Las centrales eléctricas de West Burton son un par de centrales eléctricas en el río Trent , cerca de Gainsborough, Lincolnshire , Inglaterra . West Burton A era una central eléctrica de carbón , una de las Hinton Heavys que se puso en servicio en 1966 y funcionó hasta 2023. [2] [4] West Burton B, por otro lado, es una central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado , puesta en servicio en 2013. [3] West Burton A es propiedad de EDF Energy , mientras que West Burton B es propiedad y está operada por Totalenergies.
La central está acreditada como Investor in People desde 1995 y certificada según la norma ISO 14001 por su sistema de gestión medioambiental desde 1996; la central ganó un premio del presidente de RoSPA en 2006, 2007 y 2008. El sitio es el más al norte de lo que fue una serie de centrales eléctricas en el valle de Trent , estando a 3,5 millas (5,6 km) río abajo de las centrales eléctricas de Cottam ahora cerradas . A partir de septiembre de 2022, era una de las tres únicas centrales eléctricas de carbón que quedaban en el Reino Unido y se le exigió que cerrara antes de 2024, [5] [6] [7] con la generación en dos unidades inicialmente planificada para cesar el 30 de septiembre de 2022. [8]
Debido a la volatilidad del mercado energético asociada a la invasión rusa de Ucrania en 2022 , el Gobierno del Reino Unido acordó con los propietarios de la planta, EDF Energy , que las dos unidades generadoras restantes estarían disponibles para su uso durante los seis meses posteriores a la fecha de cierre del 30 de septiembre de 2022, a fin de proporcionar suministros durante el período invernal. La planta dejó de generar energía el 31 de marzo de 2023. [9] [10]
La estación está construida en el sitio del pueblo medieval abandonado de West Burton . La construcción comenzó en 1961 [1] por el Northern Project Group, un departamento dentro del CEGB. La construcción fue supervisada por el ingeniero residente Douglas Derbyshire, quien recientemente había completado la construcción de la cercana central eléctrica de High Marnham . En un intento de combinar esfuerzos en las etapas de diseño y construcción, la planta de calderas y turbogeneradores se replicó en la central eléctrica de Fiddlers Ferry ubicada en Cuerdley , Cheshire , en el noroeste de Inglaterra .
Los ingenieros consultores del proyecto fueron Merz & McLellan y el contratista principal en el lugar fue Alfred McAlpine con estructura de acero diseñada por Cleveland Bridge & Engineering Company .
La central fue la primera de 2.000 MW construida en el Reino Unido y el 27 de noviembre de 1964 la visitó el entonces presidente de la CEGB, Christopher Hinton, impulsor de las nuevas unidades de 500 MW. Posteriormente atrajo a visitantes de todo el mundo, entre ellos Mohammad Reza Pahlavi, el Sha de Irán , que fue escoltado por el recinto por Robert Laycock, Lord Lieutenant de Nottinghamshire, el 6 de marzo de 1965.
La unidad número uno de West Burton, puesta en servicio en septiembre de 1966, fue la segunda unidad generadora de 500 MW que se ordenó y entró en pleno funcionamiento comercial. [11] [12] Se pusieron en servicio otras tres unidades en el sitio en 1967. [13] [14] [6] La estación fue inaugurada oficialmente el 25 de abril de 1969 [15] por el Ministro de Energía Roy Mason , Sir Stanley Brown, el entonces Presidente de la CEGB , Arthur Hawkins Director de la Región de Midlands y Douglas Pask Director del Grupo de Proyectos del Norte. Fue una ceremonia fastuosa con una gran carpa y una banda presente. [16]
Los arquitectos principales de los edificios fueron Rex Savidge y John Gelsthorpe de Architects' Design Group (ADG) de Baker Street, Nottingham . [17] Se utilizó el modelado de heliodón para determinar el impacto visual y psicológico de las estructuras que se utilizarían en el sitio debido a su escala. Esto creó una Zona de Influencia Visual (ZVI), un sistema iniciado por el CEGB para la creación de futuras centrales eléctricas de 2000 MW en la década de 1960. Los diseños de las torres explotan formaciones de línea y rombo . Los pares opuestos del grupo de rombos se colorearon de claro y oscuro para evitar la tendencia de las formas a fusionarse cuando se ven a una distancia moderada. La torre desplazada del grupo de líneas tiene un color amarillo claro con un tono intenso que actúa como un punto nodal. Esto se decidió a través de un comité técnico, los arquitectos y William Holford en 1962. [18] Sin embargo, 10 años después de la construcción, las torres eran indistinguibles entre sí porque el tinte amarillo se había desvanecido mucho. [19] Los colores del edificio principal se limitan al negro, blanco y amarillo. Los edificios auxiliares se agrupan alrededor de dos patios por los que pasa la carretera de acceso. El socio ejecutivo de (ADG) fue Rex Savidge y el arquitecto a cargo fue John Gelsthorpe asistido por Norman Simpson. [18] West Burton recibió un premio del Civic Trust por su "contribución excepcional al paisaje circundante". El Civic Trust , al anunciar los 82 premios que otorgó en 1968 de más de 1.400 postulaciones de 94 condados del Reino Unido, describió a West Burton como "una inmensa obra de ingeniería de gran estilo que, lejos de restar valor a la escena visual, actúa como un imán para la vista desde muchas partes del valle de Trent".
