía con VLC Energy, una nueva empresa conjunta creada por Low Carbon, compañía de inversión en energía renovable, y VPI Immingham, propietaria de una de las mayores centrales de ciclo combinado de Europa y parte del Grupo Vitol. Las instalaciones de almacenamiento de energía se basarán en la tecnología de iones de litio.

El proyecto, que incluye una instalación de 40 MW en Glassenbury, Reino Unido y una instalación de 10 MW en Cleator, Reino Unido, será la mayor cartera de baterías conectadas a red de Reino Unido una vez que estén operativas a finales de este año. Los emplazamientos de Cleator y Glassenbury obtuvieron dos contratos con National Grid en agosto de 2016 para sistemas de almacenamiento de energía en baterías para proporcionar servicios de respuesta de frecuencia mejorada (EFR, por sus siglas en inglés) al operador del sistema de Reino Unido.

 

NEC ES proporcionará servicios llave en mano para la ingeniería, suministro y construcción y la operación y mantenimiento que incluyen su solución de almacenamiento en red GSS®, instalación y puesta en servicio y diez años de operación y mantenimiento para cada proyecto. Las instalaciones serán operadas por NEC ES bajo las nuevas directrices EFR, proporcionarán servicios estacionales para evitar Tríadas y también participarán en otros mercados. La ejecución del proyecto ya está en marcha y se espera que los sistemas estén instalados y operativos en noviembre de 2017.

Las tríadas son los tres períodos de liquidación de media hora con la mayor demanda del sistema y son utilizados por National Grid para determinar los cargos a los clientes de demanda con mediciones de media hora y los pagos a la licencia de generación distribuida exenta. Pueden ocurrir en cualquier media hora en cualquier día entre noviembre y febrero inclusive, pero están separados entre sí por al menos diez días completos.

La enorme central de gas Futtsu, que forma una pequeña península en la bahía de Tokio, es capaz de generar 5,040 MW de electricidad para millones de hogares y negocios japoneses. Compuesta por cuatro bloques de ciclo combinado, la planta ya es la más eficiente de las 15 centrales eléctricas operadas por TEPCO Fuel & Power, la empresa de servicios públicos que abastece a la zona de la capital japonesa.

Como resultado, Futtsu está a punto de convertirse en la primera planta de energía en Japón que se hace digital, específicamente su bloque número 4. TEPCO pronto comenzará a usar Predix, la plataforma basada en la nube de GE para el Internet Industrial, con el objetivo de sacar aún más eficiencia de la planta.

 

El software de Gestión de Desempeño de Activos (APM) de GE analiza datos en tiempo real -como temperatura, presión y cambios en los niveles de líquidos y gases- procedentes de los sensores incorporados en máquinas alrededor de la planta para hacerla funcionar más eficientemente y predecir cuándo las cosas necesitan arreglos.

Normalmente, el mantenimiento ocurre en un horario específico, independientemente de si las partes realmente necesitan ser reparadas o reemplazadas, una práctica llamada: mantenimiento basado en el tiempo. Con APM, TEPCO tiene como objetivo comprender mejor cuándo las partes realmente necesitan ser cambiadas. Este mantenimiento basado en la condición y la analítica limita el tiempo de inactividad costoso y minimiza el mantenimiento durante períodos de alta demanda de electricidad.

tokyo

El bloque número 4 de Futtsu está equipado con tres turbinas de gas GE, cada una de las cuales genera 507 MW. Con más de 37 millones de habitantes, la prefectura de Tokio es el área metropolitana más poblada del mundo y TEPCO quiere mantener la planta en servicio tanto como sea posible. También está el problema de detener una planta de energía de alta eficiencia, que es extremadamente cara ya que las compañías eléctricas tienen que depender de plantas menos eficientes y más costosas para cubrir las necesidades de electricidad en el ínterin. “Uno de los principales resultados esperados de esto es mejorar la disponibilidad, la fiabilidad y la eficiencia”, dice el líder del proyecto Futtsu de GE Power, Makoto Seki.

TEPCO también opera 10 plantas de energía en todo el mundo en lugares como Tailandia y Qatar como productores de energía independiente. Utilizará la información obtenida del programa Futtsu para mejorar la eficiencia de sus centrales eléctricas en el extranjero y ofrecer a estos países una potencia de mejor calidad.

Un consorcio formado por Wärtsilä y la empresa de construcción indonesia PT PP (Persero) Tbk ha sido seleccionado para suministrar una central eléctrica Flexicycle (ciclo combinado) de 135 MW a PT PLN, la compañía eléctrica estatal indonesia. El consorcio entregará un proyecto completo llave en mano EPC (Ingeniería, Aprovisionamiento y Construcción). Además del contrato llave en mano, el consorcio también operará y mantendrá la central eléctrica durante un periodo de 5 años.

