Central eléctrica de Mohave (conocido también como estación de generación de Mohave, o MOGS) fue un 1.580 megavatios eléctricos (MWe) de carbón -fired planta de energía que se encuentra en Laughlin , Nevada . Southern California Edison es el propietario mayoritario de la planta y fue su operador. [2] La planta entró en operación comercial en 1971. Una línea de vapor que corría cerca de la sala de control de la planta y la cafetería se rompió el 9 de junio de 1985, quemando fatalmente a seis e hiriendo a diez más. En 2005, la planta se cerró y luego se desmanteló.
Central eléctrica de Mohave | |
---|---|
![]() Estación generadora de Mohave | |
![]() | |
País | Estados Unidos |
Localización | Laughlin , Nevada |
Coordenadas | 35 ° 08′42 ″ N 114 ° 35′19 ″ O / 35.14500 ° N 114.58861 ° WCoordenadas : 35 ° 08′42 ″ N 114 ° 35′19 ″ O / 35.14500 ° N 114.58861 ° W |
Estado | Apagar [1] |
Fecha de comisión | 1971 [1] |
Fecha de baja |
|
Propietario (s) | Edison del sur de California |
Central de energía térmica | |
Combustible primario | Carbón bituminoso [1] |
Tecnología de turbinas | Turbina de vapor [1] |
Generación de energía | |
Unidades operativas | 2 x 818,1 MW (1.097.100 CV) [1] |
Capacidad de la placa de identificación | 1.636,2 MW (2.194.200 CV) [1] |
Diseño
La planta estaba compuesta por dos unidades capaces de generar 790 MWe cada una. Durante el funcionamiento normal, la producción varió entre 350 y 750 MWe; la planta de carga base operó con un factor de capacidad del 71,5% entre 1990 y 1998. [3] Combustion Engineering suministró las calderas y GE suministró los generadores de turbinas. Bechtel era el arquitecto-ingeniero, responsable de la ingeniería, las adquisiciones y la construcción.
La estación generadora Mohave se construyó en un sitio de 1,000 ha (2,500 acres) en el desierto de Mojave adyacente al río Colorado en Laughlin , condado de Clark, Nevada . Tenía calderas supercríticas y turbinas de vapor de compuestos cruzados . La planta era propiedad de un consorcio de servicios públicos del operador Southern California Edison Co (56%), LADWP (10%), Nevada Power (14%) y Salt River Project (20%).
Mohave era la única planta de energía en los Estados Unidos que utilizaba carbón entregado por un oleoducto de lodos de carbón , compuesto de aproximadamente la mitad de carbón y la mitad de agua. [3] El oleoducto Black Mesa de 18 pulgadas (460 mm) de diámetro corría 275 millas (443 km) hasta la planta desde la mina Peabody Energy Black Mesa en Kayenta, AZ, y podía entregar 660 toneladas cortas (600 t) por hora.
La lechada de carbón se almacenó en cuatro tanques de almacenamiento o en ocho estanques de Marcona. Cada tanque de almacenamiento contenía hasta 8.000.000 galones estadounidenses (30.000.000 L), [3] el equivalente a 20.000 toneladas cortas (18.000 t) de carbón seco; los estanques cónicos de Marcona tenían cada uno 436 pies (133 m) de diámetro y 40 pies (12 m) de profundidad, para una capacidad de 3,040,000 pies cúbicos (86,000,000 L) o 80,000 toneladas cortas (73,000 t) de carbón. Ocho estanques llenos equivalían a un suministro de carbón de 40 días para la planta. [3] El agua de transporte de la lechada se separó del carbón a través de una serie de centrifugadoras, que eliminaron aproximadamente el 75% del agua, el carbón húmedo luego pasó a través de pulverizadores para secar y moler. La planta tenía un total de 20 pulverizadores, cada uno de los cuales podía procesar 90,400 lb (41,000 kg) de carbón por hora. [3] El agua separada se almacenó en clarifloculadores para permitir que sedimentaran los finos de carbón restantes; luego, el agua se recicló para la reposición de agua de la torre de enfriamiento; [3] esta y todas las demás aguas residuales se reutilizaron, lo que convirtió a Mohave en una instalación de descarga cero.
