Centrale elettrica Drax - Drax Power Station
| Centrale elettrica di Drax | |
|---|---|
 Drax Power Station
Dall'est nell'ottobre 2007 | |
 | |
| Nome ufficiale | Centrale elettrica di Drax |
| Nazione | Inghilterra |
| Posizione | Drax, North Yorkshire |
| Coordinate | 53°44′9″N 0°59′47″W / 53,73583°N 0,99639°O Coordinate: 53°44′9″N 0°59′47″W / 53,73583°N 0,99639°O |
| Stato | operativo |
| La costruzione è iniziata | 1967 (Fase 1) 1979 (Fase 2) |
| Data della Commissione | 1974 (Fase 1) 1986 (Fase 2) |
| Proprietari) |
Central Electricity Generating Board ( 1974–1990 ) National Power ( 1990–1999 ) AES Corporation ( 1999–2003 ) Drax Group ( 2005–presente ) |
| Operatore/i | Potere Drax limitato |
| Centrale termica | |
| Combustibile primario | biomassa |
| Carburante secondario | Carbone bituminoso |
| Combustibile terziario | Petcoke |
| Produzione di energia | |
| Unità operative | 6 × 660 MW (4 biomasse, 2 carbone) |
| Marca e modello |
CA Parsons e società Siemens |
| Capacità targa | 1975: 1.980 MW 1986: 3.960 MW |
| link esterno | |
| Sito web | www.draxpower.com |
| Comuni | Media correlati su Commons |
La centrale elettrica di Drax è una grande centrale a biomasse nel North Yorkshire , in Inghilterra, in grado di co-combustire il petcoke . Ha una capacità di 2,6 GW per la biomassa e 1,29 GW di capacità per il carbone. Il suo nome deriva dal vicino villaggio di Drax . Si trova sul fiume Ouse tra Selby e Goole . La sua capacità di generazione di 3.906 megawatt (MW) è la più alta di qualsiasi centrale elettrica nel Regno Unito, fornendo circa il 6% della fornitura di energia elettrica del Regno Unito.
Inaugurata nel 1974 e ampliata negli anni '80, la stazione era inizialmente gestita dal Central Electricity Generating Board . Dalla privatizzazione nel 1990 la proprietà è cambiata più volte ed è gestita dal Gruppo Drax . Completata nel 1986, è la più recente centrale elettrica a carbone in Inghilterra. Gli impianti di desolforazione dei fumi sono stati installati tra il 1988 e il 1995. Le turbine ad alta e bassa pressione sono state sostituite tra il 2007 e il 2012.
Entro il 2010, la stazione stava co-combustando la biomassa. Nel 2012, la società ha annunciato l'intenzione di convertire tre unità di generazione esclusivamente a biomassa, bruciando 7,5 milioni di tonnellate importate dagli Stati Uniti e dal Canada. Questo lavoro è stato completato nel 2016 e un'ulteriore quarta unità è stata convertita nel 2018. La società ora prevede di convertire le sue restanti due unità a carbone in unità di turbine a gas a ciclo combinato e batterie di accumulo da 200 MW . Nel febbraio 2020 è stato annunciato che Drax avrebbe smesso di bruciare carbone all'inizio del 2021, in conformità con la scadenza del 2025 del governo per vietare tutta l'elettricità a carbone nel Regno Unito.
Storia
Drax è stato inizialmente concepito dal Central Electricity Generating Board (CEGB) nel 1962 come la più grande centrale elettrica del paese finora, a circa 3.000 MW. Successivamente si è deciso di sfruttare questa opportunità come prima centrale ad utilizzare i gruppi turbogeneratori da 660 MW che si prevedeva diventeranno il nuovo standard, pertanto i consensi alla progettazione sono stati rivisti a circa 4.000 MW.
Dopo la scoperta di Selby Coalfield nel 1967, il Board avrebbe costruito tre grandi centrali elettriche per utilizzare il suo carbone. Si trattava di un'espansione della stazione di Ferrybridge , una nuova stazione di Eggborough e Drax, che sarebbe stata la più grande.
Costruzione
L'autorizzazione all'esecuzione dei lavori propedeutici fu concessa nel dicembre 1964, con conseguente piena autorizzazione nel marzo 1966, sulla base del fatto che la stazione sarebbe stata progettata per ospitare sei unità da 660 MW, ma che per il momento si sarebbero procedute solo con le prime tre.
Lavori di base per queste tre unità, conosciute all'epoca come 'Drax First Half', iniziato nel 1967. Due unità sono state sincronizzate alla rete nel 1973 e la terza nel 1974.
Sebbene autorizzata, la seconda metà del progetto, nota come "Completamento Drax' – è stato rinviato, perché durante la gestazione del progetto la politica del mix energetico del Consiglio si è spostata verso un sistema nucleare maggioritario. Il Consiglio ha deciso nel 1977 che la costruzione delle ultime tre unità sarebbe iniziata nel 1979 con l'obiettivo di entrare in servizio nel 1985/6, come parte della crescita del carico con una politica di mix aggiustata che mira a un equilibrio tra carbone, nucleare e petrolio. Tuttavia, nello stesso anno, a luglio, il governo ha chiesto che Drax Completion procedesse immediatamente, prima dei requisiti, al fine di garantire posti di lavoro nelle industrie manifatturiere pesanti del nord-est. Il Consiglio ha acconsentito a questo soggetto ad essere risarcito.
