La central eléctrica de Drax es una gran central eléctrica de biomasa en Drax , Yorkshire del Norte , Inglaterra. Tiene una capacidad de 2,6 GW para biomasa y una capacidad de 1,29 GW para carbón que se retiró en 2021. Su nombre proviene del cercano pueblo de Drax . Está situada en el río Ouse entre Selby y Goole . Su capacidad de generación de 3.906 megavatios (MW), que incluye las unidades de carbón cerradas, es la más alta de cualquier central eléctrica en el Reino Unido, proporcionando aproximadamente el 6% del suministro eléctrico del Reino Unido. [4]
Inaugurada en 1974 y ampliada en la década de 1980, [2] la central fue inicialmente explotada por la Central Electricity Generating Board . Desde su privatización en 1990 , la propiedad ha cambiado varias veces y su explotación está a cargo del Grupo Drax . Finalizada en 1986, fue la central eléctrica de carbón más nueva de Inglaterra hasta su cierre en 2021. El equipo de desulfurización de gases de combustión se instaló entre 1988 y 1995. Las turbinas de alta y baja presión se sustituyeron entre 2007 y 2012.
En 2010, la central ya utilizaba biomasa como combustible. En 2012, la empresa anunció planes para convertir tres unidades generadoras a biomasa únicamente, quemando 7,5 millones de toneladas importadas de Estados Unidos y Canadá. [5] Este trabajo se completó en 2016 [6] y una cuarta unidad se convirtió en 2018. [7] La empresa tenía previsto convertir sus dos unidades de carbón restantes en unidades de turbina de gas de ciclo combinado y almacenamiento en baterías de 200 MW . [8] Sin embargo, esas dos unidades de carbón se cerraron en 2021 sin convertirlas a biomasa.
Drax fue concebida inicialmente por la Central Electricity Generating Board (CEGB) en 1962 como la central eléctrica más grande del país hasta el momento, con unos 3.000 MW. Posteriormente, se decidió aprovechar esta oportunidad como la primera central en utilizar los grupos turbogeneradores de 660 MW que se planeaba que se convirtieran en el nuevo estándar, por lo que los permisos de planificación se revisaron a unos 4.000 MW. [9]
Tras el descubrimiento del yacimiento de carbón de Selby en 1967, la Junta construiría tres grandes centrales eléctricas para utilizar su carbón: una ampliación de la central de Ferrybridge , una nueva central en Eggborough y Drax, que sería la más grande. [10] [9]
La autorización para llevar a cabo las obras preparatorias se concedió en diciembre de 1964, lo que dio lugar al permiso completo en marzo de 1966, sobre la base de que la central se diseñaría para albergar seis unidades de 660 MW, pero que por el momento sólo se procedería con las tres primeras. [9]
El trabajo de base para estas tres unidades, conocidas en ese momento como 'Drax First Half', comenzó en 1967. Dos unidades se sincronizaron con la red en 1973 y la tercera en 1974. [9]
Aunque se autorizó, la segunda mitad del proyecto, conocida como "Finalización de Drax" , se aplazó porque, durante la gestación del proyecto, la política de combinación energética de la Junta cambió y comenzó a trabajar hacia un sistema mayoritariamente nuclear. La Junta decidió en 1977 que la construcción de las tres unidades finales comenzaría en 1979 con el objetivo de ponerlas en servicio en 1985/6, como parte de la lucha contra el crecimiento de la carga con una política de combinación ajustada que apuntara a un equilibrio entre carbón, energía nuclear y petróleo. Sin embargo, más tarde ese año, en julio, el Gobierno solicitó que la finalización de Drax se llevara a cabo inmediatamente, antes de que se cumplieran los requisitos, para asegurar puestos de trabajo en las industrias manufactureras pesadas del noreste. La Junta aceptó esto sujeto a una compensación. [9]
Los arquitectos fueron Jeff King y Dennis Merritt de Clifford, Tee and Gale. El crítico de arquitectura Reyner Banham fue mordaz con el diseño: "menos una catedral de ladrillo que un búnker de hormigón... obsesión por las superficies acanaladas y las proyecciones contundentes que tienen su origen en el brutalismo". [11] Costain construyó los cimientos y los túneles para cables; Sir Robert McAlpine Ltd. colocó las carreteras y construyó los edificios auxiliares; Mowlem colocó los cimientos profundos ; Alfred McAlpine construyó los edificios de administración y control ; Balfour Beatty emprendió las obras generales de construcción; y James Scott instaló el cableado . [12]
