La estación generadora Navajo era una central eléctrica de carbón de 2,25 gigavatios (2250 MW ) ubicada en la Nación Navajo , cerca de Page , Arizona , Estados Unidos . Esta planta proporcionó energía eléctrica a clientes en Arizona, Nevada y California . También proporcionó la energía para bombear agua del río Colorado para el Proyecto de Arizona Central , suministrando aproximadamente 1,5 millones de acres pies (1,85 km 3 ) de agua anualmente al centro y sur de Arizona. A partir de 2017, se anticipó el permiso para operar como una planta convencional de carbón hasta 2017-2019, [3] y hasta el 22 de diciembre de 2044 si se prorroga. [4] Sin embargo, en 2017, los operadores de servicios públicos de la central eléctrica votaron para cerrar la instalación cuando expira el contrato de arrendamiento en 2019. [5] [6] En marzo de 2019, la Nación Navajo puso fin a los esfuerzos para comprar la planta y continuar ejecutándola. después de que expire el contrato de arrendamiento. [7]
Estación generadora Navajo | |
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Estación generadora Navajo | |
![]() | |
País | Estados Unidos |
Localización | Nación Navajo , cerca de Page, Arizona |
Coordenadas | 36 ° 54′12 ″ N 111 ° 23′25 ″ O / 36.90333 ° N 111.39028 ° WCoordenadas : 36 ° 54′12 ″ N 111 ° 23′25 ″ O / 36.90333 ° N 111.39028 ° W |
Estado | Cerrar |
Fecha de comisión | 1974 | 1975 1976
Fecha de baja | 18 de noviembre de 2019 |
Costo de construcción | $ 650 millones (1976) ($ 2.32 mil millones en dólares de 2019 [1] ) |
Propietario (s) | Oficina de Recuperación de EE. UU. (24,3%) Proyecto Salt River (21,7%) LADWP (antiguo) (21,2%) Servicio público de Arizona (14,0%) NV Energy (11,3%) Tucson Electric Power (7,5%) |
Operador (es) | Proyecto Salt River |
Central de energía térmica | |
Combustible primario | Carbón |
Generación de energía | |
Unidades operativas | 3 × 803 MW [2] |
Capacidad de la placa de identificación | 2.250 MW |
Producción neta anual | 12.059 GW · h (2016) |
enlaces externos | |
Los comunes | Medios relacionados en Commons |
El 18 de noviembre de 2019, la planta cesó la generación comercial. Se proyecta que el desmantelamiento total del sitio tomará aproximadamente tres años. [8] El 18 de diciembre de 2020, se demolieron las tres chimeneas. [9]
Historia
En las décadas de 1950 y 1960, existía la necesidad de una nueva generación eléctrica en el suroeste para suministrar energía a las poblaciones en crecimiento en el sur de California, Arizona y Nevada. La Oficina de Recuperación de EE. UU. También necesitaba una gran fuente de energía para hacer funcionar las bombas del planificado Proyecto de Arizona Central (CAP).
Inicialmente, se consideraron varios proyectos de energía para satisfacer estas necesidades, en particular las represas hidroeléctricas Bridge Canyon y Marble Canyon en el río Colorado . Sin embargo, la proximidad de las presas propuestas al Gran Cañón generó oposición, inicialmente del Servicio de Parques Nacionales y luego con más vigor de una coalición de grupos ambientalistas que promovieron la construcción de una planta de energía térmica o nuclear como alternativa. [10] Como resultado, las presas propuestas fueron abandonadas a favor del Proyecto de Energía Navajo, que consiste en la Estación Generadora Navajo (NGS) junto con la mina Kayenta , Black Mesa & Lake Powell (BM&LP) Railroad y 800 millas (1300 km) de líneas de transmisión de 500 kV .
El sitio seleccionado para la nueva planta de energía estaba a unas seis millas (10 km) al este de la presa Glen Canyon y tres millas (5 km) al sur del lago Powell en 1.786 acres (723 ha) de tierra arrendada a la Nación Navajo. El sitio estaba cerca de una fuente de combustible a precio competitivo y una fuente confiable de agua superficial para enfriar. La cercana ciudad de Page y la autopista US 89 proporcionaron la infraestructura existente para respaldar la construcción y operación del proyecto. El contrato de ingeniería y construcción se otorgó a Bechtel Corporation , que comenzó la construcción en el sitio en abril de 1970. [11] Las unidades generadoras 1, 2 y 3 se completaron en 1974, 1975 y 1976, respectivamente, a un costo total de aproximadamente $ 650 millones.
