La central eléctrica de Drax es una gran central eléctrica de biomasa situada en Drax , North Yorkshire , Inglaterra, capaz de co-encender coque de petróleo . Tiene una capacidad de 2,6 GW de biomasa y 1,29 GW de capacidad de carbón que se retiró en 2021. Su nombre proviene del cercano pueblo de Drax . Está situado 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 del Reino Unido y proporciona aproximadamente el 6% del suministro de electricidad del Reino Unido. [4]
Inaugurada en 1974 y ampliada en la década de 1980, [2] la estación fue operada inicialmente por la Junta Central de Generación de Electricidad . Desde la privatización en 1990 , la propiedad ha cambiado varias veces y es operada por Drax Group . Terminada en 1986, fue la central eléctrica de carbón más nueva de Inglaterra hasta su cierre en 2021. Entre 1988 y 1995 se instalaron equipos de desulfuración de gases de combustión. Las turbinas de alta y baja presión fueron reemplazadas entre 2007 y 2012.
En 2010, la estación coutilizaba biomasa. En 2012, la compañía 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 compañía planeaba convertir sus dos unidades de carbón restantes en unidades de turbina de gas de ciclo combinado y almacenamiento de batería 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 Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB) en 1962 como la central eléctrica más grande del país hasta el momento, con aproximadamente 3.000 MW. Posteriormente, se decidió aprovechar esta oportunidad como primera estación para utilizar los grupos turbogeneradores de 660 MW que estaban previstos para convertirse en el nuevo estándar, por lo que los permisos de planificación se revisaron a unos 4.000 MW. [9]
Tras el descubrimiento de Selby Coalfield en 1967, la Junta construiría tres grandes centrales eléctricas para utilizar su carbón. Se trataba de una ampliación de la estación de Ferrybridge , una nueva estación en Eggborough y Drax, que sería la más grande. [10] [9]
En diciembre de 1964 se concedió la autorización para llevar a cabo los trabajos preparatorios, lo que dio lugar a un permiso completo en marzo de 1966, sobre la base de que la estación estaría diseñada para albergar seis unidades de 660 MW, pero que por el momento sólo se procedería con las tres primeras. [9]
Los trabajos preliminares para estas tres unidades, conocidas en aquel momento como 'Drax First Half',comenzó en 1967. Dos unidades se sincronizaron a la red en 1973 y la tercera en 1974. [9]
Aunque autorizada, 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 pasó a trabajar hacia un sistema mayoritariamente nuclear. La Junta decidió en 1977 que la construcción de las últimas tres unidades comenzaría en 1979 con el objetivo de ponerlas en servicio en 1985/6, como parte de hacer frente al crecimiento de la carga con una política de mezcla ajustada que apunta a un equilibrio entre carbón, energía nuclear y petróleo. Sin embargo, más tarde ese mismo año, en julio, el Gobierno solicitó que Drax Completion procediera de inmediato, antes de los requisitos, para asegurar puestos de trabajo en las industrias manufactureras pesadas del noreste. La Junta estuvo de acuerdo con esto sujeto a ser compensado. [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 nervadas 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. trazó las carreteras y construyó los edificios auxiliares; Mowlem sentó las bases profundas ; Alfred McAlpine construyó los edificios de administración y control ; Balfour Beatty realizó obras generales de construcción; y James Scott instaló el cableado . [12]
Tarmac Construction realizó las obras de ingeniería civil ; Los ingenieros civiles de Holst construyeron la chimenea ; Bierrum & Partners construyó las torres de enfriamiento ; NG Bailey instaló el cableado; Reyrolle , English Electric y South Wales Switchgear produjeron e instalaron los cuadros ; English Electric fabricó las bombas de agua de refrigeración del generador; TW Broadbent mantuvo el suministro eléctrico temporal; y Sulzer Brothers fabricaron las bombas de alimentación de calderas . [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 implicó la demolición de una finca conocida como Wood House. [15]
Mitsui Babcock instaló equipos de desulfuración de gases de combustión (FGD) entre 1988 y 1995. [16]
Tras la privatización de la CEGB en 1990, la estación fue transferida de la CEGB a la empresa generadora privatizada National Power , que la vendió a la Corporación AES en noviembre de 1999 por 1,87 mil millones de libras esterlinas (3 mil millones de dólares estadounidenses). [17] AES renunció a la propiedad en agosto de 2003, después de caer en una deuda de 1.300 millones de libras esterlinas. Los consejeros independientes continuaron la operación para garantizar la seguridad del suministro. [18] En diciembre de 2005, tras la refinanciación, la propiedad pasó al Grupo Drax . [17]
