Las centrales eléctricas de Ferrybridge son una serie de tres centrales eléctricas de carbón situadas en el río Aire cerca de Ferrybridge en West Yorkshire , Inglaterra, junto al cruce de las autopistas M62 y A1 (M) .
Centrales eléctricas de Ferrybridge | |
---|---|
País | Inglaterra |
Localización | Knottingley |
Coordenadas | 53 ° 43′03 ″ N 1 ° 16′50 ″ W / 53,71740 ° N 1,28058 ° WCoordenadas : 53 ° 43′03 ″ N 1 ° 16′50 ″ W / 53,71740 ° N 1,28058 ° W |
Estado | Operacional |
Comenzó la construcción | Estación A: 1926 Estación B: 1955 [1] Estación C: 1961 Multifuel 1: 2011 |
Fecha de comisión | Estación A: 1927 Estación B: 1957 Estación C: 1966 Multicombustible 1: 2015 [2] |
Fecha de baja | Estación A: 1976 Estación B: 1992 Estación C: 2016 |
Operador (es) |
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Central de energía térmica | |
Combustible primario | Carbón |
Combustible secundario | Biomasa |
Generación de energía | |
Capacidad de la placa de identificación | Estación A: 125 MW Estación B: 300 MW Estación C: 2034 MW Multicombustible 1:68 MW |
enlaces externos | |
Sitio web | www |
Los comunes | Medios relacionados en Commons |
La primera estación del lugar, Ferrybridge A , se construyó a mediados de la década de 1920 y se cerró en 1976; el edificio principal se ha conservado como talleres. Ferrybridge B entró en funcionamiento en la década de 1950 y se cerró a principios de la de 1990.
En 1966, se inauguró la central eléctrica Ferrybridge C con una capacidad de generación de 2 GW a partir de cuatro conjuntos de 500 MW; construido por la Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB); tras la privatización en 1989, la propiedad pasó a Powergen , luego a Edison Mission Energy (1999), luego a AEP Energy Services ( American Electric Power ) (2001) ya SSE plc (2004). Ferrybridge C cerró en marzo de 2016.
Dos de las cuatro unidades fueron equipadas con una planta de desulfuración de gases de combustión (FGD) en 2009. En 2013, SSE indicó que la central eléctrica no cumpliría con la Directiva de Emisiones Industriales (2010/75 / UE) que requiere el cierre de la planta para 2023 o antes. . Más tarde se anunció que la planta estaría completamente cerrada para marzo de 2016. [4]
Ferrybridge Multifuel 1 es una planta multicombustible de 68 MW en el sitio que entró en funcionamiento en 2015. [2]
El 28 de julio de 2019, una de las torres de refrigeración de Ferrybridge fue demolida [5], seguida de otras cuatro el 13 de octubre, dejando solo tres de las ocho torres originales en pie, tres años después del cierre de las plantas. [6]
Ferrybridge A (1917-1976)
El terreno de Ferrybridge fue comprado por la Yorkshire Electric Power Company en 1917. Los planes para una central eléctrica se prepararon y presentaron a la Junta de Comercio en marzo de 1918. Debido a un cambio de sistema el año siguiente con la Ley de (suministro) de electricidad de 1919 , el los planes se pusieron en espera. Los planos se volvieron a enviar a los Comisionados de Electricidad en enero de 1920. Los planos finalmente recibieron permiso en noviembre de 1921, pero se retrasaron debido a una reorganización del área de suministro. [7] Se eligió un sitio de 135 acres (55 ha) con buen acceso a carbón, agua y buenas conexiones de transporte, incluido el transporte por agua. [8]