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/0/03/MOHAVE_GENERATING_STATION._BULLHEAD_CITY_IN_FOREGROUND_-_NARA_-_549003.tif/lossy-page1-440px-MOHAVE_GENERATING_STATION._BULLHEAD_CITY_IN_FOREGROUND_-_NARA_-_549003.tif.jpg)
A plena capacidad, la planta consumía 16.000 toneladas cortas (15.000 t) de carbón por día. [3] Las cenizas se recogieron del fondo de las unidades generadoras de vapor (cenizas del fondo y del economizador) y se capturaron mediante precipitación electrostática de la pila de la planta (cenizas volantes); El 70% del total de cenizas de la planta eran cenizas volantes, y casi todas las cenizas volantes se vendieron para usarse como aditivo para el concreto. Aproximadamente 160.000 pies cúbicos (120.000 m 3 ) de ceniza de fondo y 60.000 pies cúbicos (46.000 m 3 ) de lodo se colocaron en un vertedero in situ cada año; el sitio de disposición, llamado Ash Canyon, tenía aproximadamente 360 acres (150 ha) de superficie. [3]
Un gasoducto de gas natural de 20 pulgadas (510 mm) de diámetro también llegaba a la planta desde una instalación de gas cerca de Topock, Arizona, para suministrar el calor necesario para iniciar la planta, aunque el gasoducto era demasiado pequeño para operar la planta exclusivamente con gas natural. . La electricidad se transmitió a través de dos líneas de 500kV a subestaciones en el sur de Nevada y el sur de California.
Historia
Puesta en servicio
Las dos unidades idénticas de la planta empezaron a funcionar en 1971. [1]
Fallos tempranos
Los generadores de turbinas de la planta sufrieron dos fallas tempranas antes de 1975.
Ambas fallas resultaron en fallas de los generadores de turbinas, y ambas fallas ocurrieron durante un clima inusualmente frío. El clima frío resultó ser la pista esencial. Se asignó a uno de los copropietarios (LADWP) para determinar la causa de estas fallas, mediante el uso de simulaciones por computadora.
La central eléctrica y sus sistemas de transmisión de 500 kV conectados (uno a California, el otro a Nevada) fueron sometidos a extensas simulaciones, que finalmente llevaron a la identificación de la causa raíz de las fallas.
Cuando se instaló inicialmente, se instaló el entonces nuevo concepto de "compensación en serie" (conjuntos de condensadores conectados en serie en los extremos de envío y recepción de las líneas de transmisión), con la expectativa de que esta "compensación en serie" reduciría o incluso eliminar las pérdidas inherentes a las líneas de transmisión de energía de larga distancia.
Lo que entonces no se conocía, pero luego se identificó durante las simulaciones, que se realizaron en la División de Desarrollo de Sistemas de LADWP, fue la resistencia en serie de las líneas de transmisión ACSR , cuando se encuentran en condiciones cercanas a la congelación, combinada con la "compensación en serie", que fue diseñado para contrarrestar la impedancia en serie de las líneas, pudiendo, bajo ciertas condiciones de generación y carga, y bajas temperaturas ambiente, colocar una impedancia negativa efectiva sobre los generadores, provocando así una respuesta mecánica por parte de los turbinas-generadores que resultó en su destrucción .
Este comportamiento no se había previsto y, como no se había previsto, difícilmente podría haber sido simulado antes de la instalación y puesta en servicio de la central. En general, estas simulaciones se centraron en el comportamiento del sistema en estado estable, no en el comportamiento transitorio del subsistema. Estos dos fallos provocaron un renovado interés en la simulación "dinámica". Anteriormente sólo se había realizado una simulación "estática" (es decir, de estado estable).
General Electric , el fabricante de los generadores de turbinas, se negó a reparar o reemplazar los daños posteriores; después de todo, ya había reemplazado dos generadores de turbinas defectuosos por razones que entonces se desconocían, y posteriormente se demostró que no eran culpa suya, tan nuevo Se implementaron procedimientos operativos para prevenir fallas posteriores. Estos procedimientos fueron exitosos y no hubo más fallas del generador de turbinas.