Se rechazaron ofertas de adquisición separadas de International Power , el grupo de capital privado Texas Pacific y una oferta respaldada por capital privado de Constellation Energy por infravalorar la empresa. Posteriormente, la valoración de la empresa aumentó hasta 2005 como resultado del aumento de los precios de la electricidad, y el 15 de diciembre de 2005, Drax Group plc hizo flotar sus acciones en la Bolsa de Valores de Londres , emitiendo acciones por valor de £400 millones, sobre una valoración de £2,6 mil millones. [19]
En 2009, Drax Group presentó una solicitud de planificación para la planta de energía renovable Ouse de biomasa de 300 MW 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 costos logísticos e 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 (CAC), pero señaló que entonces 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 CAC a principios de la década de 2020 o se enfrentarían al cierre. [25]
En 2012, un proyecto de CAC en Drax fue preseleccionado para recibir financiación gubernamental. [26] En 2013, el proyecto White Rose Carbon Capture and Storage (anteriormente el proyecto UK OXY CCS) fue preseleccionado para el esquema CCS del gobierno del Reino Unido y, a finales de 2013, se le adjudicó un contrato FEED (Diseño de ingeniería frontal) de dos años para el CCS. proyecto. [27] En 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 64 km (40 millas) 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 desde el punto de vista financiero, además de caídas en el precio de las acciones de la compañía debido a la La misma incertidumbre había reducido la capacidad de Drax para recaudar fondos. Se esperaba que el diseño de ingeniería frontal continuara bajo la dirección de Alstom y BOC y que el proyecto aún estuviera alojado en Drax. [31] [32] [33] A finales de 2015, el gobierno del Reino Unido retiró su posible apoyo financiero para proyectos CCS: hasta mil millones de libras esterlinas de financiación, revirtiendo el apoyo prometido en el manifiesto electoral de 2015 del partido gobernante . Como resultado, Leigh Hackett, directora ejecutiva de Capture Power, afirmó que "es 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 llevaría a cabo junto con la empresa C-Capture, con sede en Leeds. El objetivo de este piloto será capturar carbono después de 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 establecida en la Universidad de Leeds . [36] [37] Esto produciría aproximadamente 1 tonelada (1,1 toneladas) de CO 2 almacenada por día a partir del proceso, que podría venderse para su uso en la industria de bebidas. [38] El plan piloto se lanzó en febrero de 2019. La captura de carbono de los quemadores de biomas se conoce como Bioenergía con captura y almacenamiento de carbono (BECCS). [39]
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Los edificios principales son de estructura de acero y construcción revestida 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 mide 259,3 m (851 pies) de altura, con 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 da servicio a dos de las seis calderas, colocados dentro de un "paravientos" cilíndrico, también de hormigón armado. Los elementos superiores, los tres anillos de tapa de los conductos de humos que se extienden por encima del parabrisas, 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, fueron dictadas por una capacidad total de diseño de 5.100 m 3 /s de gases a 26 m/s. Como la estación fue diseñada y construida antes del compromiso de la CEGB con la desulfurización de los gases de combustión, se tomaron amplias medidas para limitar el ataque ácido del "condensado sulfuroso" , es decir, el revestimiento de los conductos de humos con un fluoroelastómero y el revestimiento de los 29 m superiores (95 ft) de las superficies externas con una mezcla de baldosas resistentes a los ácidos y dicho fluoroelastómero. [9]
Las doce torres de enfriamiento de tiro natural de 114 m (374 pies) de altura se encuentran en dos grupos de seis al norte y al sur de la estación. Están hechos de hormigón armado, en el típico diseño hiperboloide , y cada uno tiene un diámetro de base de 92 m (302 pies). [43] [44]
La central era 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 con mayor eficiencia de 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 estación funcionaría como un generador de carga base estándar de segundo nivel (las estaciones 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 laborables, 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 su potencia máxima. A pesar de esta intención de operación de carga base, fue diseñado con una capacidad razonable para el seguimiento de carga , pudiendo aumentar o disminuir un 5% de la potencia total por minuto dentro del rango del 50 al 100% de la potencia total. [9]
