Las centrales eléctricas de West Burton son un par de centrales eléctricas en el río Trent, cerca de Gainsborough, Lincolnshire , Inglaterra . Una es una central eléctrica de carbón , que se puso en servicio en 1966, [2] [4] y la segunda es una central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado , puesta en servicio en 2013. [3] Ambas centrales pertenecen y son explotadas por EDF Energy .
Centrales eléctricas de West Burton | |
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País | Inglaterra |
Localización | West Burton, Nottinghamshire |
Coordenadas | 53 ° 21′54 ″ N 0 ° 49′10 ″ W / 53,365 ° N 0,8194 ° WCoordenadas : 53 ° 21′54 ″ N 0 ° 49′10 ″ W / 53,365 ° N 0,8194 ° W |
Estado | Operacional |
Comenzó la construcción | 1961 (estación A) [1] 2008 (estación B) |
Fecha de comisión | 1966 (estación A) [2] 2013 (estación B) [3] |
Costo de construcción | £ 600 millones (gas) |
Propietario (s) | EDF Energy |
Operador (es) | Junta Central de Generación de Electricidad ( 1966-1990 ) National Power ( 1990-1996 ) Eastern Group ( 1996-1998 ) TXU Energy ( 1998-2001 ) EDF Energy ( 2001-presente ) |
Central de energía térmica | |
Combustible primario | Carbón |
Combustible terciario | Gas |
Generación de energía | |
Capacidad de la placa de identificación | 2.000 MW 3.270 MW (2013 en adelante) |
enlaces externos | |
Sitio web | www |
Los comunes | Medios relacionados en Commons |
referencia de cuadrícula SK791855 |
La central ha sido acreditada como Inversor en Personas desde 1995 y acreditada por ISO (ISO 14001) por su sistema de gestión medioambiental desde 1996. La central eléctrica ganó un Premio del Presidente RoSPA en 2006, 2007 y 2008. El sitio es el más al norte de lo que era una serie de centrales eléctricas en el valle de Trent , 3,5 millas (5,6 km) aguas abajo de las centrales eléctricas Cottam ahora cerradas . La central eléctrica es uno de los tres generadores de carbón que quedan en Inglaterra y deberá cerrar antes de 2024, [5] [6] [7] con toda la generación actualmente planificada para cesar el 30 de septiembre de 2022. [8]
Historia
Construcción
La estación está construida en el sitio de la aldea medieval desierta 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 High Marnham Power Station . En un intento por 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 sitio fue Alfred McAlpine con estructuras de acero diseñadas por Cleveland Bridge & Engineering Company .
La estación fue la primera de 2000 MW que se construyó en el Reino Unido y fue visitada por el entonces presidente de la CEGB, Christopher Hinton, el 27 de noviembre de 1964, el impulsor de las nuevas unidades de 500 MW. Posteriormente atrajo a visitantes de todo el mundo, incluido Mohammad Reza Pahlavi, el Sha de Irán, que fue escoltado por el lugar por Robert Laycock, el Lord Teniente 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 500MW que se ordenó y entró en plena operación comercial. [9] [10] Se encargaron otras 3 unidades en el sitio en 1967. [11] [12] [6] La estación fue inaugurada oficialmente el 25 de abril de 1969 [13] 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 Northern Project Group. Fue una ceremonia lujosa con una gran carpa y una banda presente. [14]
Arquitectura
Los arquitectos principales de los edificios fueron Rex Savidge y John Gelsthorpe de Architects 'Design Group (ADG) de Baker Street, Nottingham . [15] Se utilizó un modelo 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 aprovechan las formaciones de líneas y rombos . Los pares opuestos del grupo de pastillas eran de color 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 tonalidad intensa que actúa como punto nodal. Sin embargo, 10 años después de la construcción, las torres eran indistinguibles entre sí, el tinte amarillo estaba muy descolorido. [16] Los colores del edificio principal se limitan a negro, blanco y amarillo. Los edificios auxiliares se agrupan en torno a dos patios por los que pasa la vía de acceso. El socio ejecutivo de (ADG) fue Rex Savidge y el arquitecto a cargo fue John Gelsthorpe asistido por Norman Simpson.
West Burton recibió un premio del Civic Trust por su " destacada contribución a la escena circundante" . El Civic Trust , al anunciar los 82 premios que otorgó en 1968 de más de 1.400 entradas de 94 condados en el 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 ''. a la vista de muchas partes del valle de Trent .