La planta fue operada originalmente por CEGB y luego administrada por National Power después de la privatización, hasta abril de 1996, cuando fue comprada por Eastern Group , que se convirtió en TXU Europe . En noviembre de 2001, cuando el precio de la electricidad era bajo, TXU Europe vendió la estación a London Electricity Group por £ 366 millones. [20] EDF Energy operó las centrales eléctricas de West Burton desde 2001, sin embargo, el 9 de abril de 2021, la empresa anunció la venta de la central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado de 1.332 MW y la batería de 49 MW en West Burton B a EIG Global Energy Partners. [21] El proceso de venta se completó el 31 de agosto de 2021. [22]
En 1977, una locomotora Clase 56 de British Rail fue bautizada oficialmente frente al bloque de control de la planta de carbón como 'West Burton Power Station' con el número 56009, posteriormente renumerado como 56201.
Antes de la privatización, West Burton fue la última central eléctrica de CEGB que recibió el trofeo Christopher Hinton en reconocimiento a su buena gestión . La central contaba con un Centro de Descubrimiento para educar a los niños de las escuelas locales y también tiene el montículo de yeso de destilación de gas de combustión más antiguo del Reino Unido, parte de un experimento creado por científicos de CEGB en 1988. En el verano de 1998, el director de la central, Derrek Wells, recibió la Orden del Imperio Británico por sus servicios a la industria energética. [23]
West Burton fue incluida en el Plan Nacional Transitorio del Reino Unido, que establece límites a sus emisiones de dióxido de azufre, óxidos nitrosos y partículas hasta finales de 2020: forma parte de la Directiva sobre emisiones industriales 2010/75/UE, que sustituyó a la Directiva sobre grandes instalaciones de combustión 2001/80/CE. Según las normas de la UE, West Burton se clasificó como dos centrales eléctricas debido al hecho de tener dos chimeneas. [24]
En 1988, el entonces presidente de la CEGB , Walter Marshall, barón Marshall de Goring, anunció que se construiría en el lugar una central eléctrica de carbón de 2 x 900 MW equipada con desulfuración de gases de combustión (FGD) que se conocería como "West Burton B". El plan fue abandonado justo antes de la privatización. [25]
En marzo de 2021, EDF confirmó que West Burton A dejaría de generar energía el 30 de septiembre de 2022. [8] Sin embargo, en junio de 2022, EDF acordó aplazar el cierre de dos unidades en la central eléctrica de West Burton A por otros seis meses y la fecha de cierre se revisó al 31 de marzo de 2023. Esto fue en respuesta a la solicitud del Gobierno de mantener las unidades disponibles durante el invierno de 2022-23. [26] La central cerró según lo previsto el 31 de marzo de 2023. El desmantelamiento de la central se llevó a cabo durante los últimos meses de 2023 y la demolición comenzó en enero de 2024 con una fecha de finalización prevista para 2028. [27] Ha habido protestas por la demolición de la central por parte del grupo de campaña The Twentieth Century Society , argumentando que se deben preservar piezas importantes del patrimonio industrial británico, como West Burton A. [28]
Después de haber sido incluido por primera vez como candidato en junio de 2021, [29] [30] el 3 de octubre de 2022 se anunció que el sitio sería la ubicación planificada para la primera planta de energía de fusión nuclear que se construirá en el marco del programa Tokamak esférico para la producción de energía (STEP). [31]
Junto a la central de carbón se construyó una central eléctrica de ciclo combinado de 1270 MWe y £600 millones , que funciona con gas natural . [32] La construcción por parte del Grupo Kier comenzó en enero de 2008. Se construyó en un terreno originalmente asignado para una central eléctrica de carbón West Burton 'B' de 1800 MW que se iba a construir en la década de 1980. La privatización de la industria eléctrica en 1990 canceló este plan. La central eléctrica se puso en servicio en 2013 y suministra electricidad a alrededor de 1,5 millones de hogares. Se construyó un nuevo gasoducto de 19 km para conectar con el Sistema Nacional de Transmisión de Gas en Grayingham en Lincolnshire. Alrededor de 1000 personas participaron en la construcción. La planta consta de tres turbinas de gas de 430 MW , cada una con un generador de vapor de recuperación de calor . [33]
Los activistas del grupo No Dash For Gas que protestaban contra la construcción de la planta de gas se declararon culpables de cargos de allanamiento agravado en febrero de 2013. [34] EDF desestimó una demanda civil contra ellos en marzo de 2013. [35] [36]
West Burton C es una planta de OCGT de 299 MW planificada para su uso en horas punta , que se ubicará en el sitio de West Burton. [37] Se le otorgó el consentimiento de planificación en octubre de 2020. [38] [39] EDF Energy conservó el terreno y los derechos para construir la estación tras la venta de West Burton B a EIG en 2021. [40] En ese momento, se informó que EDF Energy "no tenía planes inmediatos" para construir la estación. [40]
West Burton A proporcionaba electricidad a alrededor de dos millones de personas y está situada en un sitio de 410 acres (1,7 km2). El carbón para la central eléctrica, como Cottam , provenía de la mina de carbón Welbeck en Meden Vale hasta que cerró en mayo de 2010. El otro principal proveedor de carbón de la central, Thoresby Colliery , cerró en 2015. [41] La central se conectaba a la red nacional, como la mayoría de las centrales eléctricas de carbón de tamaño similar, a través de un transformador y una subestación a 400 kV. Las chimeneas de la central eléctrica de West Burton tienen 200 metros (660 pies) de altura.
