Central eléctrica Drax - Drax Power Station
| Central eléctrica Drax | |
|---|---|
 Central eléctrica de Drax
desde el este en octubre de 2007 | |
 | |
| Nombre oficial | Central eléctrica Drax |
| País | Inglaterra |
| Localización | Drax, Yorkshire del Norte |
| Coordenadas | 53 ° 44′9 ″ N 0 ° 59′47 ″ W / 53.73583 ° N 0.99639 ° W Coordenadas: 53 ° 44′9 ″ N 0 ° 59′47 ″ W / 53.73583 ° N 0.99639 ° W |
| Estado | Operacional |
| Comenzó la construcción | 1967 (Fase 1) 1979 (Fase 2) |
| Fecha de comisión | 1974 (Fase 1) 1986 (Fase 2) |
| Propietario (s) |
Junta Central de Generación de Electricidad ( 1974-1990 ) National Power ( 1990-1999 ) AES Corporation ( 1999-2003 ) Drax Group ( 2005-presente ) |
| Operador (es) | Drax Power Limited |
| Central de energía térmica | |
| Combustible primario | Biomasa |
| Combustible secundario | Carbón bituminoso |
| Combustible terciario | Petcoke |
| Generación de energía | |
| Unidades operativas | 6 × 660 MW (4 biomasa, 2 carbón) |
| Marca y modelo |
CA Parsons y empresa Siemens |
| Capacidad de la placa de identificación | 1975: 1.980 MW 1986: 3.960 MW |
| enlaces externos | |
| Sitio web | www.draxpower.com |
| Los comunes | Medios relacionados en Commons |
La central eléctrica de Drax es una gran central eléctrica de biomasa en North Yorkshire , Inglaterra, capaz de cocer coque de petróleo . Tiene una capacidad de 2,6 GW para biomasa y 1,29 GW para carbón. Su nombre proviene del cercano pueblo de Drax . Está situado en el río Ouse entre Selby y Goole . Su capacidad de generación de 3.906 megavatios (MW) es la más alta de todas las centrales eléctricas del Reino Unido y proporciona aproximadamente el 6% del suministro eléctrico del Reino Unido.
Inaugurada en 1974 y ampliada en la década de 1980, la estación fue inicialmente operada por la Junta Central de Generación de Electricidad . Desde la privatización en 1990, la propiedad ha cambiado varias veces y es operada por Drax Group . Terminada en 1986, es la central eléctrica de carbón más nueva de Inglaterra. El equipo de desulfuración de gases de combustión se instaló entre 1988 y 1995. Las turbinas de alta y baja presión fueron reemplazadas entre 2007 y 2012.
Para 2010, la estación estaba cociendo biomasa. En 2012, la compañía anunció planes para convertir tres unidades generadoras a biomasa únicamente, quemando 7,5 millones de toneladas importadas de Estados Unidos y Canadá. Este trabajo se completó en 2016 y una cuarta unidad adicional se convirtió en 2018. La compañía ahora planea convertir sus dos unidades de carbón restantes en unidades de turbina de gas de ciclo combinado y almacenamiento de batería de 200 MW . En febrero de 2020 se anunció que Drax dejaría de quemar carbón a principios de 2021, de acuerdo con la fecha límite del gobierno de 2025 para prohibir toda la electricidad a carbón en el Reino Unido.
Historia
Drax fue concebida inicialmente por la Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB) en 1962 como la central eléctrica más grande del país hasta el momento, con unos 3.000 MW. Posteriormente, se decidió aprovechar esta oportunidad como su primera estación en utilizar los grupos turbogeneradores de 660 MW que estaban planificados para convertirse en el nuevo estándar, por lo que los permisos de planificación se revisaron a unos 4.000 MW.
Tras el descubrimiento de Selby Coalfield en 1967, la Junta construirá tres grandes centrales eléctricas para utilizar su carbón. Se trataba de una ampliación de la estación de Ferrybridge , una nueva estación en Eggborough y Drax, que sería la más grande.
Construcción
En diciembre de 1964 se otorgó la autorización para llevar a cabo los trabajos preparatorios, lo que dio lugar a la autorización total en marzo de 1966, sobre la base de que la estación estaría diseñada para albergar seis unidades de 660 MW, pero que solo se procederá con las tres primeras por el momento.
Trabajo de base para estas tres unidades, conocidas en ese momento como 'Drax First Half', comenzó en 1967. Dos unidades se sincronizaron a la red en 1973 y la tercera en 1974.
Aunque autorizado, la segunda mitad del proyecto, conocida como 'Finalización Drax ' - se aplazó, porque durante la gestación del proyecto la política de combinación energética de la Junta pasó a trabajar hacia un sistema nuclear mayoritario. La Junta decidió en 1977 que la construcción de las últimas tres unidades comenzaría en 1979 con el objetivo de ponerlas en servicio en 1985/6, como parte de satisfacer el crecimiento de la carga con una política de mezcla ajustada que apunta a un equilibrio de carbón, energía nuclear y petróleo. Sin embargo, ese mismo año, en julio, el Gobierno solicitó que Drax Completion procediera de inmediato, antes de los requisitos, a fin de asegurar puestos de trabajo en las industrias de fabricación pesada del noreste. La Junta acordó que este tema sea compensado.
