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planta de cogeneración

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A finales de 2014 e inicios de 2015 se ha realizado la puesta en marcha de la planta de cogeneración que suministra energía eléctrica y vapor a la industria que Zinc Nacional tiene en el área metropolitana de Monterrey (Nuevo León, México). Diseñada y construida en configuración de ciclo combinado, la nueva planta de cogeneración tiene una potencia media de 14,4 MW, y permitirá hacer frente a la demanda energética de sus centros productivos de metalurgia y de fabricación de papel. Promax Energía contrató a la empresa de ingeniería AESA la dirección de proyecto, ingeniería, asistencia a la gestión de compras y permisos, dirección de obra y puesta en marcha de la planta de cogeneración.

La central de cogeneración se ha diseñado en configuración de ciclo combinado, proporcionando el vapor necesario y la totalidad de la energía eléctrica que se consume en el complejo industrial de Zinc Nacional, y con una capacidad excedentaria de electricidad que se puede exportara socios de Promax Energía.

La central de cogeneración cumple con los más altos estándares en eficiencia energética, permitiendo llegar hasta un rendimiento eléctrico equivalente (REE) del 76% (valor medio anual esperado del 69%) y una eficiencia de cogeneración media anual de 56% (valor mínimo exigido según la normativa aplicable de 10%). Estos valores permiten asegurar la viabilidad económica de la planta ante cualquier escenario económico o coyuntura de precios que se pueda presentar, proporcionando a Zinc Nacional y Promax Energía la seguridad de un adecuado retorno de la inversión realizada y un importante ahorro en costos energéticos a lo largo de toda la vida útil de la central.

OHL Industrial y SENER han suscrito un contrato llave en mano con CYDSA para la construcción de una planta de cogeneración en México. Esta es la segunda planta de cogeneración que este consorcio van a desarrollar para este grupo empresarial mexicano, tras adjudicarse en 2012 una primera planta de características similares a la actual. Entonces se trató igualmente de un proyecto llave en mano, que posteriormente se amplió con el acuerdo para la operación y mantenimiento de la instalación.

La nueva planta de cogeneración tendrá una potencia de 60 MW, al igual que la anterior, y estará ubicada en el mismo recinto, en Coatzacoalcos, Veracruz. Incluirá una turbina de gas aeroderivada Trent 60 marca Rolls-Royce, y una caldera de recuperación para producir 65 t/h de vapor. El contrato contempla un periodo de ejecución de trece meses, y el consorcio estima que se generarán cerca de 700 empleos durante la fase de construcción.

Como en el proyecto anterior, OHL Industrial y SENER realizarán las labores de ingeniería básica y de detalle, y participarán en el aprovisionamiento, construcción y puesta en marcha de la instalación hasta su entrega llave en mano al cliente.

Técnicas Reunidas un proyecto de cogeneración en Canadá

Técnicas Reunidas (TR) ha sido seleccionada por Fort Hills Energy L.P. para la ejecución de la planta de cogeneración de su proyecto minero de arenas bituminosas de Fort Hills (localizado en la región de Athabasca, Alberta, a 90 km al norte de Fort McMurray), el cual es reconocido como uno de los mejores activos de arenas bituminosas por desarrollar de la región.

Fort Hills Energy L.P. está participada por Suncor Energy (40.8%), Total E&P Canada Ltd. (39.2%) y Teck Resources Limited (20.0%). Juntos están desarrollando el proyecto minero de arenas bituminosas de Fort Hills, del que se espera una producción de bitumen de 180.000 barriles al día.

El alcance adjudicado a Técnicas Reunidas, que será ejecutado en modalidad llave en mano, incluye la ingeniería, compras, construcción y pre comisionado, hasta terminación mecánica, de una instalación con dos turbinas de gas de 85 MW nominales cada una, dos calderas de recuperación de calor para producción de vapor y todos los sistemas auxiliares para su interconexión con el sistema de servicios de la mina de Fort Hills. El valor del contrato es de aproximadamente 250 millones de dólares canadienses y se completará en 31 meses.

El proyecto es el primer contrato EPC de generación de energía en Norteamérica para TR. Las inversiones en arenas bituminosas y shale gas en la región representan una gran oportunidad para TR en sus negocios de petróleo, gas y generación de energía. La experiencia adquirida por TR en construcción modular, tanto en Canadá como en otros países, ha sido de gran valor añadido para poder desarrollar un programa de ejecución sólido, fiable y adecuado a los requisitos del cliente. El proyecto representa un nuevo paso para consolidar la presencia de TR en Canadá, donde comenzó a ejecutar proyectos en 2012.

Nuevos retos y soluciones para los cogeneradores

GESTIÓN DE PLANTAS DE COGENERACIÓN. NUEVOS RETOS Y SOLUCIONES PARA LOS COGENERADORES

La aplicación del RD 413/2014 y la nueva retribución para las tecnologías del régimen especial ha provocado un escenario de incertidumbre y reducción de ingresos que hace necesaria la implantación de nuevas soluciones encaminadas a garantizar una retribución adecuada, reduciendo el riesgo asociado a la volatilidad de los precios de mercado. En el caso concreto de las plantas de cogeneración, lo que al amparo de RD 661/2007 era válido, funcionar el máximo número de horas posibles hoy en día es absolutamente impensable, y se hace necesario buscar soluciones de gestión optimizada, que permitan a las plantas seguir funcionando con rentabilidad.

