La central eléctrica de Cockenzie era una central eléctrica de carbón en East Lothian , Escocia. Estaba situada en la costa sur del estuario de Forth , cerca de la ciudad de Cockenzie y Port Seton , a 13 km (8 mi) al este de la capital escocesa de Edimburgo . [3] La estación dominó la costa local con sus distintivas chimeneas gemelas desde 1967 hasta la demolición de las chimeneas en septiembre de 2015. Inicialmente operada por la nacionalizada South of Scotland Electricity Board , fue operada por Scottish Power después de la privatización de la industria en 1991. En 2005, un informe de WWF nombró a Cockenzie como la central eléctrica menos eficiente en carbono del Reino Unido, en términos de dióxido de carbono liberado por unidad de energía generada. [4]
La central eléctrica de 1.200 megavatios dejó de generar energía el 15 de marzo de 2013 alrededor de las 8.30 horas. [5] [6] Hay planes para reemplazar la central por una central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado (CCGT). La eliminación de la central eléctrica se realizó en etapas: las chimeneas gemelas y la sala de turbinas se demolieron en una explosión controlada el 26 de septiembre de 2015, la sección delantera de la sala de calderas el 4 de noviembre de 2015 y el resto de la sala de calderas el 17 de diciembre de 2015. Esta fue la última estructura importante restante que se eliminó.
La construcción de la central eléctrica de Cockenzie comenzó en 1959, según el diseño de la firma del célebre arquitecto Sir Robert Matthew , en el emplazamiento de la antigua mina de carbón Preston Links. [1] [7] También se cree que el lugar fue el escondite del general John Cope tras la derrota de su ejército en la batalla de Prestonpans el 21 de septiembre de 1745. [3] Gran parte del equipamiento eléctrico de la central fue fabricado por Bruce Peebles & Co., de Edimburgo. La SSEB reservó 60 millones de libras para la construcción de la central; el coste final fue de 54 millones de libras, unos 6 millones por debajo del presupuesto.
La estación comenzó a generar electricidad en 1967 para la entonces South of Scotland Electricity Board (SSEB). [2] [8] Fue inaugurada oficialmente el 24 de mayo de 1968 por William Ross , Secretario de Estado para Escocia . [8] En 2000-01, Cockenzie generó un factor de carga récord , suministrando 3.563 GWh de electricidad y quemando 1.500.000 toneladas de carbón. [3]
La central ocupaba un terreno de 24 hectáreas (59 acres) y generaba electricidad a una frecuencia de 50 hertzios utilizando cuatro unidades generadoras idénticas de 300 megavatios (MW), para un suministro máximo de 1200 MW. [3]
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En un principio, el carbón se suministraba a la central directamente desde las minas profundas del vecino yacimiento minero de Midlothian , pero desde entonces se han agotado o cerrado. Posteriormente, el carbón se suministraba desde minas a cielo abierto en Lothians, Fife , Ayrshire y Lanarkshire . Más tarde, se utilizó carbón ruso, ya que tiene un bajo contenido de azufre que ayudaba a reducir las emisiones de óxido de azufre (SOx) a la atmósfera. La central eléctrica fue la primera en utilizar el sistema de "tiovivo" de entregas de carbón por ferrocarril . [9] Este sistema utiliza vagones tolva que transportan alrededor de 914 toneladas de carbón por tren. El carbón también se entregaba en camiones.
El carbón se entregaba a la planta de carbón de la estación, que tiene capacidad para almacenar hasta 900.000 toneladas de carbón en un bing de almacenamiento. [3] La planta de carbón y el bing de almacenamiento estaban situados en el lado opuesto de la carretera B1348 entre Prestonpans y Cockenzie y Port Seton , y la estación principal. El carbón, conocido como "carbón crudo" en esta etapa, se pesaba, se tomaban muestras y se tamizaba para detectar metales y piedras antes de ser transportado a la estación principal y almacenado en búnkeres. El carbón se transportaba desde la planta de carbón a los búnkeres de almacenamiento en la estación principal mediante una cinta transportadora .
Había seis molinos pulverizadores por unidad que molían el carbón crudo hasta que tenía la consistencia de la arena. El carbón molido se llama "combustible pulverizado" (PF). El PF se quema de manera más eficiente que los trozos grandes de carbón, lo que reduce los desechos. Luego, el PF se insuflaba en el horno junto con aire precalentado mediante seis grandes ventiladores mecánicos llamados ventiladores de aire primario (PA). [3] A plena carga, cada unidad quemaba alrededor de 100 toneladas de carbón por hora.