Los arquitectos fueron Jeff King y Dennis Merritt de Clifford, Tee and Gale. El crítico arquitectónico Reyner Banham fue mordaz con el diseño: "menos una catedral de ladrillo que un búnker de hormigón ... obsesión por las superficies estriadas y las proyecciones contundentes que tienen su origen en el brutalismo". Costain construyó los cimientos y los túneles de cables; Sir Robert McAlpine Ltd. preparó las carreteras y construyó los edificios auxiliares; Mowlem sentó los cimientos profundos ; Alfred McAlpine construyó los edificios de administración y control ; Balfour Beatty realizó obras generales de construcción; y James Scott instalaron cableado . Tarmac Construction se encargó de las obras de ingeniería civil ; Los ingenieros civiles de Holst construyeron la chimenea ; Bierrum & Partners construyó las torres de enfriamiento ; NG Bailey instaló cableado; Reyrolle , English Electric y South Wales Switchgear produjeron e instalaron los interruptores ; English Electric fabricó las bombas de agua de refrigeración del generador; TW Broadbent mantuvo los suministros eléctricos temporales; y Sulzer Brothers fabricaron las bombas de alimentación de calderas . En ambas fases, las calderas fueron fabricadas por Babcock Power Ltd y los generadores por CA Parsons and Company .
Debido a que el proyecto se dividió en dos fases, se decidió por eficiencia diseñar cada fase como mitades de imagen espejo de una estación completa con solo el puñado de elementos que todo el sitio compartiría (como la chimenea y el área de manejo de carbón) que necesitan para ser construido en el primer semestre . Este concepto se extendió a la búsqueda de los mismos contratistas y proveedores que trabajaron en First Half for Completion . Desafortunadamente, debido al lapso de una década entre trabajos comparables en las dos fases, varios fabricantes que habían suministrado First Half se fusionaron o dejaron de comercializar. Esto, combinado con los cambios en la legislación, significó que numerosos componentes y gamas de equipos utilizados para First Half ya no estaban disponibles para su finalización o habían cambiado significativamente. Por otra parte, la experiencia operativa durante ese período de tiempo había dado lugar a mejoras de diseño en el equipo y la planta especificadas por la Junta, lo que provocó la modificación de algunas áreas importantes del diseño de Terminación .
La segunda fase se completó en 1986.
La construcción de la central eléctrica supuso la demolición de una finca conocida como Wood House.
Mitsui Babcock instaló equipos de desulfuración de gases de combustión (FGD) entre 1988 y 1995.
Post-privatización
Tras la privatización de la CEGB en 1990, la central fue transferida de la CEGB a la empresa generadora privatizada National Power , que la vendió a AES Corporation en noviembre de 1999 por £ 1.870 millones (US $ 3.000 millones). AES renunció a la propiedad en agosto de 2003, después de caer en una deuda de 1.300 millones de libras esterlinas. Consejeros independientes continuaron la operación para garantizar la seguridad del suministro. En diciembre de 2005, después de la refinanciación, la propiedad pasó al Grupo Drax .
Las ofertas de adquisición separadas de International Power , el grupo de capital privado Texas Pacific y una oferta respaldada por capital privado de Constellation Energy fueron rechazadas por infravalorar la empresa. Posteriormente, la valoración de la empresa aumentó a 2005 como resultado del aumento de los precios de la electricidad, y el 15 de diciembre de 2005, Drax Group plc cotizó sus acciones en la Bolsa de Valores de Londres , emitiendo acciones por valor de 400 millones de libras esterlinas, con una valoración de 2.600 millones de libras esterlinas.
En 2009, Drax Group presentó una solicitud de planificación para la planta de energía renovable Ouse de biomasa de 300 MW junto a la central eléctrica. La aprobación del gobierno se obtuvo a mediados de 2011. En febrero de 2012, la empresa dejó de planificar el desarrollo de la planta, citando costos logísticos e incertidumbre sobre el apoyo financiero del gobierno para la biomasa.
Captura y almacenamiento de carbono
En 2006, Drax Power Limited, en respuesta a una consulta del gobierno, declaró que estaban patrocinando estudios de desarrollo sobre captura y almacenamiento de carbono (CAC), pero señaló que entonces no era comercialmente viable, con costos comparables con la energía eólica nuclear o marina. El 17 de junio de 2009, el secretario de Estado de Energía y Cambio Climático, Ed Miliband, anunció planes que requerirían que todas las centrales eléctricas de carbón del Reino Unido estuvieran equipadas con tecnología CCS a principios de la década de 2020 o de cara al cierre.