Gli architetti erano Jeff King e Dennis Merritt di Clifford, Tee e Gale. Il critico di architettura Reyner Banham è stato feroce nei confronti del progetto: "meno una cattedrale di mattoni che un bunker di cemento... ossessione per le superfici nervate e le forti proiezioni che hanno le loro origini nel brutalismo". Costain costruì le fondamenta e le gallerie cavi; Sir Robert McAlpine Ltd. ha posato le strade e costruito gli edifici annessi; Mowlem gettò le fondamenta profonde ; Alfred McAlpine ha costruito gli edifici amministrativi e di controllo ; Balfour Beatty ha intrapreso lavori di costruzione generale; e James Scott hanno installato i cavi . Tarmac Construction ha intrapreso i lavori di ingegneria civile ; Gli ingegneri civili di Holst hanno costruito il camino ; Bierrum & Partners ha realizzato le torri di raffreddamento ; cablaggio installato NG Bailey; Reyrolle , English Electric e South Wales Switchgear hanno prodotto e installato il quadro ; English Electric ha prodotto le pompe dell'acqua di raffreddamento del generatore; TW Broadbent ha mantenuto le forniture elettriche temporanee; e Sulzer Brothers hanno prodotto le pompe di alimentazione della caldaia . In entrambe le fasi le caldaie sono state realizzate da Babcock Power Ltd ei generatori da CA Parsons and Company .
A causa della suddivisione del progetto in due fasi, è stato deciso per l'efficienza di progettare ogni fase come metà immagine speculare di una stazione completa con solo la manciata di elementi che l'intero sito avrebbe condiviso (come la canna fumaria e l'area di gestione del carbone) che necessitano da costruire nel primo tempo . Questo concetto si estendeva alla ricerca degli stessi appaltatori e fornitori che hanno lavorato al primo semestre per il completamento . Purtroppo a causa dell'arco temporale decennale tra i lavori comparabili sulle due fasi diversi produttori che avevano fornito il primo semestre si erano fusi o avevano cessato l'attività. Questo, combinato con i cambiamenti legislativi, ha fatto sì che numerose gamme di componenti e attrezzature utilizzate per il primo semestre non fossero più disponibili per il completamento o fossero significativamente modificate. Separatamente, l'esperienza operativa in quel lasso di tempo aveva portato a miglioramenti progettuali nelle attrezzature e negli impianti specificati dal Consiglio, portando ad alcune aree significative del progetto di completamento che venivano modificate.
La seconda fase è stata completata nel 1986.
La costruzione della centrale ha comportato la demolizione di una fattoria nota come Wood House.
Mitsui Babcock ha installato apparecchiature per la desolforazione dei gas di scarico (FGD) tra il 1988 e il 1995.
Post-privatizzazione
Alla privatizzazione del CEGB nel 1990, la stazione è stata trasferita dal CEGB alla società di generazione privatizzata National Power , che l'ha venduta alla AES Corporation nel novembre 1999 per £ 1,87 miliardi (3 miliardi di dollari). AES ha ceduto la proprietà nell'agosto 2003, dopo essere caduta in 1,3 miliardi di sterline di debito. Amministratori indipendenti hanno proseguito l'operazione per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti. Nel dicembre 2005, dopo il rifinanziamento, la proprietà è passata al Gruppo Drax .
Offerte di acquisizione separate da International Power , gruppo di private equity Texas Pacific e un'offerta sostenuta da private equity da Constellation Energy sono state respinte per sottovalutazione della società. La valutazione della società è successivamente aumentata fino al 2005 a causa dell'aumento dei prezzi dell'elettricità e il 15 dicembre 2005 Drax Group plc ha quotato le sue azioni alla Borsa di Londra , emettendo azioni per un valore di 400 milioni di sterline, con una valutazione di 2,6 miliardi di sterline.
Nel 2009, Drax Group ha presentato una domanda di pianificazione per l'impianto di energia rinnovabile a biomasse di Ouse da 300 MW vicino alla centrale. L'approvazione del governo è stata ottenuta a metà del 2011. Nel febbraio 2012 la società ha interrotto la pianificazione dello sviluppo dell'impianto, adducendo i costi logistici e l'incertezza relativa al sostegno finanziario del governo per la biomassa.
Cattura e stoccaggio del carbonio
Nel 2006 Drax Power Limited, in risposta a una consultazione del governo, dichiarò di sponsorizzare studi di sviluppo sulla cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS), ma notò che non era commercialmente redditizio, con costi paragonabili a quelli dell'energia eolica nucleare o offshore. Il 17 giugno 2009, il Segretario di Stato per l'energia e il cambiamento climatico Ed Miliband ha annunciato piani che richiederebbero che tutte le centrali elettriche a carbone del Regno Unito fossero dotate della tecnologia CCS entro i primi anni del 2020, pena la chiusura.
