Las centrales eléctricas de Ferrybridge eran una serie de tres centrales eléctricas de carbón en el río Aire cerca de Ferrybridge en West Yorkshire , Inglaterra, en funcionamiento desde 1927 hasta 2016 en un sitio junto al cruce de las autopistas M62 y A1 (M) .
La primera central, Ferrybridge A, se construyó a mediados de la década de 1920 y se cerró en 1976. Ferrybridge B se puso en funcionamiento en la década de 1950 y se cerró a principios de la década de 1990. En 1966, se inauguró la central eléctrica Ferrybridge C con una capacidad de generación de 2 GW a partir de cuatro grupos Hinton Heavies de 500 MW; construida por la Central Electricity Generating Board (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) y a 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 sobre emisiones industriales , lo que exigía el cierre de la planta en 2023 o antes. Más tarde se anunció que la planta estaría totalmente cerrada en marzo de 2016. [4]
Ferrybridge Multifuel 1 es una planta de energía a partir de residuos con múltiples combustibles de 68 MW ubicada en el sitio que comenzó a funcionar en 2015. [2] Ferrybridge Multifuel 2 es una planta de múltiples combustibles de 70 MW construida junto a la planta MF1, que comenzó a funcionar en 2019. [3]
El 28 de julio de 2019, se demolió una de las torres de refrigeración de Ferrybridge, [5] seguida de otras cuatro el 13 de octubre. [6] La sala de calderas principal, el compartimento de almacenamiento y dos chimeneas se demolieron el 22 de agosto de 2021. [7] Las últimas tres torres de refrigeración se demolieron el 17 de marzo de 2022. [8]
En 1917, la Yorkshire Electric Power Company adquirió el terreno de Ferrybridge. Se prepararon los planos para una central eléctrica y se presentaron a la Junta de Comercio en marzo de 1918. Debido a un cambio de sistema al año siguiente con la Ley de suministro de electricidad de 1919 , los planos se suspendieron. Los planos se volvieron a presentar a los comisionados de electricidad en enero de 1920. Finalmente, se concedió el permiso para los planos en noviembre de 1921, pero se retrasaron debido a una reorganización del área de suministro. [9] Se eligió un sitio de 135 acres (55 ha) con buen acceso al carbón, al agua y buenas conexiones de transporte, incluido el transporte fluvial. [10]
La construcción de la central eléctrica de Ferrybridge comenzó en 1926 y la estación comenzó a funcionar en 1927. [11] La estación inicial cubría 32 acres (13 ha) del sitio. [10] Los edificios principales contenían las calderas, turbinas y oficinas y talleres, y un edificio más pequeño albergaba el cuadro eléctrico. [12] Las instalaciones de transporte incluían apartaderos conectados a la línea de Dearne Valley con equipos para manipular vagones de hasta 20 t y un muelle fluvial para el transporte en barcaza. [10] La descarga de vagones se realizaba mediante un volquete lateral, en una báscula automatizada y luego en transportadores, y la descarga de barcazas se realizaba mediante una grúa en la báscula. [13] Las tomas de agua de refrigeración estaban a 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. [14]
El equipo generador de energía incluía ocho calderas acuotubulares con capacidad de hervir agua de 75.000 lb (34.000 kg) por hora , dispuestas en pares, compartiendo el tiro de aire y las chimeneas (altura de 166 pies (51 m)). Las calderas estaban diseñadas para producir vapor sobrecalentado a 315 psi (21,4 atm) a 700 °F (371 °C) [15] La sección de turbina/generador tenía dos turbinas de reacción de tres etapas de 3.000 rpm que impulsaban alternadores con una potencia nominal de 19 MW continuos. [16] Los alternadores producían corriente alterna trifásica de 50 Hz a 11 kV, que se elevaba a 33 kV mediante dos conjuntos de tres transformadores monofásicos con una potencia nominal de 25 MW por conjunto. [17] [18]
La central pasó a ser propiedad de la British Electricity Authority tras 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 Central Electricity Authority en 1954. La producción anual de electricidad de la central A fue: [19] [20]
La central cerró el 25 de octubre de 1976, momento en el que contaba con una capacidad de generación de 125 MW. [21]
La sala de calderas y la sala de turbinas de Ferrybridge A todavía se mantienen en pie. Los edificios se utilizan ahora como oficinas y talleres, [11] por el grupo de soporte técnico de RWE npower , que se encarga del mantenimiento y las reparaciones de las centrales eléctricas de todo el país. [ cita requerida ]
La central eléctrica Ferrybridge B 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 se registró como 285 MW. Ferrybridge B era una de las veinte centrales eléctricas de vapor de la CEGB con la mayor eficiencia térmica; en 1963-4 la eficiencia térmica fue del 32,34 por ciento, del 31,98 por ciento en 1964-5 y del 31,96 por ciento en 1965-6. [22] La producción anual de electricidad de Ferrybridge B fue: [22]
Después de que la industria de suministro eléctrico del Reino Unido se privatizara en 1990, la estación fue operada por PowerGen . [23] La estación cerró en 1992 y desde entonces ha sido completamente demolida. [11] [23]
En 2006, LaFarge inició la construcción de una fábrica de placas de yeso adyacente a la central eléctrica Ferrybridge C en el sitio de la antigua central Ferrybridge B para utilizar el sulfato de calcio ( yeso ) producido por FGD. [24]
La central eléctrica fue construida originalmente para la Junta Central de Generación de Electricidad y operada por ella .
