Proprietario/operatore: Prairie State Generating Co., LLC
Il Prairie State Energy Campus da 1.600 MW utilizza la più recente tecnologia del carbone per bruciare il carbone dell’Illinois proveniente dalla miniera Lively Grove, situata adiacente all’impianto. In progettazione dal 2001, la seconda unità della centrale a due unità, da 4,93 miliardi di dollari, è entrata in servizio commerciale nel novembre 2012, completando così il più grande impianto a carbone costruito negli Stati Uniti in 30 anni.
Il Prairie State Energy Campus (PSEC) è probabilmente l’ultima delle centrali a carbone multi unità che saranno costruite negli Stati Uniti nel prossimo futuro. Gli impianti a carbone più recentemente commissionati (SWEPCO’s 600-MW John W. Turk, Jr. e Duke Energy’s 825-MW Cliffside Unit 6) sono impianti a unità singola senza piani di espansione futura. Gli ultimi impianti a carbone a due unità completati come un unico progetto sono stati la centrale Oak Grove di Luminant (2 x 800 MW) e l’impianto Elm Road di We Energies (2 x 615), entrambi completati nel 2010, ma qui finisce la somiglianza.
Peabody Energy Corp. Il piano prevedeva la localizzazione strategica di una centrale elettrica adiacente alle sue riserve di carbone del bacino dell’Illinois come mezzo per assicurare future forniture di combustibile e per minimizzare l’impatto sui tassi causati dalle fluttuazioni dei prezzi di mercato del carbone consegnato, compreso il trasporto. I clienti dell’elettricità beneficiano di tariffe costanti e accessibili per i decenni a venire, perché il progetto si è anche assicurato più di 30 anni di riserve di carbone situate vicino a PSEC.
Il novantacinque per cento del gruppo di proprietà di PSEC sono agenzie di energia pubblica e servizi elettrici di proprietà della comunità, sparsi in otto stati. I proprietari del Prairie State Energy Campus sono enti pubblici senza scopo di lucro, tra cui 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%), e Peabody Energy (5,06%) attraverso la sua filiale Lively Grove Energy. Ogni membro del gruppo di proprietà riceve elettricità dall’impianto proporzionalmente alla sua percentuale di proprietà e paga una percentuale simile dei costi di proprietà e di funzionamento dell’impianto.
Posizione centrale
PSEC si trova su un sito di 1.200 acri che include sia la miniera sotterranea Lively Grove di Prairie State che la centrale elettrica. L’impianto, situato a circa 50 miglia a sud-est di St. Louis, consuma ~7 milioni di tonnellate all’anno di carbone dell’Illinois Basin.
La costruzione dell’impianto da 4,93 miliardi di dollari è iniziata nel maggio 2007 con la preparazione del sito dopo diversi anni di cause e sfide legali relative al permesso dell’aria dell’impianto che sono state finalmente risolte a favore di PSEC. I contratti di acquisto per i generatori di vapore, le turbine a vapore e le attrezzature di controllo della qualità dell’aria sono stati conclusi nel giugno-luglio 2007. La miniera di carbone sotterranea è stata operativa nel 2010. L’unità 1 è andata online il 6 giugno 2012, seguita dall’unità 2 il 3 novembre 2012.
PSEC consiste di due generatori di vapore supercritici a carbone prodotti da The Babcock & Wilcox Co. Ogni generatore di vapore fornisce vapore principale a ~ 3.800 psia e 1.055F alle uscite del surriscaldatore e del riscaldatore. I generatori di vapore sono unità a pressione scorrevole, a tiraggio bilanciato con una costruzione a spirale delle pareti del forno. I materiali dei tubi sono stati selezionati per adattarsi all’uso di carbone ad alto tenore di zolfo del bacino dell’Illinois. I controlli delle emissioni all’avanguardia sono stati progettati e forniti da Siemens Power Generation Inc. per rimuovere il 98% di SO2, il 90% di NOx e più del 99% di particolato, le emissioni più comuni. PSEC prende il carbone nativo dell’Illinois che contiene più di 9 libbre di SO2 per milione di Btu e riduce le emissioni a sole 0,182 libbre di SO2 per milione di Btu. Questo si traduce in emissioni che sono meno di un quinto della media nazionale per gli impianti esistenti alimentati a carbone.
La disposizione dell’attrezzatura di controllo della qualità dell’aria comincia con bruciatori a basso NOx, seguiti da un sistema di riduzione catalitica selettiva per il controllo NOx, un sistema di iniezione di carbone attivo per il controllo del mercurio, un sistema di iniezione di calce idrata per la rimozione dell’acido fluoridrico, un precipitatore elettrostatico a secco (ESP) per il controllo del particolato, desulfurizzazione dei gas di scarico a umido per il controllo SO2, e un ESP a umido per il controllo degli aerosol. PSEC ha speso circa 1 miliardo di dollari solo per i suoi sistemi di controllo della qualità dell’aria.
Toshiba International Corp. ha fornito i generatori a turbina a vapore, nominalmente valutati a 877 MW a una pressione di scarico di 3,0 pollici di mercurio. Ogni turbina a vapore è un’unità a 3.600 giri/min, con condensazione ad estrazione e riscaldamento, con otto stadi di estrazione del vapore per il riscaldamento dell’acqua di alimentazione e l’alimentazione della pompa dell’acqua di alimentazione. I generatori elettrici sono valutati a 1.020 kVA e sono macchine ad azionamento diretto, a due poli, raffreddate a idrogeno con raffreddamento secondario ad acqua.
