La central eléctrica de Kingsnorth era una central eléctrica de carbón y petróleo que funcionaba a la vez en la península de Hoo, en Medway , Kent , en el sureste de Inglaterra . La central de cuatro unidades Hinton Heavies era operada por la empresa energética E.ON UK y tenía una capacidad de generación de 2000 megavatios . [4] Podía funcionar con carbón o petróleo, aunque en la práctica el petróleo se utilizaba solo como combustible secundario o para el arranque. [5] También podía quemar biocombustible de forma conjunta , hasta un máximo del 10 % de la mezcla de combustible de la central. [4]
Los propietarios de la empresa E.ON consideraron la posibilidad de construir una central eléctrica de reemplazo, también a carbón, pero los planes se abandonaron. La propuesta de reemplazo provocó importantes protestas y críticas públicas, incluido el Campamento para la Acción Climática de 2008 .
Construida en el sitio de la antigua base de dirigibles navales reales de la Primera Guerra Mundial RNAS Kingsnorth , [6] la central eléctrica de Kingsnorth comenzó a construirse en 1963. [1] Comenzó a generar energía en 1970 cuando fue puesta en servicio por la Central Electricity Generating Board (CEGB). [7] [8] La construcción de la central se completó en 1973. [1] Desde 1975 hasta principios de la década de 1980, Kingsnorth estuvo conectada a la red eléctrica de Londres mediante HVDC Kingsnorth , uno de los pocos ejemplos de transmisión de corriente continua de alto voltaje que se utilizaba entonces.
El 2 de enero de 2010 por la tarde se declaró un incendio en una de las salas de bombas de la central. Quince camiones de bomberos y cinco unidades especiales lograron apagar el fuego, pero el edificio sufrió graves daños y tuvo que ser clausurado. [9]
En octubre de 2006, E.ON propuso la construcción de dos nuevas unidades alimentadas a carbón, las unidades 5 y 6 de Kingsnorth, como reemplazo de las cuatro antiguas. Habían propuesto construir en el sitio dos nuevas unidades de energía supercrítica a carbón de 800 MW, que estarían operativas "a principios de 2012". [10] E.ON esperaba que las unidades supercríticas redujeran las emisiones de dióxido de carbono por unidad de electricidad en alrededor de un 20%, en comparación con la antigua planta subcrítica. [11] E.ON también dijo que las nuevas unidades estarían "listas para la captura" para permitir la opción de modernizarlas con captura y almacenamiento de carbono (CCS). Su declaración ambiental decía:
La CCS se considerará una opción... sujeta a que el proceso de CCS sea permitido por ley e incentivado por un marco adecuado y obstáculos tecnológicos para el proceso que se superen. [11]
El 31 de marzo de 2008, E.ON anunció que la central propuesta se utilizaría en una licitación para el concurso de captura y almacenamiento de carbono del Gobierno. [12] [13] Además, E.ON propuso que la decisión de planificación se retrasara hasta que el Gobierno hubiera completado su consulta sobre captura y almacenamiento de carbono.
