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Central térmica de Tracy

La central térmica de Tracy es una central térmica de 660 megavatios alimentada con fueloil pesado, abandonada , construida a partir de 1962 por la Shawinigan Water & Power Comp...

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La central térmica de Tracy es una central térmica de 660 megavatios alimentada con fueloil pesado, abandonada , construida a partir de 1962 por la Shawinigan Water & Power Company y completada por Hydro-Québec después de la compra de todas las empresas eléctricas privadas por parte del gobierno de Quebec en 1963. Puesta en servicio entre 1964 y 1968, la planta está situada a orillas del río San Lorenzo en la ciudad de Sorel-Tracy , en la región de Montérégie .

La planta de Tracy, que se utilizaba principalmente como planta de generación de energía , solía funcionar durante las olas de frío del invierno. A veces funcionaba todo el año para complementar la generación hidroeléctrica durante los años de escasez de agua.

Aunque funcionó sólo esporádicamente, la central generadora ha sido criticada por su contribución a la contaminación del aire, ya que era una de las principales fuentes de dióxido de carbono ( CO2) de Quebec.
2), dióxido de azufre ( SO
2), óxidos de nitrógeno ( NO
incógnita) y partículas en suspensión (PM). Algunos comentaristas han acusado a Hydro-Québec de explotar innecesariamente la central térmica de Tracy para exportar electricidad aprovechando los bajos precios del combustible en determinados momentos.

La central térmica de Tracy se mantuvo como reserva durante el invierno 2010-2011 y se cerró definitivamente el 1 de marzo de 2011. Su desmantelamiento comenzó en 2013.

Ubicación

La central eléctrica está situada en la antigua ciudad de Tracy, en la orilla sur del río San Lorenzo, a 75 km (45 mi) al noreste de Montreal, Quebec . Fundada en 1954, la ciudad está separada de Sorel por el río Richelieu y tiene una larga historia industrial y de construcción naval , incluido el astillero Marine Industries que ha operado allí desde 1937. Otras industrias pesadas, incluidas fundiciones y acerías , se han instalado en la ciudad. [2] Tracy se fusionó con Sorel para convertirse en la ciudad de Sorel-Tracy en 2000. [3]

La propiedad está ubicada en 12125 Marie-Victorin Road. La planta se ha construido en un lote de 50,6 hectáreas (125 acres), atravesado por la Ruta 132 de Quebec (Marie-Victorin Road) y una vía del ferrocarril Canadian National a 6,5 ​​km (4 mi) río arriba del centro de Sorel-Tracy. [4]

Historia

Las empresas de servicios públicos de Quebec se enfrentaron a un rápido crecimiento de la demanda en la década que siguió al final de la Segunda Guerra Mundial , ya que el consumo de electricidad se duplicó en el área de Montreal servida por Hydro-Québec , propiedad del gobierno . La empresa inició un ambicioso programa de construcción, construyendo las centrales generadoras Bersimis-1 , Bersimis-2 , Carillon y la tercera fase de Beauharnois para mantenerse al día. [5] Después de poner en servicio la central generadora Beaumont en 1958, la Shawinigan Water & Power Company había agotado la mayor parte de su potencial para la importante expansión de la energía hidroeléctrica en el río Saint-Maurice y recurrió a Hydro-Québec para asegurar suministros adicionales. En febrero de 1959, la corporación de la Corona informó a los funcionarios de SW&P que no podría suministrar bloques incrementales de energía firme porque las necesidades de suministro de sus propios clientes minoristas apenas estaban satisfechas. [6]

SW&P comenzó entonces a planificar la construcción de una planta de energía térmica de 300 megavatios en Tracy, que costaría 45 millones de dólares canadienses. [7] La ​​planta se diseñó para aumentar la capacidad máxima de la empresa y complementar su generación hidroeléctrica en Saint-Maurice. [8] Estaba previsto que quemara fueloil residual , un subproducto de una planta petroquímica que se construiría en la cercana Varennes por una filial, Shawinigan Chemicals Limited. [9]

Vista aérea de la ciudad de Sorel-Tracy, el río San Lorenzo y las islas Sorel.
Sorel-Tracy.

