Las centrales eléctricas de Ferrybridge eran una serie de tres centrales eléctricas de carbón en el río Aire cerca de Ferrybridge en West Yorkshire , Inglaterra, en funcionamiento desde 1927 hasta 2016 en un sitio junto al cruce de las autopistas M62 y A1(M) .
La primera estación, Ferrybridge A, se construyó a mediados de la década de 1920 y se cerró en 1976. Ferrybridge B entró en funcionamiento en la década de 1950 y se cerró a principios de la de 1990. En 1966, se inauguró la central eléctrica Ferrybridge C con una capacidad de generación de 2 GW a partir de cuatro conjuntos de 500 MW; construido por la Junta Central Generadora de Electricidad (CEGB); Tras la privatización en 1989, la propiedad pasó a Powergen , luego a Edison Mission Energy (1999), luego a AEP Energy Services ( American Electric Power ) (2001) y a SSE plc (2004). Ferrybridge C cerró en marzo de 2016.
Dos de las cuatro unidades estaban equipadas con una planta de desulfuración de gases de combustión (FGD) en 2009. En 2013, SSE indicó que la central eléctrica no cumpliría con la Directiva sobre emisiones industriales , lo que requería el cierre de la planta en 2023 o antes. Más tarde se anunció que la planta estaría completamente cerrada en marzo de 2016. [4]
Ferrybridge Multifuel 1 es una planta multicombustible de energía a partir de residuos de 68 MW en el sitio que entró en funcionamiento en 2015. [2] Ferrybridge Multifuel 2 es una planta multicombustible de 70 MW construida junto con la planta MF1, que entró en funcionamiento en 2019 [ 3]
El 28 de julio de 2019, una de las torres de refrigeración de Ferrybridge fue demolida, [5] seguida de otras cuatro el 13 de octubre. [6] La sala de calderas principal, el compartimento del búnker y dos chimeneas fueron demolidos el 22 de agosto de 2021. [7] Las últimas tres torres de enfriamiento fueron demolidas el 17 de marzo de 2022. [8]
El terreno en Ferrybridge fue comprado por Yorkshire Electric Power Company en 1917. Se prepararon y presentaron planos para una central eléctrica a la Junta de Comercio en marzo de 1918. Debido a un cambio en el sistema el año siguiente con la Ley (de suministro) de electricidad de 1919 , la Los planes quedaron en suspenso. Los planos se volvieron a presentar a los Comisionados de Electricidad en enero de 1920. Finalmente se concedió permiso a los planos en noviembre de 1921, pero se retrasaron debido a una reorganización del área de suministro. [9] Se eligió un sitio de 135 acres (55 ha) con buen acceso al carbón, agua y buenas conexiones de transporte, incluido el transporte acuático. [10]
La construcción de la central eléctrica Ferrybridge A comenzó en 1926 y la estación comenzó a funcionar en 1927. [11] La estación inicial cubría 32 acres (13 ha) del sitio. [10] Los edificios principales contenían las calderas, turbinas, oficinas y talleres, y un edificio más pequeño albergaba los interruptores eléctricos. [12] Las instalaciones de transporte incluían apartaderos conectados a la línea Dearne Valley con equipos para el manejo de vagones de hasta 20 t y un muelle fluvial para el transporte en barcazas. [10] La descarga de los vagones se realizó mediante un volquete lateral, en una pesadora automática y luego en cintas transportadoras, y la descarga de barcazas se realizó mediante una grúa en la máquina de pesaje. [13] Las tomas de agua de refrigeración estaban 550 pies (170 m) aguas arriba de los muelles, inicialmente con dos tomas filtradas con una capacidad mínima (baja agua) de 3.000.000 imp gal (14.000 m 3 ) de agua por hora. [14]
El equipo de generación de energía incluía ocho calderas acuotubulares con capacidad de ebullición de agua de 75.000 lb (34.000 kg) por hora dispuestas en pares, compartiendo tiro de aire y chimeneas (166 pies (51 m) de altura). Las calderas fueron diseñadas para producir vapor sobrecalentado a 315 psi (21,4 atm) a 700 °F (371 °C) [15] La sección de turbina/generador tenía dos turbinas de reacción de tres etapas de 3000 rpm que impulsaban alternadores con una potencia nominal de 19 MW continuos. [16] Los alternadores produjeron CA trifásica de 50 Hz a 11 kV, que se incrementó a 33 kV mediante dos conjuntos de tres transformadores monofásicos de 25 MW por conjunto. [17] [18]