Propiedad
Originalmente fue operado por el CEGB y luego administrado por National Power después de la privatización, hasta abril de 1996, cuando fue comprado por Eastern Group, que se convirtió en TXU Europe . En noviembre de 2001, cuando el precio de la electricidad era bajo y TXU Europe tenía graves problemas financieros, la London Power Company la compró por £ 366 millones. [ cita requerida ] La estación ahora está dirigida por EDF Energy . En 1977, una locomotora British Rail Class 56 fue nombrada oficialmente frente al bloque de control de la planta de carbón como 'West Burton Power Station' número 56009 que luego se volvió a numerar a 56201.
Antes de la privatización, West Burton fue la última central eléctrica de CEGB en recibir el trofeo Christopher Hinton en reconocimiento a la buena limpieza . La estación tenía un Discovery Center para educar a los niños de las escuelas locales y también tiene el montículo de yeso FGD más antiguo en el Reino Unido, parte de un experimento creado por científicos del CEGB en 1988. En el verano de 1998, el Gerente de la Estación Derrek Wells recibió el OBE por sus servicios a la industria energética. [17]
Especificación
La central eléctrica proporciona electricidad a unos dos millones de personas y está situada en un terreno de 410 acres (1,7 km 2 ). El carbón para la central eléctrica, como Cottam , provenía de la mina Welbeck en Meden Vale hasta que cerró en mayo de 2010. El otro proveedor principal de carbón de la estación, Thoresby Colliery , cerró en 2015. [18] La estación se conecta 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.
Caldera
Las cuatro calderas tienen hornos individuales divididos y circulación asistida. Cada uno tiene una clasificación continua máxima de 1565 t / h (3.450.000 lb / h) y una eficiencia de diseño del 90,75%. Construido 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 de división central. Hay seis etapas de recalentamiento y tres etapas de recalentamiento en cada caldera, con las etapas de recalentamiento y recalentamiento mezcladas en su lugar. Como resultado de la experiencia operativa en calderas de este tamaño en Thorpe Marsh , se encontró que en la caldera se producían temperaturas de recalentamiento más altas y caídas de presión mayores que las cifras de diseño. Se tuvieron que emplear nuevos materiales para las secciones de recalentamiento y, como resultado, se rediseñaron las rutas de los tubos.
Las calderas tienen 53,65 m (176 pies) de altura y las vigas de suspensión principales se extienden a 27,43 m (90 pies). La expansión térmica total hacia abajo es de aproximadamente 228 a 305 mm (9 a 12 pulgadas). La salida del sobrecalentador está a 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 de pulverización operados electrohidráulicamente, lo que proporciona un rango de control del 70 al 100% de la clasificación continua máxima. Hay cuatro atemperadores para cada uno de los circuitos de recalentamiento y recalentamiento. Los economizadores tienen una superficie de calentamiento de 44,970 m 2 (484,000 pies cuadrados).
Hay dos ventiladores Davidson de tiro forzado y dos inducidos por caldera. Los ventiladores fd son impulsados por motores de 1300 hp de velocidad constante a 596 rpm y tienen una potencia nominal de 11,380 m 3 / min (402,000 (pies cúbicos) / min).
Se logró un ahorro en el tamaño total del edificio de la sala de calderas, que mide 259,69 m (852 pies) de largo, 44,2 m (145 pies) de ancho y 60,05 m (197 pies) de alto, colocando 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 de costumbre. Esto significó que se tuvieron que instalar transportadores de carbón en ángulo recto con el transportador troncal para cada línea de molinos, pero el costo de estos fue 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 acoplamiento directo de 635 hp a 985 rpm. El carbón es alimentado a los molinos por alimentadores de cadena Lopulco con reguladores de velocidad por inducción.
En 2007 se instalaron quemadores separados de aire sobre fuego (SOFA) en las cuatro unidades de la estación para cumplir con la legislación de emisión de óxido de nitrógeno de la Unión Europea . Los quemadores fueron instalados por GE Energy .
Turbina
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 pies) de largo por 39,624 m (130 pies) de ancho por 26,060 m (85,5 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 con un factor de potencia de 0,85. Las condiciones de vapor en la válvula de cierre de la turbina de alta presión son 2300 psig (158,6 bar) a 566 ° C con una sola etapa de recalentamiento para el 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), incluido el recalentamiento, el calentamiento de alimentación y el accionamiento de la bomba de alimentación de la caldera y una entrada de calor total de 7543 unidades térmicas británicas por kilovatio-hora (2,2 kWh / kWh), una eficiencia de aproximadamente el 45,5%.