Las cuatro calderas tienen hornos divididos individuales y circulación asistida. Cada una tiene una capacidad máxima continua de 1565 t /h (3.450.000 lb /h) y una eficiencia de diseño del 90,75%. Construida por International Combustion , el diseño es similar en muchos aspectos al de la caldera ICL de 550 MW ahora redundante en Thorpe Marsh, que tenía dos hornos con paredes divisorias centrales. Hay seis etapas de sobrecalentamiento y tres etapas de recalentamiento en cada caldera, con etapas de sobrecalentamiento y recalentamiento mezcladas en posición. Como resultado de la experiencia operativa en calderas de este tamaño en Thorpe Marsh, se descubrió que en la caldera se producían temperaturas de sobrecalentamiento más altas y mayores caídas de presión que las cifras de diseño. Se tuvieron que emplear nuevos materiales para las secciones de sobrecalentamiento y, como resultado, se rediseñaron los recorridos de los tubos.
Las calderas tienen una altura de 53,65 m (176,0 pies) y las vigas de suspensión principales tienen una longitud de 27,43 m (90,0 pies). La expansión térmica total hacia abajo es de aproximadamente 228 a 305 mm (9,0 a 12,0 pulgadas). La salida del sobrecalentador es de 569 °C (2400 psi) (165,5 bar ). El recalentador tiene temperaturas de entrada y salida de 364 y 569 °C con una presión de entrada de 592 psi (40,82 bar) y un flujo de vapor de 1243 t/h (2740 000 lb/h). El tambor de vapor único pesa 162,6 toneladas (160 toneladas).
El horno se enciende tangencialmente con ocho cajas de quemadores, cada una con seis quemadores, junto con quemadores de aceite en cada caja para el encendido. El control de la temperatura del vapor se realiza mediante quemadores basculantes operados eléctricamente y atemperadores por pulverización operados electrohidráulicamente, lo que proporciona un rango de control del 70 al 100% de la potencia nominal continua máxima. Hay cuatro atemperadores para cada uno de los circuitos de sobrecalentador y recalentador. Los economizadores tienen una superficie de calentamiento de 44.970 m2 ( 484.100 pies cuadrados).
Hay dos ventiladores Davidson de tiro forzado y dos de tiro inducido por caldera. Los ventiladores de tiro forzado están accionados por motores de 1.300 hp de velocidad constante a 596 rpm y tienen un caudal nominal de 11.380 m 3 /min (402.000 (pies cúbicos)/min).
El ahorro en el tamaño total del edificio de la sala de calderas, que mide 259,69 m (852,0 pies) de largo, 44,2 m (145 pies) de ancho y 60,05 m (197,0 pies) de alto, se logró al disponer los molinos de combustible pulverizado en dos filas entre calderas adyacentes en lugar de en una línea a lo largo de la sala de calderas como es habitual. Esto significó que se tuvieron que instalar transportadores de carbón en ángulo recto con el transportador principal para cada línea de molinos, pero el costo de estos se vio más que compensado por el ahorro de capital en el edificio. Hay seis molinos de rodillos por caldera, cada uno impulsado por un motor de 635 hp acoplado directamente a 985 rpm. El carbón se alimenta a los molinos mediante alimentadores de cadena Lopulco con controladores de velocidad de regulador de inducción.
En 2007, se instalaron quemadores separados de aire sobre fuego (SOFA) en las cuatro unidades de la central para cumplir con la legislación de la Unión Europea sobre emisiones de óxido de nitrógeno . Los quemadores fueron instalados por GE Energy .
Las máquinas de un solo eje de 500 MW fabricadas por English Electric están dispuestas longitudinalmente a lo largo de la sala de turbinas, que tiene 259,08 m (850,0 pies) de largo por 39,624 m (130,00 pies) de ancho por 26,060 m (85,50 pies) de alto. La longitud total de cada máquina es de 49,53 m (162,5 pies). Los generadores tienen una potencia nominal de 500 MW, 22 kV a un factor de potencia de 0,85. Las condiciones de vapor en la válvula de cierre de la turbina de alta presión son de 2300 psig (158,6 bar) a 566 °C con una única etapa de recalentamiento al cilindro IP de 565 psia (38,96 bar) a 566 °C. La turbina tiene un consumo de vapor de diseño de 6,3932 libras por kilovatio-hora (2,9 kg/kWh), incluyendo recalentamiento, calentamiento de alimentación y accionamiento de la bomba de alimentación de la caldera, y una entrada de calor total de 7.543 unidades térmicas británicas por kilovatio-hora (2,2 kWh/kWh), una eficiencia de aproximadamente el 45,5%.