Entre 1977 y 1990, siguiendo las enmiendas a la Ley de Aire Limpio para evaluar y proteger la visibilidad en parques nacionales y áreas silvestres, la EPA , Salt River Project y otras entidades cooperaron en estudios de visibilidad para evaluar los posibles efectos que las emisiones de NGS podrían tener en esas áreas.
La serie de estudios culminó con el Experimento de rastreo intensivo de Winter Haze (WHITEX) y el Estudio de visibilidad de la estación generadora Navajo (NGSVS). Esos estudios indicaron que el control de las emisiones de dióxido de azufre (SO 2 ) podría mejorar el alcance visual invernal en el Gran Cañón entre un 2% y un 7%, lo que llevó a la EPA a proponer una regla que requiere que NGS reduzca las emisiones de SO 2 en un 70%.
Sin embargo, NGS y grupos ambientalistas negociaron un enfoque que lograría un mayor grado de mejora a un costo menor. Estuvieron de acuerdo y recomendaron un requisito de una reducción del 90% en las emisiones de SO 2 basado en un promedio anual, con la instalación completada en 1999. La EPA aceptó la recomendación e implementó esas condiciones en su regla final. [12]
La tecnología seleccionada para la desulfuración de gases de combustión (FGD) fueron depuradores húmedos de SO 2 con oxidación forzada. Stone & Webster, la firma de arquitectura e ingeniería para el proyecto de depuradora, comenzó la construcción en 1994 y completó el trabajo en las Unidades 3, 2 y 1 en 1997, 1998 y 1999 respectivamente. [13] El costo del proyecto del depurador fue de unos 420 millones de dólares.
Durante las revisiones de primavera de 2003 a 2005, los precipitadores electrostáticos fueron completamente destruidos y reconstruidos para brindar confiabilidad y un rendimiento óptimo. Las placas colectoras originales y los electrodos de alambre pesado se reemplazaron por placas colectoras mejoradas y electrodos de descarga rígidos. El equipo de control fue reemplazado por controles de voltaje automáticos mejorados y raperos. [14]
En 2007, se realizó un análisis de las emisiones de óxido de nitrógeno (NO x ) y las opciones de control para SRP en apoyo de los esfuerzos regionales de reducción de neblina de la Ley de Aire Limpio , aunque no había requisitos de reducción de (NO x ) en NGS en ese momento. El análisis concluyó que los quemadores con bajo contenido de NO x con aire de sobrecombustión separado (SOFA) proporcionarían la mejor alternativa de tecnología de reacondicionamiento disponible (BART) de acuerdo con las pautas de EPA BART. [15] [16] En consecuencia, la planta instaló voluntariamente quemadores bajos en NO x -SOFA en las unidades 3, 2 y 1 durante cortes de ocho semanas de febrero a marzo de 2009, 2010 y 2011, respectivamente.
El Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles se retiró del proyecto en 2016. Después del aumento del gas de esquisto en los Estados Unidos , los precios de la energía del gas natural ($ 32 / MWh) cayeron por debajo del costo de la energía del carbón para NGS ($ 38 / MWh), y la producción de NGS disminuyó. [17] [3] [18] Los propietarios requieren que un nuevo propietario potencial (como la Nación Navajo) asuma la responsabilidad de las futuras limpiezas. [19]
Diseño y especificaciones
La planta cuenta con tres unidades generadoras de vapor eléctrico idénticas de 750 MW. Los componentes principales de cada unidad incluyen una caldera, turbina, generador, sistema de enfriamiento de ciclo cerrado y equipo de control ambiental.
Las calderas son generadores de vapor de calentamiento tangencial , tiro balanceado, tipo recalentamiento, suministrados por Combustion Engineering . Diseñado para operación supercrítica , cada caldera suministra hasta 5,410,000 libras de vapor por hora a las turbinas a 3500 psi (241 bar) y 1000 ° F (537 ° C). [20]
Las turbinas principales son turbinas de recalentamiento compuestas en tándem de General Electric (GE), cada una acoplada directamente a un generador y diseñada para girar a 3600 rpm.