La estación propuesta fue objeto de considerables críticas por parte de grupos como Christian Aid (que señaló que las emisiones de la planta serían más de 10 veces las emisiones anuales de Ruanda ), [14] Greenpeace , [15] la Royal Society , [16] la Royal Society for the Protection of Birds , [17] el Movimiento de Desarrollo Mundial , [18] el Fondo Mundial para la Naturaleza [19] y CPRE . [20]
El científico del clima y director del Instituto Goddard de Estudios Espaciales de la NASA, James E. Hansen, condenó la construcción de nuevas centrales eléctricas de carbón y afirmó: "Ante tales amenazas [del cambio climático ] es una locura proponer una nueva generación de centrales eléctricas basadas en la quema de carbón, que es el más sucio y contaminante de todos los combustibles fósiles . Necesitamos una moratoria en la construcción de centrales eléctricas de carbón y debemos eliminar gradualmente las existentes en dos décadas". [21] Sin embargo, es más receptivo al carbón con CCS y afirma que "el carbón aún podría ser una fuente de energía a largo plazo para las centrales eléctricas, si el dióxido de carbono se captura y secuestra bajo tierra". [22] Greenpeace es escéptico sobre la viabilidad de la tecnología CCS. [23]
El 30 de junio de 2008 se anunció que el proyecto Kingsnorth había pasado a la siguiente fase de la competición (precalificación) junto con otros tres competidores. [24] Pero en marzo de 2009, Ed Miliband dijo que posponía la decisión sobre Kingsnorth y al mes siguiente el director ejecutivo de E.ON dijo que "sin captura comercial de carbono, [la central propuesta] estaba 'perdida'". [25] [26] El 7 de octubre de 2009, E.ON pospuso el reemplazo hasta al menos 2016, antes del 20 de octubre de 2010, cuando se anunció que la propuesta había sido archivada. [27]
La central cerró como resultado de la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión (LCPD) de la UE, que requería que las centrales que no estuvieran equipadas con tecnología de desulfuración de gases de combustión (FGD) cerraran después de 20.000 horas de funcionamiento a partir del 1 de enero de 2008 o finales de 2015, lo que ocurriera primero. Kingsnorth cesó la generación el 17 de diciembre de 2012, habiendo consumido todas sus horas de LCPD. [28] La demolición de la planta de manipulación de carbón comenzó el 23 de octubre de 2014 con una serie de explosiones controladas. La sala de turbinas de la central fue demolida el 9 de julio de 2015. [7] La parte final de la sala de calderas fue demolida por explosión el 27 de julio de 2017. [29] La chimenea de hormigón de 650 pies (198 m) fue demolida por explosivos a las 10:00 a. m. del 22 de marzo de 2018. [30]
Las turbinas principales eran de diseño compuesto en tándem de cinco cilindros con condiciones de entrada de vapor de 538 °C y 2300 psig con una condición de escape de 1,1 in Hg. Cada turbina tenía una potencia nominal continua máxima de 500 MW con una capacidad de sobrecarga adicional de 26,5 MW durante tres períodos de una hora por día con una eficiencia ligeramente reducida. La disposición de los cilindros consistía en un cilindro de alta presión (HP) de flujo único, un cilindro de presión intermedia (IP) de flujo doble y tres cilindros de baja presión (LP) de flujo doble. Los tres cilindros LP descargaban a través de seis salidas a un condensador de flujo axial suspendido. Todos los cilindros eran de construcción de doble carcasa y los rotores eran rígidos y estaban acoplados sólidamente con un cojinete de empuje ubicado entre los cilindros HP e IP. Cuatro válvulas de estrangulación HP y cuatro válvulas interceptoras IP estaban montadas directamente sobre sus respectivos cilindros. El rotor HP consistía en un rotor forjado sólido con ocho etapas de álabes de vórtice continuamente cubiertos. Cada flujo del rotor IP de doble flujo forjado en sólido tenía siete etapas de álabes similares. Para fines de desarrollo, algunos de los rotores LP eran de construcción forjada en sólido y otros eran de construcción soldada, cada flujo llevaba seis etapas de álabes. Se utilizó una banda de cubierta con refuerzos de arco única como cubierta y esto eliminó la necesidad de cables de amarre entre las aspas. Las aspas de la etapa final tenían 37 pulgadas de largo en un diámetro de base de 60 pulgadas. Se colocaron escudos de erosión de estelita en los bordes de entrada de las aspas móviles de las últimas dos etapas de cada flujo LP. El vapor se extraía de la turbina principal para su uso en los calentadores de alimentación regenerativos y para impulsar la bomba de alimentación de vapor impulsada por la turbina. Los calentadores HP n.º 7 y la bomba de alimentación impulsada por la turbina se abastecían con vapor del escape del cilindro HP (vapor de recalentamiento frío) a 592 psig. Los puntos de extracción en la turbina de la bomba de alimentación suministraban vapor de purga a los calentadores HP n.º 5 y 6. El vapor de escape de la turbina de la bomba de alimentación se llevaba a la tubería cruzada IP/LP. El vapor purgado se extrajo de la turbina LP antes de la segunda etapa para el desaireador , antes de la tercera etapa para el calentador de contacto directo n.° 3, antes de la cuarta etapa para el calentador de contacto directo n.° 2 y antes de la quinta etapa para el calentador de contacto directo n.° 1.