Nel 2012 un progetto CCS a Drax è stato selezionato per il finanziamento del governo. Nel 2013 il progetto White Rose Carbon Capture and Storage (ex progetto UK OXY CCS) è stato selezionato per lo schema CCS del governo del Regno Unito e alla fine del 2013 è stato assegnato un contratto FEED (Front End Engineering Design) di due anni per il progetto CCS. A partire da giugno 2014, Drax è impegnata in una joint venture con Alstom e BOC per costruire una centrale elettrica a combustione alimentata a ossigeno da 626 MW adiacente al sito Drax esistente. National Grid costruirebbe contemporaneamente un gasdotto per il trasporto di CO
2 40 miglia (64 km) dalla costa dello Yorkshire per il sequestro.
Nel luglio 2014 il progetto ha ricevuto un finanziamento di 300 milioni di euro dalla Commissione Europea .
Nel settembre 2015 Drax ha annunciato che non avrebbe effettuato ulteriori investimenti nello schema CCS dopo il completamento dello studio di fattibilità perché le modifiche negative al sostegno del governo per l'energia rinnovabile avevano reso il progetto troppo rischioso dal punto di vista finanziario, oltre a cali del prezzo delle azioni della società a causa del la stessa incertezza aveva ridotto la capacità di Drax di raccogliere fondi. Ci si aspettava che Front End Engineering Design continuasse sotto Alstom e BOC con il progetto ancora ospitato presso Drax. Alla fine del 2015 il governo del Regno Unito ha ritirato il suo potenziale sostegno finanziario per i progetti CCS – fino a 1 miliardo di sterline di finanziamenti, annullando il sostegno promesso nel manifesto elettorale del 2015 del partito di governo . Di conseguenza, Leigh Hackett, CEO di Capture Power, ha dichiarato che "[I] t è difficile immaginare la sua continuazione in assenza di un cruciale sostegno del governo".
Nel maggio 2018, Drax ha annunciato un nuovo schema pilota per la cattura e lo stoccaggio del carbonio che avrebbe intrapreso in collaborazione con l'azienda con sede a Leeds, C-Capture. L'obiettivo di questo progetto pilota sarà la cattura del carbonio post combustione dai bruciatori a biomassa rispetto ai bruciatori a carbone. Drax investirà £ 400.000 nel progetto. La società, C-Capture, è una società secondaria del Dipartimento di Chimica con sede presso l' Università di Leeds . Ciò produrrebbe circa 1 tonnellata (1,1 tonnellata) di CO
2immagazzinati al giorno dal processo, che potrebbero essere venduti per l'uso nell'industria delle bevande. Lo schema pilota è stato lanciato nel febbraio 2019. La cattura del carbonio dai bruciatori di biomassa è nota come Bio Energy with Carbon Capture and Storage (BECCS).
Drax Repower
Drax Repower era una proposta per modificare le unità 5 e 6 della centrale elettrica di Drax installando turbine a gas a ciclo combinato . Il calore di scarto delle turbine a gas passerebbe ai generatori di vapore a recupero di calore che genererebbero vapore per le turbine a vapore esistenti nelle rispettive unità. Le unità rimotorizzate avrebbero dovuto avere una potenza elettrica totale di 3,6 gigawatt. C'è anche una proposta per costruire due impianti di stoccaggio in batteria da 100 MW (sic) ciascuno. La consultazione statutaria sul progetto si è svolta a gennaio e febbraio 2018.
Design e specifiche
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Gli edifici principali sono di struttura in acciaio e struttura rivestita in metallo . Le caratteristiche principali sono una sala turbine , un locale caldaia , un camino e 12 torri di raffreddamento. La sala caldaie è alta 76 m (249 piedi) e la sala delle turbine è lunga 400 m (1.300 piedi).
Il camino è alto 259,3 metri (851 piedi), con un diametro complessivo di 26,0 metri (85,3 piedi) e pesa 44.000 tonnellate. Si compone di tre canne fumarie ellittiche in cemento armato , ciascuna al servizio di due delle sei caldaie, inserite all'interno di un 'paravento' cilindrico, anch'esso in cemento armato. Gli elementi più alti, i tre anelli di chiusura delle canne fumarie che si estendono al di sopra del parabrezza, sono in ghisa. Una volta terminato, il camino era il più grande camino industriale del mondo ed è ancora il più alto del Regno Unito. Le dimensioni del camino, compresa l'altezza, sono state dettate da una portata totale di progetto di 5.100 m 3 /s di gas a 26 m/s. Poiché la stazione è stata progettata e costruita prima dell'impegno del CEGB per la desolpurazione dei gas di scarico, sono state adottate misure estese per limitare l' attacco acido da "condensa solforosa" , vale a dire il rivestimento delle canne fumarie con un fluoroelastomero e il rivestimento dei 29,0 m superiori del superfici esterne con un mix di piastrelle resistenti agli acidi e detto fluoroelastomero.
Le dodici torri di raffreddamento a tiraggio naturale alte 114 metri (374 piedi) si trovano in due gruppi di sei a nord ea sud della stazione. Sono realizzati in cemento armato, nel tipico design iperboloide , e ciascuno ha un diametro di base di 92 m (302 piedi). Altre strutture includono un'area di stoccaggio del carbone, un impianto FGD e strutture per la manipolazione del gesso .