La construcción de Ferrybridge Una central eléctrica comenzó en 1926 y la estación comenzó a funcionar en 1927. [9] La estación inicial cubría 32 acres (13 ha) del sitio. [8] Los edificios principales contenían las calderas, las turbinas y las oficinas y talleres, y un edificio más pequeño albergaba la aparamenta eléctrica. [10] Las instalaciones de transporte incluían apartaderos conectados a la línea Dearne Valley con equipos para manipular vagones de hasta 20 toneladas y un muelle fluvial para el transporte en barcazas. [8] La descarga de los vagones se realizó mediante un volquete lateral, en una báscula automática y luego en transportadores, y la descarga de barcazas se realizó mediante una grúa en la máquina de pesaje. [11] Las tomas de agua de enfriamiento fueron 550 pies (170 m) aguas arriba de los muelles, inicialmente con dos tomas filtradas con una capacidad mínima (agua baja) de 3.000.000 imp gal (14.000 m 3 ) de agua por hora. [12]
El equipo de generación de energía incluía ocho calderas de tubo de agua con capacidad de ebullición de agua de 75,000 lb (34,000 kg) por hora, dispuestas en pares, compartiendo tiro de aire y chimeneas (166 pies (51 m) de altura). Las calderas fueron diseñadas para producir vapor sobrecalentado a 315 psi (21,4 atm) a 700 ° F (371 ° C) [13] La sección de turbina / generador tenía dos turbinas de reacción de tres etapas de 3.000 rpm que accionaban alternadores con una potencia de 19 MW continuos. [14] Los alternadores producían CA trifásica de 50 Hz a 11 kV, que se incrementó a 33 kV mediante dos conjuntos de tres transformadores monofásicos con una potencia nominal de 25 MW por conjunto. [15] [16]
La estación pasó a ser propiedad de la Autoridad de Electricidad Británica en la nacionalización de la industria energética del Reino Unido, con la Ley de Electricidad de 1947 . Esta empresa, a su vez, se convirtió en la Autoridad Central de Electricidad en 1954. La producción anual de electricidad de la estación A fue: [17] [18]
Año | 1946 | 1960–1 | 1961–2 | 1962–3 | 1966-7 |
---|---|---|---|---|---|
Electricidad suministrada, GWh | 468.151 | 541,1 | 545,7 | 549.0 | 485,2 |
La estación cerró el 25 de octubre de 1976, momento en el que tenía una capacidad de generación de 125 MW. [19]
La sala de calderas y la sala de turbinas de Ferrybridge A siguen en pie hoy. Los edificios ahora se utilizan como oficinas y talleres, [9] por el Grupo de Soporte Técnico de RWE npower , que es responsable del mantenimiento y reparación de la central eléctrica de todo el país. [ cita requerida ]
Ferrybridge B (1957-1992)
Ferrybridge B Power Station se construyó en la década de 1950. Generaba electricidad utilizando tres grupos electrógenos de 100 megavatios (MW), que se pusieron en servicio entre 1957 y 1959. La central tenía originalmente una capacidad de generación total de 300 MW, pero en la década de 1990 esto se registró en 285 MW. Ferrybridge B fue una de las veinte centrales de vapor de la CEGB con mayor eficiencia térmica; en 1963-4, la eficiencia térmica fue 32,34%, 31,98% en 1964-5 y 31,96% en 1965-6. [20] La producción anual de electricidad de Ferrybridge B fue: [20]
Año | 1959-1960 | 1960–1 | 1961–2 | 1962–3 | 1963–4 | 1964–5 | 1965–6 | 1966-7 | 1971-2 | 1978–9 | 1981-2 |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Electricidad suministrada, GWh | 1,484 | 2.029 | 1.954 | 1,921 | 2.065 | 2,014 | 1.912 | 2.009 | 1,719 | 1,258 | 1,651 |
Después de la privatización de la industria de suministro eléctrico del Reino Unido en 1990, la estación fue operada por PowerGen . [21] La estación cerró en 1992 y desde entonces ha sido completamente demolida. [9] [21]
En 2006, LaFarge comenzó la construcción de una fábrica de placas de yeso adyacente a la central eléctrica Ferrybridge C en el sitio de la antigua estación Ferrybridge B para utilizar el sulfato de calcio ( yeso ) producido por FGD. [22]
Ferrybridge C (1966-2016)
Período CEGB (1966-1989)
La central eléctrica fue construida y operada originalmente por la Junta Central de Generación de Electricidad .