La central también dispone de un embarcadero en el río Ouse , con una capacidad de carga de 200 toneladas. Históricamente, el embarcadero fue construido y utilizado para la construcción de la central eléctrica en los años 1960 y 1970, así como para la entrega de equipos. En 2015, el desarrollador de White Rose CCS , 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 combustible (originalmente carbón) es el tren a través de una sección exclusiva de carga de 4,5 millas (7,2 km) de largo del antiguo ferrocarril Hull and Barnsley , desde la línea Pontefract en Hensall Junction. [48] Se utiliza un diseño de carril tipo globo para que no sea necesario desviar los vagones de carbón después de descargarlos. Se utilizan tiovivos para poder descargar los vagones sin que el tren se detenga al pasar por una casa de descarga. En promedio, se realizan 35 entregas al día, 6 días a la semana. [49]
La central eléctrica también tiene un embarcadero (ver § Embarcadero); las importaciones a través del embarcadero finalizaron hacia 1980; en 2004, el embarcadero se probó para la importación de Tall Oil en barcazas. [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 combinación de fuentes tanto nacionales como internacionales: el carbón nacional procedía de minas en Yorkshire , Midlands y Escocia, y suministros extranjeros procedentes de Australia, Colombia, Polonia, Rusia y Sudáfrica. A partir de 2020, todo el carbón se obtuvo a nivel internacional. [53]
El combustible y otros productos a granel se suministraron a través de un tramo de 6 millas de la antigua línea ferroviaria de Hull y Barnsley frente a la línea ferroviaria de Wakefield y Goole. Las instalaciones ferroviarias incluyen un cruce orientado al oeste en la línea 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 FGD, los apartaderos G y H de FGD, descarga de biomasa (Vía A), descarga de carbón (Vía A, B y C), línea de derivación (Vía D), revestimiento de petróleo (Vía E) y carga de cenizas (Vía F) y un edificio de descarga y sala de control. [54] [55]
Cuando se inauguró la estación, la mayor parte del carbón quemado procedía de minas de carbón locales en Yorkshire, incluidas Kellingley Colliery , Prince of Wales, Ackton Hall, Sharlston Colliery, Fryston Colliery, Askern Colliery y Bentley Colliery . Tras la huelga de los mineros a mediados de la década de 1980, en 2006, todas menos Kellingley habían cerrado. [56] (Kellingley cerró a finales de 2015.) UK Coal tenía un contrato de cinco años para suministrar carbón, que finalizó a finales de 2009, desde Kellingley, Maltby y, hasta su cierre en 2007, Rossington . También se trajo carbón de Harworth Colliery hasta que fue suspendido y fue suministrado por Daw Mill en Warwickshire . [57]
El carbón extranjero se transportaba por ferrocarril a través de distintos puertos. Hacia 2007, GB Railfreight ganó un contrato para transportar carbón traído desde el puerto de Tyne , celebrado por la compañía que nombró a 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 Hunterston Terminal en la costa oeste de Escocia . [56] [59]
En 2021, todos los suministros de carbón a la central eléctrica de Drax y la generación de electricidad comercial a partir de carbón terminaron [60] de acuerdo con el plan para poner fin a la generación a carbón anunciado en 2020, que verá a Drax hacer la transición a la biomasa antes de la fecha límite para eliminar gradualmente el carbón de la 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 de 14.100 toneladas de sauce se obtuvo localmente en la cercana Eggborough. [62] Desde el juicio, el uso de biomasa por parte de la estación ha continuado. Utiliza inyección directa para encender la biomasa, por lo que pasa por alto los molinos pulverizadores y se inyecta directamente en la caldera o en la línea de combustible, para obtener un mayor rendimiento. [14] En 2009 se fijó el objetivo de que el 12,5% de la energía de la central procediera de biomasa, y el cambio a la biomasa debía contribuir al objetivo de reducir las emisiones de CO 2 en un 15%. [63]
The station burns a large range of biomass, mostly wood pellets, sunflower pellets, olive, peanut shell husk and rape meal. The majority comes from overseas.[64] A 100,000 tonne pa capacity straw pelletization facility was constructed at Capitol Park, Goole in 2008, opened 2009.[65][66][67] Construction of specialised biomass handling facilities began in 2009 at the Port of Tyne and at Drax.[68]