En 2012, un proyecto de CAC en Drax fue preseleccionado para financiamiento gubernamental. En 2013, el proyecto White Rose Carbon Capture and Storage (anteriormente el proyecto UK OXY CCS) fue preseleccionado para el esquema CCS del gobierno del Reino Unido y, a finales de 2013, se le otorgó un contrato FEED (Diseño de ingeniería frontal) de dos años para el proyecto CCS. En junio de 2014, Drax está comprometida en una empresa conjunta con Alstom y BOC para construir una central eléctrica de combustión de oxígeno de 626 MW adyacente al sitio existente de Drax. National Grid construiría simultáneamente un oleoducto para transportar CO
2 40 millas (64 km) hasta la costa de Yorkshire para su secuestro.
En julio de 2014, el proyecto recibió una financiación de 300 millones de euros de la Comisión Europea .
En septiembre de 2015, Drax anunció que no realizaría más inversiones en el esquema CCS después de completar el estudio de factibilidad porque los cambios negativos en el apoyo del gobierno a las energías renovables habían hecho que el proyecto fuera demasiado riesgoso desde el punto de vista financiero, además de caídas en el precio de las acciones de la compañía debido a la La misma incertidumbre había reducido la capacidad de Drax para recaudar fondos. Se esperaba que el diseño de ingeniería de front-end continuara bajo Alstom y BOC con el proyecto aún alojado en Drax. A finales de 2015, el gobierno del Reino Unido retiró su posible apoyo financiero para proyectos de CAC - hasta mil millones de libras esterlinas de financiación, revirtiendo el apoyo prometido en el manifiesto electoral de 2015 del partido gobernante . Como resultado, Leigh Hackett, director ejecutivo de Capture Power declaró que "[l] a difícil imaginar su continuación en ausencia de un apoyo gubernamental crucial".
En mayo de 2018, Drax anunció un nuevo plan piloto de captura y almacenamiento de carbono que emprendería junto con la empresa con sede en Leeds, C-Capture. El enfoque de este piloto estará en capturar la postcombustión de carbono de los quemadores de biomasa en lugar de los quemadores de carbón. Drax invertirá £ 400,000 en el proyecto. La empresa, C-Capture, es una empresa paralela del Departamento de Química establecido en la Universidad de Leeds . Esto produciría aproximadamente 1 tonelada (1,1 toneladas) de CO
2almacenados por día del proceso, que podrían venderse para su uso en la industria de bebidas. El plan piloto se lanzó en febrero de 2019. La captura de carbono de los quemadores de biomasa se conoce como Bioenergía con captura y almacenamiento de carbono (BECCS).
Drax Repower
Drax Repower fue una propuesta para modificar las unidades 5 y 6 en la central eléctrica de Drax mediante la instalación de turbinas de gas de ciclo combinado . El calor residual de las turbinas de gas pasaría a los generadores de vapor de recuperación de calor que generarían vapor para las turbinas de vapor existentes en las unidades respectivas. Se esperaba que las unidades reacondicionadas tuvieran una potencia eléctrica total de 3,6 gigavatios. También hay una propuesta para construir dos instalaciones de almacenamiento de baterías de 100 MW (sic) cada una. La consulta estatutaria sobre el proyecto se llevó a cabo en enero y febrero de 2018.
Diseño y especificación
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Los edificios principales son de estructura de acero y construcción revestida de metal . Las características principales son una sala de turbinas , una sala de calderas , una chimenea y 12 torres de refrigeración. La sala de calderas tiene 76 m (249 pies) de altura y la sala de turbinas tiene 400 m (1300 pies) de largo.
La chimenea mide 259,3 metros (851 pies) de altura, con un diámetro total de 26,0 metros (85,3 pies) y pesa 44.000 toneladas. Consta de tres conductos de humos elípticos de hormigón armado , cada uno de los cuales abastece a dos de las seis calderas, dentro de un 'parabrisas' cilíndrico, también de hormigón armado. Los elementos superiores, los tres aros de los conductos de humos que se extienden por encima del parabrisas, son de hierro fundido. Cuando terminó, la chimenea era la chimenea industrial más grande del mundo y sigue siendo la más alta del Reino Unido. Las dimensiones de la chimenea, incluida la altura, fueron dictadas por una capacidad total de diseño de 5.100 m 3 / s de gases a 26 m / s. Dado que la estación fue diseñada y construida antes del compromiso de la CEGB con la desulpurización de gases de combustión, se tomaron amplias medidas para limitar el ataque ácido del 'condensado sulfuroso' , es decir, el revestimiento de los conductos de humos con un fluoroelastómero y el recubrimiento de los 29,0 m superiores del superficies externas con una mezcla de baldosas resistentes a los ácidos y dicho fluoroelastómero.
Las doce torres de enfriamiento de tiro natural de 114 metros (374 pies) de altura se encuentran en dos grupos de seis al norte y al sur de la estación. Están hechos de hormigón armado, con el típico diseño hiperboloide , y cada uno tiene un diámetro de base de 92 m (302 pies). Otras instalaciones incluyen un área de almacenamiento de carbón, una planta de FGD e instalaciones de manipulación de yeso .