La estación pasó a ser propiedad de la Autoridad Eléctrica Británica tras la nacionalización de la industria eléctrica del Reino Unido, con la Ley de Electricidad de 1947 . Esta empresa, a su vez, se convirtió en la Autoridad Central de Electricidad en 1954. La producción eléctrica anual de la estación A fue: [19] [20]
La estación cerró el 25 de octubre de 1976, momento en el que tenía una capacidad de generación de 125 MW. [21]
La sala de calderas y la sala de turbinas de Ferrybridge A siguen en pie en la actualidad. Los edificios ahora se utilizan como oficinas y talleres, [11] por el Grupo de soporte técnico de RWE npower , que es responsable del mantenimiento y reparación de centrales eléctricas de todo el país. [ cita necesaria ]
La central eléctrica Ferrybridge B se construyó en la década de 1950. Generaba electricidad utilizando tres grupos electrógenos de 100 megavatios (MW), que se pusieron en servicio entre 1957 y 1959. La estación originalmente tenía una capacidad de generación total de 300 MW, pero en la década de 1990 se registró como 285 MW. Ferrybridge B era una de las veinte centrales de vapor del CEGB con mayor eficiencia térmica; en 1963-4, la eficiencia térmica fue del 32,34 por ciento, del 31,98 por ciento en 1964-5 y del 31,96 por ciento en 1965-6. [22] La producción anual de electricidad de Ferrybridge B fue: [22]
Después de que la industria de suministro eléctrico del Reino Unido fuera privatizada en 1990, la estación pasó a ser operada por PowerGen . [23] La estación cerró en 1992 y desde entonces ha sido completamente demolida. [11] [23]
En 2006, LaFarge inició la construcción de una fábrica de placas de yeso adyacente a la central eléctrica Ferrybridge C en el sitio de la antigua estación Ferrybridge B para utilizar el sulfato de calcio ( yeso ) producido por FGD. [24]
La central eléctrica fue construida originalmente y operada por la Junta Central de Generación de Electricidad .
El trabajo en Ferrybridge C comenzó en 1961. [25] Los arquitectos fueron Building Design Partnership. [26] Había dos chimeneas y las ocho torres de enfriamiento estaban dispuestas en forma de rombo en el costado del edificio. El 1 de noviembre de 1965, tres de las torres de enfriamiento colapsaron debido a las vibraciones de la turbulencia de Kármán en vientos de 137 km/h (85 mph). Aunque las estructuras habían sido construidas para soportar velocidades de viento más altas, el diseño solo consideró velocidades de viento promedio de más de un minuto y despreció ráfagas más cortas. Además, la forma agrupada de las torres de refrigeración significaba que los vientos del oeste se canalizaban hacia las propias torres, creando un vórtice . Tres de las ocho torres de refrigeración originales quedaron destruidas y las cinco restantes sufrieron graves daños. Las torres destruidas se reconstruyeron con especificaciones más altas y las cinco torres supervivientes se reforzaron para tolerar condiciones climáticas adversas. [11] [27] [28]
La puesta en marcha de Ferrybridge C comenzó en 1966: una unidad se puso en funcionamiento, alimentando electricidad a la Red Nacional , el 27 de febrero de 1966. [29] [30] Las unidades 2, 3 y 4 se pusieron en servicio a finales de 1967. [25 ] Tras el accidente de la torre de refrigeración, estaba previsto que la estación no abriera hasta después de la fecha prevista. Sin embargo, fue posible conectar una de las torres restantes a la Unidad 1, ahora completa. La reconstrucción de las torres destruidas comenzó en abril de 1966 [29] y se completó en 1968. [31]
La central eléctrica Ferrybridge C tenía cuatro grupos electrógenos de 500 MW [11] (conocidos como unidades 1 a 4). Había cuatro calderas con una capacidad nominal de 435 kg/s, las condiciones de vapor eran de 158,58 bar a 566/566 °C de recalentamiento. [32] Además de los grupos electrógenos principales, la planta tenía originalmente cuatro turbinas de gas con una capacidad combinada de 68 MW. Dos se retiraron a finales de la década de 1990, reduciendo la capacidad a 34 MW. [33] Estas unidades se utilizan para poner en marcha la planta en ausencia de una fuente de alimentación externa.
