La central eléctrica de Little Barford es una central eléctrica a gas situada al norte del pueblo de Little Barford en Bedfordshire , Inglaterra. Se encuentra al sur de la circunvalación A428 St Neots y al este del parque de ocio Wyboston . El río Great Ouse corre a su lado. Antiguamente, era el emplazamiento de dos centrales eléctricas a carbón, ahora demolidas. La central está gestionada por RWE .
La capacidad neta de 727 MW es suficiente para abastecer a más de medio millón de hogares. [1]
La central eléctrica de ciclo combinado Little Barford se construyó en el sitio de dos antiguas centrales eléctricas de carbón inauguradas en 1939 y 1959 que tenían una capacidad de generación de 126 y 127 MW.
La estación Little Barford A fue construida y operada por la Bedfordshire, Cambridgeshire and Huntingdonshire Electricity Company . Fue autorizada en junio de 1938 y puesta en servicio en 1941. Tenía una capacidad instalada de 126 MW y comprendía cuatro generadores English Electric de 31,5 MW . [2] Las calderas, dos International Combustion y dos Stirling [3] , quemaban carbón pulverizado y producían vapor a una velocidad de 1.200.000 lb/h (151,2 kg/s) a una presión de 650 psi (45 bar) y 482 °C (900 °F). [2] La estación estaba adyacente a la línea principal de la costa este , el carbón se entregaba y las cenizas se eliminaban a través de apartaderos y una conexión con el ferrocarril (a 49 millas y 69 cadenas de London Kings Cross). [4] El apartadero estaba en funcionamiento en 2008, pero se había eliminado en 2016. [5] En 1961, el grupo electrógeno más antiguo tenía 20 años (se puso en servicio en 1941) y la eficiencia térmica de la central era del 22,63 por ciento. [6] El agua para la condensación se extraía del río Ouse y se complementaba con una torre de refrigeración con una capacidad de 2.500.000 galones imperiales (11.000 metros cúbicos) por hora. [2] [3]
La producción en GWh durante el período 1946-82 fue la siguiente: [2] [6] [3] [7] [8]
La estación A fue cerrada el 26 de octubre de 1981. [9]
La construcción de la central Little Barford B comenzó en 1959 por la Central Electricity Generating Board (CEGB). Tenía una capacidad instalada de 127 MW y comprendía dos generadores CA Parsons de 63,5 MW . Las calderas Foster Wheeler [3] quemaban carbón pulverizado y producían vapor a una velocidad de 1.100.000 lb/h (138,6 kg/s) a una presión de 900 psi (62 bar) y 482 °C (900 °F). [2] La refrigeración se realizaba mediante torres de refrigeración. En 1961, el grupo electrógeno más antiguo tenía dos años (se puso en servicio en 1959) y la eficiencia térmica de la central era del 28,96 por ciento. [6] La producción en GWh durante el período 1961-84 fue la siguiente. [2] [6] [7] La central tenía una operación completamente remota de las dos unidades de 60 MW. El sistema automático de control electrónico de calderas utilizaba computadoras en línea y controladores de procesos, el primero en el Reino Unido. [10]
En 1989, ambas estaciones fueron demolidas, un acontecimiento que fue cubierto por el programa de televisión infantil Blue Peter . Dos chimeneas de 60 metros de altura y una de 75 metros y dos torres de refrigeración de 55 metros de altura fueron destruidas. [11]
Los dos turboalternadores Parsons de la central B se enviaron a Malta. Uno de ellos se puso en servicio nuevamente como unidad 8 en la central eléctrica de Marsa y permaneció en servicio hasta el 15 de febrero de 2015.
La construcción de la central a gas comenzó en 1994 y se inauguró en 1996. La empresa que la construyó, National Power , con sede en Swindon , se convirtió en Innogy en agosto de 2000. Esa empresa fue comprada por la empresa eléctrica alemana RWE , con sede en Essen , en marzo de 2002, y se convirtió en RWE npower . La central ahora es propiedad de RWE Generation UK y está a cargo de su explotación.
En 2002, Regenesys Technologies (que antes era propiedad de Innogy pero que VRB Power Systems adquirió en octubre de 2004) construyó una instalación de almacenamiento eléctrico de 12 MWe que utiliza baterías de flujo de polisulfuro-bromuro . Sin embargo, la instalación nunca se puso en funcionamiento comercial debido a problemas de ingeniería a la hora de ampliar la tecnología. [12]
En 2019, la falla de la planta fue parcialmente responsable de un corte de energía a gran escala a nivel nacional en la noche del 9 de agosto, después de que un rayo cayera en una línea de transmisión. [13] [14]
La estación se construyó como un proyecto llave en mano adjudicado a GEC Alstom, con equipos principales suministrados por varias divisiones de GEC Alstom, incluida la turbina de gas, la turbina de vapor de baja presión, las calderas de vapor, el generador eléctrico y los transformadores. La ingeniería civil y la construcción se subcontrataron a Henry Boot. La estación se modernizó en 2012.
El sitio es una central eléctrica de ciclo combinado con turbina de gas (CCGT) que utiliza gas natural. Originalmente tenía dos motores de turbina de gas General Electric Frame 9F, cada uno de los cuales producía 220 MWe. Cada uno de ellos tenía un generador de vapor de recuperación de calor Stein Industry que conducía a una turbina de vapor producida por Alstom que producía 256 MWe.
En 2012, la planta se modernizó con motores de turbina de gas General Electric Frame 9FA+e, cada uno de los cuales produce 241 MWe. Todavía están conectados al generador de vapor de recuperación de calor original que dio lugar a la turbina de vapor producida por Alstom, que ahora produce 265 MWe. [ cita requerida ]
