La central eléctrica de Lynemouth es una planta de energía de biomasa que proporciona electricidad a la red eléctrica nacional del Reino Unido . Hasta marzo de 2012, fue la principal fuente de electricidad para la cercana fundición de aluminio Alcan Lynemouth . Está situada en la costa de Northumberland , al noreste de la ciudad de Ashington , en el noreste de Inglaterra. La central ha sido un punto de referencia en la costa de Northumberland desde su apertura en 1972, y había sido propiedad privada de la empresa de aluminio Rio Tinto Alcan durante su funcionamiento hasta diciembre de 2013, cuando RWE npower se hizo cargo. [2] En enero de 2016 fue adquirida por la empresa checa Energetický a průmyslový holding . [1]
La central fue una de las centrales eléctricas de carbón construidas más recientemente en el Reino Unido, pero con una capacidad de generación de solo 420 megavatios (MW), era una de las más pequeñas. [3] [4]
En 2011 se anunció que la central eléctrica podría convertirse para quemar únicamente biomasa, en un intento de evitar la legislación gubernamental. En enero de 2016, la central fue adquirida por Energetický a průmyslový holding (EPH). La central se convirtió a biomasa en 2018, poniendo fin a su uso de carbón. Actualmente, se ha autorizado la construcción de dos parques eólicos independientes cerca de la central: uno de 13 turbinas cerca de la fundición y otro de tres turbinas al norte de la central. En 2009, Alcan anunció que esperaba equipar la central con tecnología de captura y almacenamiento de carbono . [5]
En 1968, Alcan había solicitado permiso de planificación para la construcción de una nueva fundición de aluminio en Northumberland en Lynemouth . [6] [7] Más tarde ese año, Alcan recibió el permiso y pronto comenzaría la preparación del sitio. [8] Sin embargo, para satisfacer la demanda eléctrica de la nueva fundición, también sería necesario construir una central eléctrica. [6] Por lo tanto, la central eléctrica de Lynemouth se construyó a solo 800 m (2600 pies) de la fundición de aluminio. [9]
La fundición y la central eléctrica se construyeron en el sureste de Northumberland para reducir las altas cifras de desempleo. [10] El sitio fue elegido debido a las minas de carbón cercanas de Ellington y Lynemouth . La mina de carbón de Ellington se hundió en 1909 y la de Lynemouth en 1927. En 1968, las dos minas de carbón se conectaron bajo tierra mediante el Bewick Drift, desde donde se trajo carbón a la superficie. El Drift no tenía conexión ferroviaria, por lo que el carbón se enviaba al lavadero de Lynemouth mediante una cinta transportadora . [11] La central eléctrica se construyó al final de la cinta transportadora.
Ambos edificios fueron diseñados por los arquitectos Yorke Rosenberg Mardall , con la asesoría de ingeniería de Engineering & Power Consultants Ltd. La central eléctrica fue construida por Tarmac Construction y la fundición por MJ Gleeson Company. [12] Tanto la central eléctrica como la fundición se pusieron en funcionamiento en marzo de 1972. [13]
La sala de calderas y la sala de turbinas tienen una estructura de acero con revestimiento de aluminio. Otras estructuras incluyen una única chimenea de hormigón armado de 114 m (374 pies) de altura y una planta de distribución y clasificación de carbón. [14]
La sala de calderas de la central alberga tres calderas de combustión internacional de 380 MWth , que se alimentaban con carbón bituminoso pulverizado . [15] [16] Cada una de ellas proporciona vapor a unos turboalternadores Parsons de 140 megavatios (MW) , situados en la sala de turbinas de la central. [16] Estos dan a la central una capacidad de generación total de 420 MW. La electricidad generada se alimentaba a 24 kilovoltios (kV) a una subestación para alimentar la fundición durante el funcionamiento. La subestación también tiene una conexión de 132 kV a la red nacional , donde la electricidad se distribuye a los hogares y otras industrias por Northern Electric Distribution Limited . Las dos líneas de calderas de la fundición requerían 310 MW de los 420 MW que produce la central eléctrica, por lo que el exceso de 110 MW se inyectaba a la red nacional. [2] Desde el cierre de la fundición, toda la generación va a la red.
