Boundary Dam Power Station es la central de carbón más grande propiedad de SaskPower , ubicada cerca de Estevan , Saskatchewan , Canadá.
La central eléctrica de Boundary Dam consta de [1] dos unidades de 62 MW netos (puestas en servicio en 1959, cerradas y desmanteladas en 2014 [2] ); dos unidades de 139 MW netos (puestas en servicio en 1970), una de las cuales, la Unidad 3, fue desmantelada y reemplazada por una nueva unidad de 160 MW en 2013; [3] una unidad de 139 MW netos (puesta en servicio en 1973); y una unidad de 273 MW netos (puesta en servicio en 1978).
Las calderas son suministradas por Babcock & Wilcox y Combustion Engineering, mientras que las turbinas/generador son suministradas por General Electric e Hitachi . [4] También hay Boundary Dam (construida en 1957) ubicada al lado de la estación. Es una presa de relleno de tierra, que creó el embalse Boundary Dam en Long Creek, unos kilómetros al oeste de la desembocadura del río en el río Souris . La estación utiliza agua del depósito como refrigerante , razón por la cual Boundary Reservoir es el único cuerpo de agua en Saskatchewan que no se congela durante los meses de invierno y sustenta a la lobina negra. [5]
La planta tiene cinco chimeneas de 300 pies (91,44 m) de altura. [6] SaskPower ha informado que el proyecto tiene una vida útil de 30 años. [7]
La demostración integrada de captura y almacenamiento de carbono de Boundary Dam es un proyecto para modernizar la Unidad #3 alimentada con lignito con un sistema de captura de carbono . [8] [9] [10] Consta de dos partes diferenciadas: Repotenciación de la Unidad #3 existente y la instalación de la instalación de captura de dióxido de carbono , dióxido de azufre y NOx . [11] Su objetivo principal es proporcionar una fuente de dióxido de carbono de bajo costo al yacimiento petrolífero maduro de Weyburn , para mejorar la recuperación de petróleo. [12] [13] Se espera que resulte en una reducción del 90 por ciento (1 millón de toneladas/año) en las emisiones de CO 2 y también reducirá la producción de la Unidad 3 de 139 MW a 110 MW. [14] Los críticos señalan que la cifra del 90% se refiere al porcentaje de las emisiones totales de CO 2 capturadas, y que sólo aproximadamente la mitad de este CO 2 se almacenará permanentemente. El resto se libera a la atmósfera durante la captura y procesamiento en el campo petrolero. [15] La unidad modernizada se inauguró oficialmente en octubre de 2014, [16] y es la primera central eléctrica alimentada por lignito a escala comercial del mundo equipada con tecnología de captura y almacenamiento de carbono [17] [18]
En 2015, documentos internos de SaskPower revelaron que había "graves problemas de diseño" en el sistema de captura de carbono, lo que provocó averías periódicas y problemas de mantenimiento que llevaron a que la unidad solo estuviera operativa el 40% del tiempo. Se había contratado a SNC-Lavalin para diseñar, adquirir y construir las instalaciones, y los documentos afirmaban que "no tiene ni la voluntad ni la capacidad de solucionar algunos de estos defectos fundamentales". [19] La baja productividad de la planta, a su vez, significó que SaskPower sólo pudo vender la mitad de las 800.000 toneladas de dióxido de carbono capturado que había contratado para vender a Cenovus Energy para su uso en la recuperación mejorada de petróleo a un costo de 25 dólares por tonelada. Además de las ventas perdidas, esto significó que SaskPower se había visto obligada a pagar a Cenovus 12 millones de dólares en multas. [20] En junio de 2016, y para evitar pagar una multa de 91 millones de dólares, SaskPower renegoció su contrato de suministro de CO 2 con Cenovus. Esa renegociación significa que los ingresos anuales se reducen de 25 millones de dólares a "16-17 millones de dólares". Durante los 30 años de vida del proyecto, esto representa una reducción de ingresos de entre 240 y 270 millones de dólares y debilitará aún más la economía del proyecto. [21] Cenovus vendió sus participaciones en Saskatchewan en 2017 a Whitecap Resources . [22]
Varias publicaciones importantes han señalado lo que consideran una mala economía del proyecto, entre ellas The Economist , [23] The Financial Times , [24] The MIT Technology Review , [25] y The New York Times . [26] [27] Un informe de la Oficina de Presupuesto Parlamentario de abril de 2016 encontró que la CCS en Boundary Dam duplica el precio de la electricidad. [28]
Las preocupaciones financieras parecen recaer en tres áreas principales:
Entre las preocupaciones medioambientales, los críticos señalan que si bien el 90% de las emisiones de CO 2 de las chimeneas se capturan, sólo una parte se almacena. Casi la mitad de las emisiones capturadas terminan siendo liberadas a la atmósfera mediante el procesamiento en el campo petrolero y el proceso de captura. [33]
Entre otras preocupaciones, los críticos señalan lo siguiente:
Todas estas preocupaciones se ven agravadas por la falta de transparencia: hasta 2015, los operadores del proyecto no habían presentado ninguna cifra de desempeño financiero o ambiental.
