La Estación Generadora de West Springfield , también conocida por su razón social EP Energy Massachusetts, LLC, era una planta de energía alimentada con combustibles fósiles ubicada en West Springfield, Massachusetts . La estación era una instalación de " pico ", lo que significa que opera principalmente durante los picos de demanda eléctrica . La instalación constaba de dos turbinas generadoras de combustión de 49 megavatios (MW) (Unidades 1 y 2) alimentadas con gas natural o combustible diésel con contenido ultra bajo de azufre, una turbina a reacción de 18 MW (Unidad 10) alimentada con queroseno y una turbina de 107 MW. Unidad de caldera de vapor de ciclo simple MW (Unidad 3) quema no. 6 fuel oil, ULSD o gas natural. La estación también tenía una pequeña caldera auxiliar para el proceso y el calor del edificio y un generador de respaldo de emergencia.
La planta se cerró en junio de 2022 y está previsto su demolición. [1] Los generadores se vendieron y el desmantelamiento comenzó en el verano de 2022 con la turbina a reacción desconectada y retirada del sitio en agosto de 2022. [2]
La estación está ubicada al sur del Memorial Bridge en West Springfield, Massachusetts . La planta de energía y la subestación adyacente de West Springfield fueron construidas en 1949 por Western Massachusetts Electric Company , una subsidiaria de Northeast Utilities (ahora Eversource Energy ). La estación original constaba de dos unidades de vapor de ciclo simple (Unidades 1 y 2) que quemaban petróleo y carbón en diferentes períodos de su existencia. La Unidad 3 se agregó en 1957 y la turbina de chorro se agregó en 1969. En 1999, Con Edison adquirió la estación y el nombre corporativo de la planta se convirtió en Con Edison Energy Massachusetts, Inc. Para ese momento, la planta se había convertido en una instalación de reserva que solo se usaba en momentos de carga del sistema muy alta. En 2002, Con Edison convirtió la planta en una instalación de horas punta reemplazando las Unidades 1 y 2 de caldera originales con las turbinas de combustión actuales. La instalación no operaba con frecuencia y se utilizaba principalmente para mantener la confiabilidad de la red en el área. Debido a las condiciones actuales del mercado de Nueva Inglaterra, a ninguna de las unidades de la planta le fue bien en términos de ingresos, pero en 2005 ISO Nueva Inglaterra determinó que la estación era necesaria por motivos de confiabilidad y CEEMI obtuvo acuerdos de confiabilidad debe funcionar en 2005 de ISO Nueva Inglaterra para las unidades de la estación. En los acuerdos RMR, el mercado eléctrico acepta subsidiar los costos de las unidades operativas que se consideran necesarias pero que no pueden generar ingresos suficientes para pagar los costos operativos. Generalmente estos se pagan aumentando las tarifas eléctricas a los clientes. En 2008, Con Edison vendió CEEMI a North American Energy Alliance, Inc., ahora conocida como Essential Power LLC, que es una empresa conjunta propiedad de AllCapital e IFM. Posteriormente, Essential Power fue adquirida por Cogentrix Energy, bajo propiedad de fondos administrados por The Carlyle Group . En 2019, la planta no recibió un contrato para suministrar energía punta y los propietarios decidieron desmantelarla. [2]
Las unidades de vapor 1 y 2 se retiraron permanentemente a partir del 31 de diciembre de 2000 (se utilizaron por última vez en 1999) y las calderas se encuentran actualmente en desmantelamiento. Durante el desmantelamiento de las Unidades 1 y 2 y la instalación de CTG-1 y CTG-2, se retiró el conducto de carbón de la planta ubicado en el exterior de la sala de calderas y se reemplazaron las chimeneas de escape de ladrillo originales por chimeneas metálicas. Los dos generadores de turbina de combustión (CTG) alimentados con gas de ciclo simple , con una capacidad nominal total de 98 MW, se instalaron y comenzaron a operar el 5 de junio de 2002. Las turbinas de gas son capaces de arrancar y responder mucho más rápido a los cambios en la demanda de electricidad que las de vapor. unidades, por lo que las CTG son mucho más deseables como unidades de pico que las calderas originales. Además, los CTG emiten mucha menos contaminación atmosférica y requieren mucha menos agua de refrigeración. Cada carcasa de escape contiene reducción catalítica selectiva (SCR) y un sistema catalizador de oxidación para el control de los óxidos de nitrógeno (NOx). La empresa no instaló un generador de vapor con recuperación de calor en estas unidades.
La planta utilizó el río Connecticut como fuente de agua de refrigeración. La unidad 3, como unidad de vapor, tenía que rechazar el calor residual de su condensador a una fuente de agua. Un sistema de enfriamiento de un solo paso que utiliza agua del río eliminó el calor residual del condensador de la Unidad 3. Las bombas de circulación de agua están ubicadas en la sala de bombas de la planta, al otro lado de la carretera desde las instalaciones, directamente en el río Connecticut. La Unidad 3 podría requerir hasta 6 millones de galones de agua por día cuando esté en funcionamiento. Las unidades 1, 2 y 10 rechazaron todo el calor residual de la combustión a la atmósfera a través de las chimeneas de escape. Sin embargo, las Unidades 1 y 2 requirieron una pequeña cantidad de agua de refrigeración para eliminar el calor del sistema de aceite lubricante de las turbinas. Un pequeño sistema de agua de servicio que operaba a 730 gpm proporcionaba continuamente agua de refrigeración para ese propósito. La unidad 10 no requirió agua de refrigeración en absoluto.
Las unidades 1 y 2 tenían una restricción operativa de 4800 horas/año según la aprobación del plan de calidad del aire del Departamento de Protección Ambiental de Massachusetts (MA DEP). El MA DEP recientemente otorgó la aprobación a la NAEA para operar las unidades 720 horas adicionales por año utilizando fueloil destilado. Según la dirección de la planta, la Unidad 3 podría funcionar entre el 10% y el 20% de su capacidad.
La electricidad se suministró a la red en la subestación adyacente propiedad de Eversource Energy ubicada directamente detrás de la planta. Las cuatro unidades generaron energía a 13,8 kilovoltios (kV). Las unidades 1 y 10 suministraron energía directamente a través del sistema de distribución local de 13,8 kV alimentado desde la subestación. La unidad 3, y desde 2002 la unidad 2, suministraron energía al patio de distribución de transmisión de 115 kV en la subestación a través de transformadores elevadores de generador (GSU). La planta podría iniciarse sin energía externa disponible y solo con el generador diésel de emergencia del sitio suministrando electricidad a los sistemas de la planta. Como resultado, la planta de West Springfield fue capaz de arrancar y suministrar energía a cargas locales en caso de una falla total de la red o en el caso de que la subestación de servicios públicos a través de la cual transmite energía quede aislada del resto de la red, lo que se conoce como Capacidad de "inicio en negro".
Propiedad de Cogentrix Energy, la estación generadora de West Springfield está ubicada en 15 Agawam Ave. en West Springfield, Massachusetts. [3]