Tarmac Construction se encargó de las obras de ingeniería civil ; Holst Civil Engineers construyó la chimenea ; Bierrum & Partners construyó las torres de refrigeración ; NG Bailey instaló el cableado; Reyrolle , English Electric y South Wales Switchgear produjeron e instalaron los cuadros de distribución ; English Electric fabricó las bombas de agua de refrigeración del generador; TW Broadbent se encargó del suministro eléctrico temporal; y Sulzer Brothers fabricó las bombas de alimentación de la caldera . [12] En ambas fases, las calderas fueron fabricadas por Babcock Power Ltd y los generadores por CA Parsons and Company . [13]
La segunda fase se completó en 1986. [14]
La construcción de la central eléctrica implicó la demolición de una granja conocida como Wood House. [15]
Mitsui Babcock instaló equipos de desulfurización de gases de combustión (FGD) entre 1988 y 1995. [16]
En 1990, cuando CEGB fue privatizada , la central pasó de manos de CEGB a la empresa generadora privatizada National Power , que la vendió a AES Corporation en noviembre de 1999 por 1.870 millones de libras esterlinas (3.000 millones de dólares estadounidenses). [17] AES renunció a su propiedad en agosto de 2003, tras endeudarse por valor de 1.300 millones de libras esterlinas. Los directores independientes continuaron con la operación para garantizar la seguridad del suministro. [18] En diciembre de 2005, tras una refinanciación, la propiedad pasó al Grupo Drax . [17]
Las ofertas de adquisición independientes de International Power , el grupo de capital privado Texas Pacific y una oferta respaldada por capital privado de Constellation Energy fueron rechazadas por infravalorar la empresa. La valoración de la empresa aumentó posteriormente hasta 2005 como resultado del aumento de los precios de la electricidad, y el 15 de diciembre de 2005 Drax Group plc puso a flote sus acciones en la Bolsa de Valores de Londres , emitiendo acciones por valor de 400 millones de libras, con una valoración de 2.600 millones de libras. [19]
En 2009, Drax Group presentó una solicitud de planificación para la planta de energía renovable de biomasa de 300 MW de Ouse, junto a la central eléctrica. [20] La aprobación del gobierno se obtuvo a mediados de 2011. [21] En febrero de 2012, la empresa dejó de planificar el desarrollo de la planta, citando los costos logísticos y la incertidumbre sobre el apoyo financiero del gobierno para la biomasa. [22] [23]
En 2006, Drax Power Limited, en respuesta a una consulta gubernamental, declaró que estaba patrocinando estudios de desarrollo sobre captura y almacenamiento de carbono (CCS), pero señaló que en ese momento no era comercialmente viable, con costos comparables a los de la energía nuclear o eólica marina. [24] El 17 de junio de 2009, el Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático, Ed Miliband, anunció planes que requerirían que todas las centrales eléctricas de carbón del Reino Unido estuvieran equipadas con tecnología CCS a principios de la década de 2020 o se enfrentarían al cierre. [25]
En 2012, un proyecto de captura y almacenamiento de carbono en Drax fue seleccionado para recibir financiación gubernamental. [26] En 2013, el proyecto de captura y almacenamiento de carbono de White Rose (anteriormente el proyecto UK OXY CCS) fue seleccionado para el esquema de captura y almacenamiento de carbono del gobierno del Reino Unido y a fines de 2013 se le adjudicó un contrato FEED (diseño de ingeniería de primera línea) de dos años para el proyecto de captura y almacenamiento de carbono. [27] A partir de junio de 2014, Drax participa en una empresa conjunta con Alstom y BOC para construir una central eléctrica de combustión de oxígeno de 626 MW adyacente al sitio existente de Drax. National Grid construiría simultáneamente un oleoducto para transportar CO2 40 millas (64 km) hasta la costa de Yorkshire para su secuestro. [28]
En julio de 2014, el proyecto recibió una financiación de 300 millones de euros de la Comisión Europea . [29] [30]
En septiembre de 2015, Drax anunció que no haría más inversiones en el plan CCS después de completar el estudio de viabilidad porque los cambios negativos en el apoyo gubernamental a la energía renovable habían hecho que el proyecto fuera demasiado riesgoso financieramente, además de que las caídas en el precio de las acciones de la compañía debido a la misma incertidumbre habían reducido la capacidad de Drax para recaudar fondos. Se esperaba que Front End Engineering Design continuara bajo Alstom y BOC con el proyecto aún alojado en Drax. [31] [32] [33] A fines de 2015, el gobierno del Reino Unido retiró su posible apoyo financiero para proyectos CCS -hasta £1 mil millones de financiación-, revirtiendo el apoyo prometido en el manifiesto electoral de 2015 del partido gobernante . Como resultado, Leigh Hackett, CEO de Capture Power declaró que "[E]s difícil imaginar su continuación en ausencia de un apoyo gubernamental crucial". [34] [35]