Entre 1999 y 2000, la central eléctrica fue modernizada en sus turbinas. [2] En 2000, también se renovaron los condensadores de la central. La renovación de los condensadores estuvo a cargo de Alstom . [17] Estas mejoras permitieron aumentar la capacidad de generación de la central, la eficiencia térmica y la producción de MWh . [2]
La central eléctrica era el principal consumidor de carbón en Northumberland, quemando 1.200.000 toneladas de carbón al año, con un consumo semanal de carbón de entre 25.000 y 27.000 toneladas. [2] [18] La central tenía instalaciones de almacenamiento de carbón relativamente limitadas y solo podía almacenar combustible para tres o cuatro semanas. [18]
La central fue diseñada específicamente para quemar carbón de las cuencas mineras de Northumberland. La vecina mina de carbón Ellington originalmente suministraba carbón directamente a la central eléctrica mediante una cinta transportadora desde su mina Bewick Drift, situada a 970 metros (3180 pies) de la central. [18] Un año después de la apertura de la central eléctrica, 3000 hombres estaban empleados entre las minas de carbón de Ellington y Lynemouth, produciendo más de dos millones de toneladas de carbón al año, la mayoría de las cuales se vendían a la central eléctrica. [19] En 1994, la mina de carbón Ellington se conectó subterráneamente con la mina de carbón de Lynemouth, pero el carbón continuó siendo llevado directamente al área de clasificación de carbón de la central eléctrica mediante cintas transportadoras. Este suministro se complementó con carbón de las minas a cielo abierto locales . Sin embargo, la mina de carbón de Ellington se vio obligada a cerrar cuando se inundó en enero de 2005. [18] La estación quemó el carbón restante de la mina después de su cierre, y desde entonces el carbón se había obtenido de minas a cielo abierto en Northumberland y Escocia , pero entonces fue necesaria una pequeña cantidad de importación. [18]
El carbón se transportaba a la estación principalmente por ferrocarril y se descargaba en la estación mediante un sistema de tiovivo . Los trenes que abastecían a la estación utilizaban la línea de Newbiggin y Lynemouth del ferrocarril Blyth and Tyne , que también llegaba a la fundición. Esta línea se utilizaba originalmente para exportar carbón de la cuenca carbonífera local y también contaba con servicios de pasajeros. Estos servicios de pasajeros cesaron en 1964 y, a partir de entonces, la línea solo se utilizó para dar servicio a la central eléctrica y a la fundición. [20] El carbón de las minas a cielo abierto locales se llevaba a la estación por carretera utilizando vehículos pesados . [21] El carbón se clasificaba y se lavaba en la estación antes de quemarlo. [22]
Con solo una importante mina a cielo abierto en el área local después de 2008, junto con otra mina a cielo abierto más pequeña en Stony Heap, había una necesidad de más suministros locales de carbón para la estación debido a los riesgos de depender de fuentes de carbón en el extranjero. [18] Los suministros de carbón a larga distancia podrían ver fuertes fluctuaciones en el precio, así como la flexibilidad y seguridad del suministro, mientras que las fuentes locales no serían tan vulnerables a las interrupciones y tendrían precios fijos contratados. [18] La estación no era un importador establecido de carbón, ya que solo había importado desde 2005. Está situada muy lejos de los principales puertos de descarga de carbón de Teesside , Hull e Immingham , que habían sido reservados por centrales eléctricas más cercanas a ellos. Esto significaba que el carbón para la central eléctrica debía importarse a través de Blyth o el puerto de Tyne . Sin embargo, debido al pequeño tamaño de estos muelles, solo pueden recibir barcos de Polonia y Rusia. Sin embargo, debido a los altos costos de producción y la reestructuración de la industria en Polonia, la única fuente realista