La centrale è la terza più grande centrale elettrica a carbone in Europa , dopo la centrale elettrica di Bełchatów in Polonia e la centrale elettrica di Neurath in Germania. Produce circa 24 terawattora (TWh) (86,4 petajoule ) di elettricità all'anno. Sebbene generi circa 1.500.000 tonnellate di ceneri e 22.800.000 tonnellate di anidride carbonica ogni anno, è la centrale elettrica a carbone più efficiente in termini di carbonio nel Regno Unito.
La vita di progetto è stata definita in termini di numero di avviamenti e "cicli" operativi, ma con la presunzione che la stazione avrebbe funzionato come un generatore di carico di base standard di 2° livello (le stazioni nucleari sono di 1° livello) secondo lo schema ben stabilito sotto il sistema elettrico centralizzato statale, è stato riassunto come "nell'ordine dei 40 anni". Il requisito minimo era quello di fornire 'pieno carico per i giorni feriali, per un periodo di 3 mesi' con una disponibilità superiore all'85%. Le operazioni del fine settimana dovevano essere tra il 50 e il 100% della piena potenza. Nonostante questo intento per il funzionamento del carico di base, è stato progettato con una ragionevole capacità di seguire il carico , essendo in grado di aumentare o diminuire del 5% della piena potenza al minuto entro un intervallo del 50-100% della piena potenza.
Molo di Ouse
La centrale dispone anche di un molo sul fiume Ouse , con una capacità di carico di 200 tonnellate - storicamente il molo è stato costruito e utilizzato per la costruzione della centrale negli anni '60/'70 - come la consegna delle attrezzature. Nel 2015 è stata presentata una domanda di pianificazione per il miglioramento della capacità di carico del molo a 500 tonnellate dallo sviluppatore White Rose CCS Capture Power Limited (joint venture Drax/Alstom/BOC), per la costruzione del progetto CCS.
Rifornimento di carburante
La principale via di trasporto per la centrale elettrica per il carburante (originariamente carbone) è il treno attraverso una sezione di solo trasporto lunga 4,5 miglia (7,2 km) dell'ex ferrovia Hull and Barnsley , dalla linea Pontefract a Hensall Junction. Viene utilizzato un layout di rotaie a palloncino in modo che i vagoni di carbone non debbano essere deviati dopo essere stati scaricati. Vengono utilizzati treni a giostra, in modo che i vagoni possano essere scaricati senza che il treno si fermi mentre passa attraverso una casa di scarico. In media, ci sono 35 consegne al giorno, 6 giorni alla settimana.
La centrale ha anche un molo (vedi § Jetty ) – le importazioni tramite il molo sono terminate nel 1980 circa – nel 2004 il molo è stato sperimentato per l'importazione di Tall Oil su chiatta.
Fornitura di carbone
Nel 2021, tutte le forniture di carbone alla Drax Power Station e la produzione di elettricità commerciale dal carbone sono terminate secondo il piano per la fine del carbone annunciato nel 2020.
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Nella sua forma originale, la stazione aveva un consumo potenziale massimo di 36.000 tonnellate di carbone al giorno. Nel 2011 ha consumato 9,1 milioni di tonnellate di carbone. Questo carbone proveniva da una miscela di fonti nazionali e internazionali, con carbone nazionale proveniente dalle miniere dello Yorkshire , delle Midlands e della Scozia, e forniture estere provenienti da Australia, Colombia, Polonia, Russia e Sud Africa. A partire dal 2020, tutto il carbone è stato acquistato a livello internazionale.
Il carburante e altri prodotti sfusi vengono forniti tramite una linea di derivazione di 6 miglia al largo della linea ferroviaria di Wakefield e Goole. Le strutture ferroviarie includono un incrocio rivolto a ovest sulla linea di Goole, pese a ponte a peso lordo e tara, strutture per la movimentazione di calcare e gesso, tra cui un edificio di movimentazione e una sala di controllo per l'impianto FGD, FGD Sidings G e H, scarico di biomassa (Track A), scarico carbone (binari A, B e C), linea di bypass (binario D), raccordo olio (binario E) e carico ceneri (binario F) e un edificio di scarico e sala di controllo.
Quando la stazione aperta, la maggior parte del carbone bruciato era di locali miniere Yorkshire, incluse Kellingley Colliery , principe di Galles, Ackton Sala , Sharlston Colliery , Fryston Colliery , Askern Colliery e Bentley Colliery . Dopo lo sciopero dei minatori a metà degli anni '80, nel 2006, tutti tranne Kellingley avevano chiuso. (Kellingley ha chiuso alla fine del 2015.) UK Coal aveva un contratto quinquennale per la fornitura di carbone, terminato alla fine del 2009, da Kellingley, Maltby e, fino alla sua chiusura nel 2007, Rossington . Il carbone è stato portato anche da Harworth Colliery fino a quando non è stato messo in naftalina, ed è stato fornito da Daw Mill nel Warwickshire .