Construcción y puesta en servicio
El trabajo comenzó en Ferrybridge C en 1961. [23] Los arquitectos fueron Building Design Partnership. [24] Había dos chimeneas y las ocho torres de enfriamiento estaban dispuestas en forma de rombo en el costado del edificio. El 1 de noviembre de 1965, tres de las torres de enfriamiento colapsaron debido a las vibraciones de la turbulencia de Kármán en vientos de 85 mph (137 km / h). Aunque las estructuras se habían construido para soportar velocidades de viento más altas, el diseño solo consideró velocidades de viento promedio de más de un minuto y descuidó ráfagas más cortas. Además, la forma agrupada de las torres de enfriamiento significaba que los vientos del oeste se canalizaban hacia las propias torres, creando un vórtice . Tres de las ocho torres de enfriamiento originales fueron destruidas y las cinco restantes sufrieron graves daños. Las torres destruidas se reconstruyeron con una especificación más alta y las cinco torres supervivientes se reforzaron para tolerar condiciones climáticas adversas. [9] [25] [26]
La puesta en servicio del Ferrybridge C comenzó en 1966: una unidad se puso en funcionamiento, alimentando electricidad a la Red Nacional , el 27 de febrero de 1966. [27] [28] Las unidades 2, 3 y 4 se pusieron en servicio todas a finales de 1967. [23 ] Tras el accidente de la torre de enfriamiento, se esperaba que la estación no se abriera durante algún tiempo después de la fecha programada. Sin embargo, fue posible conectar una de las torres restantes a la Unidad 1 ahora completa. La reconstrucción de las torres destruidas comenzó en abril de 1966 [27] y se completó en 1968. [29]
Especificación
Ferrybridge C Power Station tenía cuatro grupos electrógenos de 500 MW, [9] (conocidos como unidades 1-4). Había cuatro calderas con una potencia nominal de 435 kg / s, las condiciones de vapor eran 158,58 bar a 566/566 ° C de recalentamiento. [30] Además de los principales grupos electrógenos, la planta tenía originalmente cuatro turbinas de gas con una capacidad combinada de 68 MW. Dos se retiraron a finales de la década de 1990 reduciendo la capacidad a 34 MW. [31] Estas unidades se utilizan para poner en marcha la planta en ausencia de una fuente de alimentación externa.
La capacidad de generación, la producción de electricidad y la eficiencia térmica se muestran en la tabla. [20]
Año | Capacidad neta, MW | Electricidad suministrada, GWh | Carga como porcentaje de capacidad,% | Eficiencia térmica, % |
---|---|---|---|---|
1966/7 | 357 | 201 | 27,0 | 28.07 |
1971/2 | 2000 | 7.340 | 44,0 | 33,94 |
1978/9 | 1932 | 11,721 | 69,3 | 34,85 |
1981/2 | 1932 | 10,229 | 60,4 | 36,51 |
El suministro de carbón se realizó por transporte ferroviario (inicialmente 4 millones de toneladas al año en trenes tiovivos de 1000 toneladas a una velocidad de 17 por día) [32] y transporte por carretera y barcazas (inicialmente 1 millón de toneladas [32] en el Aire y Navegación Calder ). [9] El transporte en barcazas terminó a finales de la década de 1990. [33] El transporte ferroviario comprendía un ramal de la línea adyacente Swinton y MIlford Junction. Las instalaciones incluyen un cruce con orientación oeste en la línea Swinton, dos líneas de descarga de carbón (vía N ° 1 y vía N ° 2), puentes de pesaje de peso bruto y tara, una tolva y un revestimiento de aceite. [34] [35] El equipo de descarga automática para los trenes de carbón fue construido por Rhymney Engineering , una empresa de Powell Duffryn . Usó detección ultrasónica , capaz de manejar hasta 99 vagones en un tren (aunque inicialmente los trenes tenían 35 vagones tolva ), para controlar el mecanismo de apertura de puertas para vaciar 5 vagones a la vez en los búnkers. [36]
