Gateway Generating Station ( GGS ), anteriormente Contra Costa Unit 8 Power Project , es una central eléctrica de ciclo combinado alimentada con gas natural en el condado de Contra Costa , California , que proporciona energía a medio millón de clientes en el norte y centro de California. La estación generadora Gateway está en la orilla sur del río San Joaquín , en Antioch , y es una de las más de diez plantas de energía de combustibles fósiles en el condado de Contra Costa.
La construcción, que costó 386 millones de dólares, comenzó en 2001; la central comenzó a suministrar energía a los clientes en 2009. Su capacidad nominal es de 530 MW, con una capacidad máxima de 580 MW. Genera electricidad utilizando dos turbinas de combustión , combinadas con generadores de vapor con recuperación de calor (HRSG) que alimentan una turbina de vapor . La instalación es propiedad de Pacific Gas and Electric Company (PG&E) y está operada por ella.
En junio de 2015, se presentó una demanda contra la Agencia de Protección Ambiental para impedir la aprobación del permiso de emisiones al aire de la estación; la demanda fue desestimada en octubre de ese año. En 2015, la única lesión registrada que ocurrió en las instalaciones fue en abril de 2009, cuando un empleado tropezó y se rompió un diente.
Mirant Delta (ahora GenOn Energy Holdings ) presentó una propuesta para construir la instalación, originalmente llamada "Proyecto de energía Unidad 8 de Contra Costa", ante la Comisión de Energía de California en enero de 2000. La propuesta fue certificada en mayo de 2001, momento en el que se inició la construcción. comenzó. Sin embargo, en 2002, Mirant atravesaba dificultades financieras y se suspendió la construcción. [7]
En julio de 2005, Pacific Gas & Electric adquirió la planta parcialmente construida de Mirant en un acuerdo de conciliación; [3] en 2006 se aprobó como copropietario de la Unidad 8, y se reanudó el proceso de presentación de trámites. [7]
PG&E quería cambiar el nombre del proyecto de "Proyecto de energía Unidad 8 de Contra Costa" a "Estación generadora Gateway"; este nombre fue elegido para mostrar que "la planta representa la 'puerta de entrada' al futuro de la generación de energía eléctrica" [3] y se requirió que presentara una solicitud para ello. La Comisión de Energía aprobó esta solicitud cinco meses después. Durante ese tiempo, en diciembre de 2006, PG&E se convirtió en el único propietario del proyecto. [7]
La construcción finalmente se reanudó en febrero de 2007, lo que convirtió a Gateway en la primera planta nueva construida por PG&E en casi veinte años. [3] Se esperaba que el proyecto costara alrededor de $370 millones (equivalente a $544 millones en 2023), empleara hasta 400 trabajadores en su punto máximo, involucrara aproximadamente un millón de horas de trabajo y proporcionara electricidad a los clientes para 2009. [3 ] La ingeniería, adquisiciones y construcción de la planta estuvieron a cargo de Black & Veatch . [8] Se esperaba que PG&E pagara aproximadamente $1,5 millones al condado de Contra Costa anualmente en impuestos a la propiedad. [3]
El trabajo para tuberías subterráneas y equipos de tren motriz incluyó la carga, configuración y alineación de artículos de transporte pesado, además de la instalación de soportes de tuberías, tuberías, instrumentación en línea, plataformas y recintos. Esta parte del trabajo, junto con los costos de gestión asociados, abarcó 152.000 horas-hombre directas de mano de obra durante 21 meses. [9] En julio de 2008, la construcción estaba terminada en "dos tercios". [10] Las turbinas de gas se pusieron en funcionamiento por primera vez en noviembre de 2008; [7] La operación comercial, que suministra energía a casi 400.000 clientes, comenzó el 4 de enero de 2009. [7] [11] Randy Livingston, vicepresidente de generación de energía de PG&E, dijo a Brentwood Press que el proyecto se produjo "antes de lo previsto, dentro del presupuesto y no tuvimos accidentes con tiempo perdido durante toda la construcción de la planta". [11] El costo total de la planta fue de 386 millones de dólares. [11]