En mayo de 2018, Drax anunció un nuevo plan piloto de captura y almacenamiento de carbono que emprendería en conjunto con la empresa C-Capture, con sede en Leeds. El objetivo de este proyecto piloto será capturar el carbono posterior a la combustión de los quemadores de biomasa en lugar de los quemadores de carbón. Drax invertirá 400.000 libras esterlinas en el proyecto. La empresa C-Capture es una empresa secundaria del Departamento de Química establecido en la Universidad de Leeds . [36] [37] Esto produciría aproximadamente 1 tonelada (1,1 toneladas) de CO2 almacenado por día a partir del proceso, que podría venderse para su uso en la industria de las bebidas. [38] El plan piloto se lanzó en febrero de 2019. La captura de carbono de los quemadores de biomasa se conoce como Bioenergía con Captura y Almacenamiento de Carbono (BECCS). [39]
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Los edificios principales tienen una estructura de acero y están revestidos de metal . Las características principales son una sala de turbinas , una sala de calderas , una chimenea y 12 torres de refrigeración. La sala de calderas tiene 76 m (249 pies) de altura y la sala de turbinas tiene 400 m (1300 pies) de largo. [40] [41]
La chimenea tiene una altura de 259,3 m (851 pies), un diámetro total de 26 m (85 pies), [9] y pesa 44.000 toneladas. Consta de tres conductos elípticos de hormigón armado , cada uno de los cuales sirve a dos de las seis calderas, situadas dentro de un «parabrisas» cilíndrico, también de hormigón armado. Los elementos superiores, los tres anillos de tapa de los conductos que se extienden por encima del paraviento, son de hierro fundido. [9] Cuando se terminó, la chimenea era la chimenea industrial más grande del mundo y sigue siendo la más alta del Reino Unido. [42] Las dimensiones de la chimenea, incluida la altura, estaban dictadas por una capacidad total de diseño de 5100 m 3 /s de gases a 26 m /s. Como la estación fue diseñada y construida antes del compromiso del CEGB con la desulpuración de gases de combustión, se tomaron amplias medidas para limitar el ataque ácido del "condensado sulfuroso" , a saber, el revestimiento de los conductos con un fluoroelastómero y el recubrimiento de los 29 m (95 pies) superiores de las superficies externas con una mezcla de baldosas resistentes a los ácidos y dicho fluoroelastómero. [9]
Las doce torres de refrigeración de tiro natural de 114 m de altura se encuentran en dos grupos de seis al norte y al sur de la estación. Están hechas de hormigón armado, con el típico diseño hiperboloide , y cada una tiene un diámetro de base de 92 m. [43] [44]
La central fue la tercera central eléctrica de carbón más grande de Europa , después de la central eléctrica de Bełchatów en Polonia y la central eléctrica de Neurath en Alemania. Produce alrededor de 24 teravatios hora (TWh) (86,4 petajulios ) de electricidad al año. Aunque genera alrededor de 1.500.000 toneladas de cenizas y 22.800.000 toneladas de dióxido de carbono cada año, es la central eléctrica de carbón más eficiente en carbono del Reino Unido. [45]
La vida útil del diseño se estableció en términos de número de arranques y "ciclos" operativos, pero con la presunción de que la central operaría como un generador de carga base estándar de segundo nivel (las centrales nucleares son de primer nivel) en el patrón bien establecido bajo el sistema eléctrico centralizado de propiedad estatal, se resumió en "del orden de 40 años". El requisito mínimo era proporcionar "carga completa durante los días de semana, durante un período de 3 meses" con una disponibilidad superior al 85%. Se esperaba que las operaciones de fin de semana estuvieran entre el 50 y el 100% de la potencia total. A pesar de esta intención de operación de carga base, se diseñó con una capacidad razonable para el seguimiento de la carga , pudiendo aumentar o disminuir en un 5% de la potencia total por minuto dentro del rango del 50 al 100% de la potencia total. [9]
La central eléctrica también tiene un embarcadero en el río Ouse , con una capacidad de carga de 200 toneladas. Históricamente, el embarcadero se construyó y utilizó para la construcción de la central eléctrica en los años 1960/70, por ejemplo, para la entrega de equipos. En 2015, el desarrollador de CCS de White Rose, Capture Power Limited (empresa conjunta Drax/Alstom/BOC), presentó una solicitud de planificación para la mejora de la capacidad de carga del embarcadero a 500 toneladas, para la construcción del proyecto CCS. [46] [47]