El vapor descargado de las turbinas ingresa a un condensador donde el agua que circula por los tubos se enfría y condensa, produciendo un vacío que maximiza la caída de presión en la turbina. El calor captado por el agua en circulación se elimina por evaporación en seis torres de enfriamiento de flujo transversal de tiro inducido (dos por unidad). La planta usa alrededor de 26,000 acres-pies (32,000,000 m 3 ) de agua por año del lago Powell, o aproximadamente 1/2 galón (1.9L) por kWh, principalmente para agua de enfriamiento y operación de depuradora; consulte la sección # Manejo de aguas residuales . [21]
La planta consume alrededor de 8 millones de toneladas de carbón bituminoso bajo en azufre cada año, suministrado por la mina Kayenta de Peabody Energy cerca de Kayenta, Arizona . El carbón es transportado 75 millas desde los silos de la mina hasta la planta por el Ferrocarril Black Mesa y Lake Powell que es propiedad de la planta y es operado por ella. Las características del carbón en 2011 incluyeron un contenido de azufre de 0.64%, un contenido de cenizas de 10.6% y un poder calorífico más alto (HHV) de 10,774 Btu / lb. [22] : p3
La planta tiene tres chimeneas de gases de combustión de 775 pies (236 metros) de altura , que figuran entre las estructuras más altas de Arizona . Las pilas se construyeron con hormigón armado, soportando un revestimiento metálico interno. Las pilas originales de la planta fueron demolidas a finales de la década de 1990 después de ser reemplazadas por pilas de mayor diámetro de la misma altura, lo que dio como resultado que la planta tuviera hasta seis pilas visibles durante un tiempo. [23] [24]
Se requirió que las nuevas chimeneas acomodaran gas de combustión más frío saturado con vapor de agua que resultaba cuando se agregaban depuradores húmedos de SO 2 .
Actuación
La planta tiene una capacidad neta nominal de 2250 MW o 750 MW netos por unidad, la potencia nominal de salida sale de la planta a través de las líneas de transmisión. La capacidad bruta es de 2409,3 (MW) o 803,1 MW por unidad, la potencia nominal de salida del generador que incluye la energía utilizada internamente en la operación de la planta. [25]
La generación neta anual de energía en 2011 fue de 16,9 teravatios-hora ( TWh ), con un factor de capacidad neta del 86%. La generación bruta anual fue de 18,3 TWh. El combustible consumido ( energía primaria ) en 2011 proporcionó 50,0 TWh (170,5 × 10 12 Btu) de entrada de calor, lo que resultó en una tasa neta de calor del 34% o 2,95 kWh / kWh (10.060 Btu / kWh). [22]
En 2014, la generación se redujo al 72% de la capacidad y al 61% en 2016. [3] En los primeros 11 meses de 2016, la planta consumió 32,7 TWh (111,6 × 10 12 Btu) y produjo 10,7 TWh de energía, dando 33 % de eficiencia. [22]
Controles ambientales
Emisiones de gases de combustión
Las partículas de cenizas volantes se eliminan del gas de combustión mediante precipitadores electrostáticos del lado caliente (ESP) y depuradores de SO 2 . Los ESP, construidos como parte de la planta original, eliminan el 99% de las partículas. Los depuradores eliminan un 50% adicional de lo que queda en el gas de combustión después de pasar por los ESP.
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/8/84/Navajo_Generating_Station_flue_gas_stacks_and_scrubber_absorber.jpg)
Las emisiones de dióxido de azufre (SO 2 ) se controlan mediante depuradores húmedos de oxidación forzada. Los depuradores constan de dos recipientes absorbedores de flujo a contracorriente en cada unidad, que utilizan rociadores de lechada de piedra caliza para eliminar más del 92% de SO 2 de los gases de combustión. [20] Los tres depuradores en total consumen alrededor de 24 MW de potencia y utilizan 130.000 toneladas de piedra caliza y 3.000 acres-pie (3.700.000 m 3 ) de agua por año, produciendo 200.000 toneladas de yeso por año. [21]
Antes de la instalación de los depuradores, las emisiones de SO 2 eran de aproximadamente 71.000 toneladas por año. [26] : pág.4
Las emisiones de óxido de nitrógeno se controlan en el proceso de combustión mediante el uso de quemadores de bajo contenido de NO x SOFA. Antes de 2009, cuando comenzó la instalación de los nuevos quemadores, las emisiones de NOx eran de aproximadamente 34.000 toneladas por año. [27] Los nuevos quemadores redujeron las emisiones de NO x en aproximadamente 14.000 toneladas por año, o más del 40%.