In the 2000s Drax Group applied for planning permission to build a new 300 MW power station, fuelled entirely by biomass, to the north of the station; the Ouse Renewable Energy Plant was expected to burn 1,400,000 tonnes of biomass each year, saving 1,850,000 tonnes of CO2 emissions, and expected to create 850 construction jobs and 150 permanent jobs created once opened, through direct and contract employment.[69] Plans were submitted to the Department of Energy and Climate Change in July 2009 for review; if permission was granted, construction was scheduled begin in late 2010 and to take up to three and a half years.[70] Two other 300 MW biomass plants were planned by Drax at the ports of Hull and Immingham.[71]
In 2012 Drax group abandoned plans for the discrete biomass plant development, due to changes in government subsidies for biomass energy production favouring plant conversions over newly built plants. It switched to a project to convert half of the units at its existing plant to biomass firing.[72][73]
In September 2012 Drax Group announced the conversion to full firing with biomass of three of its six units. The first unit was scheduled to be online by June 2013, the second unit in 2014, and the third by 2017; initially a biomass supply had been secured for the first unit. The cost was estimated at £700 million ($1.13 billion), including modifications to fuel mills and boilers and the construction of storage structures and conveyors for the wood pellet fuel. Each unit will consume about 2.3 million tonnes of biomass yearly, requiring an estimated annual total of 7.5 million tonnes in 2017. This is equivalent to two-thirds of Europe's entire energy biomass consumption in 2010, and requires 1,200,000 ha (4,600 sq mi; 12,000 km2) of forest to supply on a continuous basis.[74][75] North America was expected to be the source of the vast majority of the biomass, although some would be domestically sourced willow and elephant grass.[76]
La decisión de Drax Group fue posible gracias a una nueva política del gobierno del Reino Unido, vigente en abril de 2013, para otorgar 1,0 ROC (certificados de obligación renovable) negociables por megavatio de generación de energía a partir de plantas de energía de carbón que estén completamente convertidas para quemar biomasa; La directora ejecutiva, Dorothy Thompson, afirmó que la empresa tenía la intención de convertirse en un productor de energía predominantemente alimentado con biomasa. [77] En abril de 2013, la financiación del plan incluía £190 millones a través de la venta de acciones, £100 millones del Prudential / M&G UK Companies Financing Fund, £50 millones del UK Green Investment Bank y £75 millones de Friends Life (suscritas por HM Treasury ), así como una línea de crédito de £400 millones. [78]
En 2013, había 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 50.000 toneladas. buques de carga 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, lo que se suma 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, Drax presentó un nuevo diseño de vagón ferroviario cubierto con alta capacidad volumétrica para transportar pellets de biomasa de baja densidad para su uso en el Reino Unido; Se encargaron 200 vagones de este tipo. [83] [84] En Drax, los pellets se almacenaban en domos y se transferían mediante un sistema transportador antes de molerlos hasta convertirlos en polvo para su uso. [79]
Se contrató a Shepherd Building Group para construir las instalaciones de manipulación y almacenamiento de biomasa en Drax, con RPS Group como ingeniero civil. El diseño incluía instalaciones automatizadas de manipulación, cribado y almacenamiento de rieles a almacenamiento que constan de cuatro domos de almacenamiento de 50 por 63 m (164 por 207 pies) de altura por amplias cúpulas con una capacidad de 110.000 m 3 (3.900.000 pies cúbicos). [85] [86] La tecnología del domo de concreto fue suministrada por E & D Company, PLLC (comercializada como Engineering System Solutions, ES2) y Dome Technology LLC. [87] [88]
En julio de 2013 se había convertido una unidad de disparo y se informó que funcionaba correctamente; para 2013 la conversión de la segunda y tercera unidad estaba prevista para 2014 y durante o antes de 2016 respectivamente. [89] La segunda unidad se convirtió en mayo de 2014, inicialmente co-encendiendo una mezcla de 85% de biomasa y carbón debido al suministro limitado de biomasa. [90]