La capacidad de generación, la producción de electricidad y la eficiencia térmica fueron las que se muestran en la tabla. [22]
El suministro de carbón se realizaba por transporte ferroviario (inicialmente 4 millones de toneladas al año en tiovivos de 1.000 toneladas a razón de 17 por día) [34] y transporte por carretera y barcazas (inicialmente 1 millón de toneladas [34] en el ferrocarril Aire y Navegación Calder ). [11] El transporte en barcazas terminó a finales de los años 1990. [35] El transporte ferroviario comprendía un ramal de la línea adyacente Swinton y Milford Junction. Las instalaciones incluyen un cruce orientado al oeste en la línea Swinton, dos líneas de descarga de carbón (vía No. 1 y vía No. 2), básculas puente para peso bruto y tara, una tolva y un revestimiento de petróleo. [36] [37] El equipo de descarga automática para los trenes de carbón fue construido por Rhymney Engineering, una empresa de Powell Duffryn . Utilizaba detección ultrasónica , capaz de manejar hasta 99 vagones en un tren (aunque inicialmente los trenes tenían 35 vagones tolva ), para controlar el mecanismo de apertura de puertas para vaciar 5 vagones a la vez en los búnkeres. [38]
Las dos chimeneas de la planta tenían 198 m (650 pies) de altura. Las ocho torres de enfriamiento se construyeron a una altura de 115 m (377 pies), [35] ninguna de las cuales permanece en el sitio después de la demolición final de las torres de enfriamiento el 17 de marzo de 2022. [8]
La propiedad pasó a Powergen (1989) luego de la privatización de la Junta Central de Generación de Electricidad . En 1998, durante la "carrera por gasolina" de la década de 1990 , Powergen cerró la Unidad 4. [39] En 1999, la central eléctrica, junto con Fiddlers Ferry en Cheshire, se vendió a Edison Mission Energy . Luego, ambas estaciones se vendieron a AEP Energy Services Ltd ( American Electric Power ) en 2001, antes de que ambas se vendieran nuevamente a SSE plc en julio de 2004 por £136 millones. [11]
En 2005, SSE tomó la decisión de instalar la desulfuración de gases de combustión (FGD) en la planta, instalando equipos para depurar la mitad de la producción de Ferrybridge; la decisión debía cumplir parcialmente las especificaciones de la Directiva sobre grandes instalaciones de combustión (LCPD). [40] En 2008, las calderas se equiparon con Boosted Over Fire Air para reducir las emisiones de NOx. [41] [ ¿ fuente poco confiable? ] En 2009, se puso en servicio FGD en las unidades 3 y 4. [42] [43] La instalación de FGD permitió a SSE firmar un acuerdo de cinco años con UK Coal por 3,5 millones de toneladas de carbón con alto contenido de azufre. [44]
En diciembre de 2013, SSE anunció que Ferrybridge optaría por no cumplir (no cumpliría) la Directiva de Emisiones Industriales de la UE (2010/75/UE); esto requeriría que la planta cerrara a finales de 2023, o al completar 17.500 horas de operación después del 1 de enero de 2016. [45] [46] Las unidades sin FGD (1 y 2) se cerraron el 28 de marzo de 2014, habiendo completado el 20.000 horas de funcionamiento permitidas según la LCPD. [42] [47]