Se adoptó una nueva disposición de montaje para los turbogeneradores. Los cilindros LP se apoyan en 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 del generador y del vapor de alta presión de los conjuntos. La estructura del condensador fabricada se soldó directamente a la parte inferior del marco LP utilizando una técnica de soldadura precalentada. Esto proporciona una disposición compacta del condensador y el conjunto principal y es un factor importante en la reducción de tamaño relacionada con la salida de las máquinas, que es una característica sorprendente de la sala de turbinas. El bastidor LP se apoya en sus esquinas, cada uno de los soportes soporta aproximadamente 203,2 toneladas (200 toneladas) de peso. El peso total del bastidor y la estructura del condensador es de unas 2.235 toneladas (2.200 toneladas) de las cuales 1.422 toneladas (1.400 toneladas) están soportadas en la parte inferior del condensador por 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 propano líquido. Hay más de 40.000 tubos de aluminio / latón de 9.144 m (30 pies) de largo y 25,4 mm (1 pulgada) de diámetro en cada condensador, lo que da una superficie efectiva de 27.870 m 2 (300.000 pies cuadrados), el equivalente a 3,9 campos de fútbol. El funcionamiento es 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). Desde la contaminación del condensado por el agua de refrigeración debe evitarse, se ha adoptado una construcción de placa de doble tubo en la que los tubos del condensador se expanden en una placa de tubo adicional además de la que forma el lado de la caja de agua. El espacio estrecho entre las placas se llena con agua desmineralizada, suministrada desde un tanque colector de 48.768 m (160 pies). Esto proporciona una presión considerablemente más alta que los 20 psig desarrollados en el sistema de agua de enfriamiento, de modo que cualquier fuga en las placas de los extremos del tubo se abastecerá desde el tanque colector.
El condensador puente es una unidad de tipo de superficie única, que recibe y condensa el vapor descargado de los seis escapes de los tres cilindros LP de doble flujo, combinado con un marco superior que sostiene y contiene los cilindros mismos. La estructura integrada, que pesa alrededor de 2280 toneladas en su condición de trabajo, abarca los dos bloques de cimentación de concreto 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 de impulso de cinco cilindros de 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 del LP están equipadas con hojas de 914,4 mm (36 pulgadas).
Las válvulas de cierre y las válvulas reguladoras están situadas en la entrada de los filtros de alta presión y la turbina IP. Hay cuatro tubos de vapor principales de 228,6 mm (9 pulgadas) de diámetro interior y cuatro tubos de 431,8 mm (17 pulgadas) de diámetro en los circuitos de recalentamiento frío y caliente de la turbina. En vista del tamaño y el mayor volumen de las tuberías en comparación con los diseños anteriores, se prestó especial atención al montaje de las cajas de válvulas lo más cerca posible de la máquina para reducir el efecto de la energía almacenada por exceso de velocidad. Para las válvulas de alta presión, esto se hace sin montar 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 pulg.) 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 atornillarse entre sí. Este ajuste se logra con una precisión en la cara del acoplamiento de 0.0127 mm (0.0005 in).
Generador
Cada uno de los cuatro generadores está diseñado para una potencia de 500 MW a un factor de potencia de 0,85 con una tensión terminal de 22 kV. Se emplea hidrógeno a una presión de 60 psig para enfriar el núcleo del estator y los conductores del rotor, estando el gas en contacto directo con los conductores del rotor y se usa agua para enfriar los conductores del estator. Los enfriadores de hidrógeno están dispuestos longitudinalmente en la parte superior del bastidor del estator y el hidrógeno se hace circular mediante un ventilador 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 marco interno esqueleto roscado en el marco del estator externo 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 por un soplador en el eje. Para reducir el peso de transporte, cada estator consta de un recinto exterior hermético a los gases, que lleva los enfriadores 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 laminaciones de chapa de acero de grano orientado laminado en frío 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 práctico máximo de flujo del núcleo esté en la dirección del grano orientado. Los anillos de laminación están integrados en un marco esquelético que se apoya de manera flexible dentro del marco del estator principal para evitar que las vibraciones de doble frecuencia se transmitan a los cimientos. Los conductos de gas axiales se proporcionan dentro del núcleo mediante orificios perforados en la laminación, que se alinean a lo largo de su longitud. Los extremos del núcleo están divididos axialmente por espaciadores en varios conductos radiales. Estos conductos forman los conductos de entrada y salida de gas para los conductos axiales de gas. Conductos radiales separados alimentan los extremos del núcleo con gas frío para atender el aumento de calentamiento experimentado en los extremos del núcleo durante la operación del factor de potencia principal. Cada lado de la bobina del devanado del estator consta de tubos de cobre rectangulares, cada tubo está aislado con una trenza de vidrio impregnada de resina, y los tubos se trasponen dentro de la longitud de la bobina mediante el método de Roebel para minimizar las pérdidas de cobre perdidas. 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 estos. 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 constan de correas de cobre flexibles, atornilladas y sudorizadas a bloques de contacto que se sueldan a los tubos conductores cerca del extremo de cada lado de la bobina. Los anillos utilizados para conectar los grupos de fase a los terminales también son refrigerados por agua, siendo el flujo a través de estos en paralelo con el flujo a través de los lados de la bobina.