Cada unidad tenía dos grandes ventiladores de tiro forzado (FD). Para lograr una mayor eficiencia, estos ventiladores extraían aire caliente de una entrada en la parte superior de la estación. Este aire de combustión pasaba a través del calentador de aire, que aumentaba su temperatura. Se utilizaban compuertas para controlar la cantidad de aire admitido en el horno y dirigir parte del aire a los ventiladores de aire primario (PA). También había dos grandes ventiladores de tiro inducido (ID) en cada unidad. Estos extraían los gases calientes de la caldera a través del calentador de aire, donde el calor se transfiere al aire de combustión entrante. Luego, los gases se expulsaban por la chimenea. El flujo de escape de estos ventiladores también estaba controlado por compuertas en los conductos. Al trabajar en conjunto, la planta de tiro garantizaba que la caldera estuviera siempre bajo un ligero vacío. Esto creaba una entrada de aire de combustión en la caldera y un escape hacia la chimenea. No se podía permitir que los gases de escape se enfriaran por debajo de una cierta temperatura, ya que existía el riesgo de que los óxidos de azufre y nitrógeno en los gases de combustión se condensaran y formaran ácidos que podrían haber dañado los ventiladores de tiro inducido.
El agua utilizada en las calderas de la estación se extraía del suministro local de agua, conocido como "agua de la ciudad", que es el mismo agua potable que se utiliza para abastecer a los hogares. Esta agua se utilizó porque ya había sido filtrada y purificada por Scottish Water .
La planta de tratamiento de agua de la estación desmineralizó aún más el agua de la ciudad y eliminó las impurezas. Aunque el agua potable es segura, todavía contiene sílice disuelta (arena) y sal. Las partículas de sílice dejan depósitos de cal en las tuberías de la caldera que actúan como aislante, reduciendo la transferencia de calor del horno al agua del interior. Esto reduce la eficiencia de la estación y aumenta los costos de funcionamiento. La sal fomenta la oxidación , que debilita las paredes de las tuberías de la caldera y puede hacer que se fracturen y revienten, lo que se conoce como fuga de tubos de la caldera. Una fuga grave de tubos puede provocar una reducción de la generación o la pérdida de la unidad hasta que se realicen las reparaciones.
Se añadió hidracina y se utilizó como agente reductor para eliminar el exceso de oxígeno del agua. Los átomos de oxígeno libres en el agua también favorecen la formación de óxido en el interior de las tuberías de la caldera. También se añadió hidróxido de sodio para "limpiar" el interior de los tubos de la caldera y eliminar las partículas de sílice.
El agua desmineralizada se almacenaba luego en grandes tanques dentro de la estación principal, lista para ser utilizada en las calderas.
Antes de introducir el agua de alimentación en la caldera, se calentaba por etapas. Había siete calentadores de agua de alimentación en cada unidad que aumentaban gradualmente la presión y la temperatura del agua, hasta alcanzar una temperatura de alimentación final de alrededor de 210 °C. Una bomba de alimentación de caldera principal (MBFP) impulsada por vapor bombeaba el agua a través del economizador de la caldera y hacia el tambor de la caldera.
Las calderas eran calderas acuotubulares convencionales . El tambor de la caldera era un recipiente a presión de acero de alta resistencia donde se separaban el agua y el vapor. Aquí el agua se presurizaba a 170 bares y se calentaba aún más hasta 360 °C. En el fondo de cada tambor había seis tubos de gran diámetro conocidos como bajantes. Estos dirigían el agua hacia las tuberías de agua de la caldera, donde era calentada por el horno. Luego, el agua se dirigía de regreso al tambor, donde se evaporaba en vapor saturado . Luego, el vapor se calentaba aún más al pasar por sobrecalentadores primarios y secundarios hasta alcanzar los 565 °C. Luego, el vapor sobrecalentado se enviaba por tuberías a la turbina de alta presión, de regreso a la caldera para recalentarlo y luego de regreso a las turbinas intermedia y de baja presión en serie.
Había una turbina y un alternador por unidad. Cada turbina tenía una etapa de alta presión (HP), una etapa de presión intermedia (IP) y dos etapas de baja presión (LP), todas conectadas en tándem al mismo eje. El vapor sobrecalentado ingresaba a la turbina HP a una temperatura de 566 °C y una presión de 162 bar. El vapor de escape de la turbina HP viajaba de regreso a través del recalentador de la caldera y entraba en la turbina IP a la misma temperatura pero a una presión más baja de 43,5 bar. El vapor de escape de la turbina IP luego ingresaba a las turbinas LP. El vapor se usaba para impulsar las turbinas, haciendo que el eje girara a 3000 rpm. Esta velocidad impulsaba el alternador y proporcionaba una frecuencia de 50 ciclos por segundo (Hz) y permitía la conexión a la red nacional . La electricidad se generaba a 17 kilovoltios (kV).
Después de su uso, el vapor se volvía a condensar en agua al pasarlo por el condensador . Se utilizó agua de mar del estuario de Forth como medio de refrigeración. Se utilizaron más de 500.000 litros de agua por minuto para la refrigeración. A continuación, el agua de mar se devolvió al estuario de Forth. [3] Los controles garantizaron que el agua de mar descargada se mantuviera cerca de la temperatura del mar, para evitar crear un entorno "tropical" y alterar el ecosistema local.