Los funcionarios de la compañía plantearon el tema en noviembre de 1959 al ministro de Recursos Hidráulicos, Daniel Johnson , cuya respuesta fue "mayoritariamente negativa". El proyecto Tracy y el desarrollo planificado de una central hidroeléctrica en el Alto Saint-Maurice en Rapide des Coeurs permanecieron inactivos durante un tiempo, ya que Quebec estaba a pocos meses de una elección provincial . [8]

El nuevo primer ministro, Jean Lesage , aprobó la nueva planta en mayo de 1961, con la condición de que se comprometiera a construir tanto la central hidroeléctrica en Rapide des Coeurs [10] como la planta petroquímica en Varennes. [11] La construcción de la central generadora y la planta petroquímica se anunció el 31 de julio. [12] El trabajo en la primera fase de la planta de Tracy comenzó en marzo de 1962 con United Engineers and Constructors of Philadelphia como contratista principal . [13] El sitio de trabajo empleaba a 800 personas. [14]

Las dos primeras unidades se completaron después de que Hydro-Québec adquiriera hostilmente SW&P y todas las demás empresas de servicios públicos propiedad de inversores en la provincia, como parte de la política de nacionalización de la electricidad de Quebec. [11] Poco después de la compra de 1963, Hydro ordenó un segundo conjunto de dos unidades, que se construirían junto a las dos primeras, [15] y le dio el contrato de construcción a Shawinigan Engineering. El trabajo comenzó en marzo de 1965 y la última unidad se entregó en febrero de 1968. [13]

En un folleto publicado por la división de relaciones públicas de Hydro-Québec en agosto de 1965, poco después de la puesta en servicio de la segunda unidad, la empresa de servicios públicos explica su decisión de modernizar la planta por "la urgente necesidad de asegurar capacidad adicional ahora y la conveniencia de crear una reserva adecuada para operaciones futuras", añadiendo que el papel de la planta cambiaría a lo largo de su vida útil. [15] Más barata de construir que una central hidroeléctrica y situada más cerca de los principales centros de carga, la planta podría utilizarse como capacidad de reserva para suministrar energía al sistema en horas punta, complementar la producción hidroeléctrica en años de escasez de agua y podría entrar en funcionamiento durante cortes de energía o actuar como condensadores sincrónicos , proporcionando energía reactiva para controlar el voltaje en la red. [16]

La transición entre el antiguo y el nuevo propietario durante la construcción tuvo algunos inconvenientes. Las dos primeras unidades están separadas de las dos unidades encargadas por Hydro-Québec por un muro, porque los tenedores de bonos de SW&P exigieron que los activos de la nueva filial se mantuvieran separados de los de su nueva empresa matriz. [17]

Descripción técnica

Vista de primer plano de cuatro chimeneas rojas y blancas.
Las cuatro chimeneas de la central generadora.
Los tanques de almacenamiento de combustible.
La estación terminal de alta tensión, junto a la planta.

Las centrales térmicas desempeñan un papel marginal en el sistema de Hydro-Québec, en el que predomina la energía hidroeléctrica . En 2009, la generación térmica no nuclear representó el 4,4% de la capacidad nominal , pero solo generó 446 GWh, el 0,3% de la producción total de energía. [18] Más caras de operar y más contaminantes que las centrales hidroeléctricas, las centrales térmicas se utilizan para generar energía durante las condiciones pico, pero la mayoría de las centrales térmicas de la empresa atienden a comunidades remotas no conectadas a la red eléctrica principal en Nunavik , en la costa norte inferior , en Haute-Mauricie y en las islas Magdalen . [19]

Una central térmica como Tracy convierte la energía contenida en el fueloil pesado en calor , movimiento y, a continuación, en energía eléctrica . La quema de combustible vaporiza el agua y el vapor se expande para impulsar una turbina que hace girar el rotor de un alternador para generar electricidad. El agua condensada se reutiliza luego para otro ciclo. [20] En el proceso, el agua se precalienta seis veces, lo que eleva su temperatura de 27 °C (80 °F) a 238 °C (460 °F), y pasa por un desaireador y un economizador antes de entrar en la caldera a una temperatura de 340,5 °C (645 °F), cerca del punto de ebullición bajo presión. [21]