El proyecto incluye 13 motores Wärtsilä 34DF capaces de operar con múltiples combustibles, incluyendo combustibles líquidos y gas natural. El proyecto está incluido en la cartera de pedidos de Wärtsilä en el cuarto trimestre de 2016.

 

La central eléctrica Flexicycle de 135 MW se construirá en la isla de Lombok, en Indonesia. La isla de Lombok se encuentra al este de Bali y cuenta con una población de más de 3 millones de personas. Cuando se encuentre operativa ésta será la primera central eléctrica de ciclo combinado basada en motores del país.

Wärtsilä y PT PLN tienen una larga y satisfactoria relación. Las dos partes han firmado recientemente un memorando de entendimiento para desarrollar la generación de electricidad en Indonesia. Cuando la central de Lombok esté operativa, la capacidad instalada de Wärtsilä’s en Indonesia superará los 3,1 GW.

El municipio de Pesquería (Nuevo León) al norte de México, está experimentando un profundo cambio desde hace años. La llegada de diversas industrias, sobre todo siderúrgicas, lo ha convertido en una zona de rápido crecimiento industrial, impulsado principalmente por el Centro Industrial Ternium, que cada vez atrae a más profesionales y técnicos de diferentes indus¬trias. Y una de las cosas que hará a Pesquería aún más atractiva está a punto de arrancar: en las próximas semanas empezará a funcionar la Central Eléctrica Pesquería, una planta de ciclo combinado de 900 MW, que generará energía suficiente para abastecer a diferentes plantas industriales. La planta incorpora eficientes turbinas de gas GE, si bien una de sus principales peculiaridades radica en el sistema de tratamiento de agua.

Situada en las inmediaciones del Centro Industrial Ternium, la Central Eléctrica Pesquería es uno de los proyectos que impulsan el polo de desarrollo del municipio del que toma su nombre, que cuenta con infraestructura de carreteras y de servicios claves para la industria. Pesquería se encuentra entre las diez centrales eléctricas de mayor potencia de México. En cuanto a su configuración, Pesquería es una central de generación eléctrica en ciclo combinado con una configuración de tres turbinas de gas y una de vapor que abastecerá de energía a plantas industriales del Grupo Techint en México, así como a industrias cercanas, apoyando el crecimiento de la región.

Con presencia en México desde 1954, el Grupo Techint está integrado por TenarisTamsa, Ternium, Techint Ingeniería y Construcción, Tecpetrol, Tenova y Exiros, compañías líderes, globales y regionales, en los sectores de siderurgia, energía, construcción y tecnología. Varias de estas compañías han participado en el desarrollo del proyecto, entre ellas Tecpetrol, TenarisTamsa y Techint Ingeniería y Construcción, responsable de la construcción del mismo. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Octubre 2016

Iberdrola ha inaugurado la central de Dulces Nombres II, una central de ciclo combinado de 300 MW de potencia instalada que la compañía ha construido junto a la ciudad de Monterrey, en el estado mexicano de Nuevo León, para cubrir la demanda de electricidad del creciente sector industrial de la región.

Al evento acudieron el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán; el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell; el gobernador Constitucional del Estado de Nuevo León, Jaime Heliodoro Rodríguez, y el director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Jaime Hernández.

 

La central de Dulces Nombres II, que ha requerido una inversión de 250 M$, es una planta de ciclo combinado de última generación que va a tener como principal objetivo cubrir la elevada demanda del sector industrial de la región de Nuevo León, una de las zonas más importantes y con mayor crecimiento de México. La planta cuenta con los últimos avances del sector, lo que le permitirá operar de forma más eficiente y con una mayor disponibilidad. Adicionalmente, la tecnología empleada en Dulces Nombres II optimizará sus necesidades de mantenimiento y su comportamiento ambiental.

Con este proyecto, Iberdrola se consolida como el primer productor privado de energía eléctrica de México, con una capacidad instalada de cerca de 6.000 MW y una inversión acumulada de cerca de 5.000 M$. Además, la compañía va a invertir en el país otros 3.000 M$ en 10 nuevas instalaciones de gas y energías renovables, ya en construcción, que suman 4.000 MW adicionales, lo que situará la capacidad de la compañía en los próximos tres años en cerca de 10.000 MW, entre ellas la central de Noreste, en Nuevo León, que incorporará otros 860 MW en el año 2018. La empresa prevé que en 2019 México sea el principal origen de la generación de electricidad en el Grupo, superando la producción actual de energía en España.

AERZEN
COMEVAL