La planta de energía Hunters Point (HPPP) fue una planta de energía alimentada con combustibles fósiles en el vecindario India Basin del área Bayview-Hunters Point que cubre el sureste de San Francisco, California , operada por Pacific Gas and Electric Company (PG&E) desde 1929 hasta 2006. Después del cierre de HPPP, la última planta de energía eléctrica en San Francisco fue la central generadora Potrero , que posteriormente cerró en 2011.
El sitio que ocuparía la planta de energía Hunters Point se utilizó por primera vez para construir barcos y barcazas a principios de la década de 1900; [1] está delimitado aproximadamente por Jennings (al noroeste), Pier 96 (al noreste), Evans (al suroeste) y San Francisco Bay / India Basin (al sureste), aunque había numerosos tanques de almacenamiento de combustible cerca de la intersección de Jennings y Evans, fuera de estos límites nominales del sitio. [2] : Fig. 3-3
La primera unidad utilizaba una turbina de vapor alimentada por una caldera de fueloil; fue construida entre 1928 y 1929 por la Great Western Power Company. En septiembre de 1928, Great Western Power anunció un contrato de construcción por 150.000 dólares estadounidenses (equivalentes a 2.660.000 dólares en 2023) para construir los cimientos de una planta generadora de electricidad "entre las avenidas Evans, Jennings y Burke y las calles India y Hawes". [3] Para diciembre, se estaba construyendo un "nuevo edificio cerca de Hunter's [ sic ] Point" para Great Western Power, como se menciona en un artículo de noticias, [4] el contrato para el edificio se anunció en US$630.000 (equivalente a $11.180.000 en 2023) en marzo de 1929. [5] El costo total de la Planta de Vapor de la Bahía de San Francisco , programada para completarse en el verano de 1929, fue de US$3.500.000 (equivalente a $62.100.000 en 2023); una vez terminada, la planta tenía una capacidad de energía eléctrica de 35 MW y se estaban preparando planes para expandir la generación a 170 MW. [6] PG&E compró la planta a Great Western Power el 1 de junio de 1929. [2] : 4–1
Las unidades 2 y 3 se añadieron en 1948/49 junto con tres tanques de almacenamiento de combustible sobre el suelo, y se recuperó algo de tierra adicional de la bahía de San Francisco en la parte sureste del sitio. La unidad 4 se añadió en 1958, junto con tres tanques de combustible sobre el suelo más. Se añadió un rompeolas para separar la entrada y salida de agua de refrigeración en 1968, y se completó un dique entre el rompeolas y el muelle 96 en 1975, completando una laguna de entrada de agua de refrigeración cerrada. Los tanques 8 y 9 se construyeron en 1975 y 1977, respectivamente; entretanto, se añadió una nueva unidad 1, que utiliza dos turbinas de gas alimentadas con diésel para operaciones de pico, en 1976, reemplazando a la unidad 1 original (1929), que había sido desmantelada a principios de la década de 1970. [1]
Se trataba de una de las centrales eléctricas alimentadas con petróleo más antiguas y sucias del estado [7] y era una fuente importante de contaminación; los estudios mostraban que los residentes del barrio tenían más del doble de probabilidades de sufrir asma, insuficiencia cardíaca congestiva y ciertos tipos de cáncer. [8] En la década de 1990, el estado comenzó a estudiar Hunters Point como un posible lugar para una nueva planta de energía; la Junta de Supervisores de San Francisco votó para bloquear el desarrollo de la nueva planta en junio de 1996, lo que el alcalde Willie Brown elogió diciendo que "la gente de Bayview-Hunters Point ha sido abandonada lo suficiente". [9]