Se adoptó una novedosa disposición de montaje para los turbogeneradores. Los cilindros de baja presión se apoyan sobre dos vigas de acero de unos 22,1 metros (72,5 pies) de largo, que forman un puente entre los bloques de hormigón en los extremos de vapor y generador de alta presión de los grupos. La estructura del condensador fabricada se soldó directamente a la parte inferior del marco de baja presión utilizando una técnica de soldadura precalentada. Esto proporciona una disposición compacta del condensador y el grupo principal y es un factor importante en la reducción del tamaño relacionado con la salida de las máquinas, que es una característica sorprendente de la sala de turbinas. El marco de baja presión se apoya en sus esquinas, y cada uno de los soportes soporta unas 203,2 toneladas (200 toneladas) de peso. El peso total del marco y la estructura del condensador es de unas 2235 toneladas (2200 toneladas), de las cuales 1422 toneladas (1400 toneladas) se apoyan en la parte inferior del condensador mediante los resortes de montaje.
Los condensadores fueron fabricados en el lugar por English Electric a partir de subconjuntos y soldados a las vigas del puente que sostienen el cilindro de gas LP. Hay más de 40.000 tubos de aluminio/latón de 9,144 m (30,00 pies) de largo y 25,4 mm (1,00 pulgadas) de diámetro en cada condensador, lo que da una superficie efectiva de 27.870 m2 ( 300.000 pies cuadrados), el equivalente a 3,9 campos de fútbol. El funcionamiento se realiza a 1,3 inHg con 1.023 m 3 /min (225.000 galones de agua de refrigeración a 15,5 °C). El vapor pasa al condensador a más de 963,9 t/h (2.125.000 lb/h). Puesto que debe evitarse la contaminación del condensado por el agua de refrigeración, se ha adoptado una construcción de doble placa tubular en la que los tubos del condensador se expanden en una placa tubular adicional además de la que forma el lateral de la caja de agua. El estrecho espacio entre las placas se llena con agua desmineralizada, suministrada desde un tanque de cabecera desde 48,768 m (160,00 pies). Esto proporciona una presión considerablemente superior a los 20 psig desarrollados en el sistema de agua de refrigeración, de modo que cualquier fuga en las placas de los extremos de los tubos se suministrará desde el tanque de cabecera.
El condensador de puente es una unidad de superficie única que recibe y condensa el vapor descargado de los seis escapes de los tres cilindros de LP de doble flujo, combinado con un marco superior que soporta y contiene los propios cilindros. La estructura integrada, que pesa alrededor de 2.280 toneladas en su estado de funcionamiento, abarca los dos bloques de cimentación de hormigón que sostienen el cilindro de HP e IP y el generador, de ahí el nombre de condensador de puente. Aproximadamente dos tercios del peso se transfieren al piso del sótano a través de un colchón de resortes. El agua circulante utilizada como medio de enfriamiento pasa a través de 40.740 tubos dispuestos en seis grupos, cada uno de dos haces de tubos, y cada grupo se encuentra directamente debajo de un escape de turbina.
La turbina de reacción por impulso de cinco cilindros y un solo eje tiene una disposición de doble flujo para los cilindros IP y para los cilindros LP. Hay carcasas dobles en los cilindros HP, IP y LP, y las últimas etapas de los LP están equipadas con álabes de 914,4 mm (36,00 in).
Las válvulas de cierre y las válvulas reguladoras están situadas en la entrada de los filtros de alta presión y de la turbina IP. Hay cuatro tuberías principales de vapor de 228,6 mm (9,00 in) de diámetro y cuatro tuberías de 431,8 mm (17,00 in) de diámetro en los circuitos de recalentamiento de agua caliente y fría que van a la turbina. En vista del tamaño y del mayor volumen de las tuberías en comparación con los diseños anteriores, se prestó especial atención a montar las cajas de válvulas lo más cerca posible de la máquina para reducir el efecto de la energía almacenada por el exceso de velocidad. En el caso de las válvulas de alta presión, esto se hace sin montar realmente las válvulas en el cilindro, evitando así la complicación de la carcasa de alta presión.
Debido a que los ejes acoplados "cuelgan" en una curva, que puede ser 12,7 mm ( 1 ⁄ 2 in) más baja en el centro que en los extremos, el generador completo debe ajustarse con su extremo exterior ligeramente más alto que el extremo adyacente a la turbina, de modo que las caras de acoplamiento de la turbina y el generador sean paralelas y periféricamente verdaderas antes de atornillarlos. Este ajuste se logra con una precisión en la cara de acoplamiento de 0,0127 mm (0,00050 in).
Cada uno de los cuatro generadores está diseñado para una potencia de 500 MW con un factor de potencia de 0,85 y una tensión terminal de 22 kV. Para enfriar el núcleo del estator y los conductores del rotor se utiliza hidrógeno a una presión de 60 psig, que está en contacto directo con los conductores del rotor, y para enfriar los conductores del estator se utiliza agua. Los refrigeradores de hidrógeno están dispuestos longitudinalmente en la parte superior del bastidor del estator y el hidrógeno circula mediante un soplador de flujo axial montado en el extremo de la turbina del eje del rotor. El estator tiene una construcción de dos partes, el núcleo y los devanados se ensamblan en un armazón interior enroscado en el armazón exterior del estator en el sitio. El peso de la parte más pesada, el estator interior, es de 194 toneladas.
El devanado del estator del generador se enfría con agua a 2,155 m 3 /min (474 gal/min) y el núcleo del estator y el devanado del rotor se enfrían con hidrógeno a 60 psig que circula mediante un soplador en el eje. Para reducir el peso de transporte, cada estator consta de un recinto exterior hermético al gas, que contiene los refrigeradores de hidrógeno y los soportes de los extremos que sostienen los cojinetes del rotor, y un estator interior que comprende el núcleo magnético y los devanados.