Il carbone straniero viene portato via ferrovia attraverso vari porti. Nel 2007 GB Railfreight ha vinto un contratto per spostare il carbone portato dal porto di Tyne , celebrato dalla compagnia che ha nominato una delle sue locomotive Drax Power Station nel 2007. DB Cargo UK trasporta carbone dai vicini porti di Hull e Immingham , e da Terminal di Hunterston sulla costa occidentale della Scozia . Il Gruppo Freightliner sposta carbone importato attraverso Redcar .
biomassa
Co-cottura
La centrale ha testato la co-combustione della biomassa nell'estate del 2004, e così facendo è stata la prima centrale elettrica del Regno Unito ad essere alimentata a legna. La prova iniziale di 14.100 tonnellate di salice era di provenienza locale dalla vicina Eggborough. Dopo la sperimentazione, l'utilizzo della biomassa da parte della stazione è continuato. Utilizza l'iniezione diretta per la combustione della biomassa, per cui bypassa i mulini polverizzatori e viene iniettata direttamente nella caldaia o nella linea del combustibile, per un maggiore rendimento. Nel 2009 è stato fissato l'obiettivo di ricavare il 12,5% dell'energia della stazione da biomasse e il passaggio alla biomassa ha lo scopo di contribuire all'obiettivo di ridurre le emissioni di CO
2emissioni del 15%. La stazione brucia una vasta gamma di biomassa, principalmente pellet di legno , pellet di girasole , olive , gusci di arachidi e farina di colza . La maggioranza viene dall'estero. Un impianto di pellettizzazione di paglia della capacità di 100.000 tonnellate all'anno è stato costruito a Capitol Park, Goole nel 2008, aperto nel 2009. La costruzione di impianti specializzati per la gestione della biomassa è iniziata nel 2009 al porto di Tyne ea Drax.
Nuovi impianti a biomasse
Negli anni 2000 Drax Group ha chiesto il permesso di costruire una nuova centrale da 300 MW, alimentata interamente a biomasse, a nord della centrale; l'impianto di energia rinnovabile di Ouse avrebbe dovuto bruciare 1.400.000 tonnellate di biomassa ogni anno, risparmiando 1.850.000 tonnellate di CO
2emissioni e dovrebbe creare 850 posti di lavoro nell'edilizia e 150 posti di lavoro permanenti creati una volta aperti, attraverso l'assunzione diretta ea contratto. I piani sono stati presentati al Dipartimento dell'Energia e dei Cambiamenti Climatici nel luglio 2009 per la revisione; se l'autorizzazione fosse stata concessa, l'inizio della costruzione era previsto per la fine del 2010 e sarebbe durato fino a tre anni e mezzo. Altri due impianti a biomasse da 300 MW sono stati progettati da Drax nei porti di Hull e Immingham.
Nel 2012 il gruppo Drax ha abbandonato i piani per lo sviluppo di impianti a biomasse discreti, a causa di cambiamenti nei sussidi governativi per la produzione di energia da biomassa favorendo la conversione degli impianti rispetto agli impianti di nuova costruzione. È passato a un progetto per convertire la metà delle unità del suo impianto esistente alla combustione a biomassa.
Cottura completa a biomassa
Nel settembre 2012 Drax Group ha annunciato la conversione alla combustione completa con biomassa di tre delle sue sei unità. La prima unità doveva essere online entro giugno 2013, la seconda unità nel 2014 e la terza entro il 2017; inizialmente era stata assicurata una fornitura di biomassa per la prima unità. Il costo è stato stimato in 700 milioni di sterline (1,13 miliardi di dollari), comprese le modifiche ai mulini a combustibile e alle caldaie e la costruzione di strutture di stoccaggio e nastri trasportatori per il combustibile a pellet. Ogni unità consumerà circa 2,3 milioni di tonnellate di biomassa all'anno, con un fabbisogno annuo stimato di 7,5 milioni di tonnellate nel 2017. Ciò equivale a due terzi dell'intero consumo energetico europeo di biomassa nel 2010 e richiede 1.200.000 ha (4.600 sq mi; 12.000 km 2 ) di foresta per la fornitura su base continuativa. Ci si aspettava che il Nord America fosse la fonte della stragrande maggioranza della biomassa, anche se alcuni sarebbero salici ed erba di elefante di origine nazionale.
La decisione del Gruppo Drax è stata resa possibile da una nuova politica del governo del Regno Unito, in vigore nell'aprile 2013, di assegnare 1.0 ROC negoziabili (certificati di obbligo rinnovabile) per megawatt di generazione di energia da centrali a carbone completamente convertite per bruciare biomassa; L'amministratore delegato Dorothy Thompson ha dichiarato che l'azienda intendeva diventare un produttore di energia prevalentemente alimentato da biomassa. Ad aprile 2013 il finanziamento per il programma includeva £ 190 milioni attraverso la vendita di azioni, £ 100 milioni da Prudential/M&G UK Companies Financing Fund, £ 50 milioni dalla UK Green Investment Bank e £ 75 milioni da Friends Life (sottoscritta da HM Treasury ) , così come una linea di credito di 400 milioni di sterline.
A partire dal 2013 era prevista l'installazione di impianti di pellettizzazione di pellet di legno da 1 milione di tonnellate all'anno a Morehouse Parish, in Louisiana , e Gloster, nel Mississippi , che sarebbero stati spediti su strada e su rotaia al porto di Baton Rouge , in Louisiana, quindi spediti in 50.000 tonnellate navi da carico nel Regno Unito. Nella relazione finanziaria per il 2013, Drax ha annunciato che si stava prendendo in considerazione un'ulteriore capacità di pellettizzazione di 2 milioni di tonnellate, probabilmente da costruire negli Stati Uniti.