La principal ruta de transporte a la central eléctrica para el combustible (originalmente carbón) es el tren a través de una sección de 7,2 km (4,5 millas) de longitud solo para carga del antiguo ferrocarril de Hull y Barnsley , desde la línea Pontefract en Hensall Junction. [48] Se utiliza un diseño ferroviario de bucle de globo para que los vagones de carbón no necesiten ser desviados después de ser descargados. Se utilizan trenes tiovivo , para que los vagones se puedan descargar sin que el tren se detenga al pasar por una casa de descarga. En promedio, hay 35 entregas al día, 6 días a la semana. [49]
La central eléctrica también tiene un embarcadero (véase § Embarcadero): las importaciones a través del embarcadero finalizaron alrededor de 1980; en 2004, el embarcadero se puso a prueba para la importación de Tall Oil en barcaza. [50]
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En su forma original, la central tenía un consumo potencial máximo de 36.000 toneladas de carbón al día. [51] En 2011, consumió 9,1 millones de toneladas de carbón. [52] Este carbón procedía de una mezcla de fuentes nacionales e internacionales: el carbón nacional procedía de minas de Yorkshire , Midlands y Escocia, y los suministros extranjeros procedían de Australia, Colombia, Polonia, Rusia y Sudáfrica. En 2020, todo el carbón se obtuvo a nivel internacional. [53]
El combustible y otros productos a granel se suministraban a través de un tramo de 6 millas de la antigua línea ferroviaria de Hull y Barnsley, que se alejaba de la línea ferroviaria de Wakefield y Goole. Las instalaciones ferroviarias incluyen un cruce orientado al oeste en la línea de Goole, básculas puente para peso bruto y tara, instalaciones de manipulación de piedra caliza y yeso, incluido un edificio de manipulación y una sala de control para la planta de desulfuración de gases de combustión, las vías de derivación G y H de desulfuración de gases de combustión, descarga de biomasa (vía A), descarga de carbón (vías A, B y C), línea de derivación (vía D), vía de derivación de petróleo (vía E) y carga de cenizas (vía F) y un edificio de descarga y una sala de control. [54] [55]
Cuando se inauguró la estación, la mayor parte del carbón quemado provenía de minas de carbón locales en Yorkshire, incluidas Kellingley Colliery , Prince of Wales, Ackton Hall, Sharlston Colliery, Fryston Colliery, Askern Colliery y Bentley Colliery . Después de la huelga de los mineros a mediados de la década de 1980, en 2006, todas las minas, excepto Kellingley, habían cerrado. [56] (Kellingley cerró a fines de 2015). UK Coal tenía un contrato de cinco años para suministrar carbón, que finalizó a fines de 2009, de Kellingley, Maltby y, hasta su cierre en 2007, Rossington . El carbón también se trajo de Harworth Colliery hasta que se desmanteló, y fue suministrado por Daw Mill en Warwickshire . [57]
El carbón extranjero se transportaba por ferrocarril a través de varios puertos. En 2007, GB Railfreight ganó un contrato para transportar carbón traído desde el puerto de Tyne , celebrado por la empresa bautizando una de sus locomotoras Drax Power Station en 2007. [58] DB Cargo UK transporta carbón desde los puertos cercanos de Hull e Immingham , y desde la terminal Hunterston en la costa oeste de Escocia . [56] [59]
En 2021, finalizaron todos los suministros de carbón a la central eléctrica de Drax y la generación de electricidad comercial a partir de carbón [60] de conformidad con el plan para poner fin a la generación a carbón anunciado en 2020, que verá a Drax realizar la transición a la biomasa antes de la fecha límite para eliminar gradualmente el carbón del sistema energético del Reino Unido. [61]
La central probó la combustión conjunta de biomasa en el verano de 2004 y, al hacerlo, fue la primera central eléctrica del Reino Unido alimentada con madera. La prueba inicial se realizó con 14.100 toneladas de sauce procedentes de la cercana Eggborough. [62] Desde la prueba, la central ha seguido utilizando biomasa. Utiliza inyección directa para quemar la biomasa, por lo que evita los molinos pulverizadores y se inyecta directamente en la caldera o en la línea de combustible, para lograr un mayor rendimiento. [14] En 2009 se estableció un objetivo de que el 12,5% de la energía de la central procediera de biomasa, y el cambio a la biomasa tenía como objetivo contribuir al objetivo de reducir las emisiones de CO2 en un 15%. [63]
La central quema una amplia gama de biomasa, principalmente pellets de madera , pellets de girasol , aceitunas , cáscara de cacahuete y harina de colza . La mayoría procede del extranjero. [64] En 2008 se construyó una instalación de peletización de paja con capacidad para 100.000 toneladas anuales en Capitol Park, Goole , que se inauguró en 2009. [65] [66] [67] En 2009 se empezó a construir instalaciones especializadas de manipulación de biomasa en el puerto de Tyne y en Drax. [68]
