Central eléctrica Intermountain

La central eléctrica Intermountain Power Plant es una gran central eléctrica de carbón ubicada en Delta, Utah , EE. UU. Tiene una capacidad instalada de 1900  MW, es propiedad de Intermountain Power Agency y es operada por el Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles (LADWP). ^{[ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ]} La central incluye un convertidor HVDC . ^{[ 5 ]} Está previsto que sea reemplazada en 2025 por una central de gas natural de 840 MW, diseñada para quemar también hidrógeno verde .

La central eléctrica consta de dos unidades, cada una con una capacidad de generación de 950  MW. ^{[ 3 ]} Las unidades generadoras están equipadas con turbinas de vapor compuestas en tándem de General Electric y calderas subcríticas de Babcock & Wilcox . ^{[ 2 ]} Las salas de calderas de la central eléctrica Intermountain tienen 91,75 metros (301,0 pies) de altura y la chimenea de gases de combustión tiene 213,67 metros (701,0 pies) de altura. La línea de transmisión HVDC Intermountain discurre entre la central eléctrica Intermountain y la estación convertidora de Adelanto en Adelanto, California . ^{[ 2 ]}  

La construcción de la planta comenzó en septiembre de 1981. La operación comercial de la unidad 1 comenzó en junio de 1986 y la de la unidad 2 en mayo de 1987. El proyecto costó US$4.5  mil millones. ^{[ 6 ] [ 7 ]} La planta fue diseñada originalmente para cuatro unidades; sin embargo, solo se construyeron dos. ^{[ 8 ]} En 2004, las unidades 1 y 2 fueron modernizadas. ^{[ 8 ]} Estos trabajos fueron realizados por GE y Alstom . ^{[ 2 ]} La Intermountain Power Agency planeó construir la tercera unidad de 900  MW de capacidad. Se esperaba que esta unidad entrara en funcionamiento en 2012; sin embargo, el proyecto fue cancelado después de que su principal comprador, la ciudad de Los Ángeles , decidiera dejar de usar carbón para 2020. ^{[ 9 ] [ 10 ]}

El 28 de diciembre de 2011, uno de los generadores falló, lo que provocó la parada de una unidad durante varios meses. ^{[ 11 ]}

En 2025, LADWP dejó de recibir energía de la central eléctrica de carbón. ^{[ 12 ]}

Para 2025, está previsto que la planta sea reemplazada por una planta de gas natural de 840 MW , con un coste de 865 millones de dólares, lo que, según los gestores de la empresa de servicios públicos, es necesario tanto para evitar los apagones que podrían resultar de la naturaleza no gestionable de la generación solar y eólica, ^{[ 13 ]} como para garantizar el funcionamiento de la línea de transmisión HVDC Path 27 que transporta energía solar y eólica desde Utah hasta Los Ángeles. ^{[ 14 ] [ 15 ]}

Las nuevas turbinas alimentadas con gas natural serían las primeras de su tipo capaces de quemar una mezcla de 70% de gas natural y 30% de hidrógeno "verde" (hidrógeno liberado por la electrólisis del agua , utilizando electricidad generada renovablemente) cuando la planta abra en 2025. ^{[ 13 ] : 1} El plan es aumentar gradualmente el porcentaje de hidrógeno hasta el 100% para 2045, lo que requerirá la modernización o el reemplazo de las turbinas para poder manejar porcentajes mayores de hidrógeno. ^{[ 13 ] : 1 [ 16 ]} El proyecto recibió un préstamo de $504 millones del DOE en 2022. ^{[ 17 ]}

Un experto señaló en 2019 que el uso de hidrógeno para reemplazar el gas natural en las turbinas de las centrales eléctricas era teórico y nunca se había hecho en la práctica, ^{[ 13 ] : 1} y un funcionario de LADWP IPP declaró que "la economía aún está por verse" y "podría ser bastante costoso". ^{[ 16 ] : 1}

Se esperaba que la primera gran  central eléctrica de hidrógeno (500 MW) en los EE. UU. comenzara a quemar un 5 % de hidrógeno en Ohio en noviembre de 2021, y que migrara al 100 % de hidrógeno en la próxima década. ^{[ 18 ]}

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