Las dos chimeneas de la planta tienen 198 m (650 pies) de altura. Las ocho torres de enfriamiento se construyeron a una altura de 115 m (377 pies), tres de las cuales permanecen en el sitio. [33]
Después de la privatización (1989-presente)
La propiedad pasó a Powergen (1989) después de la privatización de la Junta Central de Generación de Electricidad . En 1998, durante la "carrera por el gas" de la década de 1990 , Powergen cerró la Unidad 4. [37] Sin embargo, en 1999, Ferrybridge Power Station, junto con la central eléctrica Fiddlers Ferry en Cheshire, fue vendida a Edison Mission Energy . Luego, ambas estaciones se vendieron a AEP Energy Services Ltd ( American Electric Power ) en 2001, antes de que ambas se vendieran nuevamente a SSE plc en julio de 2004 por £ 136 millones. [9]
En 2005, SSE tomó la decisión de instalar la desulfuración de gases de combustión (FGD) en la planta, instalando equipos para depurar la mitad de la producción de Ferrybridge; la decisión fue requerida para cumplir parcialmente con las especificaciones de la Directiva de Grandes Plantas de Combustión (LCPD); [38] en 2008 las calderas fueron equipadas con Boosted Over Fire Air para reducir las emisiones de NOx. [39] En 2009 se encargó FGD en las Unidades 3 y 4. [40] [41] La instalación de FGD permitió a SSE firmar un acuerdo de 5 años con UK Coal por 3,5 millones de toneladas de carbón con mayor contenido de azufre. [42]
En diciembre de 2013, SSE anunció que Ferrybridge optaría por no participar (no cumplir con) la Directiva de Emisiones Industriales de la UE (2010/75 / UE); exigir que la planta cierre a finales de 2023 o después de 17.500 horas de funcionamiento después del 1 de enero de 2016. [43] [44]
Las unidades sin FGD (1 y 2) se cerraron el 28 de marzo de 2014 bajo el LCPD. [40] [45]
El 31 de julio de 2014 se produjo un grave incendio en la Unidad C de Ferrybridge. Se entendió que el incendio se había iniciado en la cuarta unidad generadora, afectando también a la unidad n. ° 3. Ninguna unidad estaba operativa en el momento del incendio debido al mantenimiento. [46] Las expectativas iniciales eran que la unidad 3 estaría operativa en noviembre de 2014, pero la unidad 4 no estaría operativa antes de abril de 2015. [47] Dado que el fuego fue absorbedor de FGD en la unidad 4 después de que el trabajo del equipo del sitio y los contratistas, la unidad 3 regresara a el 29 de octubre de 2014 y la Unidad 4 RTS el 15 de diciembre de 2014, sin embargo, sin su FGD solo podría funcionar quemando carbón con muy bajo contenido de azufre y en conjunto con la Unidad 3. El carbón con muy bajo contenido de azufre se acabó en marzo de 2015 y ya no hay más carbón con bajo contenido de azufre. se compró, la unidad tuvo que apagarse en marzo de 2015 y nunca volvió a funcionar. El 19 de mayo de 2015, SSE anunció que la estación estaría cerrada antes del 31 de marzo de 2016, sin reabrir la Unidad 4. Las razones indicadas fueron "daños irreparables" causados por el incendio anterior, y que la estación era ahora una operación deficitaria, y se prevé que perderá 100 millones de libras esterlinas durante los próximos cinco años. [48] [49]
Ferrybridge 'C' Fire - 31 de julio de 2014
En su apogeo, unos 75 bomberos abordaron llamas de 100 pies (30 m) de altura, después de que el incendio estalló alrededor de las 14:00 BST. [50] Una planta utilizada para eliminar el dióxido de azufre de los gases producidos en la central se incendió. El humo negro procedente de la central eléctrica de carbón provocó problemas en las carreteras cercanas, incluida la M62 , y se recomendó a los conductores y a las personas que mantuvieran las ventanas cerradas. No se registraron heridos ya que el sitio estaba tranquilo debido al cierre de verano. El incendio provocó un colapso parcial de la estructura.