de carbón importado para la estación era Rusia. [18] El impacto ambiental del envío de 1.000.000 de toneladas de carbón desde Rusia a Lynemouth fue la producción de 12.812 toneladas de CO2 , mientras que el transporte de carbón desde las minas locales a la central produciría solo 703 toneladas de CO2 . [ 18] En la actualidad, había dos minas a cielo abierto locales para las que se había concedido la aprobación de planificación, una en Shotton cerca de Cramlington aprobada en 2007, la otra en Potland Burn cerca de Ashington aprobada en octubre de 2008. [23] Sin embargo, el carbón extraído de Potland Burn habría tenido un contenido de azufre demasiado alto para cumplir con los requisitos ambientales de la central, lo que significa que no habría sido una opción inmediata de carbón para la central. [24] El carbón había sido proporcionado por la mina a cielo abierto de Delhi en Blagdon , propiedad de Banks Developments , desde 2002. Terminó de extraer carbón en marzo de 2009, tras el permiso de las propuestas de extensión de sus planes originales en mayo de 2007. [25]
Para crear el vapor que hace girar las turbinas de vapor y generar electricidad, y para enfriar el vapor que sale de las turbinas, se necesita agua, por lo que es beneficioso tenerla cerca de cualquier central térmica . [26] El agua de refrigeración que se utiliza en la central eléctrica de Lynemouth se toma de un cuerpo de agua ubicado cerca de la planta, el Mar del Norte . El agua se transfiere desde el mar a la planta mediante una serie de pozos y túneles. [27] Hay tres condensadores (uno por cada grupo electrógeno) en el interior de la central eléctrica, que se utilizan para enfriar el agua calentada antes de reutilizarla en el ciclo de vapor . Luego, el agua de refrigeración se transfiere de nuevo al Mar del Norte. [17]
El agua utilizada en el ciclo de vapor se obtiene de la red de agua local, suministrada por Northumbrian Water . En la central se utilizan hasta 300.000 toneladas de agua de red al año; sin embargo, debe limpiarse de impurezas antes de su uso. Esto se hace en una planta de tratamiento de agua in situ que utiliza un proceso de intercambio iónico para eliminar impurezas como la sílice y controlar los niveles de pH para evitar la corrosión de los tubos de la caldera. Esta agua tratada se utiliza para producir vapor sobrecalentado en las calderas de carbón, que hará girar las turbinas antes de recuperarse en el condensador y reutilizarse. [ cita requerida ]
Cerca de la central eléctrica opera una empresa de cebos para la pesca , Seabait. Seabait utiliza parte del exceso de agua caliente que genera la planta para hacer crecer lombrices cuatro veces más rápido que en la naturaleza. [28] Las lombrices se utilizan para varios propósitos, principalmente para proporcionar lombrices como cebo durante la pesca. Sin embargo, las lombrices también se congelan, se envasan y se exportan a granjas de mariscos. [29] Esto se considera beneficioso para el medio ambiente, ya que reduce la necesidad de excavar para buscar cebo en hábitats naturales. [30]
Las cenizas volantes y las cenizas de fondo son dos subproductos que se generan a partir de la quema de carbón en las centrales eléctricas. Normalmente, las cenizas se vierten en el vertedero Ash Lagoons de la central, que se encuentra en el lugar. Desde 2006, las cenizas producidas en la central eléctrica de Lynemouth se han reciclado y se han utilizado como material de relleno en la industria de la construcción y en la producción de lechada . En 2007, se recogieron y reciclaron 63.000 toneladas de cenizas de la central, junto con 100.000 toneladas de cenizas de Ash Lagoons. En septiembre de 2007, se utilizaron cenizas de combustible pulverizadas como material de relleno en la tapa del vertedero de Woodhorn, que se había utilizado para la eliminación de los revestimientos de fundición usados . [31]