Las partículas finas que miden 2,5 micrómetros o menos ( PM2,5 ), que son preocupantes por su posible efecto sobre la salud y la visibilidad, resultan principalmente de reacciones de SO 2 y NO x en la atmósfera para formar aerosoles de sulfato y nitrato. Los límites de permisos combinados de NGS para estos precursores han sido de 0,34 libras por millón de unidades térmicas británicas (0,53 kg / MWh ), menos del 94% de todas las unidades de vapor de carbón de EE. UU., Mientras que la tasa real de NGS en 2011 fue de 0,29 libras por millón de unidades térmicas británicas ( 0,45 kg / MWh). [28]
Las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) de NGS fueron el séptimo más alto de todas las instalaciones de EE. UU. En 2015, en gran parte como resultado de la cantidad de energía que produjeron. Sin embargo, en el mismo año, sus emisiones de CO 2 por unidad de energía generada fueron inferiores al 75% de todas las centrales eléctricas de carbón de EE. UU. Las bajas emisiones de CO 2 por producción eléctrica de la planta , en comparación con otras plantas de carbón, se atribuyeron a una tasa de calor relativamente baja combinada con el uso exclusivo de carbón bituminoso, que genera menos CO 2 por producción de calor que otros tipos de carbón. [29] [30] [31]
Las emisiones de mercurio en 2011 fueron de 586 libras (266 kg) o 3.4 libras por 10 12 Btu (5,3 kg / TWh ). [22] [32]
Componente | Tasa (lb / millón de Btu) | Tasa (lb / MWh) | Total anual de la planta (toneladas cortas / año) |
---|---|---|---|
SO 2 | 0.054 | 0.548 | 4.641 |
NO x | 0,233 | 2.340 | 19,837 |
CO 2e | 219 | 2.201 | 18,660,820 |
Efectos de la calidad del aire
El norte de Arizona y la meseta de Colorado han cumplido constantemente con los Estándares Nacionales de Calidad del Aire Ambiental (NAAQS) establecidos para proteger la salud pública. [35]
El Índice de Calidad del Aire (AQI) de la EPA, que muestra la calidad del aire a diario, no enumera días insalubres para la población en general en todos los condados del norte de Arizona y del sur de Utah. [36] Los días insalubres para los grupos sensibles al ozono, aquellos con asma o enfermedades pulmonares, también son raros en estos condados a pesar de los altos niveles de fondo naturales en Intermountain West . El condado de Coconino, con las ocurrencias más altas, promedia menos de dos días insalubres por año, estos ocurren entre marzo y junio, lo que sugiere una correlación con las intrusiones de ozono estratosférico de primavera. [37] [38] Es poco probable que las emisiones de NGS hayan contribuido a las altas concentraciones de ozono, ya que la planta está ubicada en la frontera norte del condado de Coconino, y los vientos predominantes del suroeste en la primavera soplan hacia los condados del norte y el este, que no han informó cualquier día con niveles de ozono no saludables. [39] : p.82 Además, los dos sitios de monitoreo de ozono del condado de Coconino, Grand Canyon Hance Camp y Page, muestran diferencias significativas dentro del condado (los sitios están separados por 70 millas). Durante los períodos en los que las lecturas de ozono han sido más altas, se observó que las concentraciones máximas en Page eran más de un 10 por ciento más bajas que las del Gran Cañón. [40] : pág.8
Los niveles de dióxido de nitrógeno (NO 2 ) en el área de Page promedian alrededor de 3 ppb, 94 por ciento más bajos que el estándar NAAQS de 53 ppb. Los niveles de monóxido de carbono (CO) también han estado muy por debajo de los estándares. [40] : pág . 11, 8
Los niveles de partículas finas (PM2.5) en la región del Gran Cañón se encuentran entre los más bajos del país desde antes de que NGS completara la instalación de depuradores de SO 2 y quemadores de bajo contenido de NO x -SOFA. [41] Los niveles medios anuales de PM2.5 en el área de Page son de aproximadamente 3 microgramos / metro cúbico (µg / m 3 ), una cuarta parte del estándar NAAQS de 12 µg / m 3 y tan bajo o más bajo que en las ciudades más limpias de EE. UU. enumerados por la Organización Mundial de la Salud. [42] : pág.206 [43]
La visibilidad en la región del Gran Cañón también ha estado entre las mejores del país desde antes de que NGS instalara depuradores y quemadores con bajo contenido de NO x -SOFA. [41] Dentro del condado de Coconino, la visibilidad es generalmente mejor en el área de Page / Glen Canyon en el extremo norte del condado que en el Gran Cañón y áreas más al sur (Sunset Crater, Walnut Canyon, Wupatki National Monuments). La visibilidad en el área de Page / Glen Canyon promedia 3.5 deciviews por encima de las condiciones de fondo natural, dentro de menos de un deciview de la mejor visibilidad listada en los Estados Unidos contiguos (la escala DV es cercana a cero para una atmósfera prístina, con un cambio de un deciview como sólo un cambio notable.) [44] [45]