En la década de 2000, el Grupo Drax solicitó permiso de planificación para construir una nueva central eléctrica de 300 MW, alimentada completamente por biomasa, al norte de la central; se esperaba que la Planta de Energía Renovable de Ouse quemara 1.400.000 toneladas de biomasa cada año, ahorrando 1.850.000 toneladas de emisiones de CO2 , y se esperaba que creara 850 puestos de trabajo en la construcción y 150 puestos de trabajo permanentes creados una vez abierta, a través de empleo directo y por contrato. [69] Los planes se presentaron al Departamento de Energía y Cambio Climático en julio de 2009 para su revisión; si se concedía el permiso, la construcción estaba programada para comenzar a fines de 2010 y duraría hasta tres años y medio. [70] Drax planeó otras dos plantas de biomasa de 300 MW en los puertos de Hull e Immingham. [71]
En 2012, el grupo Drax abandonó los planes de desarrollo de la planta de biomasa discreta, debido a los cambios en los subsidios gubernamentales para la producción de energía de biomasa que favorecían las conversiones de plantas en lugar de las plantas de nueva construcción. Pasó a un proyecto para convertir la mitad de las unidades de su planta existente a combustión de biomasa. [72] [73]
En septiembre de 2012, Drax Group anunció la conversión a combustión completa con biomasa de tres de sus seis unidades. La primera unidad estaba programada para entrar en funcionamiento en junio de 2013, la segunda unidad en 2014 y la tercera en 2017; inicialmente se había asegurado un suministro de biomasa para la primera unidad. El costo se estimó en 700 millones de libras esterlinas (1.130 millones de dólares), incluidas las modificaciones de los molinos de combustible y las calderas y la construcción de estructuras de almacenamiento y transportadores para el combustible de pellets de madera. Cada unidad consumirá alrededor de 2,3 millones de toneladas de biomasa al año, lo que requerirá un total anual estimado de 7,5 millones de toneladas en 2017. Esto equivale a dos tercios del consumo total de biomasa energética de Europa en 2010, y requiere 1.200.000 ha (4.600 millas cuadradas; 12.000 km2 ) de bosque para abastecer de forma continua. [74] [75] Se esperaba que América del Norte fuera la fuente de la gran mayoría de la biomasa, aunque una parte provendría de sauce y pasto elefante de origen nacional. [76]
La decisión de Drax Group fue posible gracias a una nueva política del gobierno del Reino Unido, vigente desde abril de 2013, de otorgar 1,0 ROC (certificados de obligación renovable) negociables por megavatio de generación de energía de plantas de energía de carbón que se conviertan completamente para quemar biomasa; la directora ejecutiva Dorothy Thompson declaró que la compañía tenía la intención de convertirse en un productor de energía predominantemente alimentado con biomasa. [77] Para abril de 2013, la financiación para el plan incluía 190 millones de libras mediante la venta de acciones, 100 millones de libras del Prudential / M&G UK Companies Financing Fund, 50 millones de libras del UK Green Investment Bank y 75 millones de libras de Friends Life (suscrito por el Tesoro de Su Majestad ), así como una línea de crédito de 400 millones de libras. [78]
A partir de 2013, hubo planes para instalar plantas de peletización de pellets de madera de 1 millón de toneladas por año en Morehouse Parish , Luisiana , y Gloster, Mississippi , que se enviarían por carretera y ferrocarril al puerto de Baton Rouge , Luisiana, y luego se enviarían en buques de carga de 50.000 toneladas al Reino Unido. [79] En el informe financiero de 2013, Drax anunció que se estaba considerando una capacidad adicional de peletización de 2 millones de toneladas, que probablemente se construiría en los EE. UU. [80]
En 2013, la empresa firmó un acuerdo con Associated British Ports para desarrollar instalaciones de manipulación en Hull , Immingham y Grimsby ; [79] [81] La construcción de instalaciones automatizadas comenzó en 2013, creando capacidades de 3 y 1 millón de toneladas por año en los puertos de Immingham y Hull respectivamente, que se suman a la instalación de biomasa del Puerto de Tyne de 1,4 millones de toneladas por año construida en 2009. [82] En el mismo año, se presentó un vagón ferroviario cubierto de nuevo diseño con alta capacidad volumétrica para transportar los pellets de biomasa de baja densidad para su uso por Drax en el Reino Unido; se ordenaron 200 vagones de este tipo. [83] [84] En Drax, los pellets se almacenarían en domos y se transferirían mediante un sistema transportador antes de molerlos hasta convertirlos en polvo para su uso. [79]
