Colorado Springs Utilities pèse sur la retraite de la centrale à charbon de Drake

La mise en retraite anticipée des trois unités à charbon de la centrale électrique Martin Drake de Colorado Springs Utilities (CSU) aurait des avantages sociaux, comme une pollution moindre, mais aurait des coûts plus élevés que si les unités étaient maintenues en service à long terme avec de nouveaux contrôles environnementaux ajoutés.

C’est la conclusion générale d’un projet de rapport final du consultant HDR Engineering sur Drake que le CSU a soumis aux commentaires du public, y compris lors d’une réunion prévue en décembre. 3 portes ouvertes. CSU recherche depuis quelques années des alternatives pour Drake, y compris des options de remplacement des énergies renouvelables. CSU et son conseil d’administration envisagent de prendre une décision sur l’avenir de Drake en 2014, et si une retraite anticipée est choisie, cela signifierait la fin des rénovations d’émissions en cours à l’usine.

Il y a trois unités, l’unité 5-7, à l’usine Martin Drake qui sont actuellement opérationnelles. Les trois unités sont capables de produire une production à pleine charge au gaz naturel ou au charbon. L’approvisionnement en combustible de l’installation est principalement constitué de charbon du bassin de la rivière Powder en provenance du Wyoming, avec une quantité limitée de gaz naturel (principalement pour l’allumage des chaudières) et de co-combustion de la biomasse.

La chaudière de l’unité 5 est une chaudière de type Riley Stoker Stirling nominale de 44 MW. La chaudière de l’unité 6 est une conception Babcock & Wilcox Stirling et est évaluée à 66 MW nets. L’unité 7 est légèrement plus grande que les deux autres unités avec une puissance nominale de 127 MW. Cette unité utilise également une chaudière Wilcox Babcock &.

Les unités Drake ont besoin de mises à niveau pour se conformer aux exigences régionales en matière de Haze et de Meilleure Technologie de modernisation disponible (BART), conformément au plan proposé actuel et au calendrier de conformité associé de janvier 2018. Cela nécessitera l’installation de nouveaux contrôles des NOx et du SO2 pour les trois unités. Ces modifications aux unités sont actuellement prévues pour inclure l’installation de brûleurs à très faible teneur en NOx sur les trois unités avec l’ajout d’air de survirage pour aider à réduire les NOx. De plus, les unités 6 et 7 nécessiteront l’installation d’un système de désulfuration des gaz de combustion (épurateurs) pour réduire les émissions de SO2.

La fin de 2017 est la date la plus ancienne étudiée pour le retrait des unités Drake, afin de se conformer aux exigences de brume à partir de janvier 2018.

Les travaux liés à l’installation du système d’épurateur sont actuellement sous contrat avec la société locale Neumann Systems Group, la majorité des coûts de ce projet ayant déjà été dépensés ou engagés. Il est prévu que Drake 5, qui n’obtient pas la technologie Neumann, utilisera un système d’injection de sorbant sec (DSI) pour contrôler les émissions de SO2. L’intention de CSU est de lancer l’exploitation de ces systèmes bien avant la date de conformité requise avec une date de mise en service prévue de janvier 2015.

Des exigences similaires de conformité à la haze de Progrès raisonnable (PR) sont en place pour l’unité Nixon 1 de 210 MW alimentée au charbon du système de production de CSU avec une date de conformité de Déc. 31, 2017. Ainsi, cette unité fera également l’objet de mises à niveau pour un système de désulfuration des gaz de combustion, des brûleurs à faible teneur en NOx et un système d’air au-dessus du feu.

Une gamme d’alternatives de Drake examinées par HDR

L’étude de Drake a été définie par un groupe de travail CSU pour évaluer 12 alternatives dont huit ont été prédéfinies par le Groupe de travail. Ces solutions de rechange ont été structurées pour évaluer l’éventail des considérations financières, environnementales et sociétales entourant le déclassement potentiel de l’installation de Martin Drake. Les solutions de rechange retenues pour l’évaluation englobent tous les éléments suivants:

  • Exploitation continue des unités existantes de Drake au charbon ou au gaz,
  • Une gamme de dates de retrait pour Drake,
  • Divers degrés d’assainissement et d’évaluation du site pour le site de Drake,
  • Utilisation du site de Drake par rapport à un développement de site en friche,
  • Production renouvelable et avantages environnementaux associés,
  • L’influence de la gestion de la demande sur les résultats,
  • Des solutions qui maintiennent une marge de réserve système minimale de 18%,
  • Des solutions basées sur l’optimisation du retour sur investissement (FOI) paramètres uniquement, et
  • Solutions basées sur la combinaison de facteurs financiers, environnementaux et sociétaux (SROI).

Un certain nombre de facteurs et d’incertitudes peuvent présenter un risque et / ou influencer les décisions concernant l’exploitation continue de Drake, a noté l’étude. Ces facteurs, identifiés comme des « facteurs de décision », comprennent des facteurs réglementaires ou juridiques tels que la nouvelle législation fédérale sur le CO2, les commentaires des groupes d’intérêt public, le rendement des projets de rénovation environnementale en cours, les expansions de capacité nécessaires, les exigences du portefeuille d’énergies renouvelables, la diversité des carburants et d’autres facteurs connexes.

« La centrale de Drake est une centrale relativement ancienne par rapport à l’âge global du parc de charbon américain actuellement en exploitation et devrait raisonnablement être mise à la retraite dans les années à venir et remplacée par une nouvelle technologie de production d’électricité », indique l’étude. « La question clé à aborder par CSU et la communauté de Colorado Springs est de savoir quand retirer réellement l’usine. L’analyse des solutions de rechange menée dans le cadre de ce processus d’étude fournit l’analyse comparative de la solution de rechange sélectionnée pour appuyer une telle détermination par les décideurs. »

Les impacts calculés sur les taux associés aux options de génération les plus rentables pour les dates de retraite anticipée suggèrent des impacts temporaires sur les taux dans certaines des périodes de cinq ans pouvant atteindre 7%. Le processus d’établissement des taux du CSU servirait probablement à niveler ces impacts des taux à court terme sur une plus longue période, car un processus ou une analyse plus détaillée de l’établissement des taux n’a pas été effectué dans le cadre de cette étude. « Nous ne pensons pas que cela aura un impact négatif sur la capacité de CSU à maintenir son objectif de prix régionaux compétitifs », a noté l’étude.

L’analyse des solutions de rechange a démontré qu’une retraite anticipée entraîne des coûts financiers légèrement plus élevés pour CSU, mais qu’à l’inverse, elle procure des avantages environnementaux et sociaux importants pour la communauté. « La décision de la communauté sera déterminée par la pondération et la hiérarchisation de ces considérations financières et environnementales, car des compromis clairs existent entre les alternatives étudiées », indique l’étude.

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