La central eléctrica de Mohave (conocida también como Mohave Generating Station o MOGS) era una central eléctrica a carbón de 1580 megavatios eléctricos (MWe) que estaba ubicada en Laughlin , Nevada . Southern California Edison es el propietario mayoritario de la planta y era su operador. [2] La planta entró en operación comercial en 1971. Una línea de vapor que pasaba cerca de la sala de control y la cafetería de la planta se rompió el 9 de junio de 1985, escaldando fatalmente a seis personas e hiriendo a diez más. En 2005, la planta fue cerrada y luego desmantelada.
La planta estaba compuesta por dos unidades capaces de generar 790 MWe cada una. Durante el funcionamiento normal, la producción variaba entre 350 y 750 MWe; la planta de carga base funcionó con un factor de capacidad del 71,5% entre 1990 y 1998. [3] Combustion Engineering suministró las calderas y GE suministró los generadores de turbina. Bechtel fue el arquitecto-ingeniero, responsable de la ingeniería, las adquisiciones y la construcción.
La central generadora Mohave se construyó en un terreno de 1000 ha (2500 acres) en el desierto de Mojave, junto al río Colorado, en Laughlin , condado de Clark (Nevada) . Tenía calderas supercríticas y turbinas de vapor de compuestos cruzados . La planta era propiedad de un consorcio de servicios públicos formado por el operador Southern California Edison Co (56 %), Salt River Project (20 %), Nevada Power (14 %) y LADWP (10 %).
Mohave fue la única planta de energía en los Estados Unidos que utilizó carbón suministrado por un oleoducto de pulpa de carbón , compuesto aproximadamente por mitad de carbón y mitad de agua. [3] El oleoducto Black Mesa de 18 pulgadas (460 mm) de diámetro recorría 275 millas (443 km) hasta la planta desde la mina Black Mesa de Peabody Energy en Kayenta, Arizona, y podía suministrar 660 toneladas cortas (600 t) por hora.
El lodo de carbón se almacenaba en cuatro tanques de almacenamiento u ocho estanques Marcona. Cada tanque de almacenamiento contenía hasta 8.000.000 galones estadounidenses (30.000.000 L), [3] el equivalente a 20.000 toneladas cortas (18.000 t) de carbón seco; los estanques cónicos Marcona tenían cada uno 436 pies (133 m) de diámetro y 40 pies (12 m) de profundidad, para una capacidad de 3.040.000 pies cúbicos (86.000.000 L) u 80.000 toneladas cortas (73.000 t) de carbón. Ocho estanques llenos equivalían a un suministro de carbón para 40 días para la planta. [3] El agua de transporte del lodo se separaba del carbón a través de una serie de centrifugadoras, que eliminaban aproximadamente el 75% del agua, luego el carbón húmedo pasaba por pulverizadores para su secado y molienda. La planta tenía un total de 20 pulverizadores, cada uno de los cuales podía procesar 41 000 kg (90 400 lb) de carbón por hora. [3] El agua separada se almacenaba en clarifloculadores para permitir que los finos de carbón restantes se sedimentaran; luego, el agua se reciclaba para reponer el agua de la torre de enfriamiento; [3] esta y todas las demás aguas residuales se reutilizaban, lo que convertía a Mohave en una instalación de vertido cero.
A plena capacidad, la planta consumía 16.000 toneladas cortas (15.000 t) de carbón al día. [3] Las cenizas se recogían del fondo de las unidades generadoras de vapor (cenizas del fondo y del economizador) y se capturaban mediante precipitación electrostática de la chimenea de la planta (cenizas volantes); el 70% de las cenizas totales de la planta eran cenizas volantes, y casi la totalidad de las cenizas volantes se vendían para ser utilizadas como aditivo para el hormigón. Aproximadamente 160.000 yd3 (120.000 m3 ) de cenizas de fondo y 60.000 yd3 (46.000 m3 ) de lodos se colocaban en un vertedero del lugar cada año; el sitio de eliminación, llamado Ash Canyon, tenía una superficie de aproximadamente 360 acres (150 ha). [3]
También llegaba a la planta un gasoducto de 510 mm de diámetro procedente de una instalación de gas cercana a Topock (Arizona) para suministrar el calor necesario para poner en marcha la planta, aunque el gasoducto era demasiado pequeño para que la planta funcionara exclusivamente con gas natural. La electricidad se transmitía a través de dos líneas de 500 kV a subestaciones en el sur de Nevada y el sur de California.
Las dos unidades idénticas de la planta entraron en funcionamiento inicialmente en 1971. [1]
La planta sufrió dos fallos tempranos antes de 1975.
Ambos fallos se produjeron en las turbinas y generadores, y ambos se produjeron durante un tiempo inusualmente frío. El frío resultó ser una pista esencial. Uno de los copropietarios (LADWP) fue el encargado de determinar la causa de estos fallos mediante el uso de simulaciones por ordenador.
La central eléctrica y sus sistemas de transmisión conectados de 500 kV (uno a California, el otro a Nevada) fueron sometidos a extensas simulaciones, que finalmente llevaron a la identificación de la causa raíz de las fallas.
Cuando se instaló inicialmente, se instaló el entonces nuevo concepto de "compensación en serie" (conjuntos de capacitores conectados en serie en los extremos de envío y recepción de las líneas de transmisión), con la expectativa de que esta "compensación en serie" reduciría o incluso eliminaría las pérdidas inherentes a las líneas de transmisión de energía de corriente alterna de larga distancia (estas pérdidas no ocurren con la transmisión de corriente continua).