1. Carbone conveniente. Il carbone trasportato dalla miniera viene messo sulla pila di stoccaggio del carbone ad una velocità di 2.600 tonnellate all’ora. Per gentile concessione: Prairie State Generating Co.
Il vapore di scarico della turbina a vapore viene condensato in un condensatore superficiale a due gusci, a pressione singola, raffreddato ad acqua con tubi in acciaio inossidabile. L’acqua di raffreddamento viene fatta circolare attraverso i condensatori e raffreddata da torri di raffreddamento a tiraggio meccanico. Il sistema di acqua circolante per ogni unità utilizza tre pompe per l’acqua circolante con capacità del 33% e una pompa ausiliaria per l’acqua di raffreddamento con capacità del 100%. L’acqua di reintegro è fornita dal fiume Kaskaskia, situato a circa 15 miglia a ovest dell’impianto. Un laghetto di stoccaggio ha un rifornimento d’acqua di riserva sul posto per 30 giorni.
Consegna rapida
Il carbone dalla miniera viene trasportato al PSEC e collocato sulla pila di stoccaggio del carbone ad una velocità di 2.600 tonnellate all’ora tramite un sistema di trasporto. Nel corso delle normali attività, in 10 ore viene consegnato all’impianto carbone sufficiente a far funzionare l’impianto per 24 ore. Il carbone viene recuperato dalla pila di carbone al ritmo di 2.600 tonnellate all’ora in tramogge di raccolta situate vicino ad ogni generatore di vapore. La pila di carbone attivo contiene circa 10 giorni di combustibile in condizioni operative normali. Lo spazio sul sito dell’impianto è stato anche assegnato per una pila di carbone inattivo che può immagazzinare combustibile fino a 60 giorni in condizioni di funzionamento a pieno carico. Il servizio ferroviario per l’impianto è stato configurato in modo che le forniture esterne di carbone, di una qualità specificata nel permesso di aria dell’impianto, potrebbero essere procurate in caso di un’interruzione prolungata delle consegne di carbone dalla miniera.
Le ceneri di fondo e volanti dalla caldaia e dai sistemi di controllo della qualità dell’aria sono raccolte e combinate con i rifiuti prodotti dai sistemi di desolforazione dei gas di scarico e trasportate nell’area di stoccaggio dei residui della combustione del carbone (CCRs). Le acque reflue prodotte dall’impianto, come lo scarico delle caldaie e delle torri di raffreddamento, vengono riutilizzate nel trattamento delle ceneri e nei sistemi di desolforazione dei gas di scarico. Il servizio ferroviario viene utilizzato anche per la consegna del calcare e lo smaltimento dei CCR. PSEC smaltisce i suoi CCR nel Near Field, un monofill costruito di recente secondo gli standard dell’Illinois Environmental Protection Agency che si trova direttamente accanto alla centrale elettrica. Il CCR viene trasportato a Near Field tramite un trasportatore, riducendo ulteriormente la necessità del trasporto ferroviario. PSGC mantiene anche Jordan Grove, una monofilla completamente rivestita e gestita a 12 miglia a sud del campus.
Rivisto e modificato
PSEC, come ogni progetto controverso di generazione di energia, ha sperimentato ritardi causati da sfide legali di autorizzazione e ritardi di costruzione. Bechtel Power Corp. e Prairie State Generating Co., LLC hanno originariamente stipulato un accordo di ingegneria e materiale per la costruzione (EPC) con una data di completamento mirata, un prezzo e altri requisiti di prestazione. Nel luglio 2010, è stato raggiunto un accordo EPC rivisto e modificato con un programma di completamento garantito che ha fissato il costo totale del progetto per PSEC a 3,999 miliardi di dollari, senza includere il costo dello sviluppo della miniera. Secondo Fitch, l’agenzia di rating per la maggioranza del gruppo proprietario, il costo aggiuntivo del progetto è stato mitigato dalla protezione aggiuntiva fornita dal contratto di costruzione modificato.
Il costo del progetto è certamente più alto di quello originariamente previsto nei primi anni 2000 per un impianto a carbone di queste dimensioni, ma ancora molto più economico rispetto al ciclo combinato a gassificazione integrata – l’unica altra opzione per la combustione del carbone disponibile dell’Illinois Basin – i cui progetti statunitensi ora in costruzione hanno avuto problemi con la produzione di energia.Tuttavia, ora che l’impianto è operativo, i proprietari dell’impianto godono di un’elettricità affidabile con poco rischio di prezzo del combustibile per i prossimi 30 anni. Inoltre, la proprietà del bene diminuisce l’esposizione di ogni proprietario all’imprevedibile mercato a pronti dell’elettricità e all’aumento dei prezzi per gli acquisti di energia all’ingrosso a lungo termine.
Il gruppo di proprietari sta prendendo la visione lunga del suo investimento – il prezzo del gas naturale, del carbone e il costo del trasporto del carbone aumenteranno costantemente nel futuro mentre i costi di PSEC sono sotto il controllo del proprietario, a differenza della maggior parte degli impianti. Mi aspetto che l’investimento dei proprietari in PSEC pagherà dei bei dividendi per molti anni a venire.
Entrambe le unità sono state testate per quanto riguarda le prestazioni e ogni unità viene ora utilizzata al di sopra della sua capacità nominale: L’unità 1 a 812 MW e l’unità 2 a più di 809 MW. Il tasso di calore netto dell’impianto testato è stato riportato da PSEC come ~1% migliore della garanzia. ■
– Il Dr. Robert Peltier, PE è l’editore consulente di POWER.