Cada caldera tiene 12 m (40 pies) de largo y 9 m (30 pies) de ancho en su base y se eleva hasta 55 m (180 pies), el equivalente a un edificio de 13 pisos. [22] En la parte superior, un tambor de vapor de 16 m (50 pies) de largo separa el agua y el vapor saturado . La caldera se calienta mediante 16 quemadores, cuatro en cada esquina, que se pueden retraer e inclinar para controlar la temperatura del vapor. [23] El vapor se convierte en un gas ideal a 539,4 °C (1003 °F) [24] [25] y una presión de 12,75  MPa (1850  PSI ) después de ser forzado hacia el sobrecalentador . [24] Las calderas de la planta han sido diseñadas para ser convertidas a carbón en caso de que se convirtiera en una solución más barata. Los espacios para almacenar y manipular carbón se reservaron en la fase de planificación. [26]

A su potencia nominal, la planta quemaba 159.000 litros (1.000 barriles) de fueloil pesado por hora. [25] [27] Diez tanques de almacenamiento de combustible de 200.000 barriles están ubicados detrás de la planta [28] y fueron abastecidos con combustible de las refinerías de Montreal y Lévis por barco cisterna [29] o por ferrocarril . [30]

Cada unidad fue diseñada para arrancar en caliente en 20 o 30 minutos. Un arranque en frío puede tardar entre tres y cuatro horas. Es una operación delicada, ya que las partes móviles deben calentarse de manera relativamente uniforme para evitar daños. [31] El éxito de esta operación implica más de 70 pasos y se controla mediante un sistema de monitoreo de secuencia para evitar errores. El enfriamiento de una unidad después de su uso requería precauciones para evitar el pandeo del eje principal. [32]

La planta era fácilmente reconocible por sus cuatro chimeneas rojas y blancas de 137 metros (449 pies) de altura . [29] Enmarcadas con válvulas de seguridad , las chimeneas tenían solo 82 m (270 pies) de altura cuando la planta se inauguró en la década de 1960, [15] pero se elevaron en 1980 en respuesta a consideraciones ambientales. [13] La producción anual máxima de la planta estaba limitada a 2,6 TWh debido a las regulaciones de contaminación del aire. [33]

Las torres de transmisión cercanas a la planta forman parte de una línea de transmisión de 735 kV que cruza el río San Lorenzo. Tienen 174,6 m (573 pies) de altura, lo que las convierte en las más altas de Canadá . [34] La subestación terminal de la central eléctrica está conectada a la red eléctrica mediante cuatro líneas de 230 kV a Boucherville, Varennes, Contrecoeur, Carignan (líneas 2320 y 2322) y Sorel-Tracy (líneas 2332 y 2336). [4] [35]

Operación

La puerta principal de la planta.

La central térmica de Tracy fue una de las cuatro centrales eléctricas de máxima demanda de la red Hydro-Québec. Se utilizaba principalmente en invierno para aumentar la capacidad, como lo exigía el uso generalizado de la calefacción eléctrica en Quebec. También funcionó esporádicamente como central eléctrica de carga base entre 1989 y 1991, en 1998 y en 2003-2004 [36] para mitigar las condiciones de escasez de agua en los embalses de la empresa.

Desde los años 1980, cada vez que la planta funcionaba durante un período prolongado, se escuchaban peticiones de cierre. [37] [38] Los residentes de los alrededores se quejaban principalmente del ruido y los olores procedentes de la central generadora. [33]

En diciembre de 1990, la Ministra de Energía de Quebec, Lise Bacon , pidió a Hydro-Québec que considerara la conversión de la planta a gas natural para reducir las emisiones de dióxido de azufre, así como una medida de ahorro de costos: en ese momento, el fueloil pesado se vendía a 28 dólares canadienses el barril, mientras que el gas natural equivalente se vendía a 18 dólares canadienses. [39]

En 1992, Hydro-Québec anunció un programa de renovación de 300 millones de dólares canadienses para modernizar las calderas y que pudieran quemar gas natural o fueloil pesado en 1995. [40] La planta se utilizó muy poco entre 1992 y 1997 y el programa de modernización se redujo de 165 a 130 millones de dólares canadienses. En el verano de 1996 se consideró la posibilidad de cerrar la planta como una medida de reducción de costos. Hydro-Québec decidió no cerrar la planta, pero cerró temporalmente dos unidades. [41] La conversión a gas natural también se archivó porque "no era beneficiosa en ese momento". [42]

Períodos de funcionamiento extendidos

Fotografía de la central generadora tomada desde la ruta 132. Un edificio alto con una torre eléctrica aún más alta a la derecha.
La planta estuvo en funcionamiento de forma intensiva entre junio de 2003 y mayo de 2004 debido a un grave déficit de precipitaciones.