Lo que entonces no se sabía, pero que más tarde se identificó durante las simulaciones, que se realizaron en la División de Desarrollo de Sistemas de LADWP, fue la resistencia en serie de las líneas de transmisión ACSR , cuando en condiciones cercanas al punto de congelamiento, combinada con la "compensación en serie", que fue diseñada para contrarrestar la impedancia en serie de las líneas, podía, bajo ciertas condiciones de generación y carga, y bajas temperaturas ambientales, colocar una impedancia negativa efectiva en los generadores, causando así una respuesta mecánica de los generadores de turbina que resultó en su destrucción.
Este comportamiento no se había previsto y, como no se había previsto, difícilmente se hubiera podido simular antes de la instalación y puesta en servicio de la central eléctrica. En general, dichas simulaciones se centraban anteriormente en el comportamiento del sistema en estado estacionario, no en el comportamiento transitorio del subsistema. Estos dos fallos provocaron un renovado interés en la simulación "dinámica". Hasta entonces, solo se había realizado simulación "estática" (es decir, en estado estacionario).
General Electric , el fabricante de los generadores de turbina, se negó a reparar o reemplazar los daños posteriores (después de todo, ya había reemplazado dos generadores de turbina averiados por razones que entonces se desconocían y que posteriormente se demostró que no eran culpa suya), por lo que se implementaron nuevos procedimientos operativos para evitar fallas posteriores. Estos procedimientos tuvieron éxito y no hubo más fallas de generadores de turbina.
Pero estos nuevos procedimientos no solucionarían lo que ocurrió después, debido a otras causas, entre ellas el funcionamiento incorrecto del sistema de "sobrecalentamiento"/"recalentamiento" del generador de vapor, que es una parte habitual y necesaria de un sistema de turbina-generador "compuesto" (una sección de turbina-generador de alta presión de 3600 rpm combinada con una sección de turbina-generador de menor presión de 1800 rpm, ambas alimentadas por el mismo generador de vapor, pero utilizando "bucles" separados).
El 9 de junio de 1985, a las 15:25 horas, se abrió de golpe una tubería de recalentamiento de 760 mm (30 pulgadas) que transportaba vapor a 4100 kPa (600 psi). La tubería de recalentamiento hace circular el vapor de escape de la turbina de alta presión a través de la chimenea de la caldera, donde se recalienta antes de entrar en la turbina de baja presión. Una nube de vapor a 538 °C (1000 °F) derribó una puerta que conducía a la sala de control de la central, escaldando mortalmente a seis trabajadores: Michael Bowman, John Dolan, Ernest Hernandez, Terry Leroy, Danny Norman y Howard Turner. Otros diez resultaron heridos. Un informe preliminar citó una soldadura defectuosa como la causa inmediata. [4] Aproximadamente 35 empleados estaban en el lugar en ese momento; de ellos, 20 estaban en la sala de control. [5]
La estación estuvo fuera de servicio durante seis meses mientras se reemplazaban todas las tuberías de vapor. [6]
En mayo de 1991 se completó un informe sobre el accidente, pero no se publicó hasta el día de Navidad debido a las objeciones de Edison de que comprometería las demandas civiles. [7]
Aunque varios factores contribuyeron a la falla de la tubería, el informe dijo que las acciones de Edison (o la falta de acciones) fueron "factores primarios y críticos en causar el accidente":
El informe no encontró evidencia de que el accidente fuera causado por una acción específica el día de la falla de la tubería.
El informe recomendó cambios radicales en las políticas de Edison, incluyendo informes anuales a la PUC sobre los programas de capacitación, inspección y mantenimiento de seguridad de la empresa. Además, el informe sostiene que, como el accidente era evitable, los costos deberían ser asumidos por los accionistas de Edison, no por sus clientes que pagan las tarifas.
La planta cerró el 31 de diciembre de 2005, con la posibilidad de que no vuelva a abrirse. Con el cierre de la planta, también se cerró la mina que suministraba el carbón. La tierra donde estaba ubicada la mina es propiedad de las tribus Navajo y Hopi . Este cierre tuvo un gran impacto negativo en los Hopi. [8]
La planta se cerró para cumplir con un acuerdo de consentimiento alcanzado para resolver una demanda CAA de 1998 presentada por varios grupos ambientalistas. La planta había sido señalada como una fuente importante de contaminación en el Gran Cañón y otros lugares al este. Además, los hopi y los navajos firmaron un acuerdo que prohibía el uso de agua del acuífero local para preparar lodos [9] . Se presentaron varios planes, incluida la venta de la planta y su modernización para que quemara gas natural, aunque esto último habría requerido la construcción de una segunda línea de gas de alta presión desde Topock, 30 millas (48 km) al sur. Otra opción habría sido instalar depuradores de gases de escape, lo que habría costado $ 1 mil millones.
En mayo de 2007, SCE abandonó sus esfuerzos para reiniciar o vender la planta.
El 10 de junio de 2009, Southern California Edison anunció que la central generadora Mohave sería desmantelada y que todo el equipo generador sería retirado del sitio. [10] Más tarde, SCE anunció que todos los edificios administrativos del sitio también serían demolidos. La única estructura que permanecerá en la propiedad será el patio de maniobras de 500 kV, que seguirá sirviendo como lugar de maniobras para el sistema de energía a granel regional, además de proporcionar electricidad a una subestación cercana de Nevada Power que abastece el área de Laughlin.
El desmantelamiento, que comenzó en octubre de 2009, se estima que durará dos años y costará 30 millones de dólares. Unos 300 empleados perdieron su trabajo cuando se cerró la planta.
El 11 de marzo de 2011, el tubo de escape de 150 metros (500 pies), un antiguo punto de referencia del área de Laughlin/Bullhead City, fue derribado por explosivos. [11]
En octubre de 2016, todo el sitio fue puesto a la venta. [12]
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