El núcleo del estator está construido con láminas de acero laminado en frío de grano orientado de 0,013 pulgadas (0,033 cm) de espesor, aisladas entre sí con insulina. El número de segmentos por círculo está dispuesto de modo que el porcentaje máximo práctico del flujo del núcleo esté en la dirección del grano orientado. Los anillos de laminación están integrados en un marco de esqueleto que se apoya de forma flexible dentro del marco principal del estator para evitar que se transmitan vibraciones de doble frecuencia a los cimientos. Los conductos de gas axiales se proporcionan dentro del núcleo mediante orificios perforados en las láminas, que se alinean en toda su longitud. Los extremos del núcleo están divididos axialmente por espaciadores en una serie de conductos radiales. Estos conductos forman los conductos de entrada y salida de gas para los conductos de gas axiales. Conductos radiales separados alimentan los extremos del núcleo con gas frío para satisfacer el aumento de calor experimentado en los extremos del núcleo durante el funcionamiento con factor de potencia principal. Cada lado de la bobina del devanado del estator consta de tubos de cobre rectangulares, cada uno de los cuales está aislado con una malla de vidrio impregnada de resina, y los tubos se transponen dentro de la longitud de la bobina mediante el método Roebel para minimizar las pérdidas de cobre. Los colectores de entrada y salida están dispuestos en extremos opuestos de los devanados y todos los lados de la bobina se alimentan en paralelo desde ellos. Las conexiones de agua entre los colectores y los lados de la bobina se realizan con mangueras flexibles de material aislante. Las conexiones eléctricas entre los lados de la bobina consisten en correas de cobre flexibles, atornilladas y soldadas a bloques de contacto que están soldados a los tubos conductores cerca del extremo de cada lado de la bobina. Los anillos utilizados para conectar los grupos de fases a los terminales también están refrigerados por agua, y el flujo a través de ellos es paralelo al flujo a través de los lados de la bobina.
En los terminales del estator se emplea refrigeración directa por hidrógeno . El forjado del rotor es de acero de níquel, cromo, molibdeno y vanadio con un límite elástico mínimo de 33,2 toneladas/pulgada cuadrada. El extremo del eje que se conecta a la turbina está templado diferencialmente para darle una resistencia adicional para soportar las fuerzas severas que podrían aplicarse en condiciones de falla en el generador. Las primeras tres velocidades críticas están dispuestas para que sean inferiores a la velocidad de funcionamiento. Los conductores del rotor refrigerados por hidrógeno están formados por tubos de cobre estirado duro con contenido de plata. Dos tubos en paralelo forman un conductor y hay seis conductores por ranura, excepto las ranuras adyacentes a los centros de los polos, que contienen cinco. El generador se ventila mediante gas frío que se alimenta a una serie de conductos radiales en el extremo del anillo colector del núcleo, que se comunican con los orificios de ventilación axiales en el núcleo y los dientes del estator. Después de pasar por los orificios axiales, el gas se descarga en el espacio de "aire" a través de otros conductos radiales en el extremo de la turbina del núcleo. El gas descargado desde el núcleo pasa a lo largo del espacio de "aire", junto con el gas caliente descargado desde los orificios de salida en el cuerpo del rotor, a la región entre los devanados de los extremos y un deflector en el extremo del anillo colector, y desde allí a través de una mitad de cada enfriador axial hasta la entrada del soplador. Después de salir del soplador, el gas pasa a través de las otras mitades de los enfriadores y se entrega a las diversas regiones de entrada del núcleo del estator y el rotor. El gas se alimenta al extremo de la turbina del rotor a través de orificios axiales mecanizados en el cubo del rotor del soplador desde un anillo formado entre el soporte del extremo y el difusor de salida del soplador. Tubos de gran diámetro que pasan longitudinalmente a través del marco del estator conectan este anillo con la sección del extremo en el extremo del anillo colector, desde donde se alimenta el extremo del anillo colector del rotor. El soplador axial de tres etapas montado en el eje del generador comprende un manguito montado en el eje sobre el cual se monta el disco de rotor con álabes, una carcasa de estator con álabes, un difusor y un carenado de entrada.
La carcasa del estator y el difusor están sujetos de forma rígida por el soporte de cojinetes del extremo de la turbina. Una bomba hace circular agua desmineralizada de baja conductividad a través de los devanados del estator y pasa por enfriadores y un filtro antes de entrar en el colector de entrada del devanado. Después de pasar por el devanado, el agua vuelve a la bomba a través de un tanque de desgasificación. Esto es básicamente un ensanchamiento repentino de la tubería, que hace que la velocidad del agua disminuya y, por lo tanto, permite que las burbujas de gas se recojan en una pequeña cámara equipada con un interruptor de alarma operado por flotador. Un tanque colector, que contiene suficiente agua para un llenado completo del sistema, está conectado a la tubería de entrada al devanado. Se proporciona una pequeña planta desmineralizadora para tratar el agua, en caso de que la conductividad del suministro de agua de reposición sea demasiado alta.