Nel 2013 la società ha firmato un accordo con ABP per lo sviluppo di strutture di movimentazione nel porto di Hull, Immingham e Grimsby ; la costruzione di impianti automatizzati è iniziata nel 2013, creando capacità di 3 e 1 milione di tonnellate all'anno rispettivamente nei porti di Immingham e Hull, aggiungendosi all'impianto di biomassa di Port of Tyne di 1,4 milioni di tonnellate all'anno costruito nel 2009. Nello stesso anno un nuovo il vagone ferroviario coperto di design con elevata capacità volumetrica per il trasporto di pellet di biomassa a bassa densità è stato presentato per l'utilizzo da parte di Drax nel Regno Unito; Furono ordinati 200 carri del tipo. A Drax i pellet sarebbero stati immagazzinati in cupole e trasferiti da un sistema di trasporto prima di essere macinati in polvere per l'uso.
Il gruppo Shepherd Building è stato incaricato di costruire gli impianti di movimentazione e stoccaggio della biomassa a Drax, con RPS Group come ingegnere civile. Il progetto includeva una ferrovia automatizzata per la movimentazione, lo screening e le strutture di stoccaggio costituite da quattro 50 x 63 m (164 x 207 piedi) di altezza da ampie cupole di stoccaggio con una capacità di 110.000 m 3 (3.900.000 piedi cubi). La tecnologia della cupola in calcestruzzo è stata fornita da E&D Company, PLLC (che opera come Engineering System Solutions, ES2) e Dome Technology LLC.
A luglio 2013 un'unità di fuoco era stata convertita ed era stato segnalato che funzionava correttamente; entro il 2013 la conversione della seconda e della terza unità era prevista rispettivamente per il 2014 e durante o prima del 2016. La seconda unità è stata convertita entro maggio 2014, inizialmente co-combustando un mix di biomassa/carbone all'85% a causa della limitata fornitura di biomassa.
Nell'aprile 2014 Drax ha ottenuto un sussidio rinnovabile per contratto per differenza (CFD) per la generazione di energia da biomassa su un'altra unità di combustione del carbone convertita, ma è stata esclusa una terza unità, che era stata precedentemente contrassegnata come ammissibile al finanziamento CFD; Drax Group ha quindi impugnato giudizialmente la decisione, ottenendo inizialmente una sentenza favorevole, che è stata ribaltata in Corte d'Appello . Nel luglio 2014 l'Alta Corte si è pronunciata a favore di Drax.
La conversione della biomassa a Drax ha portato a richiedere l'82% delle importazioni di biomassa del Regno Unito dagli Stati Uniti nel 2014 (60% in totale di tutte le esportazioni di pellet di legno degli Stati Uniti), un fattore importante in un aumento annuo del 40% delle esportazioni di biomassa da quel paese; Le importazioni provenienti dagli Stati Uniti hanno rappresentato il 58% dell'uso di biomassa di Drax nel 2014, con il 22% dal Canada.
Un impianto portuale a Baton Rouge, in Louisiana, è stato completato entro aprile 2015. A metà del 2015 Drax ha raggiunto un accordo con Peel Ports per costruire un impianto di importazione di biomassa da 3 milioni di tonnellate all'anno nel porto di Liverpool , con un costo stimato di 100 milioni di sterline. La struttura collegata alla ferrovia doveva includere lo stoccaggio di 100.000 tonnellate ed essere costruita da Graham Construction.
Nel settembre 2015 Drax Group e Infinis hanno avviato un'azione legale contro il governo del Regno Unito a causa della richiesta di preavviso insufficiente per il ritiro di un'esenzione fiscale relativa al clima (vedi Levy sui cambiamenti climatici ) - Drax ha affermato che il cambiamento ridurrebbe i suoi guadagni di £ 30 milioni . La domanda è stata respinta dalla High Court nel febbraio 2016.
Nel dicembre 2016 la Commissione Europea della Concorrenza ha approvato i sussidi governativi del Regno Unito per la conversione della terza unità alla combustione di biomassa.
Petcoke
La stazione ha iniziato a sperimentare la co-combustione del petcoke in una delle sue caldaie nel giugno 2005, terminando nel giugno 2007, bruciando il 15% di petcoke e l'85% di carbone. Petcoke è stato bruciato per rendere l'elettricità più competitiva poiché il prezzo di funzionamento dell'apparecchiatura FGD stava rendendo l'elettricità più costosa. L' Agenzia per l'ambiente (EA) ha concesso l'autorizzazione al processo nel giugno 2004, nonostante i piani fossero osteggiati da Friends of the Earth e Selby Council . Per soddisfare le loro preoccupazioni, le emissioni sono state costantemente monitorate durante la sperimentazione e non è stato permesso loro di bruciare petcoke senza far funzionare l'impianto FGD per rimuovere l'alto contenuto di zolfo delle emissioni. Il processo ha dimostrato che non ci sono stati effetti negativi significativi sull'ambiente, e così alla fine del 2007 Drax Group ha chiesto di passare dalle condizioni di prova alla combustione commerciale. L'EA ha concesso l'autorizzazione all'inizio del 2008 dopo aver concordato con le scoperte di Drax secondo cui il carburante non aveva effetti negativi significativi sull'ambiente. La stazione ora può bruciare fino a 300.000 tonnellate di carburante all'anno e stoccare fino a 6.000 tonnellate in loco.
