Propietario/operador: Prairie State Generating Co., LLC
El Prairie State Energy Campus, de 1.600 MW, utiliza la última tecnología de carbón para quemar carbón de Illinois procedente de la mina Lively Grove, situada junto a la central. En planificación desde 2001, la segunda unidad de la planta de dos unidades y 4.930 millones de dólares entró en servicio comercial en noviembre de 2012, completando así la mayor planta de carbón construida en Estados Unidos en 30 años.
El Campus Energético de Prairie State (PSEC) es probablemente la última de las centrales eléctricas de carbón de varias unidades que se construirán en Estados Unidos en un futuro previsible. Las centrales de carbón puestas en marcha más recientemente (la John W. Turk, Jr., de 600 MW, de SWEPCO, y la Cliffside Unit 6, de 825 MW, de Duke Energy) son centrales de una sola unidad sin planes firmes de ampliación en el futuro. Las últimas centrales de carbón de dos unidades que se completaron como un solo proyecto fueron la central Oak Grove de Luminant (2 x 800 MW) y la central Elm Road de We Energies (2 x 615), ambas completadas en 2010, pero ahí termina la similitud.
Peabody Energy Corp, la mayor empresa de carbón del sector privado del mundo, concibió originalmente el plan de desarrollo de PSEC a principios de la década de 2000. El plan preveía la ubicación estratégica de una central eléctrica junto a sus reservas de carbón de la cuenca de Illinois como medio para garantizar el futuro suministro de combustible y minimizar el impacto en las tarifas causado por las fluctuaciones de los precios de mercado del carbón suministrado, incluido el transporte. Los clientes de electricidad se benefician de unas tarifas estables y asequibles durante décadas, ya que el proyecto también ha garantizado más de 30 años de reservas de carbón adyacentes a PSEC.
El 95% del grupo de propietarios de PSEC son agencias públicas de energía y empresas eléctricas de propiedad comunitaria, repartidas por ocho estados. Los propietarios de Prairie State Energy Campus son entidades de energía pública sin ánimo de lucro, como American Municipal Power (23,36%), Illinois Municipal Electric Agency (15,17%), Indiana Municipal Power Agency (12,64%), Kentucky Municipal Power Agency (7,82%), Missouri Joint Municipal Electric Utility Commission (12,33%), Northern Illinois Municipal Power Agency (7,60%), Prairie State Power Inc. (8,22%), Southern Illinois Power Cooperative (7,90%) y Peabody Energy (5,06%) a través de su filial Lively Grove Energy. Cada miembro del grupo de propietarios recibe electricidad de la planta en proporción a su porcentaje de propiedad y paga un porcentaje similar de los costes de propiedad y explotación de la planta.
Ubicación central
PSEC está ubicada en un terreno de 1.200 acres que incluye tanto la mina subterránea Lively Grove de Prairie State como la central eléctrica. La planta de boca de mina, situada a unos 80 kilómetros al sureste de San Luis, consume unos 7 millones de toneladas al año de carbón de la cuenca de Illinois.
La construcción de la planta, de 4.930 millones de dólares, comenzó en mayo de 2007 con la preparación del emplazamiento tras varios años de pleitos y desafíos legales relacionados con el permiso de aire de la planta que finalmente se resolvieron a favor de PSEC. Los contratos de compra de los generadores de vapor, las turbinas de vapor y los equipos de control de la calidad del aire se cerraron en junio-julio de 2007. La mina de carbón subterránea entró en funcionamiento en 2010. La Unidad 1 entró en funcionamiento el 6 de junio de 2012, seguida de la Unidad 2 el 3 de noviembre de 2012.
PSEC consta de dos generadores de vapor de carbón supercrítico fabricados por The Babcock & Wilcox Co. Cada generador de vapor suministra vapor principal a ~3.800 psia y 1.055F en las salidas del sobrecalentador y del recalentador. Los generadores de vapor son unidades de presión deslizante y tiro equilibrado con construcción de pared de horno en espiral. Los materiales de los tubos se seleccionaron para adaptarse al uso de carbones de alto contenido en azufre de la cuenca de Illinois. Los controles de emisiones de última generación fueron diseñados y suministrados por Siemens Power Generation Inc. para eliminar el 98% del SO2, el 90% de los NOx y más del 99% de las partículas, las emisiones más comunes. PSEC toma carbón nativo de Illinois que contiene más de 9 libras de SO2 por millón de Btu y reduce las emisiones a sólo 0,182 libras de SO2 por millón de Btu. De este modo, las emisiones son menos de una quinta parte de la media nacional de las centrales de carbón existentes.
La disposición del equipo de control de la calidad del aire comienza con quemadores de bajo NOx, seguidos de un sistema de reducción catalítica selectiva para el control de los NOx, un sistema de inyección de carbón activado para el control del mercurio, un sistema de inyección de cal hidratada para la eliminación del ácido fluorhídrico, un precipitador electrostático seco (ESP) para el control de las partículas, la desulfuración húmeda de los gases de combustión para el control del SO2 y un ESP húmedo para el control de los aerosoles. Según los informes, PSEC gastó unos 1.000 millones de dólares sólo en sus sistemas de control de la calidad del aire.