La quema de carbón en las centrales eléctricas genera cenizas y polvo. Los precipitadores electrostáticos de la central capturaban las cenizas volantes de los gases de combustión, impidiendo que entraran a la atmósfera. La central también producía cenizas de fondo . Las cenizas de la central se vendían a través de la empresa ScotAsh, una empresa conjunta entre Scottish Power y Blue Circle . Se utilizaban en la industria de la construcción y en productos como lechada y cemento . Las cenizas restantes se transportaban por tuberías a las grandes lagunas de la cercana ciudad de Musselburgh , donde se tapaban y se plantaban, y se utilizaban como reserva natural . [3]
La electricidad se generó inicialmente a 17 kV, que se elevó a 275 kV mediante un transformador para su distribución en la red nacional . La electricidad se distribuyó a Escocia y también a Inglaterra, a las que está conectada mediante una línea aérea de doble circuito, que funciona a 275 kV y 400 kV, hasta Stella , cerca de Newcastle upon Tyne . [3]
Entre 1991 y 2013, la central estuvo a cargo del grupo de servicios públicos privatizado Scottish Power, y superó su vida útil prevista originalmente. Se la utilizó como una "central marginal", garantizando el suministro estacional y en horas punta y cubriendo la falta de disponibilidad de otras centrales eléctricas. Por este motivo, se realizó una inversión considerable para mejorar los tiempos de arranque y maximizar las oportunidades de generación en el mercado desregulado de generación de electricidad. Esta modernización se realizó en forma de un sistema operativo que utilizaba gas, petróleo y, finalmente, carbón en un sistema de control de quemador modificado de tres etapas desarrollado por Eurotherm Controls. A partir de 2001, la central exportó electricidad a Irlanda del Norte a través de un enlace eléctrico submarino. [3]
La central eléctrica de carbón se vio obligada a cerrar debido a la Directiva sobre grandes instalaciones de combustión (LCPD). Se trata de una directiva de la UE cuyo objetivo es reducir la acidificación, el ozono troposférico y las partículas mediante el control de las emisiones de dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y polvo de las grandes instalaciones de combustión. Para reducir las emisiones se instaló una planta de aire comprimido sobre el fuego para reducir la concentración de óxidos de nitrógeno en los gases de combustión. La central cerró el 15 de marzo de 2013, antes de lo previsto. [6]
Scottish Power había considerado la construcción de una central eléctrica de ciclo combinado con turbina de gas (CCGT) en el lugar. El gas natural es un combustible mucho más eficiente que el carbón y habría generado menos de la mitad de las emisiones de dióxido de carbono y nitrógeno en comparación con la antigua central eléctrica. Si se hubiera construido la nueva central, habría sido necesario un gasoducto de 17 km (11 millas) desde East Fortune para abastecerla de combustible. [10]
En 2011, el Gobierno escocés aprobó el permiso de planificación para sustituir la central eléctrica de carbón. La nueva central eléctrica de ciclo combinado de 1.000 megavatios (MW) habría creado hasta 1.000 puestos de trabajo en demolición y construcción y 50 puestos de trabajo a tiempo completo una vez terminada. La aprobación se ajustaba a las recomendaciones del informe de la investigación pública. Las condiciones impuestas al permiso se hicieron para minimizar las perturbaciones en la zona durante la construcción. Estas condiciones también habrían reducido los impactos en el medio ambiente y las especies protegidas. El desarrollo habría estado preparado para la captura de carbono y habría requerido tecnología completa de captura y almacenamiento de carbono si se hubiera probado comercial y técnicamente. También se aprobó una solicitud independiente para un gasoducto de 17 km (11 millas) desde la red de gas existente en East Fortune hasta la nueva central eléctrica.
En la década de 1990, el profesor Alf Baird, un destacado experto marítimo, fue contratado por ScottishPower para investigar el caso de una terminal marítima de 30 millones de libras que reemplazaría a la central eléctrica de Cockenzie y que traería a las compañías de cruceros más grandes del mundo a la comunidad de East Lothian. Se decía que Cockenzie era el sitio "óptimo" para un puerto porque tiene poco movimiento de mareas, buenas conexiones ferroviarias y espacio para la expansión. Si bien los barcos ya pueden atracar en Leith, Rosyth y Hound Point, se cree que estos lugares carecen de la infraestructura necesaria para atender a los grandes cruceros. A partir del 19 de junio de 2013, Scottish Power estaba considerando el proyecto de cruceros. [11]
En mayo de 2015, Cockenzie Development Company Ltd (CDC) propuso un importante desarrollo para el sitio de la central eléctrica. El desarrollo, que se construiría en torno al centro de la primera terminal de cruceros construida especialmente en Escocia continental, podría ampliarse para incorporar una terminal de cruceros, un centro minorista, un centro de visitantes, un pueblo ecológico y un parque industrial/comercial. CDC espera que la instalación atraiga alrededor de 200 barcos por año, lo que traerá alrededor de 500.000 visitantes al año a Escocia, creará alrededor de 2.000 puestos de trabajo directamente y otros indirectamente, e impulsará la demanda de productos escoceses. Se espera que los visitantes generen 100 millones de libras esterlinas para la economía escocesa. El mantenimiento de los cruceros podría generar un gasto adicional de 10 millones de libras esterlinas en habilidades y productos locales. [12] El plan todavía estaba en discusión en 2019. [13]