La central es la tercera central eléctrica de carbón más grande de Europa , después de la central eléctrica de Bełchatów en Polonia y la central eléctrica de Neurath en Alemania. Produce alrededor de 24 teravatios hora (TWh) (86,4 petajulios ) de electricidad al año. Aunque genera alrededor de 1.500.000 toneladas de ceniza y 22.800.000 toneladas de dióxido de carbono cada año, es la central eléctrica de carbón más eficiente en carbono del Reino Unido.
La vida útil del diseño se estableció en términos de número de puestas en marcha y "ciclos" operativos, pero con la presunción de que la central funcionaría como un generador de carga de base estándar de segundo nivel (las centrales nucleares son de primer nivel) en el patrón bien establecido. bajo el sistema eléctrico centralizado de propiedad estatal, se resumió como "en el orden de 40 años". El requisito mínimo era proporcionar "carga completa durante los días de semana, durante un período de 3 meses" con una disponibilidad superior al 85%. Se esperaba que las operaciones de fin de semana estuvieran entre el 50% y el 100% de la potencia máxima. A pesar de esta intención para la operación de carga base, se diseñó con una capacidad razonable para el seguimiento de carga , pudiendo aumentar o disminuir un 5% de la potencia total por minuto dentro del rango del 50-100% de la potencia total.
Embarcadero de Ouse
La central también tiene un embarcadero en el río Ouse , con una capacidad de carga de 200 toneladas - históricamente el embarcadero fue construido y utilizado para la construcción de la central eléctrica en los años 60/70 - como la entrega de equipos. En 2015 se presentó una solicitud de planificación para la mejora de la capacidad de carga del muelle a 500 toneladas por el desarrollador de White Rose CCS, Capture Power Limited (empresa conjunta Drax / Alstom / BOC), para la construcción del proyecto CCS.
Suministro de combustible
La principal ruta de transporte a la central eléctrica para combustible (originalmente carbón) es el tren a través de un tramo de carga de 4,5 millas (7,2 km) de largo de la antigua Hull and Barnsley Railway , desde Pontefract Line en Hensall Junction. Se utiliza un diseño de riel de bucle de globo para que los vagones de carbón no necesiten ser desviados después de descargarlos. Trenes Merry-Go-Round se utilizan, por lo que los vagones se pueden descargar sin detener el tren a su paso por una casa de descarga. En promedio, hay 35 entregas al día, 6 días a la semana.
La central también tiene un embarcadero (ver § Embarcadero ) - las importaciones a través del embarcadero finalizaron hacia 1980 - en 2004 se probó el embarcadero para la importación de Tall Oil por barcaza.
Suministro de carbón
En 2021, todos los suministros de carbón a la central eléctrica de Drax y la generación de electricidad comercial a partir del carbón finalizaron de acuerdo con el plan para el fin del carbón anunciado en 2020.
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En su forma original, la estación tenía un consumo potencial máximo de 36.000 toneladas de carbón al día. En 2011, consumió 9,1 millones de toneladas de carbón. Este carbón provino de una mezcla de fuentes nacionales e internacionales, con carbón nacional proveniente de minas en Yorkshire , Midlands y Escocia, y suministros extranjeros provenientes de Australia, Colombia, Polonia, Rusia y Sudáfrica. A partir de 2020, todo el carbón se obtuvo a nivel internacional.
El combustible y otros productos a granel se suministran a través de un ramal de 6 millas de la línea ferroviaria de Wakefield y Goole. Las instalaciones ferroviarias incluyen un cruce con orientación oeste en la línea Goole, puentes de pesaje de peso bruto y tara, instalaciones de manipulación de piedra caliza y yeso, incluido un edificio de manipulación y una sala de control para la planta de FGD, FGD Sidings G y H, descarga de biomasa (Track A), descarga de carbón (pistas A, B y C), línea de derivación (pista D), revestimiento de aceite (pista E) y carga de cenizas (pista F) y un edificio de descarga y sala de control.
Cuando se inauguró la estación, la mayor parte del carbón quemado provenía de minas de carbón locales en Yorkshire, incluidas Kellingley Colliery , Prince of Wales, Ackton Hall , Sharlston Colliery , Fryston Colliery , Askern Colliery y Bentley Colliery . Tras la huelga de los mineros a mediados de la década de 1980, en 2006, todos, excepto Kellingley, habían cerrado. (Kellingley cerró a finales de 2015). UK Coal tenía un contrato de cinco años para suministrar carbón, que finalizaba a finales de 2009, desde Kellingley, Maltby y, hasta su cierre en 2007, Rossington . El carbón también se trajo de Harworth Colliery hasta que fue suspendido y fue suministrado por Daw Mill en Warwickshire .