El grupo Shepherd Building Group fue contratado para construir las instalaciones de manipulación y almacenamiento de biomasa en Drax, con RPS Group como ingeniero civil. El diseño incluyó instalaciones automatizadas de manipulación, cribado y almacenamiento por ferrocarril que consistían en cuatro domos de almacenamiento de 50 por 63 m (164 por 207 pies) de alto por ancho con una capacidad de 110.000 m3 ( 3.900.000 pies cúbicos). [85] [86] La tecnología de los domos de hormigón fue suministrada por E & D Company, PLLC (que opera como Engineering System Solutions, ES2) y Dome Technology LLC. [87] [88]
En julio de 2013 se había convertido una unidad de combustión y se informó que estaba funcionando correctamente; en 2013, se programó la conversión de la segunda y tercera unidades para 2014 y durante o antes de 2016 respectivamente. [89] La segunda unidad se convirtió en mayo de 2014, inicialmente utilizando una mezcla de carbón y biomasa del 85 % debido al suministro limitado de biomasa. [90]
En abril de 2014, Drax recibió un subsidio de contrato por diferencia renovable (CFD) para la generación de energía basada en biomasa en otra unidad de combustión de carbón convertida, pero una tercera unidad, que había sido marcada previamente como elegible para la financiación CFD, fue excluida; Drax Group luego impugnó legalmente la decisión, obteniendo inicialmente un fallo a su favor, que fue revocado en el Tribunal de Apelaciones . [91] [92] En julio de 2014, el Tribunal Superior falló a favor de Drax. [93] [94] [95]
La conversión de biomasa en Drax llevó a que requiriera que el 82% de las importaciones de biomasa del Reino Unido provenieran de los EE. UU. en 2014 (el 60% en total de todas las exportaciones de pellets de madera de los EE. UU.), un factor importante en un aumento anual del 40% en las exportaciones de biomasa de ese país; las importaciones provenientes de los EE. UU. representaron el 58% del uso de biomasa de Drax en 2014, con un 22% proveniente de Canadá. [96]
En abril de 2015 se completó una instalación portuaria en Baton Rouge, Luisiana. [97] A mediados de 2015, Drax llegó a un acuerdo con Peel Ports para construir una instalación de importación de biomasa de 3 millones de toneladas por año en el puerto de Liverpool , con un costo estimado de £100 millones. La instalación conectada por ferrocarril incluiría un almacenamiento de 100.000 toneladas y sería construida por Graham Construction. [98] [99]
En septiembre de 2015, Drax Group e Infinis iniciaron una acción legal contra el gobierno del Reino Unido debido a que se les había notificado de manera insuficiente la retirada de una exención fiscal relacionada con el clima (véase Impuesto sobre el cambio climático ). Drax afirmó que el cambio reduciría sus ganancias en 30 millones de libras esterlinas. [100] La reclamación fue rechazada por el Tribunal Superior en febrero de 2016. [101]
En diciembre de 2016, la Comisión Europea de Competencia aprobó subsidios del gobierno del Reino Unido para la conversión de la tercera unidad a la quema de biomasa. [102] [103]
The Guardian informó, en diciembre de 2011, que la empresa tenía la intención de invertir dinero con vistas a duplicar la producción de pellets de madera para 2030. [104]
La central comenzó a probar la co-combustión de coque de petróleo (petcoke) en una de sus calderas en junio de 2005 [105] , y terminó en junio de 2007 [64] , quemando un 15% de coque de petróleo y un 85% de carbón. El coque de petróleo se quemó para hacer que la electricidad fuera más competitiva, ya que el precio de funcionamiento del equipo de FGD estaba haciendo que la electricidad fuera más cara. La Agencia Ambiental (EA) concedió permiso para la prueba en junio de 2004, a pesar de que los Amigos de la Tierra y el Ayuntamiento de Selby se opusieron a los planes [105] . Para satisfacer sus preocupaciones, las emisiones se controlaron constantemente durante la prueba y no se les permitió quemar coque de petróleo sin operar la planta de FGD para eliminar el alto contenido de azufre de las emisiones. La prueba demostró que no había efectos negativos significativos sobre el medio ambiente, por lo que a finales de 2007 el Grupo Drax solicitó pasar de las condiciones de prueba a la quema comercial. [64] La EA concedió el permiso a principios de 2008 tras aceptar las conclusiones de Drax de que el combustible no tenía efectos negativos significativos sobre el medio ambiente. [64] [106] La central podía quemar hasta 300.000 toneladas de combustible al año y almacenar hasta 6.000 toneladas en el lugar. [106]