Las obras del Ferrybridge C comenzaron en 1961. [25] Los arquitectos fueron Building Design Partnership. [26] Había dos chimeneas y las ocho torres de refrigeración estaban dispuestas en forma de rombo en el lateral del edificio. El 1 de noviembre de 1965, tres de las torres de refrigeración se derrumbaron debido a las vibraciones de la turbulencia de Kármán con vientos de 137 km/h (85 mph). Aunque las estructuras se habían construido para soportar velocidades de viento más altas, el diseño solo consideró velocidades de viento promedio durante un minuto y descuidó las ráfagas más cortas. Además, la forma agrupada de las torres de refrigeración significaba que los vientos del oeste se canalizaban hacia las propias torres, creando un vórtice . Las cinco torres 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. [11] [27] [28]
La puesta en servicio de Ferrybridge C comenzó en 1966: una unidad se puso en funcionamiento, suministrando electricidad a la red eléctrica nacional , el 27 de febrero de 1966. [29] [30] Las unidades 2, 3 y 4 se pusieron en servicio a finales de 1967. [25] Tras el accidente de la torre de refrigeración, se planeó que la estación no se inaugurara hasta algún tiempo después de la fecha programada. Sin embargo, fue posible conectar una de las torres restantes a la ahora completa Unidad 1. La reconstrucción de las torres destruidas comenzó en abril de 1966 [29] y se completó en 1968. [31]
La central eléctrica Ferrybridge C tenía cuatro grupos electrógenos de 500 MW [11], conocidos como unidades 1 a 4. Había cuatro calderas con una potencia nominal de 435 kg/s, las condiciones de vapor eran de 158,58 bar a 566/566 °C de recalentamiento. [32] Además de los grupos electrógenos principales, la planta tenía originalmente cuatro turbinas de gas con una capacidad combinada de 68 MW. Dos de ellas se retiraron a finales de los años 1990, lo que redujo la capacidad a 34 MW. [33] 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 fueron las que se muestran en la tabla. [22]
El suministro de carbón se hacía por ferrocarril (inicialmente 4 millones de toneladas al año en trenes Merry-goround de 1.000 toneladas a razón de 17 al día) [34] y por carretera y barcazas (inicialmente 1 millón de toneladas [34] en Aire and Calder Navigation ). [11] El transporte en barcazas finalizó a finales de los años 1990. [35] El transporte ferroviario comprendía un ramal de la línea adyacente Swinton and Milford Junction. Las instalaciones incluyen un cruce orientado al oeste en la línea Swinton, dos líneas de descarga de carbón (vía n.º 1 y vía n.º 2), básculas puente para peso bruto y tara, una tolva y un apartadero de petróleo. [36] [37] El equipo de descarga automática para los trenes de carbón fue construido por Rhymney Engineering, una empresa de Powell Duffryn . Utilizaba 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 búnkeres. [38]
Las dos chimeneas de la planta tenían una altura de 198 m (650 pies). Las ocho torres de refrigeración se construyeron a una altura de 115 m (377 pies), [35] ninguna de las cuales permanece en el sitio después de la demolición final de las torres de refrigeración el 17 de marzo de 2022. [8]
La propiedad pasó a manos de Powergen (1989) tras la privatización de la Central Electricity Generating Board . En 1998, durante la "carrera por el gas" de los años 90 , Powergen cerró la Unidad 4. [39] En 1999, la central eléctrica, junto con Fiddlers Ferry en Cheshire, se vendió a Edison Mission Energy . Ambas centrales se vendieron a AEP Energy Services Ltd ( American Electric Power ) en 2001, antes de que ambas se vendieran de nuevo a SSE plc en julio de 2004 por 136 millones de libras. [11]