Hydro-Québec reinició la planta durante la enorme tormenta de hielo de enero de 1998. [ 43] En julio, la empresa de servicios públicos firmó un contrato de un año con la refinería Ultramar en Lévis para entregas de fueloil pesado a $C13 por barril, un precio "nunca visto antes", según el director ejecutivo de la empresa, André Caillé . [30] A pesar de las negaciones de los funcionarios de Hydro-Québec, la operación de la planta de Tracy fue vista por muchos observadores como evidencia de los bajos niveles de los embalses. [30] [44] Unos meses más tarde, la empresa se vio obligada a admitir que los niveles de sus embalses eran bajos. [45] [46]

Después de estar inactiva durante dos años para completar las reparaciones, la planta funcionó a plena capacidad durante cinco semanas, del 14 de junio al 23 de julio de 2001, para aprovechar los altos precios de los mercados de electricidad vecinos y el combustible barato [47] y generó cerca de 200 GWh. [36] Ese verano, Hydro-Québec recibió 480.000 barriles de petróleo pesado y una carga de 270.000 barriles en agosto. Cuando funcionó a plena capacidad, la planta consumió 20.000  bpd . [47]

Las unidades de la planta volvieron a funcionar a mediados de junio de 2003 en respuesta a una nueva disminución de los niveles de los embalses después de dos años de mejoras. [48] En octubre, el periódico Le Devoir informó que tres embalses estratégicos ( Manic-5 , LG-2 y Caniapiscau ) alcanzaron niveles descritos como "alarmantes" en mayo de 2003. [49] Con un déficit de escorrentía que alcanzó los 23 TWh, la central generadora de Tracy funcionó durante 11 meses de los 12 del año 2003. La planta tuvo un año récord, generando 1,75 TWh, superando su mejor año anterior en 1990. [50]

Las temperaturas extremadamente frías registradas a mediados de enero de 2004 aumentaron la demanda interna hasta niveles récord y agravaron los problemas de suministro, incluso cuando la planta térmica se mantuvo funcionando a plena capacidad. En cuatro días, Hydro-Québec superó su demanda máxima histórica cuatro veces, dos veces el 15 de enero, mientras Montreal se congelaba con temperaturas de -30 °C (-22 °F). Ese día, la demanda del sistema alcanzó 35.818 MW a las 7:18 am y subió a 36.279 MW a las 5:30 pm. [51]

El uso de la central térmica durante todo el año generó un fuerte descontento entre los habitantes de los alrededores, que comenzaron a presentar quejas ante la empresa y sus representantes electos. Durante el verano de 2003, las casas y los bienes de algunas personas se ensuciaron con misteriosas gotitas rojizas por las que Hydro-Québec pagó una indemnización, reconociendo que esas gotitas podían estar relacionadas con "posibles emisiones de la central eléctrica". [52]

Tras reunirse con una delegación de ciudadanos de Sorel-Tracy encabezada por el alcalde Marcel Robert el 29 de marzo de 2004, los funcionarios de la empresa se comprometieron a dejar de operar la planta después del 31 de mayo de 2004 y limitar su uso futuro únicamente a los períodos pico. [53] La decisión satisfizo las demandas de Quebec [54] y de las autoridades regionales, incluida la preservación de los empleos locales. [55]

Ambiente

La central térmica de Tracy fue la única gran central térmica propiedad de Hydro-Québec en la red eléctrica principal en 2011 (a excepción de tres turbinas de gas en Bécancour, La Citière y Cadillac [56] ) y fue la principal fuente de contaminantes del aire de la empresa durante la mayor parte de su vida útil. [57] Durante los últimos 30 años de su vida útil, la central térmica de Tracy se enfrentó a normas ambientales cada vez más estrictas. Los acuerdos entre Canadá y Estados Unidos sobre la lluvia ácida , [37] las nuevas regulaciones que reducen el contenido de azufre del combustible y las regulaciones sobre emisiones de gases de efecto invernadero limitaron gradualmente su flexibilidad operativa fuera de las horas pico.