Generazione di elettricità
Il carbone viene immesso in uno dei 30 bunker di carbone, ciascuno con una capacità di 1.000 tonnellate. Ogni bunker alimenta due dei 60 polverizzatori , ognuno dei quali può frantumare 36 tonnellate di carbone all'ora. La stazione dispone di sei caldaie Babcock Power, ciascuna del peso di 4.000 tonnellate. Il carbone in polvere da dieci polverizzatori viene fatto saltare in ciascuna caldaia attraverso bruciatori, che vengono accesi dal propano . Nel 2003 i bruciatori originali sono stati sostituiti da bruciatori a basso contenuto di ossidi di azoto . Ciascuna delle sei caldaie alimenta il vapore a un set di turbine a vapore , costituito da una turbina ad alta pressione (HP), una turbina a pressione intermedia (IP) e tre turbine a bassa pressione (LP). Ogni turbina HP genera 140 MW. Il vapore di scarico da essi viene riportato alla caldaia e riscaldato, quindi alimentato alle turbine IP da 250 MW e infine passa attraverso le turbine LP da 90 MW. Ciò conferisce a ciascun gruppo elettrogeno una capacità di generazione di 660 MW: con sei gruppi elettrogeni, la centrale ha una capacità totale di 3.960 MW. Ciascuna delle unità di generazione è dotata dell'Advanced Plant Management System (APMS), un sistema sviluppato da RWE npower e Thales e implementato da Capula.
La stazione dispone anche di sei turbine a gas che forniscono backup per guasti o arresti nella rete nazionale. La loro produzione annua è generalmente bassa, generando 75 MW e tre delle unità sono state messe fuori servizio e sono fuori servizio, ma potrebbero essere rinnovate. Le emissioni di queste unità vengono rilasciate attraverso il secondo camino più piccolo della stazione, a sud del camino principale.
Tra il 2007 e il 2012 le turbine ad alta e bassa pressione sono state sostituite da Siemens in un programma da 100 milioni di sterline.
Sistema di raffreddamento
L'acqua è essenziale per una centrale termica , riscaldata per creare vapore per far girare le turbine a vapore . L'acqua utilizzata nelle caldaie è prelevata da due pozzi autorizzati in loco. Questa acqua, una volta passata attraverso le turbine, viene raffreddata da condensatori utilizzando l'acqua prelevata dal vicino fiume Ouse . L'acqua viene pompata dal fiume da una pompa sul fiume, a nord della stazione. L'acqua, una volta passata attraverso il condensatore, viene raffreddata da una delle torri di raffreddamento a tiraggio naturale, con due torri a servizio di ciascun gruppo elettrogeno. Una volta raffreddata, l'acqua viene scaricata nuovamente nel fiume.
Prodotti di scarto
Desolforazione dei fumi
Tutte e sei le unità sono servite da un impianto autonomo FGD calcare-gesso umido, installato tra il 1988 e il 1996. Questo devia i gas dalle caldaie e li fa passare attraverso un liquame calcareo , che rimuove almeno il 90% dell'anidride solforosa . Ciò equivale a rimuovere oltre 250.000 tonnellate di SO 2 ogni anno. Il processo richiede 10.000 tonnellate di calcare a settimana, provenienti da Tunstead Quarry nel Derbyshire . Un sottoprodotto del processo è il gesso, con 15.000 tonnellate prodotte ogni settimana. Questo va utilizzato nella produzione di cartongesso . Il gesso è venduto esclusivamente a British Gypsum , ed è trasportato su rotaia ai loro stabilimenti a Kirkby Thore (sulla Settle-Carlisle Line ), East Leake (sull'ex Great Central Main Line ) e occasionalmente a Robertsbridge (sulla Hastings Line). ). DB Cargo UK trasporta il gesso.
Uso e smaltimento delle ceneri
Le ceneri combustibili polverizzate (PFA) e le ceneri di fondo del forno (FBA) sono due sottoprodotti della combustione del carbone. Ogni anno, la stazione produce circa 1.000.000 di tonnellate di PFA e circa 220.000 tonnellate di FBA: vengono vendute tutte le FBA e l'85% di PFA. Con il nome commerciale Drax Ash Products, la cenere viene venduta all'industria edile locale , dove viene utilizzata nella fabbricazione di blocchi , prodotti in cemento , stuccatura e posa di strade. La cenere è utilizzata anche in altre parti del paese. Tra il 2005 e il 2007, il PFA è stato utilizzato come riempimento in quattro miniere di sale in disuso a Northwich, nel Cheshire . Nel progetto sono state utilizzate 1.100.000 tonnellate per evitare un futuro rischio di cedimento della città. Le ceneri sono state consegnate da DB Schenker in dieci treni alla settimana, ciascuno dei quali trasportava 1.100 tonnellate. A seguito di un processo nel gennaio 2010, anche PFA viene trasportata in barca a Waterford , in Irlanda. Una nave al mese trasporterà 1.200 tonnellate per la fabbricazione di materiali da costruzione. Questo sostituirà 480 viaggi in camion all'anno ed è considerato più rispettoso dell'ambiente.