Un ejemplo reciente de cómo afectan los cambios regulatorios a este tipo de plantas lo encontramos en el primer trimestre de 2014, cuando los precios de la electricidad muy bajos hicieron extremadamente
compleja la operación de plantas de cogeneración, que incluso se vieron obligadas a parar su actividad, perdiendo mucho dinero.

Una correcta gestión de las plantas de cogeneración es fundamental para su supervivencia. Veamos un ejemplo gráfico que ilustra cómo no debe operarse ya una planta de cogeneración.

Artículo publicado en: FuturENERGY Julio-Agosto 2014

La aplicación del RD y el nuevo esquema retributivo para las energías renovables, cogeneración y residuos ha provocado en el sector del régimen especial un panorama de incertidumbre y reducción de ingresos. Podemos encontrar un ejemplo reciente de cómo afectan los cambios regulatorios a las plantas de cogeneración en el primer trimestre de 2014, cuando precios de la electricidad muy bajos hacían extremadamente compleja su operación, tanto que incluso se vieron obligadas a parar su actividad, perdiendo mucho dinero.

Los cambios regulatorios derivados de la reforma eléctrica y el fin de la opción de acudir a una tarifa regulada, plantean para muchas instalaciones un cambio en la forma de operar para mantener su actividad o mejorar su operatividad y eficiencia, haciendo necesaria la implantación de nuevas soluciones encaminadas a garantizar una retribución adecuada, reduciendo el riesgo asociado a la volatilidad de los precios de mercado.

Axpo ofrece a los productores innovadores servicios y productos a medida que pueden contribuir a optimizar la eficacia de su gestión y minimizar el impacto ante esta nueva situación. Para reducir la volatilidad de precios de mercado y garantizar la estabilidad de ingresos, Axpo ofrece diversas alternativas de garantía de ingreso a medida, que van desde una carga base de potencia a diversas modalidades de cobertura mediante opciones y un plazo hasta de 10 años.

En ese sentido, Axpo ha firmado un acuerdo de colaboración con la empresa vasca Cogeneración Energías Renovables y Medio Ambiente (CERM), cuya actividad principal es la explotación de unidades de cogeneración, para la gestión conjunta de una planta situada en Andoain (Guipuzcoa)
La novedad de este acuerdo radica en la apuesta de ambas empresas para conseguir optimizar la planta de cogeneración a través de una solución “a medida“, que es pionera en nuestro país. Axpo Iberia abonará a CERM una cantidad fija mensual (pago por capacidad) y se hará cargo de todos los costes asociados a la generación de electricidad, gestionando los riesgos de mercado asociados a la misma. Asimismo, Axpo suministrará el gas necesario para la actividad de la planta y comunicará con suficiente antelación a CERM un programa de funcionamiento óptimo, recibiendo los ingresos de la venta de electricidad en el mercado diario como pago por el gas suministrado. Además, CERM percibirá los ingresos adicionales de las primas por inversión y podrán participar en los servicios complementarios.
El acuerdo global de colaboración incluye la gestión por parte de Axpo de los derechos de CO2 de CERM, recibiendo para ello sus derechos de asignación gratuita y suministrándoles a finales de año los correspondientes al programa de funcionamiento final. Asimismo, con el objetivo de facilitar al máximo el proceso, Axpo se hará cargo de los costes de arranque inherentes al programa y ha establecido, de común acuerdo con CERM, unos márgenes de tolerancia flexibles.
“Esta fórmula de explotación conjunta de la planta de cogeneración nos garantiza unos ingresos fijos con la confianza de estar en manos de expertos en el mercado eléctrico, que nos ayudarán a sacar el máximo partido a nuestra actividad con un acuerdo global que incluye todos los aspectos clave de la operación: suministro de gas, gestión de la venta de electricidad, coberturas de riesgo y gestión de CO2“, afirma Santiago Barba, Presidente del Consejo de CERM.
“Somos muy conscientes de las restricciones técnicas de un mundo tan complejo como es la cogeneración, por lo que cualquier imprevisto es tratado siempre desde la flexibilidad con unos niveles de tolerancia prefijados“, comenta Ignacio Soneira, Director General de Axpo Iberia. “Conscientes de la complicada situación a la que se enfrentan, estudiamos con detenimiento las dificultades y necesidades específicas de cada uno de los clientes y diseñamos una solución a medida que tenga en cuenta todas sus peculiaridades. El acuerdo con CERM es un buen ejemplo de ello, y estamos seguros de que juntos superaremos con éxito el nuevo escenario regulatorio”, añade Soneira

La complejidad de la operación de una planta de cogeneración es suficientemente alta como para que sus operadores seleccionen parámetros operativos buenos, pero no óptimos. Es posible aumentar la rentabilidad en un 1-2%, mediante el uso de la optimización matemática para calcular valores óptimos de puntos de ajuste como reacción a las condiciones cambiantes. Los cambios afectan sólo a la operación de la planta, y no se requieren cambios físicos o gastos de capital.

Esto ha sido demostrado de forma práctica en varias plantas en Europa, incluyendo plantas de cogeneración que dan servicio a redes urbanas de calefacción, plantas de cogeneración que proporcionan vapor a instalaciones industriales y centrales eléctricas puras.

La rentabilidad de cualquier planta depende de un gran número de decisiones operativas a pequeña escala realizadas por varias decenas de personas. Mientras que muchos de los procesos más pequeños
se automatizan con diversas tecnologías, el proceso global está controlado en gran medida por operadores humanos. Por lo tanto, la máxima rentabilidad posible depende en parte de las decisiones, el conocimiento y la experiencia de los operadores.

Artículo publicado en: FuturENERGY Mayo 2014

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