El 31 de julio de 2014 se produjo un grave incendio en la unidad C de Ferrybridge. Se entendió que el incendio había comenzado en la cuarta unidad generadora, y la unidad número 3 también se vio afectada. Ninguna unidad estaba operativa en el momento del incendio debido a tareas de mantenimiento. [48] En su apogeo, unos 75 bomberos abordaron llamas de 100 pies (30 m) de altura, después de que el incendio estallara alrededor de las 14:00 BST. [49] Una planta utilizada para eliminar el dióxido de azufre de los gases producidos por la central eléctrica se incendió. El humo negro procedente de la central eléctrica de carbón afectó a las carreteras cercanas, incluida la M62 , y se recomendó a los conductores y propietarios de viviendas que mantuvieran las ventanas cerradas. No se registraron heridos ya que el sitio estaba tranquilo debido al cierre de verano. El incendio provocó el derrumbe parcial de la estructura. [49]
Como el fuego se produjo en la torre de absorción, destruyó la capacidad FGD de la Unidad 4. La unidad 3, que había sufrido daños menores, volvió a estar en servicio el 29 de octubre de 2014. La Unidad 4 reanudó el servicio el 15 de diciembre de 2014, aunque sin su FGD solo podía funcionar quemando carbón con muy bajo contenido de azufre y en conjunto con la Unidad 3. El carbón con muy bajo contenido de azufre se acabó en marzo de 2015 y, por lo tanto, la Unidad 4 se cerró, dejando solo la Unidad 3 en operación para el último año de generación. [ cita necesaria ]
Después del incendio, solo la Unidad 3 permaneció en pleno funcionamiento, lo que provocó una disminución de la producción de energía y un aumento en el costo de funcionamiento de la misma. En mayo de 2015, SSE confirmó que la planta cerraría a principios de 2016, después de estimar que perdería £100 millones durante los próximos cinco años. [50] [51] La generación de electricidad cesó alrededor del mediodía del 23 de marzo de 2016, y la SSE declaró que la fecha oficial de cierre sería el 31 de marzo. [52]
La torre de enfriamiento seis tenía 114 metros (374 pies) de altura y fue la primera en ser demolida con explosivos el 28 de julio de 2019. [53] [54] [55] Otras cuatro torres de enfriamiento fueron demolidas el 13 de octubre de 2019, dejando tres en pie . [6]
La sala de calderas principal, el compartimento del búnker y dos chimeneas de 198 metros (650 pies) de altura fueron demolidos el 22 de agosto de 2021. [7] Todos fueron demolidos al mismo tiempo porque cuando se lleva a cabo una demolición controlada tiene que haber una zona de exclusión. por seguridad. Hay un desarrollo de viviendas cerca de la central eléctrica y durante las restricciones de COVID-19 , a Keltbray y SSE no se les permitió evacuar las casas, mientras que las pautas de distanciamiento social exigían que los hogares estuvieran a 2 metros (6 pies) de distancia. Una vez levantadas las restricciones pudieron llevar a cabo la demolición, y optaron por demoler las tres estructuras al mismo tiempo para que sólo fuera necesaria una evacuación. [ cita necesaria ]
Las tres últimas torres de refrigeración, que en un principio estaban destinadas a ser conservadas para una futura central eléctrica alimentada por gas, fueron demolidas el 17 de marzo de 2022 [8] y el sitio se puso a la venta. [56] La demolición de la central eléctrica se completó en octubre de 2022. [56] [ verificación fallida ]
En 2018, SSE tenía planes de remodelar el sitio para una central eléctrica a gas, que se llamaría Ferrybridge D, [57] y construir un gasoducto de 9 km para conectarlo al sistema de transmisión de gas. [58] Partes de la estación 'C', incluidas tres de las torres de enfriamiento originales, la casa de distribución eléctrica y la subestación, se conservarían para su uso. [ cita necesaria ] Los planes no se llevaron adelante y en abril de 2020 se canceló la solicitud para reservar capacidad en la red de transporte de gas. [59]