Toshiba International Corp. suministró los generadores de turbina de vapor, con una potencia nominal de 877 MW a una presión de escape de 3,0 pulgadas de mercurio. Cada turbina de vapor es una unidad de 3.600 rpm, de condensación por extracción y recalentamiento, con ocho etapas de extracción de vapor para el calentamiento del agua de alimentación y el suministro de la bomba de agua de alimentación. Los generadores eléctricos tienen una potencia nominal de 1.020 kVA y son máquinas de accionamiento directo, bipolares y refrigeradas por hidrógeno con refrigeración secundaria por agua.
1. Carbón conveniente. El carbón transportado desde la mina se coloca en la pila de almacenamiento de carbón a un ritmo de 2.600 toneladas por hora. Cortesía: Prairie State Generating Co., Ltd.
El vapor de escape de la turbina de vapor se condensa en un condensador de superficie de dos carcasas, de una sola presión y refrigerado por agua con tubos de acero inoxidable. El agua de refrigeración circula por los condensadores y se enfría mediante torres de refrigeración de tiro mecánico. El sistema de agua de circulación de cada unidad utiliza tres bombas de agua de circulación con una capacidad del 33% y una bomba auxiliar de agua de refrigeración con una capacidad del 100%. El agua de reposición procede del río Kaskaskia, situado a unos 24 kilómetros al oeste de la planta. Un estanque de almacenamiento tiene un suministro de agua de reserva para 30 días.
Entrega urgente
El carbón de la mina se transporta a PSEC y se coloca en la pila de almacenamiento de carbón a un ritmo de 2.600 toneladas por hora mediante un sistema de transporte. En el curso normal de la actividad, en 10 horas se suministra a la planta carbón suficiente para el funcionamiento de la misma durante 24 horas. El carbón se recupera de la pila de carbón a un ritmo de 2.600 toneladas por hora y se lleva a las tolvas de sobrecarga situadas cerca de cada generador de vapor. La pila de carbón activa contiene aproximadamente 10 días de combustible en condiciones normales de funcionamiento. También se ha reservado espacio en el emplazamiento de la planta para una pila de carbón inactiva que puede almacenar combustible hasta 60 días en condiciones de funcionamiento a plena carga. El servicio ferroviario de la planta se configuró de forma que se pudieran obtener suministros externos de carbón, de una calidad especificada en el permiso de aire de la planta, en caso de que se produjera una interrupción prolongada en las entregas de carbón de la mina.
Las cenizas de fondo y las cenizas volantes de la caldera y de los sistemas de control de la calidad del aire se recogen y se combinan con los residuos producidos por los sistemas de desulfuración de los gases de combustión y se transportan a la zona de almacenamiento de los residuos de la combustión del carbón (CCR). Las aguas residuales producidas por la planta, como la purga de la caldera y de la torre de refrigeración, se reutilizan en los sistemas de manipulación de cenizas y de desulfuración de gases de combustión. También se utiliza el servicio ferroviario para la entrega de piedra caliza y la eliminación de los RCC. PSEC elimina sus RCC en el recién construido Near Field, un monorrelleno construido según las normas de la Agencia de Protección Medioambiental de Illinois que se encuentra justo al lado de la central. Los RCC se transportan a Near Field mediante una cinta transportadora, lo que reduce aún más la necesidad de transporte por ferrocarril. PSGC también mantiene Jordan Grove, un monofiltro totalmente revestido y gestionado a 12 millas al sur del campus.
Revisado y enmendado
PSEC, como cualquier proyecto controvertido de generación de energía, experimentó retrasos causados por los desafíos legales de los permisos y los retrasos en la construcción. Bechtel Power Corp. y Prairie State Generating Co., LLC celebraron originalmente un acuerdo de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) por tiempo y material con una fecha de finalización prevista, un precio y otros requisitos de rendimiento. En julio de 2010, se alcanzó un acuerdo EPC revisado y modificado con un calendario de finalización garantizado que fijaba el coste total del proyecto para PSEC en 3.999 millones de dólares, sin incluir el coste del desarrollo de la mina. Según Fitch, la agencia de calificación de la mayoría del grupo propietario, el coste adicional del proyecto se vio mitigado por la protección adicional que ofrecía el contrato de construcción modificado.
El coste del proyecto es ciertamente más elevado que el previsto originalmente a principios de la década de 2000 para una central de carbón de esta magnitud, pero sigue siendo mucho más barato que el de los ciclos combinados de gasificación integrada -la única otra opción para quemar el carbón disponible de la cuenca de Illinois-, cuyos proyectos en EE.Sin embargo, ahora que la central está en funcionamiento, los propietarios de la misma disfrutan de una electricidad fiable con poco riesgo de precio del combustible durante los próximos 30 años. Además, la propiedad del activo disminuye la exposición de cada propietario al impredecible mercado spot de la electricidad y al aumento de los precios de las compras de energía a granel a largo plazo.
El grupo de propietarios está adoptando una visión a largo plazo de su inversión: el precio del gas natural, el carbón y el coste del transporte del carbón aumentarán constantemente en el futuro, mientras que los costes de PSEC están bajo el control del propietario, a diferencia de la mayoría de las plantas. Espero que la inversión de los propietarios en PSEC dé buenos dividendos durante muchos años.
Las dos unidades han sido sometidas a pruebas de rendimiento y cada una de ellas está siendo despachada por encima de su capacidad nominal: La unidad 1 a 812 MW y la unidad 2 a más de 809 MW. La tasa de calor neta probada de la planta fue reportada por PSEC como ~1% mejor que la garantía. ■
– El Dr. Robert Peltier, PE es el editor consultor de POWER.