El carbón se introduce en uno de los 30 búnkeres de carbón, cada uno con una capacidad de 1.000 toneladas. [107] Cada búnker alimenta dos de los 60 pulverizadores , cada uno de los cuales puede triturar 36 toneladas de carbón por hora. [108] La central tiene seis calderas Babcock Power, cada una con un peso de 4.000 toneladas. [14] [108] El carbón en polvo de diez pulverizadores se introduce en cada caldera a través de quemadores, que se encienden con propano . En 2003, los quemadores originales fueron reemplazados por quemadores de óxido de nitrógeno bajo . [51]
Cada una de las seis calderas alimenta con vapor un conjunto de turbinas de vapor , que consta de una turbina de alta presión (HP), una turbina de presión intermedia (IP) y tres turbinas de baja presión (LP). Cada turbina HP genera 140 MW. El vapor de escape de ellas se devuelve a la caldera y se recalienta, luego se alimenta a las turbinas IP de 250 MW y finalmente pasa a través de las turbinas LP de 90 MW. [14] Esto le da a cada grupo electrógeno una capacidad de generación de 660 MW: con seis grupos electrógenos, la central tiene una capacidad total de 3.960 MW. Cada una de las unidades generadoras está equipada con el Sistema de Gestión Avanzada de Planta (APMS), un sistema desarrollado por RWE npower y Thales , e implementado por Capula. [109]
La central también cuenta con seis turbinas de gas que proporcionan respaldo en caso de averías o paradas de la red eléctrica nacional. Su producción anual es generalmente baja, generando 75 MW [44] [110] y tres de las unidades han sido desmanteladas y están fuera de servicio, pero podrían ser renovadas. [44] Las emisiones de estas unidades se liberan a través de la segunda chimenea de la central, más pequeña, al sur de la chimenea principal. [111]
Entre 2007 y 2012, las turbinas de alta y baja presión fueron reemplazadas por Siemens en un programa de £100 millones. [112] [113] [114] [115]
El agua es esencial para una central térmica , ya que se calienta para crear vapor que hace girar las turbinas de vapor . El agua que se utiliza en las calderas se obtiene de dos pozos autorizados en el lugar. Una vez que esta agua ha pasado por las turbinas, se enfría mediante condensadores que utilizan agua extraída del cercano río Ouse . [44] El agua se bombea desde el río mediante una estación de bombeo en el río, al norte de la central. [116] Una vez que ha pasado por el condensador, el agua se enfría mediante una de las torres de refrigeración de tiro natural, con dos torres que dan servicio a cada grupo electrógeno. Una vez enfriada, el agua se descarga de nuevo al río. [44]
Las seis unidades están abastecidas por una planta de desgasificación por gas de combustión de caliza húmeda independiente, que se instaló entre 1988 y 1996. Esta desvía los gases de las calderas y los hace pasar a través de una lechada de caliza , que elimina al menos el 90% del dióxido de azufre . Esto equivale a eliminar más de 250.000 toneladas de SO2 cada año. El proceso requiere 10.000 toneladas de caliza a la semana, [117] obtenida de la cantera Tunstead en Derbyshire . [118]
Un subproducto del proceso es el yeso , del que se producen 15.000 toneladas cada semana. Este se utiliza en la fabricación de placas de yeso . [117] El yeso se vende exclusivamente a British Gypsum y se transporta por ferrocarril a sus plantas de Kirkby Thore (en la línea Settle-Carlisle ), East Leake (en la antigua línea principal Great Central ) y ocasionalmente a Robertsbridge (en la línea Hastings ). [118] DB Cargo UK transporta el yeso. [119]
En 2023, Drax anunció que dejaría de utilizar energía a carbón una vez transcurrido el acuerdo de contingencia para el invierno y que ahora emprendería un proceso de desmantelamiento para retirar la infraestructura relacionada con el carbón de la planta. Esto comenzará con la eliminación de la planta de desulfurización de gases de combustión que se construyó en la década de 1990 para eliminar el 90% del azufre de las emisiones atmosféricas de la planta. [120]
Las cenizas de combustible pulverizadas (PFA) y las cenizas de fondo de horno (FBA) son dos subproductos de la quema de carbón. Cada año, la central produce alrededor de 1.000.000 de toneladas de PFA y alrededor de 220.000 toneladas de FBA: toda la FBA y el 85% de PFA se venden. [121] Bajo el nombre comercial Drax Ash Products, las cenizas se venden a la industria de la construcción local , donde se utilizan en la fabricación de bloques , productos de cemento , lechada y la colocación de carreteras. [122] Las cenizas también se utilizan en otras partes del Reino Unido. [121]