En octubre de 2011, SSE obtuvo el permiso de planificación de la Sección 36 para construir una planta de conversión de residuos en energía de 68 MW en su sitio de Ferrybridge. [60] La planta de 68 MW fue diseñada para quemar combustibles mixtos que incluyen biomasa, desechos generales y desechos de madera. La planta entró en funcionamiento durante 2015. [61] [2]
A finales de 2013 se iniciaron las consultas para una segunda planta multicombustible "Ferrybridge Multifuel 2" (FM2). Inicialmente se especificó que la planta sería similar en escala a la primera planta y que tendría una capacidad de hasta 90 MW. [62] [63] Ocupó parte del campo en Ferrybridge Golf Club, y en 2013 SSE se comprometió a proporcionar un campo de nueve hoyos de reemplazo y una casa club cercana. [64] La construcción de MF2 comenzó en 2016, se completó a fines de 2019 y se puso en servicio en diciembre de ese año. [3] Se construyó una terminal de descarga ferroviaria entre las dos plantas para permitir el servicio ferroviario de ambas. [ cita necesaria ]
Ambas plantas fueron construidas por Multifuel Energy Limited, una empresa conjunta al 50% entre SSE y Wheelabrator, una división de la empresa estadounidense Waste Management . [65] A partir de 2015 [actualizar], la energía generada fue comprada por SSE. [66] SSE vendió su participación en la empresa conjunta a First Sentier Investors en enero de 2021, como parte de un programa de enajenación de activos complementarios. [67] Una batería de 150 MW / 300 MWh (2 horas) comenzó a construirse en 2023, prevista para 2024. [68] [69]
El 30 de noviembre de 2011, el Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático , Chris Huhne , inauguró oficialmente una planta piloto de captura de carbono en la central eléctrica de Ferrybridge. La planta de captura de carbono se construyó en colaboración con Doosan Power Systems , Vattenfall y el Technology Strategy Board . [70] [71] La planta tenía una capacidad de 100 toneladas de CO 2 por día, equivalente a 0,005 GW de potencia. [72] El método de captura utilizó química de aminas [73] [74] (ver Tratamiento con gas amina ). El CO 2 no se almacenó porque la planta piloto fue diseñada únicamente para probar el elemento de captura de carbono del proceso de captura y almacenamiento de carbono . En el momento de su construcción, era la planta de captura de carbono más grande del Reino Unido. [75]
{{cite book}}: |work=ignorado ( ayuda )Detalles de la central eléctrica de Ferrybridge C
[..] Las calderas fueron equipadas con tecnología de aire impulsado sobre fuego en 2008 para reducir las emisiones de NOx
La supresión, en enero y febrero de 2009, de las restricciones horarias de funcionamiento de las centrales eléctricas de Fiddler's Ferry y Ferrybridge que se aplicaban durante 2008, tras la instalación de equipos de desulfuración de gases de combustión (FGD)
[...]
Inversión en 2009/2010
[. .]
Durante ese tiempo, SSE [..] completó la instalación de equipos de desulfuración de gases de combustión en las centrales eléctricas de Fiddler's Ferry y Ferrybridge.
La Unidad Uno (490 MW) y la Unidad Dos (490 MW) en la central eléctrica de Ferrybridge quedaron excluidas de la Directiva sobre grandes plantas de combustión (LCPD) y se apagaron una vez que agotaron las 20.000 horas de funcionamiento permitidas a finales de marzo de 2014.