Il PFA invenduto viene inviato tramite nastro trasportatore al cumulo di cenere di Barlow , che viene utilizzato per lo smaltimento e lo stoccaggio temporaneo. Tre trasportatori alimentano il cumulo, con una capacità totale di 750 tonnellate all'ora. Il gesso FGD viene smaltito sul tumulo se non è di qualità sufficientemente alta per essere venduto. Il tumulo ha vinto numerosi premi per il suo lavoro di conservazione della natura.
Effetti ambientali
Gli effetti ambientali della combustione del carbone sono ben documentati. Il carbone è considerato "facilmente la forma di generazione di energia più ad alta intensità di carbonio e inquinante disponibile". Nel 2007 la stazione ha prodotto 22.160.000 tonnellate di CO
2, rendendolo la più grande fonte singola di CO
2nel Regno Unito. Tra il 2000 e il 2007 c'è stato un aumento netto di anidride carbonica CO
2di oltre 3.000.000 di tonnellate. La stazione aveva anche le più alte emissioni stimate di ossidi di azoto nell'Unione Europea .
Nel 2007, in una mossa per cercare di abbassare la CO
2emissioni, Drax Group ha firmato un contratto da 100 milioni di sterline con Siemens Power Generation per rilanciare le turbine a vapore in quattro anni. Questa è la più grande modernizzazione di turbine a vapore mai intrapresa nel Regno Unito e aumenterà l'efficienza. Abbinato alla co-combustione della biomassa , fa parte di un obiettivo di riduzione della CO
2 emissioni del 15% entro il 2011.
Il rapporto annuale di Drax per il 2013 riportava che le emissioni annuali di Drax erano pari a 20.612.000 tonnellate di CO
2. Si tratta di una leggera diminuzione rispetto ai livelli del 2007 a causa della combustione della biomassa. Drax è rimasto il più grande emettitore di anidride carbonica del Regno Unito fino al 2016, quando la centrale ha affermato che i suoi programmi di miglioramento e la conversione alla combustione di biomassa avevano comportato una drastica diminuzione dei gas serra rilasciati nell'atmosfera.
Drax ha aderito alla Direttiva sui Grandi Impianti di Combustione (LCPD) e quindi può continuare a funzionare oltre il 2015. L'uso della desolforazione dei gas di scarico garantisce che i limiti sulle emissioni di anidride solforosa non vengano superati.
Proteste, azioni sindacali e incidenti
Campo climatico (2006)
Il 31 agosto 2006, oltre 600 persone hanno partecipato a una protesta contro le elevate emissioni di carbonio. È stato coordinato dal gruppo Camp for Climate Action . Secondo quanto riferito, almeno 3.000 agenti di polizia di 12 forze sono stati arruolati per tutta la durata della protesta, per salvaguardare le forniture di elettricità e impedire ai manifestanti di chiudere la stazione. Trentanove persone sono state arrestate dopo aver tentato illegalmente di accedere all'impianto.
Protesta del treno (2008)
Alle 8:00 del 13 giugno 2008, più di 30 attivisti per il cambiamento climatico hanno fermato un treno a carbone dell'EWS in viaggio verso la stazione travestendosi da ferrovieri indossando abiti ad alta visibilità e sventolando bandiere rosse . Fermando il treno su un ponte sul fiume Aire , scalarono i vagoni con l'aiuto delle travi del ponte. Hanno quindi montato uno striscione con la scritta "Lascialo a terra" sul lato del carro e hanno legato il treno al ponte, impedendogli di muoversi. Hanno poi spalato più di 20 tonnellate di carbone sulla linea ferroviaria. La protesta è durata tutto il giorno, fino a quando diversi manifestanti sono stati rimossi dal treno quella notte dalla polizia. La direzione della stazione ha affermato che la protesta non ha avuto alcun effetto sull'output. L'azione è stata coordinata da Camp for Climate Action.
Sciopero dei lavoratori (2009)
Il 18 giugno 2009, meno di 200 appaltatori sono usciti o non si sono presentati in uno sciopero selvaggio , mostrando solidarietà ai lavoratori della Lindsey Oil Refinery nel Lincolnshire, dove 51 lavoratori erano stati licenziati mentre un altro datore di lavoro sul sito stava impiegando. Una portavoce ha detto che lo sciopero non ha avuto ripercussioni sulla produzione di energia elettrica.
Incendi da biomassa (2011, 2013)
Nell'ottobre 2011 è scoppiato un incendio per combustione spontanea in una riserva presso l'impianto di biomassa di Port of Tyne. Un altro incendio si è verificato nella stessa struttura in una torre di trasferimento del nastro trasportatore nell'ottobre 2013.
Guarda anche
- Centrali della Valle dell'Aire
- Uso e conservazione dell'energia nel Regno Unito
- Politica energetica del Regno Unito
- Elenco delle centrali elettriche in Inghilterra
- Elenco degli edifici e delle strutture più alti in Gran Bretagna
- Cronologia dell'industria della fornitura di energia elettrica nel Regno Unito
Riferimenti
link esterno
- "Fare squadra per il successo" . Siemens. Archiviato dall'originale il 3 dicembre 2013 . Estratto il 15 novembre 2013 . Programma di sostituzione della turbina.
- Dettagli della centrale elettrica di Drax