Entre 2005 y 2007, el PFA se utilizó como relleno en cuatro minas de sal en desuso en Northwich , Cheshire . Se utilizaron 1.100.000 toneladas en el proyecto, que debía evitar un futuro riesgo de hundimientos en la ciudad. DB Schenker entregó cenizas en diez trenes a la semana, cada uno con 1.100 toneladas. [121] Tras una prueba en enero de 2010, el PFA también se transporta a Waterford , Irlanda, en barco. Un barco al mes transportará 1.200 toneladas para la fabricación de materiales de construcción. Esto reemplazará 480 viajes de camión al año y se considera más respetuoso con el medio ambiente. [123]
El PFA no vendido se envía mediante una cinta transportadora al montículo de cenizas de Barlow , que se utiliza para su eliminación y almacenamiento temporal. Tres cintas transportadoras alimentan el montículo, con una capacidad total de 750 toneladas por hora. [121] El yeso de destilación de gas de combustión se elimina en el montículo si no tiene una calidad lo suficientemente alta para su venta. El montículo ha ganado varios premios por su labor de conservación de la naturaleza. [122]
Los efectos ambientales de la quema de carbón están bien documentados. Se considera que el carbón es "sin duda la forma de generación de energía más contaminante y con mayor intensidad de carbono disponible". [124] En 2007, la central produjo 22.160.000 toneladas de CO2 , lo que la convierte en la mayor fuente de CO2 del Reino Unido. [64] [125] Entre 2000 y 2007, se ha producido un aumento neto del dióxido de carbono (CO2 ) de más de 3.000.000 de toneladas. [64] La central también tuvo las emisiones estimadas más altas de óxidos de nitrógeno de la Unión Europea . [126]
En 2007, en un intento de reducir las emisiones de CO2 , el Grupo Drax firmó un contrato de 100 millones de libras con Siemens Power Generation para renovar las palas de las turbinas de vapor en un plazo de cuatro años. Se trata de la mayor modernización de turbinas de vapor jamás realizada en el Reino Unido y aumentará la eficiencia. Junto con la co-combustión de biomasa , esto formaba parte de un objetivo de reducir las emisiones de CO2 en un 15% para 2011. [127]
El informe anual de Drax para 2013 informó que las emisiones anuales de Drax fueron de 20.612.000 toneladas de CO2 . Esto fue una ligera disminución con respecto a los niveles de 2007 debido a la quema de biomasa. [128] Drax siguió siendo el mayor emisor de dióxido de carbono del Reino Unido hasta 2016, cuando la central eléctrica afirmó que sus programas de mejora y la conversión a la quema de biomasa habían significado una disminución drástica de los gases de efecto invernadero que se liberaban a la atmósfera. [129] [130]
Drax se ha adherido a la Directiva sobre grandes instalaciones de combustión (LCPD) y, por lo tanto, se le permite seguir operando más allá de 2015. El uso de la desulfuración de gases de combustión garantiza que no se superen los límites de emisiones de dióxido de azufre. [131]
El 31 de agosto de 2006, más de 600 personas participaron en una protesta contra las elevadas emisiones de carbono. La misma fue coordinada por el grupo Camp for Climate Action . Se informó de que al menos 3.000 agentes de policía de 12 fuerzas de seguridad fueron movilizados durante la protesta para proteger el suministro eléctrico e impedir que los manifestantes cerraran la central. Treinta y nueve personas fueron detenidas tras intentar acceder ilegalmente a la planta. [132]
El 13 de junio de 2008, a las 8:00 horas, más de 30 activistas del cambio climático detuvieron un tren de carbón de EWS que se dirigía a la estación disfrazándose de trabajadores ferroviarios, vistiendo ropa de alta visibilidad y ondeando banderas rojas . Detuvieron el tren en un puente sobre el río Aire y treparon a los vagones con la ayuda de las vigas del puente. Luego colocaron una pancarta que decía "Déjenlo en el suelo" en el costado del vagón y ataron el tren al puente, impidiendo que se moviera. Luego, arrojaron más de 20 toneladas de carbón sobre la vía férrea. La protesta duró todo el día, hasta que la policía sacó del tren a varios manifestantes esa noche. La dirección de la estación dijo que la protesta no tuvo ningún efecto sobre la producción. La acción fue coordinada por Camp for Climate Action. [133]
El 18 de junio de 2009, menos de 200 contratistas abandonaron o no se presentaron a una huelga salvaje , en solidaridad con los trabajadores de la refinería de petróleo Lindsey en Lincolnshire, donde 51 trabajadores habían sido despedidos mientras otro empleador de la misma planta estaba contratando más personal. Una portavoz dijo que la huelga no afectó a la producción de electricidad. [134]
En octubre de 2011 se produjo un incendio provocado por combustión espontánea en un depósito de biomasa en las instalaciones del puerto de Tyne. [135] En octubre de 2013 se produjo otro incendio en la misma instalación, en una torre de transferencia de cinta transportadora. [136]