El carbón extranjero se transporta por ferrocarril a través de varios puertos. En c. 2007, GB Railfreight ganó un contrato para mover carbón traído desde el puerto de Tyne , celebrado por la compañía que nombró una de sus locomotoras como Drax Power Station en 2007. DB Cargo UK transporta carbón desde los puertos cercanos de Hull e Immingham , y desde Hunterston Terminal en la costa oeste de Escocia . Freightliner Group mueve carbón importado a través de Redcar .
Biomasa
Co-disparo
La estación probó biomasa con combustión conjunta en el verano de 2004 y, al hacerlo, fue la primera central eléctrica del Reino Unido alimentada con madera. La prueba inicial de 14.100 toneladas de sauce se obtuvo localmente de la cercana Eggborough. Desde la prueba, ha continuado el uso de biomasa por parte de la estación. Utiliza inyección directa para encender la biomasa, por lo que pasa por alto los molinos de pulverización y se inyecta directamente en la caldera o en la línea de combustible, para un mayor rendimiento. En 2009 se estableció el objetivo de que el 12,5% de la energía de la estación se obtuviera a partir de biomasa, y el cambio a la biomasa estaba destinado a contribuir al objetivo de reducir el CO
2emisiones en un 15%. La estación quema una amplia gama de biomasa, principalmente pellets de madera , pellets de girasol , aceitunas , cáscara de cáscara de maní y harina de colza . La mayoría proviene del extranjero. En 2008, se construyó una instalación de peletización de paja con una capacidad de 100,000 toneladas pa en Capitol Park, Goole , que se inauguró en 2009. La construcción de instalaciones especializadas para el manejo de biomasa comenzó en 2009 en el puerto de Tyne y en Drax.
Nuevas plantas de biomasa
En la década de 2000, Drax Group solicitó un permiso de planificación para construir una nueva central eléctrica de 300 MW, alimentada en su totalidad por biomasa, al norte de la central; Se esperaba que la planta de energía renovable de Ouse quemara 1,400,000 toneladas de biomasa cada año, ahorrando 1,850,000 toneladas de CO
2emisiones, y se espera crear 850 empleos en la construcción y 150 empleos permanentes creados una vez abiertos, a través del empleo directo y por contrato. Los planes se presentaron al Departamento de Energía y Cambio Climático en julio de 2009 para su revisión; si se otorgó el permiso, la construcción estaba programada para comenzar a fines de 2010 y demorar hasta tres años y medio. Drax planeó otras dos plantas de biomasa de 300 MW en los puertos de Hull e Immingham.
En 2012, el grupo Drax abandonó los planes para el desarrollo de plantas de biomasa discretas, debido a cambios en los subsidios gubernamentales para la producción de energía de biomasa que favorecen la conversión de plantas sobre plantas de nueva construcción. Cambió a un proyecto para convertir la mitad de las unidades en su planta existente a la combustión de biomasa.
Cocción completa con biomasa
En septiembre de 2012, Drax Group anunció la conversión a combustión completa con biomasa de tres de sus seis unidades. La primera unidad estaba programada para estar en línea en junio de 2013, la segunda unidad en 2014 y la tercera en 2017; inicialmente se había asegurado un suministro de biomasa para la primera unidad. El costo se estimó en £ 700 millones ($ 1,13 mil millones), incluidas modificaciones en molinos de combustible y calderas y la construcción de estructuras de almacenamiento y transportadores para el combustible de pellets de madera. Cada unidad consumirá alrededor de 2,3 millones de toneladas de biomasa al año, lo que requerirá un total anual estimado de 7,5 millones de toneladas en 2017. Esto equivale a dos tercios del consumo total de biomasa energética de Europa en 2010, y requiere 1.200.000 ha (4.600 millas cuadradas; 12.000 km 2 ) de bosque para abastecerse de manera continua. Se esperaba que América del Norte fuera la fuente de la gran mayoría de la biomasa, aunque algunas serían sauces y pasto elefante de origen nacional.
La decisión de Drax Group fue posible gracias a una nueva política del gobierno del Reino Unido, que entró en vigor en abril de 2013, de otorgar 1.0 ROC negociables (certificados de obligación renovable) por megavatio de generación de energía a partir de plantas de energía de carbón que se convierten completamente para quemar biomasa; La directora ejecutiva, Dorothy Thompson, declaró que la empresa tenía la intención de convertirse en un productor de energía predominantemente de biomasa. Para abril de 2013, la financiación del plan incluye £ 190 millones a través de la venta de acciones, £ 100 millones del Fondo de Financiamiento de Empresas Prudential / M&G UK, £ 50 millones del UK Green Investment Bank y £ 75 millones de Friends Life (suscrito por HM Treasury ) , así como una línea de crédito de 400 millones de libras esterlinas.