Se proporcionaron siete etapas principales de calentamiento regenerativo de la alimentación. Estas consistieron en tres calentadores de baja presión de contacto directo separados, un desaireador y dos líneas paralelas cada una de las tres etapas de calentadores de alta presión. Cada etapa consistía en dos calentadores indirectos o sin contacto con la cabeza hacia abajo. Estos seis calentadores de alta presión se dispusieron en dos bancos paralelos para proporcionar una temperatura de alimentación final de 254 °C. Todos los drenajes del calentador de alta presión se conectaron en cascada a través de cajas de evaporación, y los drenajes del calentador n.° 5A y 5B se conectaron en cascada desde las cajas de evaporación al desaireador o al condensador de la turbina principal. Varias etapas anteriores de calentamiento del condensado y la alimentación fueron proporcionadas por los enfriadores del generador y el condensador de ventilación de vapor de glándula. La circulación del condensado y del agua de alimentación a través de las distintas etapas de calentamiento de la alimentación se realizó mediante tres bombas de extracción de dos etapas con un rendimiento del 50 %, dos bombas elevadoras desaireadoras sin prensaestopas con un rendimiento del 100 % y una bomba de alimentación de caldera accionada por turbina principal con un rendimiento del 100 % y dos bombas de alimentación de caldera accionadas eléctricamente de arranque y de reserva con un rendimiento del 50 %. La capacidad de compensación y de aumento de presión se proporcionó en cada estación mediante dos tanques de agua de alimentación de reserva de 1.500.000 galones.
Las bombas de alimentación tomaban la succión del desaireador y la descargaban directamente a través de los calentadores de alta presión hacia las líneas de alimentación de la caldera. Las bombas eran unidades en tándem con una etapa de succión de baja velocidad y una etapa de presión de alta velocidad separada acopladas a través de una caja de engranajes epicicloidales. Cada unidad tenía un filtro de succión automático de microalambre complementado por una sección de filtro magnético para eliminar cualquier partícula que pudiera haber pasado la malla de microalambre de 0,008 pulgadas. El sistema de aceite de la turbina de la bomba de alimentación principal y el sistema de vapor del prensaestopas estaban integrados con los de la turbina principal. La bomba de la etapa de succión era un tipo de husillo horizontal de una sola etapa, accionada a 2850 rpm a través de una caja de engranajes reductora. La bomba de la etapa de presión era una unidad de cuatro etapas con casquillos de anillo metálico flotante, acoplada directamente a la turbina de la bomba de alimentación y accionada a 4.150 rpm. La bomba principal fue diseñada para entregar 3.905.000 lb/h a 2.900 psig. La turbina tenía una potencia nominal de 16.970 bhp con una condición de vapor de entrada de 592 psig y 343 °C y un flujo de vapor de 423.580 lb/h y, por lo tanto, no podía satisfacer la demanda de alimentación de la caldera hasta que la unidad estuviera al 50 por ciento de su potencia nominal continua máxima, es decir, 250 megavatios.
Las bombas de arranque y de reserva tenían un diseño similar a las bombas de alimentación principal, pero estaban impulsadas por motores de 9.000 bhp con la etapa de succión impulsada directamente por el motor a 980 rpm y las bombas de la etapa de presión a través de una caja de cambios epicíclica a 5.500 rpm. Los motores de accionamiento eran motores de inducción de anillos rozantes de 11 kV con un dispositivo de control de velocidad de resistencia líquida que proporcionaba una variación de velocidad de hasta el 70 por ciento de la velocidad de carga completa.
El condensador adoptado fue del tipo axial de una sola carcasa y un solo paso suspendido. El condensador recorría toda la longitud de la turbina LP con cuatro pasos individuales separados, dos en la parte superior y dos en la inferior, circulando agua a través de cada uno en direcciones opuestas. Cada paso tenía su propia caja de agua y fuelles de compensación. Los tubos tenían 1 pulgada de diámetro y 60 pies de largo de latón de aluminio 70/30, y se expandían en placas de tubo dobles en cada extremo. Se proporcionaron quince placas de flexión a lo largo de la longitud del tramo. Se instalaron 17.336 tubos de 1 pulgada de diámetro con 1.710 tubos adicionales de 1,125 pulgadas de diámetro en la sección de enfriamiento de aire. Se proporcionaron tres bombas de extracción de aire Nash Hytor de 50 por ciento de servicio con un extractor de arranque rápido adicional.