Los residentes y activistas comunitarios presionaron luego para que se cerrara HPPP. [10] Se solicitó a las empresas de servicios públicos de California que desinvirtieran voluntariamente al menos el 50% de sus activos de generación alimentados con combustibles fósiles cuando ese estado comenzó a desregular su mercado eléctrico en 1996, y HPPP fue una de las primeras cuatro plantas que PG&E tenía la intención de vender, junto con Morro Bay , Moss Landing y Oakland. [11] Sin embargo, HPPP fue eliminada de la lista cuando comenzó la subasta en septiembre de 1997. [12] Debido a que San Francisco está en la punta de la península de San Francisco , su red fue diseñada para aislarse del resto del sistema de PG&E abriendo interruptores en una subestación en Daly City ; PG&E argumentó que la demanda de San Francisco no podía satisfacerse solo con transmisión, por lo que aún se requería generación dentro de la "isla eléctrica" para garantizar la confiabilidad del sistema. [13]
PG&E anunció su intención de vender Hunters Point y Potrero en junio de 1997, [14] como parte de una segunda subasta de activos de combustibles fósiles y geotérmicos que comenzaría en marzo de 1998, que también incluiría Contra Costa, Pittsburg y The Geysers . [15] La ciudad de San Francisco comenzó las negociaciones con PG&E para comprar HPPP y Potrero, formando una sociedad con dos empresas privadas; PG&E declaró que tenía la intención de subastar los sitios al mejor postor, y la ciudad luego amenazó con iniciar un procedimiento de dominio eminente en Hunters Point. [16] [17] La Comisión de Servicios Públicos de California dictaminó que se requeriría un informe de impacto ambiental antes de que PG&E pudiera aceptar ofertas, cerrando la subasta planificada. [18] En julio de 1998, la ciudad de San Francisco llegó a un acuerdo con PG&E para cerrar HPPP "tan pronto como la instalación ya no sea necesaria para mantener la confiabilidad eléctrica en San Francisco y el área circundante y la FERC autorice a PG&E a rescindir el acuerdo Reliability Must Run para la instalación". [19] A cambio, la ciudad acordó no interferir con la venta de Potrero; la incertidumbre causada por las negociaciones de San Francisco había estado haciendo que algunos posibles compradores suspendieran o retrasaran sus ofertas. [17]
Los activistas continuaron realizando protestas en HPPP [20] hasta que el 15 de mayo de 2006, PG&E cerró permanentemente la planta; el cierre se había retrasado en espera de una fuente confiable de energía de reemplazo, que había requerido mejoras en las líneas de transmisión a lo largo de la Península (Proyecto de Transmisión Jefferson-Martin) [21] y bajo la Bahía de San Francisco ( Cable Trans Bay ). [22] [23] [24] Fue demolido en 2008 y la limpieza del sitio estaba casi terminada en 2014. [25] PG&E ha conservado el antiguo patio de maniobras (ahora utilizado como subestación) a lo largo del lado norte de Evans, y la parcela conocida como Área I, al norte de la intersección de Evans y Jennings, que anteriormente era el sitio de los Tanques 1 y 2. [26] Los desarrolladores tardaron en proponer nuevos usos para el sitio. [27] Para 2017, el camino de la costa alrededor del antiguo sitio de la planta de energía se había incorporado al Sendero de la Bahía de San Francisco . [28] El sitio se utiliza actualmente como un espacio comunitario emergente que alberga eventos del vecindario. [29]
En 1996, la planta tenía dos turbinas de combustión aeroderivadas alimentadas con diésel (conocidas colectivamente como Unidad 1) y tres turbinas-generadores de vapor (Unidades 2, 3 y 4) que utilizaban vapor de cinco calderas (Calderas 3, 4, 5, 6 y 7) que quemaban gas natural, pero que históricamente habían funcionado con fueloil n . ° 6. [2] : 3–1
Las tres turbinas de vapor utilizaron aproximadamente 400 × 10 6 galones estadounidenses/día (1,5 × 10 6 m 3 /día) de agua extraída de la laguna en un sistema de enfriamiento de paso único; el agua de enfriamiento se cloró con hipoclorito de sodio , se hizo circular a través del condensador y luego se decloró con bisulfato de sodio antes de descargarse en la cuenca de la India. [2] : 3–1 En 1969 se construyó un rompeolas para evitar que el agua de descarga calentada se mezclara con la entrada de la laguna; la laguna quedó completamente cerrada en 1975, cuando se construyó un dique entre el sitio y el Muelle 96. [2] : 4–1