A partir de 2013, había planes para instalar plantas de peletización de pellets de madera de 1 millón de toneladas por año en Morehouse Parish, Louisiana , y Gloster, Mississippi , que se enviarían por carretera y ferrocarril al puerto de Baton Rouge , Louisiana y luego se enviarían en 50,000 toneladas. buques de carga a Reino Unido. En el informe financiero de 2013, Drax anunció que se estaba considerando una capacidad de peletización adicional de 2 millones de toneladas, que probablemente se construirá en los EE. UU.
En 2013, la empresa firmó un acuerdo con ABP para desarrollar instalaciones de manipulación en el puerto de Hull, Immingham y Grimsby ; La construcción de instalaciones automatizadas comenzó en 2013, creando capacidades de 3 y 1 millón de toneladas por año en los puertos de Immingham y Hull, respectivamente, que se suman a las 1,4 millones de toneladas por año de la instalación de biomasa del Puerto de Tyne construida en 2009. En el mismo año, una nueva El diseño de un vagón de ferrocarril cubierto con una gran capacidad volumétrica para el transporte de pellets de biomasa de baja densidad fue presentado para su uso por Drax en el Reino Unido; Se encargaron 200 vagones de este tipo. En Drax, los gránulos se almacenan en domos y se transfieren mediante un sistema de transporte antes de triturarlos para convertirlos en polvo para su uso.
El Grupo de construcción Pastor fue contratado para construir el manejo de la biomasa y las instalaciones de almacenamiento en Drax, con RPS Grupo como el ingeniero civil. El diseño incluyó rieles automatizados para el manejo de almacenamiento, instalaciones de cribado y almacenamiento que constan de cuatro cúpulas de almacenamiento de 50 por 63 m (164 por 207 pies) de altura con una capacidad de 110.000 m 3 (3.900.000 pies cúbicos). La tecnología de domo de hormigón fue suministrada por E & D Company, PLLC (comercializada como Engineering System Solutions, ES2) y Dome Technology LLC.
En julio de 2013, se había convertido una unidad de disparo y se informó que funcionaba correctamente; para 2013, la conversión de la segunda y tercera unidades estaba programada para 2014 y durante o antes de 2016, respectivamente. La segunda unidad se convirtió en mayo de 2014, inicialmente co-quemando una mezcla de 85% de biomasa / carbón debido al suministro limitado de biomasa.
En abril de 2014, Drax recibió un subsidio de contrato renovable por diferencia (CFD) para la generación de energía basada en biomasa en otra unidad de combustión de carbón convertida, pero se excluyó una tercera unidad, que había sido previamente marcada como elegible para financiamiento de CFD; Luego, Drax Group impugnó legalmente la decisión, obteniendo inicialmente un fallo a su favor, que fue anulado en el Tribunal de Apelación . En julio de 2014, el Tribunal Superior falló a favor de Drax.
La conversión de biomasa en Drax llevó a requerir el 82% de las importaciones de biomasa del Reino Unido desde los EE. UU. En 2014 (60% en general de todas las exportaciones de pellets de madera de EE. UU.), Un factor importante en un aumento anual del 40% en la exportación de biomasa de ese país; Las importaciones de origen estadounidense representaron el 58% del uso de biomasa de Drax en 2014, con el 22% de Canadá.
Una instalación portuaria en Baton Rouge, Louisiana se completó en abril de 2015. A mediados de 2015 Drax llegó a un acuerdo con Peel Ports para construir una instalación de importación de biomasa de 3 millones de toneladas por año en el puerto de Liverpool , con un costo estimado de £ 100 millones. La instalación conectada por ferrocarril debía incluir 100.000 toneladas de almacenamiento y la construiría Graham Construction.
En septiembre de 2015, Drax Group e Infinis iniciaron una acción legal contra el gobierno del Reino Unido debido a que se alegó que no se había dado aviso suficiente sobre el retiro de una exención de impuestos relacionada con el clima (consulte la tasa de cambio climático ). Drax afirmó que el cambio reduciría sus ganancias en £ 30 millones. . La demanda fue rechazada por el Tribunal Superior en febrero de 2016.
En diciembre de 2016, la Comisión Europea de Competencia aprobó los subsidios del gobierno del Reino Unido para la conversión de la tercera unidad a la quema de biomasa.
Petcoke
La estación comenzó a probar la co-combustión de coque de petróleo en una de sus calderas en junio de 2005, finalizando en junio de 2007, quemando 15% de coque de petróleo y 85% de carbón. Se quemó petcoke para hacer que la electricidad fuera más competitiva, ya que el precio de funcionamiento del equipo FGD encarecía la electricidad. La Agencia de Medio Ambiente (EA) otorgó permiso para el juicio en junio de 2004, a pesar de que Amigos de la Tierra y el Consejo de Selby se opusieron a los planes . Para satisfacer sus inquietudes, las emisiones se monitorearon constantemente durante la prueba y no se les permitió quemar coque de petróleo sin operar la planta FGD para eliminar el alto contenido de azufre de las emisiones. La prueba demostró que no hubo efectos negativos significativos en el medio ambiente, por lo que a fines de 2007, Drax Group solicitó pasar de las condiciones de prueba a la quema comercial. La EA otorgó el permiso a principios de 2008 después de estar de acuerdo con los hallazgos de Drax de que el combustible no tenía efectos negativos significativos en el medio ambiente. La estación ahora puede quemar hasta 300.000 toneladas de combustible al año y almacenar hasta 6.000 toneladas en el lugar.
