Colorado Springs Utilities pesa Drake coal plant pensionamento

Il pensionamento anticipato delle tre unità di carbone presso la centrale elettrica di Martin Drake di Colorado Springs Utilities (CSU) avrebbe benefici sociali, come un minore inquinamento, ma avrebbe costi più elevati rispetto a se le unità fossero mantenute in funzione a lungo termine con nuovi controlli ambientali aggiunti.

Questa è la conclusione generale di una bozza di relazione finale del consulente HDR Engineering su Drake che la CSU ha rilasciato per un commento pubblico, anche in un dicembre pianificato. 3 casa aperta. La CSU ha cercato negli ultimi due anni alternative per Drake, comprese le opzioni di sostituzione delle energie rinnovabili. CSU e il suo consiglio di amministrazione stanno cercando di prendere una decisione sul futuro di Drake nel 2014, e se si sceglie il pensionamento anticipato che significherebbe la cessazione delle emissioni in corso retrofit presso l’impianto.

Ci sono tre unità, Unità 5-7, presso lo stabilimento di Martin Drake che sono attualmente operative. Tutte e tre le unità sono in grado di produrre potenza a pieno carico su gas naturale o carbone. La fornitura di carburante all’impianto è principalmente carbone Powder River Basin proveniente dal Wyoming con gas naturale limitato (principalmente per l’accensione della caldaia) e co-combustione della biomassa.

La caldaia dell’unità 5 è una caldaia del tipo Stirling di Riley Stoker che è nominale a 44 MW. La caldaia Unit 6 è un Babcock & Wilcox Stirling design ed è valutato a 66 MW netti. L’unità 7 è leggermente più grande delle altre due unità con una potenza nominale di 127 MW. Questa unità utilizza anche una caldaia Babcock & Wilcox.

Le unità Drake richiedono aggiornamenti per essere conformi ai requisiti regionali Haze, Best Available Retrofit Technology (BART) in conformità con un piano attuale proposto e il relativo programma di conformità di gennaio 2018. Ciò richiederà l’installazione di nuovi controlli NOx e SO2 per tutte e tre le unità. Queste modifiche alle unità sono attualmente previste per includere l’installazione di bruciatori ultra low NOx su tutte e tre le unità con l’aggiunta di aria di sovraccarico per aiutare a ridurre gli NOx. Inoltre, le unità 6 e 7 richiederanno l’installazione di sistemi di desolforazione dei gas di scarico (scrubber) per ridurre le emissioni di SO2.

La fine del 2017 è la prima data studiata per il ritiro delle unità Drake, al fine di soddisfare i requisiti haze a partire da gennaio 2018.

Il lavoro associato all’installazione del sistema scrubber è attualmente appaltato alla società locale Neumann Systems Group con la maggior parte dei costi per questo progetto già spesi o impegnati. Si prevede che Drake 5, che non sta ottenendo la tecnologia Neumann, utilizzerà un sistema di iniezione di sorbente secco (DSI) per controllare le emissioni di SO2. L’intento della CSU è di avviare il funzionamento di questi sistemi con largo anticipo rispetto alla data di conformità richiesta con una data prevista in servizio di gennaio 2015.

Simili requisiti di conformità haze Reasonable Progress (RP) sono in vigore per l’unità Nixon 1 a carbone da 210 MW all’interno del sistema di generazione della CSU con una data di conformità di dicembre. 31, 2017. Quindi questa unità subirà anche aggiornamenti per un sistema di desolforazione dei gas di scarico, bruciatori a basso contenuto di NOx e un sistema di aria surriscaldata.

Una gamma di alternative Drake esaminate da HDR

Lo studio Drake è stato definito da una Task Force della CSU per valutare 12 alternative di cui otto preimpostate dalla Task Force. Queste alternative sono state strutturate per valutare la gamma di considerazioni finanziarie, ambientali e sociali che circondano la potenziale disattivazione dell’impianto di Martin Drake. Le alternative selezionate per la valutazione comprendono tutte le seguenti:

  • normale funzionamento dell’esistente Drake unità a carbone o a gas,
  • Una gamma di pensionamento date per Drake,
  • diversi gradi di bonifica del sito e di valutazione per il Drake sito,
  • Utilizzo del Drake sito rispetto ad un greenfield sviluppo del sito,
  • la produzione da fonti Rinnovabili e i connessi benefici ambientali,
  • L’influenza di demand side management sui risultati,
  • Soluzioni che consentono di mantenere un minimo del 18% sistema di margine di riserva,
  • Soluzioni basate su di ottimizzare il rendimento finanziario dell’investimento (FŃROI) solo parametri e
  • Soluzioni basate sulla combinazione di fattori finanziari, ambientali e sociali (SROI).

Ci sono una serie di fattori e incertezze che possono rappresentare un rischio e/o possono altrimenti influenzare le decisioni che circondano il funzionamento in corso di Drake, ha osservato lo studio. Questi fattori, identificati come” fattori decisionali”, includono fattori normativi o legali come la nuova legislazione federale sul CO2, il contributo dei gruppi di interesse pubblico, le prestazioni dei progetti di retrofit ambientale in corso, le espansioni di capacità necessarie, i requisiti del portafoglio rinnovabile, la diversità del carburante e altri fattori correlati.

“La centrale elettrica di Drake è un impianto relativamente vecchio rispetto all’età complessiva della flotta di carbone statunitense attualmente in funzione e dovrebbe ragionevolmente essere ritirata nei prossimi anni e sostituita con una nuova tecnologia di generazione di energia”, afferma lo studio. “La domanda chiave che deve essere affrontata dalla CSU e dalla comunità di Colorado Springs è quando ritirare effettivamente l’impianto. L’analisi delle alternative condotta attraverso questo processo di studio fornisce l’analisi comparativa dell’alternativa selezionata per supportare tale determinazione da parte dei decisori.”

Gli impatti dei tassi calcolati associati alle opzioni di generazione più convenienti per le date di pensionamento anticipato suggeriscono impatti temporanei dei tassi in alcuni dei periodi quinquennali fino al 7%. Il processo di calcolo del tasso CSU servirebbe probabilmente a livellare questi impatti sui tassi a breve termine per un periodo di tempo più lungo poiché un processo o un’analisi più dettagliata del tasso non è stata eseguita come parte di questo studio. “Non crediamo che ciò avrà un impatto negativo sulla capacità della CSU di mantenere il suo obiettivo di prezzi regionali competitivi in termini di costi”, ha osservato lo studio.

L’analisi delle alternative ha dimostrato che un pensionamento anticipato comporta costi finanziari marginalmente più elevati per la CSU, ma al contrario fornisce significativi benefici ambientali e sociali per la comunità. “La decisione della comunità sarà determinata dalla ponderazione e dalla priorità di queste considerazioni finanziarie e ambientali poiché esistono chiari compromessi tra le alternative studiate”, ha affermato lo studio.

Lascia un commento

Il tuo indirizzo email non sarà pubblicato.