En abril de 2014, Drax recibió un subsidio de contrato renovable por diferencia (CFD) para la generación de energía basada en biomasa en otra unidad de combustión de carbón convertida, pero se excluyó una tercera unidad, que previamente había sido marcada como elegible para financiación CFD; Luego, Drax Group impugnó legalmente la decisión, obteniendo inicialmente un fallo a su favor, que fue revocado en el Tribunal de Apelación . [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 en 2014 se necesitara el 82 % de las importaciones de biomasa del Reino Unido desde los EE. UU. (60 % en general 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 de origen estadounidense representaron el 58% del uso de biomasa de Drax en 2014, con un 22% 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 había dado una notificación insuficiente sobre el retiro de una exención fiscal relacionada con el clima (ver Impuesto sobre el cambio climático ). Drax afirmó que el cambio reduciría sus ganancias en £30 millones. . [100] La demanda fue rechazada por el Tribunal Superior en febrero de 2016. [101]
En diciembre de 2016, la Comisión Europea de Competencia aprobó subvenciones 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 intención de invertir dinero con vistas a duplicar la producción de pellets de madera para 2030. [104]
La estación comenzó a probar la co-combustión de coque de petróleo (coque de petróleo) en una de sus calderas en junio de 2005, [105] finalizando en junio de 2007, [64] quemando 15% coque de petróleo y 85% carbón. Se quemó petcoke para hacer la electricidad más competitiva, ya que el precio de funcionamiento del equipo FGD encarecía la electricidad. La Agencia de Medio Ambiente (EA) concedió permiso para el ensayo en junio de 2004, a pesar de que Amigos de la Tierra y el Consejo Selby se opusieron a los planes . [105] Para satisfacer sus preocupaciones, las emisiones fueron monitoreadas constantemente durante la prueba y no se les permitió quemar coque de petróleo sin operar la planta 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 Drax Group solicitó pasar de las condiciones de prueba a la quema comercial. [64] La EA concedió el permiso a principios de 2008 después de estar de acuerdo con las conclusiones de Drax de que el combustible no tenía efectos negativos significativos sobre el medio ambiente. [64] [106] La estación ahora puede quemar hasta 300.000 toneladas de combustible al año y almacenar hasta 6.000 toneladas en el sitio. [106]
El carbón se introduce en uno de los 30 depósitos 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 estación tiene seis calderas Babcock Power, cada una con un peso de 4.000 toneladas. [14] [108] El carbón en polvo de diez pulverizadores se inyecta en cada caldera a través de quemadores, que se encienden con propano . En 2003 los quemadores originales fueron sustituidos por quemadores de bajo óxido de nitrógeno . [51]
Cada una de las seis calderas alimenta vapor a 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 ellos 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 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 Advanced Plant Management System (APMS), sistema desarrollado por RWE npower y Thales , e implementado por Capula. [109]
La estación también cuenta con seis turbinas de gas que brindan respaldo en caso de averías o cortes en la Red Nacional. Su producción anual es generalmente baja, genera 75 MW [44] [110] y tres de las unidades han sido suspendidas y están fuera de operación, pero podrían renovarse. [44] Las emisiones de estas unidades se liberan a través de la segunda chimenea más pequeña de la estación, al sur de la chimenea principal. [111]
Entre 2007 y 2012, Siemens reemplazó las turbinas de alta y baja presión en un programa de £ 100 millones. [112] [113] [114] [115]
El agua es esencial para una central térmica , se calienta para crear vapor que haga girar las turbinas de vapor . El agua utilizada en las calderas se extrae de dos pozos autorizados situados en el lugar. Una vez que esta agua ha pasado por las turbinas, se enfría mediante condensadores utilizando agua extraída del cercano río Ouse . [44] El agua se bombea desde el río mediante una casa de bombas en el río, al norte de la estación. [116] Una vez que ha pasado por el condensador, el agua es enfriada por una de las torres de enfriamiento de tiro natural, con dos torres dando servicio a cada grupo electrógeno. Una vez enfriada, el agua se devuelve al río. [44]
Las seis unidades cuentan con una planta independiente de DGC de piedra caliza y yeso húmedo, que se instaló entre 1988 y 1996. Esta desvía los gases de las calderas y los hace pasar a través de una suspensión de piedra caliza , que elimina al menos el 90 % del dióxido de azufre . Esto equivale a eliminar más de 250.000 toneladas de SO 2 cada año. El proceso requiere 10.000 toneladas de piedra caliza por semana, [117] procedente de Tunstead Quarry 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 en Kirkby Thore (en la línea Settle-Carlisle ), East Leake (en la antigua Great Central Main Line ) y ocasionalmente a Robertsbridge (en la Línea Hastings ). [118] DB Cargo UK transporta el yeso. [119]