Generación eléctrica
El carbón se introduce en uno de los 30 depósitos de carbón, cada uno con una capacidad de 1.000 toneladas. Cada búnker alimenta dos de los 60 pulverizadores , cada uno de los cuales puede triturar 36 toneladas de carbón por hora. La estación tiene seis calderas Babcock Power, cada una con un peso de 4.000 toneladas. El carbón en polvo de diez pulverizadores se lanza a cada caldera a través de quemadores, que se encienden con propano . En 2003, los quemadores originales fueron reemplazados por quemadores bajos en óxido de nitrógeno . Cada una de las seis calderas alimenta vapor a un conjunto de turbinas de vapor , que consta de una turbina de alta presión (HP), una turbina de presión intermedia (IP) y tres turbinas de baja presión (LP). Cada turbina HP genera 140 MW. El vapor de escape de ellos se devuelve a la caldera y se recalienta, luego se alimenta a las turbinas IP de 250 MW y finalmente pasa a través de las turbinas LP de 90 MW. Esto le da a cada grupo electrógeno una capacidad de generación de 660 MW: con seis grupos electrógenos, la central tiene una capacidad total de 3.960 MW. Cada una de las unidades generadoras está equipada con el Advanced Plant Management System (APMS), un sistema desarrollado por RWE npower y Thales e implementado por Capula.
La estación también tiene seis turbinas de gas que brindan respaldo en caso de averías o paradas en la Red Nacional. Su producción anual es generalmente baja, genera 75 MW y tres de las unidades han sido suspendidas y están fuera de operación, pero podrían ser renovadas. Las emisiones de estas unidades se liberan a través de la segunda chimenea más pequeña de la estación, al sur de la chimenea principal.
Entre 2007 y 2012, las turbinas de alta y baja presión fueron reemplazadas por Siemens en un programa de £ 100 millones.
Sistema de refrigeración
El agua es esencial para una central térmica , calentada para crear vapor para hacer girar las turbinas de vapor . El agua utilizada en las calderas se toma de dos pozos autorizados en el sitio. Una vez que esta agua ha pasado por las turbinas, se enfría mediante condensadores que utilizan agua extraída del cercano río Ouse . El agua es bombeada del río por una casa de bombas en el río, al norte de la estación. Una vez que ha pasado por el condensador, el agua es enfriada por una de las torres de enfriamiento de tiro natural, con dos torres que dan servicio a cada grupo electrógeno. Una vez enfriada, el agua se descarga de nuevo al río.
Productos de desecho
Desulfuración de gases de combustión
Las seis unidades cuentan con una planta de FGD independiente de yeso y caliza húmeda, que se instaló entre 1988 y 1996. Esta desvía los gases de las calderas y los hace pasar a través de una lechada de piedra caliza , que elimina al menos el 90% del dióxido de azufre . Esto equivale a eliminar más de 250.000 toneladas de SO 2 cada año. El proceso requiere 10.000 toneladas de piedra caliza a la semana, procedente de Tunstead Quarry en Derbyshire . Un subproducto del proceso es el yeso, con 15.000 toneladas producidas cada semana. Esto se va a utilizar en la fabricación de placas de yeso . El yeso se vende exclusivamente a British Gypsum , y se transporta por ferrocarril a sus plantas en Kirkby Thore (en la línea Settle-Carlisle ), East Leake (en la antigua Great Central Main Line ) y ocasionalmente a Robertsbridge (en la Hastings Line). ). DB Cargo UK transporta el yeso.
Uso y eliminación de cenizas
La ceniza de combustible pulverizada (PFA) y la ceniza de fondo del horno (FBA) son dos subproductos de la quema de carbón. Cada año, la estación produce alrededor de 1.000.000 de toneladas de PFA y alrededor de 220.000 toneladas de FBA: se vende todo FBA y el 85% de PFA. Bajo el nombre comercial Drax Ash Products, la ceniza se vende a la industria de la construcción local , donde se utiliza en la fabricación de bloques , productos de cemento , lechada y tendido de carreteras. La ceniza también se utiliza en otras partes del país. Entre 2005 y 2007, PFA se utilizó como relleno en cuatro minas de sal en desuso en Northwich en Cheshire . En el proyecto se utilizaron 1.100.000 toneladas para evitar un riesgo futuro de hundimiento en la ciudad. La ceniza fue entregada por DB Schenker en diez trenes a la semana, cada uno transportando 1.100 toneladas. Después de una prueba en enero de 2010, PFA también se transporta a Waterford , Irlanda en barco. Un barco al mes transportará 1.200 toneladas para la fabricación de materiales de construcción. Esto sustituirá a 480 viajes en camión al año y se considera más respetuoso con el medio ambiente.