En julio de 2018, SaskPower anunció que no modernizaría las Unidades 4 y 5 con CCS, y el ministro responsable, Dustin Duncan, dijo que las unidades se acercaban a su cierre obligatorio en 2024 y que el gas natural es una opción más barata. [35]
En febrero de 2008, el gobierno de Saskatchewan anunció que procedería con una reconstrucción y repotenciación de 7 años de la Unidad 3 de Boundary Dam. El costo inicial del proyecto fue de 1.240 millones de dólares canadienses [36] , de los cuales 240 millones de dólares canadienses provinieron del gobierno federal. [14] [37] Los excesos presupuestarios han llevado a que la planta tenga un coste total de unos 1.500 millones de dólares canadienses. [38] [39]
Además de la generación de electricidad, la planta tendrá varios subproductos que generarán ingresos.
La instalación tenía previsto capturar el 90 por ciento de las emisiones totales de dióxido de carbono de la Unidad 3 [40] o un millón de toneladas al año. [41] Sin embargo, los informes afirman que se están capturando menos del 90% del total de las emisiones de dióxido de carbono. [42] [43]
La mayor parte del volumen total anual de captura de dióxido de carbono, al menos durante los primeros diez años del proyecto, se vendió a Cenovus Energy, con sede en Alberta, [44] el operador del campo petrolífero de Weyburn. [45] SaskPower no ha revelado públicamente el precio de venta, pero el Ministro Boyd ha declarado que está "en el rango de" 25 dólares por tonelada. [46] Los ingresos anuales por ventas de dióxido de carbono se estiman, pues, en 25 millones de dólares. Cenovus Energy utilizó el dióxido de carbono principalmente para trabajos de inyección en el campo para aumentar la producción de petróleo crudo antes de que sus operaciones de Saskatchewan fueran vendidas a Whitecap Resources. [22]
La mayoría de las emisiones de azufre de la central eléctrica (predominantemente dióxido de azufre ) serán capturadas, [40] convertidas en ácido sulfúrico y vendidas. Las emisiones de dióxido de azufre de SaskPower son de aproximadamente 5 toneladas por gigavatio hora de generación del sistema. [47] Dada la generación anual de electricidad de 1.010 gigavatios hora, se deduce que la captura total anual de azufre será de 5.050 toneladas.
Las cenizas volantes , también conocidas como cenizas de combustión, son uno de los residuos que se generan tras la combustión de carbón y lignito. En el pasado se liberaba a la atmósfera a través de la chimenea, pero los requisitos de control de la contaminación han puesto fin a esa práctica. Ahora es capturado por precipitadores electrostáticos y almacenado en el punto de generación, colocado en vertederos o reciclado, donde normalmente reemplazará al cemento Portland en la producción de concreto . Las tasas típicas de recuperación de cenizas volantes, para las centrales eléctricas alimentadas con lignito de Saskatchewan, son de 31 kilogramos por megavatio hora. [48] Las cenizas volantes, dependiendo de su uso, pueden atraer una variedad de precios. Lo mejor proviene de las cenizas de calidad de hormigón, que se venden entre 22 y 49 dólares por tonelada. [49]
Parece haber dos partidas de gastos principales: Operaciones y mantenimiento, y carga parásita . En este último, las unidades de captura basadas en aminas de dióxido de carbono y azufre , como la de Boundary Dam, consumen cantidades significativas de electricidad y calor en funcionamiento y el componente individual más grande está asociado con la regeneración de solventes. [50] También se utiliza una carga eléctrica importante para hacer funcionar componentes adicionales de control de emisiones (por ejemplo, captura de NOx y mercurio ), así como bombas y otros equipos asociados.
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