En diciembre de 2003, la Agencia de Medio Ambiente concedió permiso para que la planta utilizara combustibles de biomasa en la misma. Desde 2004, en Lynemouth se han utilizado tres tipos diferentes de combustible de biomasa: serrín y pellets de madera de bosques certificados por el FSC y residuos de aceituna. Estos combustibles se mezclan con el carbón en la cinta transportadora que lleva a la central eléctrica. En 2004, se utilizaron 11.000 toneladas de combustible de biomasa en la central. Las ambiciones de conversión de biomasa han aumentado y actualmente la central tiene como objetivo que el 100% de su energía se queme con biomasa a partir de 2015. [32]
La estación obtuvo el certificado de seguridad y salud OHSAS 18001 de clase mundial en 2003, por delante de los objetivos globales de Alcan . Todo el personal de la estación tuvo que participar en auditorías de seguridad para mejorar las prácticas laborales en la estación. El certificado fue entregado al director de la estación por el diputado de Wansbeck Denis Murphy el 15 de marzo de 2003. [33] La atención de la estación a la salud y la seguridad fue reconocida aún más el 6 de junio de 2007 cuando fueron distinguidos por la Royal Society for the Prevention of Accidents (RoSPA) con un Premio de Seguridad y Salud Ocupacional de la RoSPA en el Hotel Hilton Birmingham Metropole. [34] Los trabajadores de la estación habían sido auditados por la RoSPA durante 10 años antes de recibir el premio. [35]
A finales de 1994, la central eléctrica se inundó hasta un pie de profundidad de agua de mar, después de una marea alta anormal y fuertes vientos. Esto llevó a que se construyera un sistema de defensa contra el mar para proteger el edificio. [36] Los problemas surgieron debido al cierre temporal de Ellington Colliery . Los desechos vertidos de la mina se habían utilizado como medida de defensa costera, pero como la mina había cerrado, los desechos ya no se vertían. La mina fue reabierta por RJB Mining, y en julio de 1999 la estación aseguró el futuro de la mina al firmar un contrato con RJB Mining para recibir 3.000.000 de toneladas de carbón de Ellington Colliery y minas a cielo abierto en Northumberland, en el transcurso de tres años. La mina cerró definitivamente en 2005, lo que provocó problemas con la defensa costera nuevamente, amenazando el área de almacenamiento de carbón de la estación. [37] [38] Esto requirió la implementación de un nuevo plan de defensa costera de £2,5 millones, que implicaba el uso de grandes rocas como muro de defensa. [37]
El uso de biomasa por parte de la central desde 2004 ha sido parte de un intento de reducir su emisión de dióxido de carbono (CO2 ) . En 2002 y 2004, la central alcanzó sus objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. [39] A pesar de esto, en 2006 se reveló que la central tenía la cuarta mayor emisión de CO2 en el norte de Inglaterra, al producir 2.685.512 toneladas de CO2 por año. [40] Sin embargo, en general, la central redujo sus emisiones de CO2 en un 65% entre 1990 y 2010, y la calidad del aire local cumple con los estándares del Reino Unido y Europa. [41]
En 2006, Hawthorn Power, una filial de UK Coal , propuso construir tres turbinas eólicas de 110 m (360 pies) de altura en una parte no utilizada del área de clasificación de carbón de la central, al norte de la misma. [42] El permiso para las turbinas se concedió en febrero de 2008. En julio de 2010, se reveló que el nuevo desarrollador del proyecto, Clipper Windpower , utilizaría el sitio para erigir las primeras turbinas eólicas súper eficientes del país, llamadas Liberty Wind Turbine . Sin embargo, esto significaba que la altura de las turbinas aumentaría de 110 m (360 pies) a 130 m (430 pies). Cada turbina tendría una potencia nominal de 2,5 MW, pero solo se construirían tres turbinas. El parque eólico produciría suficiente electricidad para proporcionar energía a 1.690 casas. Se espera que se erija una turbina inicialmente, mientras se evalúan los problemas ambientales. [43]