En 2005, SSE tomó la decisión de instalar un sistema de desulfuración de gases de combustión (FGD) en la planta, instalando equipos para depurar la mitad de la producción de Ferrybridge; la decisión era necesaria para cumplir parcialmente las especificaciones de la Directiva sobre grandes instalaciones de combustión (LCPD). [40] En 2008, las calderas se equiparon con aire sobre fuego reforzado para reducir las emisiones de NOx. [41] [ ¿ Fuente poco fiable? ] En 2009, se puso en funcionamiento el sistema FGD en las unidades 3 y 4. [42] [43] La instalación del sistema FGD permitió a SSE firmar un acuerdo de cinco años con UK Coal por 3,5 millones de toneladas de carbón con mayor contenido de azufre. [44]
En diciembre de 2013, SSE anunció que Ferrybridge optaría por no cumplir con la Directiva de emisiones industriales de la UE (2010/75/UE); esto requeriría que la planta cerrara a fines de 2023, o al completar 17 500 horas de operación después del 1 de enero de 2016. [45] [46] Las unidades sin FGD (1 y 2) se cerraron el 28 de marzo de 2014, habiendo completado las 20 000 horas de operación permitidas por la LCPD. [42] [47]
El 31 de julio de 2014 se produjo un grave incendio en la Unidad C de Ferrybridge. Se cree que el fuego comenzó en la cuarta unidad generadora, y que la unidad n.º 3 también se vio afectada. Ninguna de las unidades estaba operativa en el momento del incendio, debido a tareas de mantenimiento. [48] En su punto álgido, unos 75 bomberos lucharon contra llamas de 30 m de altura, después de que el incendio se desatara alrededor de las 14:00 BST. [49] Una planta utilizada para eliminar el dióxido de azufre de los gases producidos por la central eléctrica se incendió. El humo negro que salía de la central eléctrica a carbón afectó a las carreteras cercanas, incluida la M62 , y se recomendó a los conductores y a los propietarios de viviendas que mantuvieran las ventanas cerradas. No se registraron heridos ya que el sitio estaba tranquilo debido al cierre estival. El incendio provocó un colapso parcial de la estructura. [49]
Como el incendio se produjo en la torre de absorción, destruyó la capacidad de desgasificación por gas de combustión de la Unidad 4. La Unidad 3, que había sufrido daños menores, volvió a funcionar el 29 de octubre de 2014. La Unidad 4 reanudó su servicio el 15 de diciembre de 2014, aunque sin su desgasificación por gas de combustión solo podía funcionar quemando carbón con muy bajo contenido de azufre y en tándem con la Unidad 3. El carbón con muy bajo contenido de azufre se agotó en marzo de 2015 y, por lo tanto, la Unidad 4 se cerró, dejando solo la Unidad 3 en funcionamiento durante el último año de generación. [ cita requerida ]
Después del incendio, solo la Unidad 3 permaneció en pleno funcionamiento, lo que provocó una disminución de la producción de energía y un aumento del costo de funcionamiento. En mayo de 2015, SSE confirmó que la planta cerraría a principios de 2016, después de estimar que perdería 100 millones de libras esterlinas en los próximos cinco años. [50] [51] La generación de electricidad cesó alrededor del mediodía del 23 de marzo de 2016, y SSE declaró que la fecha oficial de cierre sería el 31 de marzo. [52]
La torre de enfriamiento número seis tenía 114 metros (374 pies) de altura y fue la primera en ser demolida, utilizando explosivos el 28 de julio de 2019. [53] [54] [55] Otras cuatro torres de enfriamiento fueron demolidas el 13 de octubre de 2019, dejando tres en pie. [6]
El 22 de agosto de 2021 se demolieron la sala de calderas principal, el búnker y dos chimeneas de 198 metros (650 pies) de altura. [7] Todas fueron demolidas al mismo tiempo porque cuando se lleva a cabo una demolición controlada tiene que haber una zona de exclusión por seguridad. Hay un complejo de viviendas cerca de la central eléctrica y durante las restricciones de COVID-19 , a Keltbray y SSE no se les permitió evacuar las casas, mientras que las pautas de distanciamiento social exigían que los hogares estuvieran a 2 metros (6 pies) de distancia. Una vez que se levantaron las restricciones, pudieron llevar a cabo la demolición y optaron por demoler las tres estructuras al mismo tiempo para que solo fuera necesaria una evacuación. [ cita requerida ]