En 2012, se emitió una advertencia sobre el consumo de pescado para la lubina rayada en la parte baja del lago Powell, lo que generó preocupaciones sobre las emisiones de mercurio de la planta. [46] Sin embargo, se ha descubierto que las emisiones de NGS contribuyen con menos del 2% de la deposición atmosférica de mercurio en la cuenca del río Colorado. [47] : pE-2 La deposición atmosférica, además, representa solo una parte de la carga de mercurio, gran parte de la cual proviene de depósitos geológicos naturales. La erosión natural de la roca en la cuenca de Green River , por ejemplo, por sí sola contribuye con alrededor del 40% de la carga de mercurio en el lago Powell. [48]
Requisitos de emisiones actualizados
El estándar de mercurio y sustancias tóxicas del aire (MATS) de la EPA que entró en vigor en 2015, requería que la planta redujera las emisiones de mercurio a 1.2 libras por 10 12 Btu (1,9 kg / TWh ) o 0,013 libras por gigavatio-hora (5,9 kg / TWh) en términos brutos. [49]
El 4 de enero de 2013, el Departamento del Interior , la EPA y el Departamento de Energía anunciaron planes para desarrollar conjuntamente un plan para el futuro de la planta que mantenga sus beneficios energéticos, hídricos y económicos. El plan delinearía las inversiones a corto plazo en la planta para cumplir con los objetivos ambientales y los planes a largo plazo para la transición a opciones de energía más limpia, de modo que los planes a corto y largo plazo funcionen juntos. [50]
El 17 de enero de 2013, la EPA propuso una resolución BART para reducir aún más las emisiones de NO x :
La Agencia de Protección Ambiental (EPA) está proponiendo un plan de implementación federal (FIP) de fuente específica que requiere que la Estación Generadora Navajo (NGS), ubicada en la Nación Navajo, reduzca las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO X) bajo la Mejor Actualización Disponible Provisión de tecnología (BART) de la Ley de Aire Limpio (CAA o Ley) con el fin de reducir el deterioro de la visibilidad resultante de NGS en 11 Parques Nacionales y Áreas Silvestres. NGS, que se construyó hace más de 35 años, es la central eléctrica de carbón más grande de Occidente en términos de capacidad de generación. Es fundamental para las economías de la Nación Navajo y la Tribu Hopi y suministra energía a los estados de Arizona, Nevada y California. La electricidad producida por NGS también se utiliza para alimentar el Proyecto de Arizona Central, que suministra agua superficial a tres condados y numerosas tribus indígenas en Arizona. Se proyecta que NGS continúe operando al menos hasta 2044. La EPA propone exigir que NGS logre una reducción de casi el 80 por ciento de su tasa de emisión general actual de NO X. Nuestro análisis indica que la instalación de controles para lograr esta reducción resultaría en una mejora significativa de la visibilidad que está bien equilibrada con el costo de esos controles. Por varias razones, incluida la importancia de NGS para numerosas tribus indígenas ubicadas en Arizona y la dependencia del gobierno federal de NGS para cumplir con los requisitos de los asentamientos de agua con varias tribus, la EPA propone una alternativa a BART que proporcionaría flexibilidad a NGS en el cronograma para la instalación de nuevos equipos de control. También describimos otros programas de cumplimiento para su consideración y comentarios. Reconocemos que puede haber otros enfoques que podrían resultar en beneficios de visibilidad equivalentes o mejores a lo largo del tiempo y que puede haber cambios en la demanda, el suministro de energía u otros desarrollos en las próximas décadas que pueden cambiar la generación de electricidad en la Nación Navajo. La EPA fomenta una discusión pública sólida sobre nuestra determinación y alternativa BART propuestas, las alternativas adicionales descritas en este documento y otros enfoques posibles. La EPA está preparada para emitir una propuesta complementaria si se identifica que enfoques distintos de la determinación propuesta de BART o la alternativa propuesta articulada en este aviso satisfacen los requisitos de la Ley de Aire Limpio y satisfacen las necesidades de las partes interesadas. La EPA se compromete a seguir colaborando con las partes interesadas para desarrollar un FIP final que mantenga los beneficios para las tribus y la economía regional al tiempo que mejora la visibilidad en muchos de los Parques Nacionales y Áreas Silvestres más preciados de nuestra nación. [51]