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La instalación de ciclo combinado [4] está ubicada en 3225 Wilbur Avenue en Antioch . [1] [11] Si bien se construyó como una instalación nominal de 530 MW, [5] [1] 50 MW adicionales de capacidad pico de bajo costo elevan su capacidad total a 580 MW. [4] [12] La instalación consta de un sistema enfriador de entrada de aire con turbina de combustión, dos turbinas de combustión emparejadas con generadores de vapor con recuperación de calor (HRSG), una turbina de vapor , un sistema de condensador enfriado por aire, transformadores elevadores del generador y una planta. subestación , una línea de transmisión de interconexión, un edificio de administración y un edificio de control. [13] [8] [14]
El sistema enfriador de entrada de aire de la turbina de combustión, fabricado por Turbine Air Systems, utiliza amoníaco acuoso para reducir la temperatura del aire antes de ingresar a las turbinas de combustión. Si bien Mirant originalmente tenía la intención de utilizar enfriamiento por evaporación para el enfriamiento de entrada, PG&E cambió a un diseño enfriado por aire debido al deseo de evitar extraer agua del cercano río San Joaquín . [15] El sistema se carga con hasta 18.000 galones de solución acuosa de amoníaco, o 35.000 libras (16.000 kg) de amoníaco; [5] los tanques de almacenamiento de amoníaco se encuentran en un depósito de contención amurallado. [15]
Las turbinas de combustión fueron fabricadas por General Electric , con la designación de modelo PG7241FA [8] (la misma que la designación de modelo 7FA.03 y la posterior redesignación 7F.04). [16] Cada uno tiene una capacidad de 1.872.000.000 unidades térmicas británicas (1.975 × 10 9 kJ) por hora, y 2.227.000.000 unidades térmicas británicas (2.350 × 10 9 kJ) por hora cuando se combinan con el HRSG. [17] La recuperación de calor, realizada por dos HRSG de recalentamiento de tres presiones Vogt-NEM, utiliza el calor residual de las turbinas de combustión para generar vapor para alimentar una turbina adicional. [8] [18] [19] Esta turbina de vapor, también fabricada por General Electric, es un generador de turbina de vapor de doble flujo y recalentamiento compuesto en tándem modelo D11 . La capacidad del modelo de turbina es de 240 MW; [18] con la configuración en la que está instalada, la turbina de vapor de Gateway tiene una potencia nominal de 190 MW. [8]
El sistema de condensador enfriado por aire, fabricado por SPX Dry Cooling (ahora SPG Dry Cooling), está diseñado para una temperatura ambiente máxima de 104 °F (40 °C) y una contrapresión de 5 pulgadas de mercurio (0,017 MPa). Consta de seis "calles" de seis aficionados cada una, para un total de 36 aficionados; cada ventilador funciona a 4160 voltios mediante un motor de 250 caballos de fuerza. [13] Una rejilla de 24 pantallas verticales instaladas debajo de los ventiladores los protege del viento. [20]
Las emisiones se reducen mediante un sistema de reducción catalítica selectiva que utiliza amoníaco acuoso, que realiza el control del contenido de iones de hidrógeno (pH) del condensado [5] y la reducción de las emisiones de NOx . [1] [5] Además, hay un edificio de administración y un edificio de control, que contienen la sala de control de la instalación , laboratorios de pruebas y oficinas. Ambos son edificios metálicos prediseñados, construidos por WE Lyons Construction. [14] Tras su construcción inicial, la instalación fue descrita por Brentwood Press como "grande, imponente, ruidosa, metálica, tubular, gris y escultóricamente magnífica", pero "no sexy". [11]
La estación, que es una de las más de diez plantas de energía de combustibles fósiles en el condado de Contra Costa, [2] actualmente proporciona energía a medio millón de clientes en el norte y centro de California. [21] En su primer año de operación, la planta emitió 942.028 toneladas de CO 2 , 5 toneladas de SO 2 y 83 toneladas de óxido de nitrógeno (NO x ), [6] y consumió 17.224.258.000 pies cúbicos de gas natural para generar 2.490.205 megavatios-hora de electricidad. [6] En 2010, se encendió el cable Trans Bay , que une la red eléctrica de San Francisco con la infraestructura de distribución en el condado de Contra Costa . La estación generadora Gateway fue una de las más de diez plantas de combustibles fósiles vinculadas a San Francisco en este proyecto. [2]
