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 suministra energía a medio millón de clientes en el norte y centro de California. Gateway Generating Station está en la costa 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 , acopladas a generadores de vapor de 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 atmosféricas de la estación; la demanda fue desestimada en octubre de ese año. Hasta 2015, la única lesión registrada que había ocurrido en la instalación fue en abril de 2009, cuando un empleado tropezó y se rompió un diente.
En enero de 2000, Mirant Delta (ahora GenOn Energy Holdings ) presentó una propuesta para construir la instalación, originalmente denominada "Proyecto de energía de la Unidad 8 de Contra Costa", ante la Comisión de Energía de California. La propuesta fue certificada en mayo de 2001, momento en el que comenzó la construcción. Sin embargo, en 2002, Mirant atravesó dificultades financieras y la construcción se suspendió. [7]
En julio de 2005, Pacific Gas & Electric adquirió la planta parcialmente construida de Mirant mediante un acuerdo de conciliación; [3] en 2006 fue aprobada como copropietaria de la Unidad 8 y se reanudó el proceso de presentación de documentos. [7]
PG&E quería cambiar el nombre del proyecto de “Contra Costa Unit 8 Power Project” a “Gateway Generating Station”; 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 le exigió 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, convirtiendo 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 (equivalentes a $544 millones en 2023), empleara hasta 400 trabajadores en su punto máximo, involucrara aproximadamente un millón de horas-trabajador y proporcionara electricidad a los clientes en 2009. [3] La ingeniería, la adquisición y la construcción de la planta fueron administradas por 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 de las tuberías subterráneas y el equipo del tren de potencia incluyó la carga, el ajuste y la alineación de los elementos de transporte pesado, además de la instalación de soportes para tuberías, tuberías, instrumentación en línea, plataformas y recintos. Esta parte del trabajo, junto con el costo de gestión asociado, abarcó 152.000 horas-hombre directas de mano de obra durante 21 meses. [9] Para julio de 2008, la construcción estaba terminada en "dos tercios". [10] Las turbinas de gas se encendieron 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 realizó "antes de lo previsto, dentro del presupuesto, y no tuvimos lesiones con pérdida de tiempo durante toda la construcción de la planta". [11] El costo total de la planta fue de $386 millones. [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 de 530 MW nominales, [5] [1] una capacidad adicional de 50 MW de pico de bajo costo eleva su capacidad general a 580 MW. [4] [12] La instalación consta de un sistema de enfriador de entrada de aire de turbina de combustión, dos turbinas de combustión emparejadas con generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG), una turbina de vapor , un sistema de condensador enfriado por aire, transformadores elevadores de generador, una subestación de planta , una línea de transmisión de interconexión, un edificio de administración y un edificio de control. [13] [8] [14]
El sistema de enfriamiento 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 que ingrese a las turbinas de combustión. Si bien Mirant originalmente tenía la intención de utilizar enfriamiento por evaporación para enfriar la 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 están en un recipiente 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 re-designación 7F.04). [16] Cada una 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 combina 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 con 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 ventiladores cada una, para un total de 36 ventiladores; 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 controla el contenido de iones de hidrógeno (pH) del condensado [5] y reduce 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 , los laboratorios de pruebas y las oficinas. Ambos son edificios de metal prediseñados, construidos por WE Lyons Construction. [14] En su construcción inicial, la instalación fue descrita por Brentwood Press como "grande, imponente, ruidosa, metálica, tubular, gris y esculturalmente 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 funcionamiento, la planta emitió 942.028 toneladas de CO2 , 5 toneladas de SO2 y 83 toneladas de óxido de nitrógeno (NOx ) , [6] mientras consumía 17.224.258.000 pies cúbicos de gas natural para generar 2.490.205 megavatios-hora de electricidad. [ 6] En 2010, se puso en funcionamiento el Trans Bay Cable , que une la red eléctrica de San Francisco con la infraestructura de distribución en el condado de Contra Costa . La central 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 Communities for a Better Environment ) 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 la composición química" de las cercanas Antioch Dunes , causando dificultades a decenas de mariposas Lange's metalmark en peligro de extinción . [22] [23] [24] La demanda tenía como objetivo hacer que la EPA rechazara el permiso de emisiones atmosféricas 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 usaran como hábitat de dunas para las mariposas y las especies de plantas. La portavoz de PG&E, Tamar Sarkissian, dijo: "Hasta donde sabemos, no somos parte de esta demanda". [24] Laura Horton, abogada del personal del Wild Equity Institute, dijo que esta era "la última oportunidad de PG&E de hacer lo correcto". [22] [23] La demanda se presentó en junio de 2015; en octubre de ese año, la jueza de distrito de los Estados Unidos 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 el permiso para enmendar 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, lo que le rompió un diente; hasta 2015, esta fue la única lesión registrada que se había producido en la estación. [27] En 2012, para evitar los peligros de arco eléctrico para los empleados al colocar interruptores, contactores y buggies de conexión a tierra, se instaló un sistema de colocación 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, la mejora de los sistemas de registro de química y la compra de nuevos equipos analíticos. [29] [30]
Una auditoría/inspección realizada en el otoño de 2017 por el Programa de Materiales Peligrosos de los Servicios de Salud de Contra Costa (CCHSHMP, por sus siglas en inglés) para garantizar el cumplimiento de los requisitos del programa de Prevención de Liberaciones Accidentales de California (CalARP, por sus siglas en inglés), encontró 12 acciones correctivas que PG&E debía implementar y realizó 18 recomendaciones más. No había habido ningún incidente relacionado con materiales regulados por CalARP en los cinco años anteriores a la auditoría. [31] El CCHSHMP concluyó que, si bien la instalación tenía un sistema de gestión implementado para supervisar los requisitos de CalARP, no se habían cumplido algunos plazos debido a cambios en la dirección del sitio. También encontraron 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 habían implementado de manera suficiente, pero debían seguirse a tiempo 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 de combustibles fósiles más antiguas, esta estación de 580 MW produce drásticamente menos dióxido de carbono por cada megavatio-hora producido. La tecnología de enfriamiento "seco" significa que la planta utiliza un 97 por ciento menos de agua.