La central funcionó 4.500 horas en 2003 [58] y emitió 11.316 toneladas de SO
2y 6.284 toneladas de NO
incógnita, [59] que estaba por encima del límite de 5.000 toneladas para el Área de Gestión de Emisiones Contaminantes (PEMA) del sur de Quebec según el Anexo sobre Ozono de 2000 del Acuerdo bilateral sobre Calidad del Aire . [60] En 2004, la central eléctrica liberó 1,2  megatoneladas de CO
2, [61] 6.674 toneladas de SO
2, y 4.010 toneladas de NO
incógnita[59] Ese año, la planta de Tracy funcionó durante 2.355 horas. Las emisiones se redujeron significativamente en años posteriores, ya que funcionó durante 373 horas en 2005, [58] hasta solo 7 horas en 2010. [62]

El plan de acción del gobierno de Quebec contra el cambio climático aumentó los costos de mantener la planta en funcionamiento. A partir de 2007, la parte que le corresponde a la planta del impuesto al carbono de 200 millones de dólares canadienses para los usuarios industriales de combustibles fósiles se evaluó en 4,5 millones de dólares canadienses. [63] Una nueva reglamentación sobre la calidad del aire aprobada en 2011 redujo el NO
incógnitaLa capacidad máxima de producción anual de energía eléctrica era de 2.100 toneladas [64] y se requería que la central estuviera equipada con un sistema de reducción catalítica selectiva , una inversión de 75 millones de dólares canadienses según una evaluación económica de 2010 preparada por el Departamento de Desarrollo Sostenible, Medio Ambiente y Vida Silvestre de Quebec. [65]

Jubilación y desmantelamiento

Los trabajos de desmantelamiento de la planta se han retrasado tras la quiebra de EDS Canadá, en diciembre de 2013.
La planta, sin sus chimeneas, durante su desmantelamiento en marzo de 2015.

Con la puesta en servicio de nuevas presas en el área de James Bay , la planta de Tracy cesó sus operaciones antes del invierno 2010-2011 para mantenerla como reserva. [66] [67] Se retiró oficialmente el 1 de marzo de 2011. [68] Está previsto que el trabajo de desmantelamiento comience en enero de 2013 y durará aproximadamente un año. [62] El contrato de 19 millones de dólares canadienses (12 millones de libras esterlinas) fue adjudicado a la empresa estadounidense EDS Decommissioning, una subsidiaria de Silverdell Environmental Group. EDS se encargará del desmantelamiento y desmantelamiento de la planta, incluida la eliminación de amianto , el derribo de las estructuras y la venta de activos reutilizables. El contratista espera comercializar "aproximadamente 37.000 toneladas de plantas, equipos y metales reutilizables" para su reventa. [69]

Todavía no se ha concretado el uso futuro de la propiedad ribereña propiedad de Hydro-Québec. A fines de 2011, la Société des traversiers du Québec manifestó su interés en trasladar su terminal de transbordadores Sorel en Bassin Kaskiaik cerca de la central eléctrica como una forma de aumentar el tráfico. [70] A octubre de 2012, este escenario se encontraba entre las cinco opciones evaluadas por un consultor contratado por el gobierno de Quebec. [71]

Véase también

Referencias

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Obras citadas

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  • Bolduc, André; Hogue, Clarence; Larouche, Daniel (1989), Hydro-Québec, l'héritage d'un siècle d'électricité (en francés) (tercera ed.), Montreal: Libre-Expression / Forces, 341 p, ISBN 2-89111-388-8(también disponible en inglés, bajo el título Hydro-Québec después de 100 años de electricidad )
  • Gobierno de Quebec (13 de mayo de 2010). Règlement sur l'assainissement de l'atmoshpère: Étude d'impact économique [ Reglamento del aire limpio: estudio de impacto económico ] (PDF) (en francés). Ciudad de Quebec: Ministère du Développement durable, de l'Environnement et de la Faune. 60 p . Consultado el 18 de enero de 2013 .
  • Hydro-Québec (2010). Informe de sostenibilidad 2009 (PDF) . Montreal: Hydro-Québec. 44 págs. ISBN 978-2-550-58105-5. Recuperado el 18 de enero de 2013 .
  • Hydro-Québec (2012). Informe anual 2011 (PDF) . Montreal: Hydro-Québec. 116 págs. ISBN 978-2-550-63872-8. ISSN  0702-6706 . Consultado el 28 de marzo de 2012 .
  • Paradis, Paul (1965). Central térmica de Tracy . Montreal: Hydro-Québec. 32 págs. OCLC  77448028.
  • Centrales térmicas, en el sitio web de Hydro-Québec
  • Datos del Inventario Nacional de Emisiones de Contaminantes sobre la central térmica de Tracy
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