Pero estos nuevos procedimientos no abordarían lo que sucedió más tarde, debido a otras causas, incluido el funcionamiento incorrecto del sistema de "recalentamiento" del generador de vapor, que es una parte habitual y necesaria de un sistema de turbina-generador "compuesto" (un alto nivel de sección de turbina de 3600 rpm de presión combinada con una sección de turbina de 1800 rpm de presión más baja, ambas alimentadas por el mismo generador de vapor, pero utilizando "bucles" de recalentamiento separados).
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/6/63/Superheated_reheated_rankine_cycle.svg/440px-Superheated_reheated_rankine_cycle.svg.png)
Desastre de falla de tubería de 1985
A las 3:25 pm del 9 de junio de 1985, una línea de recalentamiento en caliente de 30 pulgadas (760 mm), que transportaba vapor a 600 psi (4,100 kPa), se abrió de golpe. La línea de recalentamiento hace circular el vapor de escape de la turbina de alta presión a través de la chimenea de la caldera, donde se recalienta antes de ingresar a la turbina de baja presión. Una nube de vapor de 1.000 ° F (538 ° C) derribó una puerta que conducía a la sala de control de la estación, quemando fatalmente a seis trabajadores: Michael Bowman, John Dolan, Ernest Hernandez, Terry Leroy, Danny Norman y Howard Turner. Otros diez resultaron heridos. Un informe preliminar citó una soldadura defectuosa como la causa inmediata. [4] Aproximadamente 35 empleados estaban en el sitio en ese momento; de ellos, 20 estaban en la sala de control. [5]
La estación estuvo fuera de servicio durante seis meses mientras se reemplazaban todas las tuberías de vapor. [6]
Un informe sobre el accidente se completó en mayo de 1991, pero no se publicó hasta el día de Navidad debido a las objeciones de Edison de que comprometería las demandas civiles. [7]
Aunque varios factores contribuyeron a la falla de la tubería, el informe dijo que las acciones de Edison, o la falta de acciones, fueron "factores primarios y críticos en la causa del accidente":
- Edison operó a sabiendas el sistema a temperaturas por encima de las especificaciones de diseño durante largos períodos de tiempo y los operadores no pudieron controlar las temperaturas dentro del sistema como resultado de una "falla de diseño".
- Aun así, la tubería, que forma parte de un sistema de recalentamiento de vapor, no se mantuvo ni se inspeccionó de forma rutinaria, aunque la tubería se movió y se distorsionó debido a la exposición a tensiones anormales, según el informe.
- La dirección de Edison hizo de la alta producción una prioridad sobre la seguridad. En 1979, Edison sancionó a un supervisor por ordenar una inspección no autorizada de soldaduras de tubería no relacionadas. "El miedo que la gerencia de SCE ha inculcado en sus empleados es contraproducente para la seguridad y aumenta las posibilidades de que ocurran incidentes adicionales tan graves como este en el futuro", se lee en el informe.
El informe no encontró evidencia de que el accidente haya sido causado por una acción específica el día de la falla de la tubería.
El informe recomendó cambios radicales en las políticas de Edison, incluidos informes anuales a la PUC sobre los programas de capacitación, inspección y mantenimiento de seguridad de la empresa de servicios públicos. Además, el informe sostiene que, debido a que el accidente fue evitable, los costos deben ser asumidos por los accionistas de Edison, no por sus clientes que pagan tarifas.