El fallo requeriría que la planta reduzca las emisiones de NO x a no más de 0.055 libras por millón de unidades térmicas británicas (85 g / MWh ) para 2023, lo que requiere la instalación de equipos de Reducción Catalítica Selectiva (SCR). Los SCR necesitarían reducir el NO x en aproximadamente 15.000 toneladas por año. Junto con los quemadores Low-NO x existentes , la reducción total sería de aproximadamente 29,000 toneladas por año por debajo de los niveles de 2008. [52]
Los SCR usarían un catalizador y amoníaco para reaccionar con NO x para formar nitrógeno diatómico y agua. Los SCR también aumentarían los niveles de neblina de ácido sulfúrico al hacer que el SO 2 se oxidara a SO 3 . Los altos niveles de ácido sulfúrico podrían requerir la inyección de sorbente seco (DSI), un sistema que inyecta un sorbente en polvo como trona para absorber la neblina ácida, y la adición de filtros de mangas y ventiladores de refuerzo para capturar las partículas resultantes. [53] : págs . 1–1, 3–8
Se espera que los SCR sin cámaras de filtros cuesten alrededor de $ 600 millones para construir y alrededor de $ 12 millones por año para operar y mantener. Los SCR con cámaras de filtros costarían alrededor de $ 1.1 mil millones para construir y alrededor de $ 20 millones por año para operar y mantener. [53] : págs . 9–4,9–7
Los SCR por sí mismos necesitarían unos 15 MW para funcionar, lo que requeriría la quema de 50.000 toneladas adicionales de carbón por año y un aumento de las emisiones de CO 2 en 125.000 toneladas por año. Si también se necesitan cámaras de filtros, los sistemas necesitarían alrededor de 30 MW para operar, lo que requeriría 100,000 toneladas adicionales de carbón por año y aumentaría las emisiones de CO 2 en 250,000 toneladas por año. [53] : p.4–8 La operación también consumiría unas 40.000 libras de amoniaco anhidro al día. [53] : pág . 2-1
La planta enfrenta una serie de obstáculos para actualizar los SCR en el tiempo asignado. Antes de que los propietarios de la planta puedan invertir en SCR, deberán resolver el contrato de arrendamiento del sitio, los derechos de paso para el ferrocarril, las líneas de transmisión y agua, y el contrato de suministro de carbón. Un participante, LADWP, no puede invertir en las mejoras debido a la ley de California que prohíbe la inversión a largo plazo en centrales eléctricas de carbón y planea vender su participación en la central para 2015. [54]
NV Energy anunció que también tiene la intención de retirarse de la participación en la planta, planeando desinvertir su participación para el 2019. La extensión del arrendamiento del sitio de la planta con la Nación Navajo requiere la aprobación del Secretario del Interior , quien no puede aprobarlo hasta que se requieran evaluaciones ambientales. por la Ley de Política Ambiental Nacional (NEPA) y la Ley de Especies en Peligro (ESA). El contrato de arrendamiento actual vence en 2019 y se espera que las evaluaciones ambientales demoren unos cinco años en completarse.
Después de que la EPA emitió una regla propuesta de BART [51] , solicitó la opinión de las partes interesadas: el Departamento del Interior , el Proyecto de Arizona Central , la Nación Navajo , la Comunidad India del Río Gila , el Proyecto Salt River , el Fondo de Defensa Ambiental y Western Defensores de recursos que, como grupo de trabajo técnico, negociaron una "Alternativa de progreso razonable a BART" que fue presentada por el Departamento del Interior a la EPA el 26 de julio de 2013, para su consideración en el desarrollo de una regla final: [4] [55]
Las Partes deberán presentar este Acuerdo a la EPA y solicitar que la EPA: adopte la Alternativa de Progreso Razonable a BART establecida en el Apéndice B como la Regla Final de BART; [56]
El acuerdo contiene un compromiso de los propietarios actuales de NGS de cesar su operación de generación convencional a carbón en NGS a más tardar el 22 de diciembre de 2044. [4]
Manejo de aguas residuales
NGS se construyó con uno de los primeros sistemas de descarga de líquido cero (ZLD) en una planta de energía, recuperando todas las descargas y escorrentías de las torres de enfriamiento de las áreas desarrolladas del sitio. El agua residual se procesa a través de tres concentradores de salmuera y un cristalizador, que eliminan los sólidos y producen agua destilada para su reutilización dentro de la planta. [57] Se utilizan varios estanques revestidos junto con el sistema ZLD para capturar y regular el flujo de aguas residuales al sistema.