Cada generador bipolar de 3.000 rpm tenía una potencia nominal de 500 megavatios con un factor de potencia de 0,85, pero también proporcionaban una salida de sobrecarga continua de 526,5 MW con una mayor presión de hidrógeno . Los núcleos del rotor y del estator se refrigeraban con hidrógeno a una presión normal de 60 psig y los devanados del estator se refrigeraban con agua. La excitación se suministraba desde un alternador piloto autoexcitado y un alternador-excitador principal con un rectificador de estado sólido . El voltaje de salida del generador era de 23,5 kV, que se pasaba a un transformador de 600 MVA que elevaba el voltaje a 400 kV para la conexión directa, a través de disyuntores de alta tensión, al sistema de red.
El agua para enfriar los condensadores de la turbina se extraía del río Medway ; entraba en la estación a través de dos alcantarillas de presión de hormigón de 11 pies 3 pulgadas cuadradas. Estas estaban filtradas por tamices de tambor giratorio de doble entrada para retener cualquier partícula grande de materia extraña. Cuatro bombas de agua de refrigeración de voluta de hormigón impulsaban agua a los sistemas de refrigeración de las unidades. Toda el agua extraída del río se devolvía a través de dos alcantarillas de tamaño similar a las entradas que pasaban por un vertedero de piedra hasta Damhead Creek . Todo el sistema tenía aproximadamente dos millas de longitud. Las alcantarillas de descarga tenían válvulas de ruptura de vacío para amortiguar cualquier sobretensión causada en caso de un apagado de emergencia de las bombas de agua de refrigeración. Se proporcionaron dos bombas auxiliares para desagotar la alcantarilla de entrada y para proporcionar servicios de refrigeración auxiliares cuando se apagaban las unidades principales. Toda la planta a base de hierro en contacto con el agua de mar y las estructuras del muelle de descarga se proporcionaron con protección catódica para combatir la corrosión del agua de mar.
Cada sala de calderas tenía 370 pies de largo, 165 pies de ancho y 234 pies de alto, y albergaba dos calderas acuotubulares del tipo de horno dividido, circulación asistida. Cada caldera era capaz de producir 3.550.000 lb de vapor por hora a 2.400 psig y 541 grados C en la salida sobrecalentada, con un recalentamiento de 2.900.000 lb por hora de 348 a 541 grados C y 590 psig en la salida del recalentador, en base a una temperatura final de alimentación en la entrada del economizador de 254 grados C. Para aprovechar el precio y la disponibilidad de carbón y petróleo en la década de 1960, cada horno (que era de una construcción de pared de membrana completamente soldada) fue diseñado para operar con cualquiera de los combustibles con una eficiencia (clasificación continua máxima) en carbón del 90 por ciento y del 89 por ciento en petróleo. Para el modo de combustión original con fueloil, se alimentaba al horno fueloil pesado con una viscosidad de hasta Redwood No. 1 6.000 s mediante 48 quemadores dispuestos en las ocho esquinas en bancos verticales de seis, estando el banco inferior dispuesto en dos grupos para su uso en el encendido. Los quemadores de combustible pulverizado se intercalaban con los tres bancos inferiores de quemadores de fueloil. Se proporcionaron siete etapas de sobrecalentador y dos etapas de recalentador y, como las temperaturas finales del vapor eran de solo 541 °C, no se utilizaron aceros inoxidables austeníticos . Se dispusieron dos economizadores de tubo con aletas transversales, de bucle continuo y totalmente soldados, de extremo a extremo para que funcionaran en paralelo. Se proporcionaron dos calentadores de aire regenerativos Howden junto con dos calentadores de aire de vapor purgado ubicados entre los ventiladores de tiro forzado y los calentadores de aire principales. Estos calentadores de aire de vapor purgado se utilizarían para el arranque en frío y para quemar fueloil.
Se instalaron dos ventiladores de tiro forzado de 1.180 hp y dos ventiladores de tiro inducido de 1.565 hp, estos últimos extrayendo gases de tres colectores de polvo mecánicos de flujo recto tipo "R" de Davidson a través de tres precipitadores electrostáticos de placas paralelas Sturtevant. Para la combustión del carbón, cinco molinos de presión Lopulco de International Combustion suministraron carbón pulverizado al horno, cada molino alimentando un anillo horizontal de ocho quemadores basculantes dispuestos para una configuración de combustión tangencial desde cada esquina del horno dividido. La disposición, acoplada con un espacio de 15 pulgadas a cada lado de la pared divisoria, fue diseñada para equilibrar las condiciones de combustión en cada horno.