El excitador principal es una máquina trifásica de 3000 rpm acoplada directamente al eje del generador principal. El enfriamiento se efectúa mediante un circuito cerrado de ventilación de aire con refrigeradores montados en portaequipajes que se alimentan con agua de enfriamiento del sistema de condensado. La salida del excitador se rectifica mediante un grupo de diodos de silicio trifásicos conectados en puente que se enfrían con aire natural y se alojan en un banco de nueve cubículos ubicados en una plataforma en voladizo desde el costado del bloque de cimentación. Junto a los rectificadores se monta el disyuntor de supresión de campo principal que incorpora una resistencia de descarga y un interruptor auxiliar para cerrar el circuito de descarga. Un generador de alta frecuencia de imán permanente, acoplado directamente al eje del excitador, actúa como excitador piloto y suministra el campo del excitador a través de un amplificador magnético de la etapa de potencia que puede regularse mediante control manual o mediante el regulador automático de voltaje. El AVR es un regulador de acción continua que incluye características tales como limitación de VAR, seguimiento automático del control manual y protección contra sobreflujo o sobreexcitación del generador principal.
Hay tres etapas de calentamiento de alimentación de alta presión con seis carcasas de calentador dispuestas en pares paralelos, un desaireador y tres calentadores de baja presión. El vapor se purga del escape de alta presión de la turbina principal para impulsar la turbina de la bomba de alimentación de la caldera principal, que lo expulsa al sistema de calentamiento de alimentación para mejorar la eficiencia general del ciclo.
La turbina de la bomba de alimentación principal es una máquina de impulso de un solo cilindro de 15.150 hp con condiciones de vapor, en el escape de hp, de 610 psia (42,06 bar) a 366 °C. El rotor tiene once etapas y el vapor se expulsa al desaireador a 52 psia (3,585 bar) a 144 °C. La bomba es una unidad centrífuga de seis etapas con una capacidad de 1588 t/h (3.500.000 lb/h). También se proporcionan dos bombas de alimentación de arranque y de reserva con un 50 por ciento de servicio, accionadas eléctricamente.
Las ocho torres de refrigeración, construidas por Davenport Engineering Ltd. de Bradford , tienen una capacidad de 30.690.000 l/h (6.750.000 gal/h) y un rango de refrigeración normal de 8,5 °C (47,3 °F). Las torres tienen una altura de 106,7 m (350 pies) con diámetros internos a nivel del umbral de 86,56 m (284,0 pies) y en la parte superior de 49,99 y 46,33 m (164,0 y 152,0 pies) en la garganta. La torre de refrigeración C1 se equipó con anillos de tensión de hormigón armado en 2000 para proporcionar estabilidad adicional a la carcasa estructural. [42]
El agua de refrigeración circula mediante bombas centrífugas horizontales de succión inferior Allen Gwynnes, cuatro en cada una de las dos casetas de bombas. Cada bomba tiene una capacidad de 545 500 L/min (120 000 gal/min) con una altura neta generada de 23,16 m (76,0 ft). El agua de reposición del río Trent se bombea mediante cuatro bombas centrífugas verticales de 45 460 L/m (10 000 gal/min).
El carbón se suministra a través de los cruces orientados al norte y al sur de la línea ferroviaria adyacente de Manchester y Cleethorpes. [43] El carbón que llega a la estación se descarga desde los vagones tolva acoplados permanentemente con una capacidad de 29,03 toneladas (32 toneladas), cuyas partes inferiores se abren mediante un mecanismo automático junto a la vía mientras el tren avanza a 0,8 km/h (0,50 mph). Las cuatro básculas puente de W & T Avery Ltd. , dos en cada una de las dos vías ferroviarias que utilizan cabezales de pesaje electrónicos, registran el peso de los vagones de carbón cargados y vacíos y suman la cantidad total de carbón entregado. El almacén de carbón en el sitio tiene una capacidad máxima de 1.814.000 toneladas (2 millones de toneladas) a 9,14 m (30,0 pies) de profundidad, se utiliza para depositar todo el carbón sobrante y para acumular existencias. También hay dos apartaderos de cenizas volantes (E y F) y dos apartaderos de petróleo (K y L). [43]
La central eléctrica de West Burton se utilizó como campo de pruebas para el sistema de tren tiovivo [44] en 1965, que se introduciría en todas las centrales eléctricas de 500 MW y superiores. [45] Durante los primeros años de vida de las centrales en la década de 1970 y en virtud del acuerdo de tren tiovivo con British Rail y la National Coal Board , no se realizaban entregas los fines de semana. El almacén de carbón tiene capacidad para más de tres meses de funcionamiento de la central. Cuando se descarga de los vagones de ferrocarril, el carbón cae en las tolvas inmediatamente debajo de la vía, donde se extrae de manera uniforme a lo largo de la longitud de las tolvas mediante máquinas alimentadoras de paletas operadas a distancia. Estas depositan el carbón en dos transportadores de banda gemelos de canal profundo de 1371,6 mm (54,00 pulgadas) de ancho, cada uno con una capacidad de 1361 t/h (1500 toneladas por hora) a 137,16 m/min (450 pies/min). Las cintas transportadoras alimentan el carbón a través de la planta de cribado y trituración, donde también pasa a través de separadores magnéticos, hasta la torre de transferencia.