Las tres últimas torres de refrigeración, que en un principio se pretendía conservar para una futura central eléctrica a gas, fueron demolidas el 17 de marzo de 2022 [8] y el terreno se puso a la venta. [56] La demolición de la central eléctrica se completó en octubre de 2022. [56] [ verificación fallida ]
En 2018, SSE tenía planes de reurbanizar el sitio para una central eléctrica a gas, que se llamaría Ferrybridge D, [57] y construir un gasoducto de 9 km para conectarlo al sistema de transmisión de gas. [58] Se iban a conservar partes de la estación 'C', incluidas tres de las torres de enfriamiento originales, la caseta de distribución eléctrica y la subestación, para su uso. [ cita requerida ] Los planes no avanzaron y en abril de 2020 se canceló la solicitud para reservar capacidad en la red de transmisión de gas. [59]
En octubre de 2011, SSE recibió el permiso de planificación de la Sección 36 para construir una planta de conversión de residuos en energía de 68 MW en su sitio de Ferrybridge. [60] La planta de 68 MW fue diseñada para quemar combustible mixto que incluye biomasa, desechos generales y desechos de madera. La planta comenzó a funcionar durante 2015. [61] [2]
A finales de 2013 comenzaron las consultas para una segunda planta multicombustible, "Ferrybridge Multifuel 2" (FM2). Inicialmente, se especificó que la planta sería similar en escala a la primera planta y que tendría una capacidad de hasta 90 MW. [62] [63] Ocupaba parte del campo de golf de Ferrybridge Golf Club y, en 2013, SSE se comprometió a proporcionar un campo de nueve hoyos de reemplazo y una casa club cerca. [64] La construcción de MF2 comenzó en 2016, se completó a fines de 2019 y se puso en servicio en diciembre de ese año. [3] Se construyó una terminal de descarga ferroviaria entre las dos plantas para permitir que ambas recibieran servicio ferroviario. [ cita requerida ]
Ambas plantas fueron construidas por Multifuel Energy Limited, una empresa conjunta 50:50 entre SSE y Wheelabrator, una división de la empresa estadounidense Waste Management . [65] A partir de 2015 [actualizar], la energía generada fue comprada por SSE. [66] SSE vendió su parte de la empresa conjunta a First Sentier Investors en enero de 2021, como parte de un programa de enajenación de activos no esenciales. [67] Una batería de 150 MW / 300 MWh (2 horas) comenzó a construirse en 2023, programada para 2024. [68] [69]
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 la central eléctrica de Ferrybridge. La planta de captura de carbono se construyó en asociación con Doosan Power Systems , Vattenfall y el Technology Strategy Board . [70] [71] La planta tenía una capacidad de 100 toneladas de CO2 por día, equivalente a 0,005 GW de energía. [72] El método de captura utilizó química de aminas [73] [74] (véase Tratamiento de gas de aminas ). El CO2 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. [75]
Detalles de la central eléctrica Ferrybridge C
[..] Las calderas fueron equipadas con tecnología de aire de combustión sobrealimentada en 2008 para reducir las emisiones de NOx
La eliminación, en enero y febrero de 2009, de las restricciones a las horas de funcionamiento en las centrales eléctricas de Fiddler's Ferry y Ferrybridge que se aplicaron durante 2008, tras la instalación de equipos de desulfuración de gases de combustión (FGD)
[...]
Inversión en 2009/10
[..]
Durante ese tiempo, SSE [..] completó la instalación de equipos de desulfuración de gases de combustión en las centrales eléctricas de Fiddler's Ferry y Ferrybridge
La Unidad Uno (490 MW) y la Unidad Dos (490 MW) de la central eléctrica de Ferrybridge quedaron excluidas de la Directiva sobre grandes plantas de combustión (LCPD) y se apagaron una vez que agotaron las 20.000 horas de funcionamiento permitidas a finales de marzo de 2014.
