Peterhead Power Station es una estación de unidades múltiples propiedad de SSE plc y operada por ella, con una capacidad de 2.177 MW (1.550 MW transmisibles). Se encuentra cerca de Boddam y de la A90 , justo al sur de Peterhead , en Aberdeenshire , en el noreste de Escocia. Se encuentra junto a Sandford Lodge , una estructura construida alrededor del año 1800. Inicialmente operando como una central eléctrica alimentada por petróleo y luego haciendo la transición a gas fósil, la planta también ha servido como un sitio para capacidad experimental de generación de hidrógeno.
En 2016, el sitio se vio envuelto en una controversia en torno a un plan fallido de captura y almacenamiento de hidrógeno y carbono con BP, que finalmente resultó infructuoso. [2] Sin embargo, en 2022, la empresa propuso un nuevo plan de captura y almacenamiento de carbono para el sitio. [3]
La central se planeó originalmente como una central eléctrica de petróleo de 1320 MWe que constaba de dos unidades generadoras de 676 MWe. Diseñado por Robert Matthew Johnson Marshall & Partners, [4] la construcción comenzó en mayo de 1973 y se completó en 1978, [4] con una unidad inaugurada en 1980 y la otra en 1982. [1] El propietario original era North of Scotland Hydro. -Pizarron electrico. Sin embargo, la proximidad de la estación a la terminal de gas de St Fergus significó que las calderas se reconvirtieran para quemar gas además de petróleo. Cuando abrió, quemaba gas residual del campo petrolífero Brent , antes de que este gas fuera refinado en la refinería Mossmorran cerca de Cowdenbeath , y el precio del petróleo fuera antieconómico de utilizar. En 1984, el precio del petróleo hizo que su consumo fuera económico. [1]
Una de las víctimas mortales se produjo el 19 de junio de 1982. Un maquinista resultó aplastado durante el fallido levantamiento de una gran rectificadora de superficie. José Smith, de 41 años, trabajó en el taller mecánico de la central eléctrica de petróleo durante toda su vida laboral.
A principios de la década de 1990, los propietarios ( Scottish Hydro Electric ) celebraron un contrato con BP para quemar gas amargo del campo Miller . Para cumplir con los términos de este contrato, se construyeron dos unidades más (dos turbinas de gas de ciclo abierto de 120 MW) con la función principal de quemar gas Miller cuando las dos unidades principales no estaban disponibles.
Estas turbinas de gas ya han sido desmanteladas y la planta vendida a una empresa en África, donde se utilizarán en una planta desalinizadora.
El gas fue llevado a una nueva instalación receptora de gas denominada "PGRF". Debido a la naturaleza del gas, todas las tuberías de acero al carbono tenían que cumplir con la especificación NACE MR 01 75 (90), que requería límites en el contenido de azufre y carbono.
La línea de suministro de gas del PGRF fue instalada por Motherwell Bridge Projects de 1990 a 1991. El sistema de tuberías consistía en tuberías de acero al carbono de 30" a 20" totalmente soldadas y probadas, lo que producía un sistema de alta integridad. El sistema alimenta ambas unidades y termina en el techo del precalentador de aire, donde la alimentación de la caldera principal se controla a través de un cabezal de gas. El cabezal consta de tres válvulas de 14" y una de 10".
En 2000, la estación completó un importante proyecto de repotenciación para aumentar la eficiencia y capacidad de la estación. Se utilizaron tres turbinas de gas de forma innovadora para proporcionar vapor a una de las turbinas de vapor originales. [5] Estos cambios permitieron entregar 1150 MWe de producción con una eficiencia térmica del 57% en comparación con el 37% original de la planta.
La capacidad instalada de Peterhead aumentó a 2407 MWe en noviembre de 2007 tras una mejora del compresor y del control de combustión en los GT11, 12 y 13, lo que la convierte en la central eléctrica más grande de Escocia, por delante de Longannet . Sin embargo, el sistema de transmisión de Peterhead limita la producción a 1.550 MWe.
En mayo de 2009, GT3 y GT4 fueron dados de baja. La capacidad instalada de Peterhead se reduce ahora a 2177 MW.
La central eléctrica fue renovada durante 2015 y volvió a estar en servicio en noviembre de 2015. La central ahora está configurada para generar de manera flexible y eficiente entre 240 MWe y 400 MWe, con un contrato de Reserva de Equilibrio Suplementario (SBR) por 750 MWe adicionales para proporcionar energía ocasional. respaldo durante el período invernal. [6] [7]
La estación ha obtenido contratos hasta 2021/22 y está previsto que produzca 1,05 GWh en 2019/20 y 1,06 GWh en 2020/21. [8]
En 2006, había planes para producir 350 MWe de energía a partir de hidrógeno producido a partir de metano, y BP bombeaba el dióxido de carbono resultante al campo Miller mediante captura de carbono . Habría sido la primera central eléctrica de hidrógeno a gran escala. El 23 de mayo de 2007, BP abandonó [9] la idea de capturar carbono después de perder la paciencia esperando la aprobación del gobierno del Reino Unido, preocupado por la capacidad de almacenamiento a largo plazo del Miller Field. [2]
Las tres turbinas de gas Siemens V94.3A de 277 MWe (ahora llamadas SGT5-4000F) proporcionan un sistema de generación de energía de tipo CCGT , con tres generadores de vapor de recuperación de calor Doosan Babcock que suministran vapor a una turbina de vapor (más antigua) .