ScottishPower Renewables también tiene permiso para construir 13 turbinas eólicas cerca de la fundición de aluminio. En un principio se les denegó el permiso de planificación, que presentaron en noviembre de 2006, debido a que su emplazamiento se extiende a lo largo de dos límites municipales y el Ayuntamiento de Wansbeck aprobó el plan, pero Castle Morpeth lo rechazó. En abril de 2008 se celebró una audiencia de apelación y, finalmente, en enero de 2009 se les concedió el permiso para la construcción de hasta 13 turbinas, que producirían 30 MW de electricidad. [44]
Tras una visita a la central por parte del Primer Ministro Gordon Brown el 3 de julio de 2009, se hizo evidente que Rio Tinto Alcan esperaba poder demostrar la tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS) en la central en el futuro, utilizando tecnología CCS de "precombustión". Esto habría implicado tratar el carbón antes de la quema para que se produjera menos CO2, y cualquier CO2 restante se bombearía bajo el Mar del Norte a un acuífero . [45] Sin embargo, debido al clima económico, Rio Tinto no comprometió la financiación para el proyecto por sí misma, y no aseguró ninguno de los mil millones de libras de financiación de la Unión Europea necesarios para la demostración de la tecnología CCS. [5] En noviembre de 2009 se anunció que una variedad de expertos en energía se estaban preparando para la oferta de mil millones de libras al Gobierno para inversión. Los planes incluían un oleoducto hacia el Mar del Norte y la modernización de uno de los grupos electrógenos de la central de 140 MW a alrededor de 375 MW, para salvaguardar el suministro de electricidad a la fundición de aluminio. [46]
La Comisión Europea (CE) afirmó que Alcan está incumpliendo su licencia de explotación porque la central no ha logrado "reducir significativamente sus emisiones". El Gobierno del Reino Unido impugnó las acusaciones, ya que la central eléctrica y la fundición combinadas proporcionaban 650 puestos de trabajo y una contribución de 100.000.000 de libras a la economía local, en una zona muy afectada por la pérdida de la industria pesada tradicional. [47] Perdieron el caso judicial y el 22 de abril de 2010, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea dictaminó que la planta estaba sujeta a los valores límite de emisión de la directiva europea sobre grandes instalaciones de combustión. [48] Como consecuencia, la central tiene que tener al menos 200 millones de libras en adaptaciones para que se ajuste a la directiva, o será cerrada. Todavía no se ha dado una fecha para que se ajuste, pero dos opciones para salvar la central son el proyecto de CCS o un cambio del carbón a la biomasa como combustible. [41]
El futuro de Lynemouth se vio aún más amenazado en marzo de 2011, tras las medidas de reducción de carbono anunciadas en el presupuesto del Reino Unido de 2011. Los planes del gobierno implicaban que la central costaría 40 millones de libras adicionales al año, lo que eliminaría los beneficios de Rio Tinto Alcan en la central. Esto ha hecho que los operadores de la central consideren la opción de convertir la central eléctrica para que funcione solo con biomasa para evitar las sanciones. Sin embargo, esta conversión en sí costaría 400 millones de euros y luego usar biomasa en lugar de carbón costaría 170 millones de libras adicionales al año. [49] Sin embargo, a partir de 2024 la planta funcionará completamente con biomasa de madera. [50]
Desde su construcción, la estación ha aparecido en un pequeño número de películas filmadas localmente. Entre ellas, se incluyen:
La chimenea de la central eléctrica es un hito importante en la costa local y se puede ver en un tramo de costa de 25 kilómetros (16 millas), desde Cresswell [56] hasta el muelle de South Shields . [57]
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