Manejo de subproductos
La planta vende alrededor de 500.000 toneladas de cenizas volantes por año para su uso en la fabricación de hormigón y productos de construcción de bloques aislantes Flexcrete. [58] Las cenizas de fondo y el yeso, un subproducto de la operación del depurador, se deshidratan en el proceso de eliminación; y, junto con las cenizas volantes que no se venden, se depositan en vertederos en el lugar como sólidos.
El contrato de manejo de cenizas de la planta requiere que la ceniza del relleno sanitario se cubra con un mínimo de dos pies de cobertura de suelo nativo al cierre, y que esté contorneada para contener un evento de escorrentía de tormenta de 100 años para evitar la erosión, aunque el contrato de arrendamiento original solo había especificado cubrirlo seis pulgadas de suelo nativo. [59] : p.11 [60] : p.35
Aspectos económicos
Los beneficios económicos de la planta resultan de los salarios de NGS y los arrendamientos del sitio, así como los salarios y regalías de la mina Kayenta que resultan de las compras de carbón de NGS, siendo NGS la única fuente de ingresos para la mina. La planta y la mina pagan anualmente alrededor de $ 100 millones en salarios directos y $ 50 millones en arrendamientos y regalías.
La mayoría de los propietarios de NGS no planean mantener la planta en funcionamiento después de 2019, porque la electricidad a gas natural es una tendencia nacional más barata. La Nación Navajo ha solicitado al gobierno federal que mantenga abierta la planta y conserve los empleos navajos. Esto probablemente requeriría una relajación de los estándares de emisiones y / o un subsidio directo. [61]
Empleo, arrendamientos y pagos de plantas
NGS tiene 538 empleados y paga alrededor de $ 52 millones por año en salarios totales. [39] : pág . 93
Los 1,786 acres para el sitio de la planta se alquilan a la Nación Navajo. [60]
Los derechos de paso y servidumbres en tierras tribales, permitidos bajo una subvención de 25 USC §323, incluyen el sitio de la planta, 78 millas de derecho de paso de ferrocarril que cubre 1,309 acres y 96 millas de derecho de paso de línea de transmisión que cubre 3.850 acres. [60] [62] [63] [64] [65] [66]
Los pagos anuales de arrendamiento a la Nación Navajo fueron de $ 608,000 en 2012. [67] [68] [69] : p.22 [70]
Las tarifas de permisos aéreos pagadas a la EPA de la Nación Navajo son de aproximadamente $ 400,000 por año. [39] : pág . 100
Los impuestos a la propiedad pagados al estado de Arizona son aproximadamente $ 4.8 millones por año. Desde 2011, los pagos en lugar de impuestos también se han pagado a la Nación Navajo a la mitad de la tasa impositiva de Arizona, o alrededor de $ 2.4 millones por año. [71]
Extensión de arrendamiento
Los propietarios de las plantas y la Nación Navajo negociaron términos para una extensión de 25 años al contrato de arrendamiento original que finaliza en diciembre de 2019. Los pagos de arrendamiento propuestos bajo el contrato de arrendamiento extendido aumentarían a $ 9 millones por año a partir de 2020. Los términos también incluyen 'Pagos adicionales' en lugar de impuestos y otras compensaciones, comenzando en $ 10 millones por año después de la aprobación de la tribu y aumentando a $ 34 millones en 2020, aunque prorrateado si una o más unidades se retiran o se reducen permanentemente. [71] Las condiciones de pago, expresadas en dólares de 2011, se ajustarían anualmente sobre la base del índice de precios al consumidor (IPC). Debido a los ajustes del IPC, se había proyectado que los pagos reales para 2020 serían de alrededor de $ 52 millones / año. [72] : p.8 A partir de 2013, se anticipó el permiso para operar como una planta convencional de carbón hasta el 22 de diciembre de 2044. [4] Si no se aprueba un nuevo contrato de arrendamiento, la estación cerraría a fines de 2017 si el desmantelamiento debe estar terminado al final del arrendamiento original en 2019. [3]
Empleo minero y regalías
La mina Kayenta tiene 430 empleados y paga alrededor de $ 47 millones por año en salarios totales.