En junio de 2013, el Centro para la Diversidad Biológica presentó un aviso legal de su intención conjunta (junto con Comunidades para un Mejor Medio Ambiente ) de demandar a la Agencia de Protección Ambiental por aprobar el proyecto, alegando que sus emisiones de NOx dañaban a las comunidades locales y "transformaban[ ed] la composición química" de las cercanas dunas de Antioch , causando dificultades a decenas de mariposas Lange's metalmark en peligro de extinción . [22] [23] [24] La demanda tenía como objetivo provocar que la EPA rechazara el permiso de emisiones al aire de PG&E para la planta. [24] En respuesta, PG&E dijo que Gateway era "de última generación" y que había firmado un acuerdo voluntario de puerto seguro para que 12 acres de su propiedad se utilizaran como hábitat de dunas para mariposas y especies de plantas. La portavoz de PG&E, Tamar Sarkissian, dijo: "Hasta donde sabemos, no somos parte en esta demanda". [24] Laura Horton, abogada del Wild Equity Institute, dijo que esta era "la última oportunidad de PG&E de hacer lo correcto". [22] [23] La demanda fue presentada en junio de 2015; En octubre de ese año, la jueza de distrito estadounidense Phyllis J. Hamilton , del Tribunal de Distrito de los Estados Unidos para el Distrito Norte de California , desestimó la demanda, señalando numerosos problemas con la presentación y negando a Wild Equity permiso para modificar su denuncia. [25] En julio de 2017, The New York Times identificó a Gateway Generating Station como una "planta de energía propiedad de inversores" y señaló que estaba representada por la asociación comercial Edison Electric Institute. [26]
En abril de 2009, un empleado tropezó y se golpeó la cara con una bomba, rompiéndose un diente; En 2015, esta fue la única lesión registrada que ocurrió en la estación. [27] En 2012, para evitar riesgos de arco eléctrico para los empleados al colocar disyuntores, contactores y carritos de conexión a tierra, se instaló un sistema de montaje que utiliza cámaras y actuadores para permitir que estas tareas se realicen de forma remota. [28] En 2014, una evaluación del rendimiento del ciclo de vapor dio como resultado una actualización del manual de química del ciclo, una mejora de los sistemas de registro químico y la compra de nuevos equipos analíticos. [29] [30]
Una auditoría/inspección realizada en otoño de 2017 por los Programas de Materiales Peligrosos de Contra Costa Health Services (CCHSHMP), para garantizar el cumplimiento de los requisitos del programa de Prevención de Liberaciones Accidentales de California (CalARP), encontró 12 acciones correctivas para que PG&E las implementara e hizo 18 recomendaciones adicionales. No hubo incidentes relacionados con materiales CalARP regulados en los cinco años anteriores a la auditoría. [31] El CCHSHMP concluyó que, si bien la instalación contaba con un sistema de gestión para supervisar los requisitos de CalARP, algunos plazos no se habían cumplido debido a cambios en el liderazgo del sitio. También descubrieron que la investigación de incidentes, el programa de mantenimiento, el programa de información de seguridad, el programa de capacitación y los programas de autoauditoría de la instalación se implementaron suficientemente, pero debían seguirse según lo programado y mantenerse actualizados. No se pudo acceder a las revisiones actuales de varios procedimientos operativos estándar en el sistema de gestión de documentos de la instalación, pero este problema se abordó durante la auditoría. [31]
En comparación con las plantas más antiguas que funcionan con combustibles fósiles, esta estación de 580 MW produce muchísimo menos dióxido de carbono por cada megavatio-hora producido. La tecnología de refrigeración "seca" significa que la planta utiliza un 97 por ciento menos de agua.