Las cenizas se acumulaban en el fondo de las calderas durante el régimen de combustión de carbón y se eliminaban después del enfriamiento mediante compuertas de agua. Se instalaron dos trituradoras en cada caldera para reducir las cenizas grandes a una suspensión manejable. El polvo y la arena del precipitador que limpiaba los gases de combustión se recolectaban en estado húmedo o seco y se descargaban en tolvas de polvo para su reventa o se bombeaban como suspensión a lagunas en el lado este de la estación.
Se requería agua de alta pureza para su uso en calderas de alta presión. Esto exigía una planta de desmineralización de varios procesos capaz de manejar un millón de galones al día. El agua pasaba por una unidad de cationes , donde las sales se convertían en sus correspondientes ácidos, y luego por una torre depuradora para la eliminación del dióxido de carbono . Después de pasar por una unidad de aniones para la eliminación y neutralización de ácidos, el agua se " pulía " aún más en una de las tres unidades de lecho mixto para que fuera adecuada para la "reposición" de los sistemas de agua de alimentación.
Se instalaron cuatro generadores de turbina de gas de 22,4 MW de English Electric , alojados en un edificio insonorizado independiente. Cada uno de ellos estaba alimentado por dos turbinas de gas Rolls-Royce 1533 Avon alimentadas con destilado . Las turbinas de expansión estaban acopladas directamente a alternadores refrigerados por aire de 28 MVA. Los alternadores alimentaban directamente los cuadros de la unidad de 11 kV y cada turbina de gas estaba provista de un transformador de 11 kV/415 V para alimentar los auxiliares. Los auxiliares de la turbina de gas también podían ser alimentados por un grupo alternador de reserva accionado por diésel de 62,5 kVA. Esto permitía que la central se pusiera en marcha cuando estaba completamente desconectada del sistema de red ( arranque en negro ). Las turbinas de gas, que estaban equipadas con instalaciones de sincronización automática, podían seleccionarse para que se pusieran en marcha automáticamente si el sistema de red caía por debajo de los 49,7 Hz.
Dos calderas auxiliares capaces de producir 45.000 lb por hora de vapor a 400 psig a 260 grados C proporcionaron vapor para eliminar hollín de las calderas principales durante períodos de carga liviana, desaireación del agua de alimentación, calentamiento del aire de vapor de la caldera principal, calentamiento del combustible para calefacción, calentamiento del tanque de almacenamiento de combustible y calefacción para los edificios auxiliares.
El suministro eléctrico auxiliar se realizó mediante un sistema de tres voltajes: dos tableros de estación de 11 kV alimentados por la subestación de 132 kV a través de dos transformadores de 50 MVA y cuatro tableros unitarios de 11 kV. Estos últimos podían ser alimentados desde los transformadores unitarios de 30 MVA, la turbina de gas de 22,4 MW o desde los interconectores del tablero de la estación. Las bombas de alimentación y los motores de las bombas de agua circulante se alimentaban desde los tableros de 11 kV. Un sistema integral de suministro de energía auxiliar incluía un sistema de suministro seguro para los equipos de instrumentación y control.
En la central eléctrica había aproximadamente 115 transformadores eléctricos de entre 1,0 MVA y 660 MVA. La central eléctrica de Kingsnorth suministraba energía al sistema de la red nacional , que interconectaba otras centrales eléctricas y centros de carga. La energía eléctrica se generaba a 23.500 voltios y, por razones de economía, se transmitía a la red nacional a voltajes mucho más altos. Los generadores alimentaban transformadores que cambiaban el voltaje a 400.000 voltios y, a su vez, estaban conectados a barras colectoras mediante interruptores que controlaban la energía. Las barras colectoras eran un medio para recoger la salida de cada generador, lo que permitía distribuirla a través de varias líneas de transmisión transportadas por torres de alta tensión a lo largo del país en la Super Grid . Otros transformadores en el lugar cambiaban el voltaje de 400.000 a 132.000 voltios y alimentaban otro sistema de barras colectoras al que se conectaban a través de circuitos de cables subterráneos que suministraban energía a las ciudades de Medway . Tanto las barras colectoras como los interruptores de 400.000 voltios y de 132.000 voltios se encontraban en un espacio cubierto en Kingsnorth para evitar que la contaminación atmosférica de los aisladores afectara a su eficiencia eléctrica. En el caso de los interruptores de 400.000 voltios, esto había significado encerrar un área de 700 pies por 440 pies a una altura de 75 pies (un espacio aéreo de 23.100.000 pies cúbicos).
