Colorado Springs Utilities sopesa el retiro de la planta de carbón Drake

La jubilación anticipada de las tres unidades de carbón en la central eléctrica Martin Drake de Colorado Springs Utilities (CSU) tendría beneficios sociales, como una menor contaminación, pero tendría costos más altos que si las unidades se mantuvieran en funcionamiento a largo plazo con nuevos controles ambientales agregados.

Esa es la conclusión general de un borrador del informe final del consultor de Ingeniería HDR sobre Drake que el CSU ha publicado para comentarios públicos, incluso en un diciembre previsto. 3 puertas abiertas. CSU ha estado buscando durante los últimos dos años alternativas para Drake, incluidas opciones de reemplazo de energía renovable. CSU y su junta de gobierno están considerando tomar una decisión sobre el futuro de Drake en 2014, y si se elige la jubilación anticipada, eso significaría la terminación de las actualizaciones de emisiones en curso en la planta.

Hay tres unidades, la Unidad 5-7, en la planta de Martin Drake que están actualmente operativas. Las tres unidades son capaces de producir salida a plena carga con gas natural o carbón. El suministro de combustible a la instalación es principalmente carbón en polvo de la Cuenca del río de Wyoming con gas natural limitado (principalmente para ignición de calderas) y co-combustión de biomasa.

La caldera de la unidad 5 es una caldera tipo Riley Stoker Stirling que tiene una potencia nominal de 44 MW. La caldera de la unidad 6 es un diseño de Babcock & Wilcox Stirling y tiene una potencia nominal de 66 MW netos. La unidad 7 es ligeramente más grande que las otras dos unidades con una potencia nominal de 127 MW. Esta unidad también utiliza una caldera Babcock & Wilcox.

Las unidades Drake requieren actualizaciones para cumplir con los requisitos de Neblina Regional, la Mejor Tecnología de Adaptación Disponible (BART) de acuerdo con un plan propuesto actual y el cronograma de cumplimiento asociado de enero de 2018. Esto requerirá la instalación de nuevos controles de NOx y SO2 para las tres unidades. Estas modificaciones a las unidades están actualmente planificadas para incluir la instalación de quemadores de NOx ultra bajos en las tres unidades con la adición de aire de sobrefuego para ayudar a reducir los NOx. Además, las unidades 6 y 7 requerirán la instalación de sistemas de desulfuración de gases de combustión (depuradores) para reducir las emisiones de SO2.

El final de 2017 es la fecha más temprana estudiada para el retiro de las unidades Drake, con el fin de cumplir con los requisitos de neblina a partir de enero de 2018.

El trabajo asociado a la instalación del sistema de depuración está actualmente contratado con la empresa local Neumann Systems Group, ya que la mayoría de los costos de este proyecto ya se han gastado o comprometido. Se espera que Drake 5, que no está recibiendo la tecnología Neumann, utilice un sistema de inyección de sorbente seco (DSI) para controlar las emisiones de SO2. La intención de la CSU es iniciar la operación de estos sistemas mucho antes de la fecha de cumplimiento requerida con una fecha de servicio prevista de enero de 2015.

Existen requisitos similares de cumplimiento de la neblina de Progreso Razonable (RP) para la Unidad Nixon 1 de carbón de 210 MW dentro del sistema de generación de CSU con una fecha de cumplimiento de diciembre. 31, 2017. Por lo tanto, esta unidad también se someterá a actualizaciones para un sistema de desulfuración de gases de combustión, quemadores de bajo nivel de NOx y un sistema de aire de sobrefuego.

Una gama de alternativas de Drake examinadas por HDR

El estudio de Drake fue definido por un Grupo de Trabajo de CSU para evaluar 12 alternativas, de las cuales ocho fueron preestablecidas por el Grupo de Trabajo. Estas alternativas se estructuraron para evaluar la gama de consideraciones financieras, ambientales y sociales que rodean el posible desmantelamiento de la instalación de Martin Drake. Las alternativas seleccionadas para la evaluación abarcan todas las siguientes::

  • Funcionamiento en curso de las unidades Drake existentes con carbón o gas,
  • Una serie de fechas de jubilación para Drake,
  • Diversos grados de rehabilitación y valoración del emplazamiento de Drake,
  • Utilización del emplazamiento de Drake en comparación con el desarrollo de un emplazamiento totalmente nuevo,
  • Generación renovable y los beneficios ambientales asociados,
  • La influencia de la gestión de la demanda en los resultados,
  • Soluciones que mantienen un margen de reserva del sistema mínimo del 18%,
  • Soluciones basadas en la optimización del rendimiento financiero de la inversión (FROI) solo parámetros, y
  • Soluciones basadas en la combinación de factores financieros, ambientales y sociales (IESRE).

Hay una serie de factores e incertidumbres que pueden plantear un riesgo y / o influir en las decisiones relacionadas con el funcionamiento en curso de Drake, señaló el estudio. Estos factores, identificados como» impulsores de decisión», incluyen factores regulatorios o legales como la nueva legislación federal sobre CO2, las aportaciones de grupos de interés público, el desempeño de los proyectos de modernización ambiental en curso, las expansiones de capacidad necesarias, los requisitos de la cartera de energías renovables, la diversidad de combustibles y otros factores relacionados.

«La planta de energía Drake es una planta relativamente antigua en comparación con la edad general de la flota de carbón de los Estados Unidos actualmente en operación y se espera razonablemente que se retire en los próximos años y se reemplace con una nueva tecnología de generación de energía», dijo el estudio. «La pregunta clave que debe abordar la CSU y la comunidad de Colorado Springs es cuándo retirar realmente la planta. El análisis de alternativas realizado a través de este proceso de estudio proporciona el análisis comparativo de la alternativa seleccionada para apoyar dicha determinación por parte de los tomadores de decisiones.»

Los efectos calculados de las tasas asociados a las opciones de generación más rentables para las fechas de jubilación anticipada sugieren efectos temporales de las tasas en algunos de los períodos de cinco años de hasta el 7%. El proceso de elaboración de tasas de CSU probablemente serviría para nivelar estos impactos de tasas a corto plazo durante un período de tiempo más largo, ya que no se realizó un proceso o análisis de elaboración de tasas más detallado como parte de este estudio. «No creemos que esto afecte negativamente la capacidad de CSU para mantener su objetivo de precios regionales competitivos en costos», señaló el estudio.

El análisis de las alternativas ha demostrado que una jubilación más temprana da lugar a costos financieros ligeramente más altos para la unidad de cuidados intensivos, pero, a la inversa, proporciona importantes beneficios ambientales y sociales para la comunidad. «La decisión de la comunidad estará determinada por la ponderación y la priorización de estas consideraciones financieras y ambientales, ya que existen compensaciones claras entre las alternativas estudiadas», dijo el estudio.

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