Las regalías del carbón se pagan al 12,5% de los ingresos brutos, como en las tierras federales de BLM. [73] Las regalías y otros pagos de la mina ascienden a aproximadamente $ 50 millones por año, $ 37 millones pagados a la Nación Navajo y $ 13 millones a la tribu Hopi. [39] : pV, 95
Impacto en las economías regionales
Los pagos de NGS y Kayenta Mine en 2012 representaron aproximadamente una cuarta parte de los ingresos de la Nación Navajo y el 65% de los ingresos de la Tribu Hopi. [74] : p.6 [75] : p.24 Los miembros tribales nativos americanos, principalmente navajo, representan el 83% de los empleados de la planta y el 93% de los empleados de la mina, lo que resulta en aproximadamente 850 puestos tribales directos. [39] : pág . 93
De manera indirecta, las operaciones de la planta y la mina respaldan el equivalente a aproximadamente 1.600 puestos de tiempo completo. [39] : p.IV, 106 Con el aumento de los pagos de arrendamiento y regalías, para 2020 se esperaba que la planta y la mina generaran más de 2,100 empleos indirectos solo para la Nación Navajo, si las tres unidades continuaban funcionando. [72] : pág.1
Se esperaba que el impacto económico acumulado en el estado de Arizona en su conjunto para el período 2011-2044 fuera de $ 20 mil millones en producto estatal bruto, o alrededor de $ 330 millones por año en ingresos disponibles y $ 20 millones por año en ingresos fiscales estatales, también suponiendo que las tres unidades siguieran funcionando. [76] : pág.23
Los efectos regionales de la instalación de SCR y cámaras de filtros incluirían el aumento de las tarifas de agua de la PAC hasta en un 32% para los usuarios agrícolas y las tribus indígenas. Si la planta cerrara, se esperaba que esas tasas aumentaran hasta en un 66%. [39] : pV, 68
En 2012, NGS y la Autoridad de Servicios Tribales Navajo (NTUA) formaron una asociación para extender la energía eléctrica a 62 hogares en el área que rodea la comunidad cercana de LeChee. Dado que los participantes de NGS no tienen jurisdicción para suministrar electricidad en la reserva (esa autoridad pertenece únicamente a la NTUA), NGS y la NTUA financiarían conjuntamente el proyecto y la NTUA lo construiría. [77]
Contrato de servicio de agua
El agua utilizada por la planta proviene de la asignación anual de 50,000 acres-pies de agua del río Colorado de la cuenca superior de Arizona a través del contrato de servicio de agua No. 14-06-400-5003 con la Oficina de Recuperación de los EE. UU. Y el permiso A del Departamento de Recursos Hídricos de Arizona. 3224. [59] : pág.3 [78]
La tasa de pago del agua había sido de $ 7 por acre-pie, lo que resultó en pagos a los Estados Unidos de alrededor de $ 180,000 por año. [79] : p.7 Se estableció que los pagos aumentarían a $ 90 por acre-pie en 2014, o alrededor de $ 2,4 millones por año. En comparación, las tarifas de agua y los arrendamientos en la región de Four Corners son típicamente de $ 40 a $ 155 por acre-pie. [80] [81] [82] [83]
Producción
La producción de la Estación Generadora Navajo es la siguiente. [84]
Año | GW · h |
---|---|
2011 | 16.952 |
2012 | 15,888 |
2013 | 17,132 |
2014 | 17.297 |
2015 | 13,573 |
2016 | 12,059 |
2017 | 13,781 |
2018 | 13,017 |
Ver también
- Lista de las centrales eléctricas más grandes de los Estados Unidos
Referencias
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enlaces externos
- Sitio web de SRP
- Sitio web de NGS
- Folleto del recorrido por la planta NGS con diagrama de proceso y descripción
- Chimeneas de la estación generadora Navajo en Structurae
- Google Earth
- NPR.org - Cómo un error histórico ayudó a crear la crisis del agua en Occidente