En 2023, Drax anunció una retirada total del uso de energía a base de carbón después del acuerdo de contingencia de invierno. Drax anunció que ahora se embarcará en un proceso de desmantelamiento para eliminar la infraestructura relacionada con el carbón del sitio. Esto comenzará con la eliminación de la planta de desulfuración 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 estación produce alrededor de 1.000.000 de toneladas de PFA y alrededor de 220.000 toneladas de FBA: se vende todo FBA y el 85% de PFA. [121] Bajo el nombre comercial Drax Ash Products, la ceniza se vende a la industria de la construcción local , donde se utiliza en la fabricación de bloques , productos de cemento , lechadas y tendido de carreteras. [122] La ceniza también se utiliza 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 . En el proyecto se utilizaron 1.100.000 toneladas, con el objetivo de evitar un riesgo futuro de hundimiento en la localidad. DB Schenker entregaba la ceniza en diez trenes semanales, cada uno con 1.100 toneladas. [121] Tras un juicio celebrado en enero de 2010, la 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 sustituirá a 480 viajes en 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 transportadores alimentan el montículo, con una capacidad total de 750 toneladas por hora. [121] El yeso FGD se elimina en el montículo si no tiene la calidad suficiente para venderse. El montículo ha ganado varios premios por su trabajo de conservación de la naturaleza. [122]
Los efectos medioambientales de la quema de carbón están bien documentados. Se considera que el carbón es "sin duda la forma de generación de energía disponible más intensiva en carbono y contaminante". [124] En 2007, la estación produjo 22.160.000 toneladas de CO 2 , lo que la convierte en la mayor fuente individual de CO 2 en el Reino Unido. [64] [125] Entre 2000 y 2007, ha habido un aumento neto de dióxido de carbono CO 2 de más de 3.000.000 de toneladas. [64] La estación también tuvo las emisiones estimadas más altas de óxidos de nitrógeno en la Unión Europea . [126]
En 2007, en un intento por reducir las emisiones de CO 2 , Drax Group firmó un contrato de £100 millones con Siemens Power Generation para cambiar las palas de las turbinas de vapor durante 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 combustión conjunta de biomasa , esto formaba parte del objetivo de reducir las emisiones de CO 2 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 CO 2 . Se trata de 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 conversión a la quema de biomasa habían significado una disminución drástica de los gases de efecto invernadero liberados a la atmósfera. [129] [130]
Drax ha optado por la Directiva sobre grandes plantas de combustión (LCPD) y, por lo tanto, se le permite continuar operando más allá de 2015. El uso de 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 asistieron a una protesta contra las elevadas emisiones de carbono. Fue coordinado por el grupo Campamento de Acción Climática . Se informó que al menos 3.000 agentes de policía de 12 fuerzas fueron reclutados durante la protesta para salvaguardar el suministro eléctrico e impedir que los manifestantes cerraran la estación. Treinta y nueve personas fueron detenidas tras intentar acceder ilegalmente a la planta. [132]
A las 8:00 am del 13 de junio de 2008, más de 30 activistas contra el 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 subieron a los vagones con la ayuda de las vigas del puente. Luego colocaron una pancarta que decía "Déjalo en el suelo" en el costado del vagón y ataron el tren al puente, impidiendo que se moviera. Luego arrojaron con palas más de 20 toneladas de carbón sobre la vía férrea. La protesta duró todo el día, hasta que la policía sacó a varios manifestantes del tren esa noche. La dirección de la emisora afirmó que la protesta no tuvo ningún efecto sobre la producción. La acción fue coordinada por Campamento de Acción Climática. [133]
El 18 de junio de 2009, menos de 200 contratistas abandonaron o no se presentaron en 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 en el sitio estaba reclutando más personal. . Una portavoz dijo que la huelga no afectó la producción de electricidad. [134]
En octubre de 2011 se produjo un incendio por combustión espontánea en una reserva de las instalaciones de biomasa del puerto de Tyne. [135] Otro incendio ocurrió en la misma instalación en una torre de transferencia transportadora en octubre de 2013. [136]