Desde esta torre, el carbón puede pasar al depósito mediante un apilador de pluma o directamente a la sala de calderas. Hay siete básculas de cinta instaladas en el sistema de transporte, para permitir que se realicen controles sobre las cantidades de carbón que se pasan al depósito, se recuperan del depósito y finalmente se pasan a los búnkeres de la sala de calderas. Los cuatro búnkeres de caldera con capacidad de 2.722 toneladas (3.000 toneladas) albergarán suficiente carbón para el funcionamiento durante la noche sin necesidad de extraerlo del depósito de carbón. El consumo máximo normal de cada caldera es de aproximadamente 181,4 t/h (200 toneladas por hora).
En la central se han instalado cuatro alternadores accionados por turbinas de gas de 17,5 MW cada uno, que suministran energía a los auxiliares en caso de que la frecuencia de la red varíe fuera de los límites adecuados para la planta. Un relé de baja frecuencia, que puede preajustarse entre 49 y 50 ciclos por segundo, inicia la operación de arranque de las turbinas de gas; normalmente, el ajuste es de 49,5 ciclos por segundo. La carga es asumida automáticamente por las turbinas de gas y la planta auxiliar queda aislada de la red de suministro, siempre que la frecuencia del sistema haya descendido para entonces a aproximadamente 48 ciclos por segundo. Los generadores de turbina de gas también pueden utilizarse para aumentar la potencia de la central en carga máxima a través de los transformadores de la unidad.
Si la central queda completamente aislada de la red eléctrica, las turbinas de gas se utilizan para reiniciar las unidades principales que se apagan. Este proceso se conoce como arranque en negro y se prueba anualmente. Cada unidad de turbina de gas consta de una turbina de expansión English Electric tipo EA de 3000 rpm que emplea dos motores Rolls-Royce Avon tipo RA29 Etapa 6A (1533–51) como generadores de gas y está acoplada directamente al alternador. Los alternadores, fabricados por English Electric, tienen una potencia nominal de 11 Kv, 21,9 MVA, un factor de potencia de 0,8 en retraso y un rango de frecuencia de 40 a 51 ciclos por segundo. Dos de las cuatro turbinas de gas se desmantelaron posteriormente durante la década de 1990.
La subestación de 400 kV interconecta cuatro circuitos de generador, seis alimentadores, dos transformadores interbus e incluye dos interruptores acopladores de barras y una sección de barra colectora principal. Los circuitos están adosados y dispuestos con las conexiones del generador y del transformador interbus en el lado de la central eléctrica y las entradas de línea en el lado opuesto de la subestación. Las entradas de línea actuales son Bicker Fen-Walpole, Bicker Fen-Spalding North, Keadby 2, High Marnham, Cottam y Keadby 1.
El diseño del prototipo de la caseta de distribución de 400 kV para interiores se logró mediante una estrecha colaboración entre ingenieros eléctricos y civiles antes de que se conocieran todos los detalles de la planta y el equipo. Los marcos estructurales están a 21,3 m (70 pies) de distancia entre centros, cada marco consta de cinco portales continuos, cada uno de 23,3 metros (76 pies 5 pulgadas) de ancho con un voladizo de 7,9 m (26 pies) en cada extremo. Los portales internos reciben las barras colectoras y los dos portales externos los interruptores. El voladizo deja espacio para los pasamuros y los aisladores.
La caseta de distribución tiene nueve naves estructurales de 21,3 m (70 pies) de largo, lo que hace que el edificio tenga unas dimensiones de 195 m × 132,5 m (640 pies × 435 pies). El área del sitio es de aproximadamente 5,26 hectáreas (13,0 acres), de las cuales la caseta de distribución ocupa 2,42 hectáreas (6,0 acres). El peso total de la estructura de acero es de aproximadamente 2540 toneladas (2500 toneladas).
Las vigas principales y longitudinales se han diseñado como elementos de acero enrejado soldados de profundidad suficiente para incorporar las pasarelas de acceso. Además de transferir la carga del techo a las columnas, estas vigas también tienen los aisladores de tensión en "V" unidos a ellas. El armazón lateral del edificio, además de soportar el revestimiento de las paredes, también sostiene los pasamuros y proporciona anclaje para las conexiones de los filtros entre la sala de turbinas y la sala de interruptores. La sala de interruptores se diseñó de modo que se adaptara al tratamiento arquitectónico de la central eléctrica en su conjunto. Por lo tanto, el revestimiento de aluminio recubierto de plástico es de color negro en las caras norte y sur del edificio y dorado en las caras este y oeste. La línea del techo de la sala de interruptores está diseñada para combinarse con el efecto de "dientes de sierra" del techo de la sala de turbinas. Las obras comenzaron en el invierno extremadamente frío de 1962/63. El clima frío se aprovechó porque el subsuelo arcilloso, que generalmente es inmanejable cuando está húmedo, se congeló. La excavación continuó sin interrupción en los ramales de drenaje durante este período. A continuación se introdujo la base de mezcla húmeda sobre todo el terreno. El objetivo de la mezcla húmeda era aplicar una capa firme para que la construcción pudiera continuar incluso cuando la arcilla del subsuelo estuviera húmeda. El tráfico de construcción también tendía a compactar la mezcla húmeda, lo que la mejoraba como base para la capa superior final de macadán bituminoso.