Cerrar
La planta se cerró el 31 de diciembre de 2005, con la posibilidad de que no vuelva a abrir. Con el cierre de la planta, también se cerró la mina que suministra el carbón. La tierra donde estaba ubicada la mina es propiedad de las tribus Navajo y Hopi . Este cierre tuvo un gran impacto negativo en los Hopi. [8]
La planta se cerró para cumplir con un acuerdo de consentimiento alcanzado para resolver una demanda de la CAA de 1998 presentada por varios grupos ambientalistas. La planta había sido señalada como una fuente importante de contaminación en el Gran Cañón y otros lugares al este. Además, los hopi y los navajos firmaron un acuerdo que impide el uso de agua del acuífero local para hacer purines. Se presentaron varios planes, incluida la venta de la planta y su adecuación para quemar gas natural, aunque esto último habría requerido la construcción de una segunda línea de gas de alta presión desde Topock, 30 millas (48 km) al sur. Otra opción habría sido instalar depuradores de gases de escape, lo que habría costado mil millones de dólares.
En mayo de 2007, SCE interrumpió sus esfuerzos para reiniciar o vender la planta.
Desmantelamiento
El 10 de junio de 2009, Southern California Edison anunció que la estación generadora Mohave sería desmantelada y todos los equipos generadores serían retirados del sitio. [9] Más tarde, SCE anunció que todos los edificios administrativos en el sitio también serían demolidos. La única estructura que quedará en la propiedad será el patio de maniobras de 500 kV, que continuará sirviendo como ubicación de conmutación para el sistema regional de energía a granel, además de proporcionar electricidad a una subestación cercana de Nevada Power que abastece al área de Laughlin.
El desmantelamiento comenzó en octubre de 2009 y se espera que demore 2 años y cueste $ 30 millones. Aproximadamente 300 empleados perdieron sus trabajos cuando se cerró la planta.
El 11 de marzo de 2011, la chimenea de escape de 500 pies (150 m), un hito histórico del área de Laughlin / Bullhead City, fue derribada por explosivos. [10]
En octubre de 2016, todo el sitio se puso a la venta. [11]
Propietarios
- Edison del sur de California (56%)
- Proyecto Salt River (20%)
- Compañía de energía de Nevada (14%)
- Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles (10%)
Referencias
- ^ a b c d e f g "Unidades generadoras de electricidad existentes en los Estados Unidos, 2007" (Excel) . Administración de Información Energética , Departamento de Energía de EE. UU. 2007 . Consultado el 11 de julio de 2009 .
- ^ Woodall, Bernie (10 de noviembre de 2005). "Futuro de operación de la planta de energía de Mohave en la oscuridad" . Servicio de noticias Reuters . Consultado el 20 de junio de 2008 .
- ^ a b c d e f g h "Estación de generación Mohave, Solicitud de proyecto # 99-10-023: Descripción del proyecto" . Estado de California, Comisión de Servicios Públicos. 1999 . Consultado el 19 de julio de 2019 .
- ^ "Una explosión que mató a seis trabajadores y quemó gravemente ..." UPI News. UPI. 15 de julio de 1985 . Consultado el 18 de julio de 2019 .
- ^ Thackrey Jr, Ted (10 de junio de 1985). "Un muerto, 15 heridos como rupturas de la línea de vapor en la planta de energía en Nevada" . Los Angeles Times . Consultado el 18 de julio de 2019 .
- ^ "La ceremonia conmemora el 25 aniversario de la tragedia en la estación generadora de Mohave" . Tiempos de Laughlin . 16 de junio de 2010.
- ^ "SoCal Edison disputará el informe sobre la explosión de la planta" . Los Angeles Times . 18 de enero de 1992.
- ^ Miguel Bustillo (30/12/2005). "Edison para cerrar la planta de carbón contaminante" (PDF) . Los Angeles Times . Archivado desde el original (PDF) el 30 de diciembre de 2010 . Consultado el 17 de septiembre de 2010 .
- ^ Edwards, John G. (11 de junio de 2009). "La planta de energía de carbón de Laughlin va a desaparecer" . Revista de Las Vegas . Consultado el 11 de junio de 2009 .
- ^ Rogers, Keith (11 de marzo de 2011). "Landmark chimenea implosionó en Laughlin" . Revista de Las Vegas . Consultado el 29 de julio de 2016 .
- ^ Segall, Eli (11 de octubre de 2016). "Se vende la antigua casa de la estación generadora de Mohave en Laughlin" . Revista de Las Vegas . Consultado el 18 de septiembre de 2018 .