El PFA no vendido se envía por cinta transportadora al montículo de cenizas de Barlow , que se utiliza para su eliminación y almacenamiento temporal. Tres transportadores alimentan el montículo, con una capacidad total de 750 toneladas por hora. El yeso FGD se desecha en el montículo si no es de un grado lo suficientemente alto para venderse. El montículo ha ganado varios premios por su trabajo de conservación de la naturaleza.
Efectos ambientales
Los efectos ambientales de la quema de carbón están bien documentados. Se considera que el carbón es "fácilmente la forma de generación de energía más intensiva en carbono y más contaminante disponible". En 2007, la estación produjo 22,160,000 toneladas de CO
2, lo que la convierte en la mayor fuente de CO
2en el Reino Unido. Entre 2000 y 2007, ha habido un aumento neto de dióxido de carbono CO
2de más de 3.000.000 de toneladas. La estación también tuvo las emisiones estimadas de óxidos de nitrógeno más altas de la Unión Europea .
En 2007, en un intento de reducir el CO
2emisiones, Drax Group firmó un contrato de £ 100 millones con Siemens Power Generation para renovar las turbinas de vapor durante cuatro años. Esta es la modernización de turbinas de vapor más grande jamás realizada en el Reino Unido y aumentará la eficiencia. Junto con la combustión conjunta de biomasa , esto es parte de un objetivo para reducir el CO
2 emisiones en un 15% para 2011.
El informe anual de Drax para 2013 informó que las emisiones anuales de Drax fueron de 20,612,000 toneladas de CO
2. Esta fue una leve disminución de los niveles de 2007 debido a la quema de biomasa. Drax siguió siendo el mayor emisor de dióxido de carbono del Reino Unido hasta 2016, cuando la central eléctrica afirmó que sus programas de mejora y conversión a la quema de biomasa habían significado una disminución drástica de los gases de efecto invernadero que se liberaban a la atmósfera.
Drax ha optado por la Directiva de grandes plantas de combustión (LCPD) y, por lo tanto, se le permite continuar operando más allá de 2015. El uso de la desulfuración de gases de combustión asegura que no se excedan los límites de emisiones de dióxido de azufre.
Protestas, huelgas e incidentes
Campamento climático (2006)
El 31 de agosto de 2006, más de 600 personas asistieron a una protesta contra las altas emisiones de carbono. Fue coordinado por el grupo Camp for Climate Action . Se informó que al menos 3.000 agentes de policía de 12 fuerzas fueron reclutados durante la protesta, para salvaguardar el suministro de electricidad y evitar que los manifestantes cerraran la estación. Treinta y nueve personas fueron detenidas tras intentar ilegalmente acceder a la planta.
Protesta del tren (2008)
A las 8:00 am del 13 de junio de 2008, más de 30 activistas por el cambio climático detuvieron un tren de carbón EWS en camino a la estación disfrazándose de trabajadores ferroviarios vistiendo ropa de alta visibilidad y ondeando banderas rojas . Deteniendo el tren en un puente sobre el río Aire , escalaron los vagones con la ayuda de las vigas del puente. Luego colocaron una pancarta que decía "Déjalo en el suelo" en el costado del vagón y ataron el tren al puente, evitando que se moviera. Luego, trasladaron más de 20 toneladas de carbón a la vía férrea. La protesta duró todo el día, hasta que la policía sacó del tren a varios manifestantes esa noche. La gerencia de la estación dijo que la protesta no tuvo ningún efecto en la producción. La acción fue coordinada por Camp for Climate Action.
Huelga de trabajadores (2009)
El 18 de junio de 2009, menos de 200 contratistas abandonaron o no se presentaron en una huelga salvaje , mostrando solidaridad con los trabajadores de la refinería de petróleo de Lindsey en Lincolnshire, donde 51 trabajadores habían sido despedidos mientras otro empleador en el sitio estaba empleando. Una portavoz dijo que la huelga no afectó la producción de electricidad.
Incendios de biomasa (2011, 2013)
En octubre de 2011, se inició un incendio por combustión espontánea en una reserva en la instalación de biomasa del Puerto de Tyne. Otro incendio ocurrió en la misma instalación en una torre de transferencia de cinta transportadora en octubre de 2013.
Ver también
- Centrales eléctricas aire valley
- Uso y conservación de energía en el Reino Unido
- Política energética del Reino Unido
- Lista de centrales eléctricas en Inglaterra
- Lista de estructuras y edificios más altos de Gran Bretaña
- Cronología de la industria de suministro de electricidad del Reino Unido
Referencias
enlaces externos
- "Trabajando en equipo para el éxito" . Siemens. Archivado desde el original el 3 de diciembre de 2013 . Consultado el 15 de noviembre de 2013 . Programa de sustitución de turbinas.
- Detalles de la central eléctrica de Drax