El sitio se amplió mediante un extenso relleno de la bahía al norte de Evans y al este de Jennings entre 1947 y 1958, agregando aproximadamente entre 80 y 100 acres (32 a 40 ha) de tierra. [2] : 4–1
Los tanques sobre el suelo se utilizaron para almacenar combustible en el lugar en tres sitios muy próximos entre sí cerca de la intersección de Evans y Jennings: (1) que contiene los tanques 1 y 2, en la cuadra al norte de la intersección; (2) que contiene los tanques 3, 4 y 8, en la cuadra al este de la intersección; y (3) 5, 6, 7 y 9 al sur de Evans. [2] : 3–2
El tanque 3 fue identificado en fotografías aéreas ya en 1935 y puede haber sido parte de la construcción original. [2] : 4–5 Los tanques 1, 2 y 4 se construyeron en 1948 y 1949, cuando se agregaron las unidades 2 y 3. [2] : 4–1 Los tanques 5, 6 y 7 se agregaron en 1958 con la unidad 4. [2] : 4–1 El tanque 8 fue identificado en una fotografía aérea de 1975, y el tanque 9 fue identificado en una fotografía aérea de 1977. [2] : 4–2
El Tanque 3 también se utilizó para almacenar desechos de aceite dieléctrico, posiblemente conteniendo PCB , de HPPP y otros sitios de PG&E en la década de 1970; el desbordamiento del Tanque 3 se envió al Tanque 8 y potencialmente podría haber sido quemado durante la operación de la planta de energía. [2] : 5–5 Antes de 1986, el combustible era enviado al Muelle 90 por petroleros y transportado al sitio a través de una tubería de acero subterránea a lo largo de Cargo Way. [2] : 5–3 Para 1996, el único tanque que todavía se usaba para el almacenamiento de combustible (diésel) era el Tanque 9; [2] : 5–11 Los Tanques 1-8, previamente utilizados para el almacenamiento de combustible, habían estado vacíos desde 1994. [2] : 5–2
La Unidad 1 original se puso en servicio el 3 de diciembre de 1929 como Estación P , con una capacidad de generación de 46 megavatios (62 × 10 3 hp); [30] las dos calderas que servían a la Unidad 1 original fueron abandonadas en el lugar en 1972. [2] : 4–2
Las unidades 2 y 3 consumían energía de cuatro calderas (designadas S3 a S6) con una potencia térmica colectiva de 2680 millones de unidades térmicas británicas por hora (790 MW); [31] su producción eléctrica colectiva era de 235 MW (315 × 10 3 hp), incluidas dos turbinas más pequeñas designadas para atender cargas "domésticas" asociadas con el funcionamiento de la planta de energía. [2] : 3–2 PG&E anunció por primera vez sus planes de ampliar la Estación P en 1946; aunque los planes de expansión se remontaban a 1941, se retrasaron por la escasez de materiales en tiempos de guerra. [32] Las unidades 2 y 3 se construyeron en 1948 y 1949; [2] : 4–1 cuando se completaron y se inauguraron el 8 de febrero de 1949, eran colectivamente la planta de energía más grande propiedad de PG&E. [30] Las unidades 2 y 3 fueron cerradas definitivamente en 2001. [31] : 5
PG&E presentó una solicitud de permiso para construir lo que se convertiría en la Unidad 4 en 1955. [33] La Unidad 4 extraía vapor de una sola caldera grande (designada S7) con una potencia térmica de 1.720 millones de unidades térmicas británicas por hora (500 MW ) y generaba una salida eléctrica de 170 MW. [31] : 5, 10 Se permitió que S7 quemara gas natural o fueloil , pero la capacidad de quemar fueloil se eliminó en la solicitud de permiso de 2004, ya que la quema continua de fueloil habría requerido que la caldera se modernizara con equipo de reducción catalítica selectiva para cumplir con los estrictos requisitos de emisiones de NOx más allá de 2005. La Unidad 4 comenzó a funcionar en 1958. [19] : 3–3
En 1975, PG&E obtuvo permisos para construir cuatro unidades de centrales eléctricas de pico en San Francisco; [34] una se construyó en HPPP y las otras tres se construyeron en Potrero. [19] : 3–3 La Unidad 1 de HPPP se reutilizó como la designación colectiva para las dos turbinas de pico alimentadas con diésel (designadas S1 y S2), cada una con una potencia térmica de 364 millones de unidades térmicas británicas por hora (107 MW) [31] : 5, 10 y 26 MW eléctricos. [19] [24] La Unidad 1 redesignada comenzó a funcionar en 1976. [19] : 3–3