La producción de electricidad de la central eléctrica de Kingsnorth durante el período 1968-1987 fue la siguiente. [32]
Producción anual de electricidad de la turbina de gas Kingsnorth: GWh.
Producción anual de electricidad de Kingsnorth (GWh).
Seis manifestantes de Greenpeace fueron arrestados por entrar en la central eléctrica, trepar por la chimenea, pintar la palabra Gordon en la chimenea y causar daños estimados en 30.000 libras. Habían planeado escribir "Gordon, tíralo a la basura", pero se detuvieron cuando se les notificó una orden judicial del Tribunal Supremo. En el juicio posterior admitieron haber intentado cerrar la central, pero argumentaron que estaban legalmente justificados porque estaban tratando de evitar que el cambio climático causara mayores daños a la propiedad en otras partes del mundo. Se escucharon las pruebas del asesor medioambiental de David Cameron , Zac Goldsmith , y de un líder inuit de Groenlandia, ambos afirmando que el cambio climático ya estaba afectando gravemente la vida en todo el mundo. Los seis fueron absueltos después de argumentar que estaban legalmente justificados en sus acciones para evitar que el cambio climático causara mayores daños a la propiedad en todo el mundo. Fue el primer caso en el que la prevención de daños a la propiedad causados por el cambio climático se ha utilizado como parte de una defensa de "excusa legal" en un tribunal. [33]
En diciembre de 2008, Greenpeace recibió una carta del Servicio de Fiscalía de la Corona en la que se revelaba que el Fiscal General estaba a punto de remitir el caso de los Seis de Kingsnorth al Tribunal de Apelaciones en un intento de eliminar la defensa de la "excusa legal" de los activistas. También en diciembre, el New York Times incluyó la absolución en su lista anual de las ideas más influyentes que cambiarán nuestras vidas [34].
El Campamento para la Acción Climática de 2008 se celebró cerca de la central eléctrica y 50 personas fueron detenidas al intentar entrar en el lugar. [35] Algunas de las tácticas utilizadas por la policía durante la manifestación han sido objeto de quejas, una revisión judicial y críticas de los principales medios de comunicación. [36] [37] [38] [39] El Ministerio del Interior argumentó que el coste de 5,9 millones de libras de la operación policial estaba justificado ya que 70 agentes habían resultado heridos, pero los datos publicados en virtud de la Ley de Libertad de Información de 2000 mostraron sólo 12 lesiones registradas, ninguna de las cuales fue grave o fue causada por manifestantes. [40]
El 29 de octubre de 2008, activistas de Greenpeace ocuparon parte de la central eléctrica tras acceder al lugar utilizando embarcaciones, entre ellas el Rainbow Warrior . Se produjo un enfrentamiento de una hora con el personal de seguridad antes de que subieran al embarcadero de la planta y se manifestaran, mientras otros acamparon en una isla de hormigón propiedad de E.ON. Los manifestantes proyectaron mensajes de campaña en el edificio y luego en una excavadora traída por la empresa para bloquear la imagen, hasta las primeras horas de la mañana siguiente, cuando recibieron una orden judicial de un tribunal superior. [41]
El 28 de noviembre de 2008, un manifestante solitario entró en la planta sin ser detectado y apagó la unidad 2, una de las turbinas de 500 MW de la central, dejando un mensaje que decía "no se permite carbón nuevo". La turbina estuvo fuera de servicio durante cuatro horas. [42]
El 22 de junio de 2009, diez activistas de Greenpeace abordaron un barco cargado de carbón con destino a Kingsnorth. [43] [44]
A partir de 2022, está previsto un desarrollo, llamado MedwayOne, que incluirá almacenamiento, un centro de datos, un estacionamiento de camiones y espacio de fabricación. [45]