Cierre 2016
La generación de electricidad de Ferrybridge C finalizó alrededor del mediodía del 23 de marzo de 2016. SSE indicó que la fecha oficial de cierre es el 31 de marzo de 2016. [51]
Demolición de torres de enfriamiento
La Torre de Enfriamiento Seis tenía 114 metros (374 pies) de altura y fue demolida con explosivos el 28 de julio de 2019 [52].
Esta fue la primera etapa de demolición en el sitio. [53] [54]
Otras cuatro torres de enfriamiento fueron demolidas el 13 de octubre de 2019, dejando tres torres de enfriamiento restantes en pie. [55]
Ferrybridge Multifuel (2011-presente)
El 31 de octubre de 2011, SSE recibió el permiso de planificación de la Sección 36 para construir una planta multicombustible de 68 MW en su sitio de la central eléctrica Ferrybridge C. [56] La planta de 68 MW se diseñó para quemar combustibles mixtos, incluidos biomasa, combustible de desechos y madera de desecho. La planta entró en funcionamiento durante 2015. [57] [2]
A finales de 2013 se iniciaron las consultas para una segunda planta multicombustible "Ferrybridge Multifuel 2" (FM2). Inicialmente, se especificó que la planta tendría una escala similar a la primera y que tendría una capacidad de hasta 90 MW. [58] [59]
Planta de captura de carbono Ferrybridge
El 30 de noviembre de 2011, el Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático , Chris Huhne , inauguró oficialmente una planta piloto de captura de carbono en Ferrybridge Power Station. La planta de captura de carbono se construyó en asociación con Doosan Power Systems , Vattenfall y el Technology Strategy Board . [60] [61] La planta tenía una capacidad de 100 toneladas de CO 2 por día, equivalente a 0,005 GW de potencia. [62] El método de captura utilizó la química de amina [63] [64] (ver Tratamiento con gas de amina ). El CO 2 no se almacenó porque la planta piloto fue diseñada solo para probar el elemento de captura de carbono del proceso de captura y almacenamiento de carbono . En el momento de la construcción, era la planta de captura de carbono más grande del Reino Unido. [sesenta y cinco]
Ver también
- Centrales eléctricas aire valley
Notas
- ^ Multifuel Energy es una empresa conjunta entre SSE y Wheelabrator Technologies. [3]
Referencias
Notas al pie
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- ^ "Planta piloto de captura de carbono de £ 20 millones para recibir apoyo del gobierno" (PDF) . Junta de Estrategia Tecnológica. 17 de marzo de 2010. Archivado desde el original (PDF) el 24 de abril de 2012 . Consultado el 5 de enero de 2014 .
- ^ "La planta de captura de carbono más grande del Reino Unido se abre en Yorkshire" . The Guardian . 30 de noviembre de 2011 . Consultado el 5 de enero de 2014 .
Literatura
- Ferrybridge A
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- No.1 (PDF) , 28 de octubre de 1927, págs. 489–490, illus. p. 488
- No 2 (PDF) , 4 de noviembre de 1927, págs. 503–506
- No 3 (PDF) , 11 de noviembre de 1927, págs. 532–533
- Ferrybridge B
- Ferrybridge B 1957–1992: La vida de una central eléctrica , Powergen , 1992
- CENTRAL ELÉCTRICA FERRYBRIDGE B , CEGB , 1960
- Ferrybridge C
- Informe del Comité de Investigación sobre el Colapso de Torres de Enfriamiento en Ferrybridge, lunes 1 de noviembre de 1965 , CEGB , 1966
enlaces externos
- "SSE Ferrybridge" . SSE. Archivado desde el original el 24 de diciembre de 2013 . Consultado el 29 de octubre de 2013 . sitio oficial.
- "Poder para el pueblo" . documental.
- "Ferrybridge C cerrará en marzo de 2016" .
- "SSE para cerrar dos centrales eléctricas de carbón" .
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