El montaje de las estructuras de acero comenzó en junio de 1963. El montaje se llevó a cabo mediante dos grúas que se desplazaban a lo largo de las vías que se extendían a lo largo de la caseta de distribución. Tan pronto como el contratista de la estructura de acero se retiró de las primeras naves, el contratista civil comenzó a trabajar en el montaje de las estructuras de hormigón prefabricado, la formación de zanjas y la limpieza de la superficie. El acceso al interior de la caseta de distribución se facilitó mediante la decisión de colocar conductos de 228 milímetros de diámetro (9 pulgadas) para llevar muchos de los cables por debajo de la superficie, eliminando así numerosas zanjas.
Las estructuras de hormigón prefabricado resultaron relativamente fáciles de montar con tolerancias muy ajustadas. En las estructuras de aislamiento, los distintos elementos de hormigón se atornillan entre sí mediante pernos de acero de alta resistencia a un par predeterminado. En estas estructuras se eliminó todo el hormigón in situ. Las estructuras de los disyuntores se construyeron in situ. El contrato se inició el 21 de enero de 1963 y se completó prácticamente el 30 de noviembre de 1964. Se dio acceso a los contratistas eléctricos en abril de 1964.
Además de interconectar el sistema de superred, la subestación de 400 kV de West Burton también alimenta la red local de 132 kV. Esta conexión se realiza a través de dos autotransformadores de 240 MVA, 400/132 kV fabricados por Associated Electrical Industries . Los devanados constan de un devanado terciario, un devanado común, un devanado de derivación y un devanado en serie. Están dispuestos de manera que el devanado terciario helicoidal de una sola capa se encuentra más cerca del núcleo, el devanado común de disco continuo a continuación, seguido por el devanado de derivación de tipo helicoidal de longitud completa intercalado y el devanado en serie de tipo multicapa y el blindaje de línea. Se utilizó un conductor transpuesto de forma continua para minimizar las pérdidas por corrientes parásitas y reducir el requisito de espacio de los devanados.
En el lado de 132 kV de cada transformador se encuentran cambiadores de tomas de resistencia de alta velocidad, lo que proporciona un rango de tomas de más del 15 % a menos del 5 %. El devanado de tomas tiene 7 tomas que, junto con un interruptor reductor/elevador, proporcionan catorce pasos. Los contactos fijos de cada una de las dos unidades selectoras de tomas rotativas asociadas con cada fase están conectados a la mitad de las tomas de los devanados, mientras que los contactos móviles están conectados a los interruptores desviadores. El conjunto del interruptor desviador, junto con las resistencias de transición y el mecanismo de operación, está montado en la parte superior del buje de 132 kV que forma parte integral del cambiador de tomas.
El montaje del transformador se llevó a cabo dentro de una cúpula de plástico translúcida, inflada por un pequeño ventilador. Esto permitió que el trabajo continuara independientemente del clima y, por lo tanto, redujo el tiempo que normalmente se tarda en montar transformadores grandes al aire libre. Al trabajar día y noche dentro de la cúpula de plástico, el tiempo de montaje en el sitio se redujo de unas 8 semanas a 3 semanas. Completamente ensamblado, cada transformador tiene 14,94 m (49,0 pies) de largo, 10,06 m (33,0 pies) de ancho y pesa 325,1 toneladas (320 toneladas) compuestas de 154,4 toneladas (152 toneladas) de acero, 30,48 toneladas (30 toneladas) de cobre, 19,3 toneladas (19 toneladas) de aislamiento y 98.420 litros (26.000 galones) de aceite. Las entradas de línea actuales para la caseta de distribución de 132 kV son North Greetwell – Lincoln 1, Retford – Worksop – Checkerhouse 2, North Greetwell – Lincoln 2 y Retford – Worksop – Checkerhouse 1
En 1996, la primera unidad se equipó con el Sistema de Gestión Avanzada de Planta (APMS), un sistema desarrollado por RWE npower y Thales , e implementado por Capula. El resto de unidades siguieron su ejemplo en años posteriores. La base de datos del APMS contiene unos 16.000 puntos. El personal de operaciones interactúa con el sistema a través de cuatro pantallas principales en la estación de trabajo, complementadas con otras seis pantallas de visión general.
En junio de 2000, comenzaron los trabajos de instalación de equipos de desulfuración de gases de combustión (FGD) en la central. FLS Miljo instaló los sistemas de caliza húmeda de Mitsubishi Heavy Industries , mientras que Arup Energy y Mowlem se asociaron para diseñar y construir las obras civiles y la construcción de la infraestructura. El trabajo se completó en octubre de 2003 y tuvo un coste total de 100 millones de libras. Como parte de la nueva modernización de FGD, se construyeron dos nuevas chimeneas de 200 m (660 pies) de altura a 194 m (636 pies) al norte de las chimeneas existentes, las chimeneas 1 y 2. En enero de 2003, cuando se erigió la nueva chimenea 2 junto a la antigua, la dirección del viento cambió y comenzó a soplar desde el norte, golpeando primero la nueva chimenea 2, a una velocidad de 11,83 m/s (26,47 mph). Esto creó un vórtice y provocó que la antigua chimenea 2 comenzara a oscilar con una magnitud de 931 mm (36,7 pulgadas) a su altura de 182,8 m (600 pies) y un ángulo de 600 segundos (0,166 grados ). Las antiguas chimeneas fueron demolidas más tarde y se utilizaron como terreno edificado para formar la caseta de seguridad y el área de estacionamiento en la entrada de la central eléctrica. [46]