En los terminales del estator se emplea refrigeración directa por hidrógeno. La forja del rotor es de acero de níquel, cromo, molibdeno y vanadio, con un límite elástico mínimo de 33,2 ton / pulg. 2. El extremo del eje que se conecta a la turbina está templado de manera deferencial para dar resistencia adicional para resistir las fuerzas severas que podrían aplicarse en condiciones de falla en el generador. Las primeras tres velocidades críticas están dispuestas para que estén por debajo de la velocidad de funcionamiento. Los conductores del rotor refrigerados por hidrógeno se forman a partir de un tubo de cobre trefilado que contiene 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 alimentado a varios conductos radiales en el extremo del anillo deslizante del núcleo, que se comunican con los orificios de ventilación axiales en el núcleo y los dientes del estator. Después de pasar a través de 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 del núcleo pasa a lo largo del espacio de 'aire', junto con el gas caliente descargado de los orificios de salida en el cuerpo del rotor, a la región entre los devanados extremos y un deflector en el extremo del anillo deslizante, y de allí a través de la mitad de cada enfriador axial a la entrada del ventilador. Después de dejar el soplador, el gas pasa a través de las otras mitades de los refrigeradores y se envía 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 maquinados en el cubo del rotor del ventilador desde un anillo formado entre el soporte del extremo y el difusor de salida del ventilador. Los tubos de gran diámetro que pasan longitudinalmente a través del bastidor del estator conectan este anillo con la sección extrema del extremo del anillo deslizante, desde donde se alimenta el extremo del anillo deslizante del rotor. El ventilador axial de tres etapas montado en el eje del generador comprende un manguito montado en el eje sobre el cual está montado el disco de rotor de paletas, una carcasa de estator de palas, un difusor y un carenado de entrada.
La carcasa del estator y el difusor están soportados rígidamente desde el soporte del cojinete del extremo de la turbina. El agua desmineralizada de baja conductividad circula a través de los devanados del estator mediante una bomba y pasa a través de enfriadores y un filtro antes de entrar en el colector de entrada del devanado. Después de pasar por el devanado, el agua regresa a la bomba a través de un tanque de desgasificación. Se trata básicamente de una ampliación repentina de la tubería, que hace que la velocidad del agua disminuya y, por lo tanto, permite que las burbujas de gas se acumulen 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 3.000 rpm acoplada directamente al eje del generador principal. El enfriamiento se efectúa mediante un circuito cerrado de ventilación de aire con enfriadores montados en maletas alimentados con agua de enfriamiento del sistema de condensado. La salida del excitador es rectificada por un grupo trifásico de diodos de silicio conectados en puente que son enfriados por aire natural y alojados en un banco de nueve cubículos ubicados en una plataforma en voladizo desde el lado del bloque de cimentación. Montado junto a los rectificadores se encuentra el interruptor automático 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, directamente acoplado al eje del excitador, actúa como un excitador piloto y suministra el campo del excitador a través de un amplificador magnético de etapa de potencia que puede ser regulado por control manual o por el regulador de voltaje automático. 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.
Sistema de alimentación
Hay tres etapas de calentamiento de alimentación HP con seis carcasas de calentador dispuestas en pares paralelos, un desaireador y tres calentadores de baja presión. El vapor se purga del escape de HP de la turbina principal para impulsar la turbina de la bomba de alimentación de la caldera principal, que se descarga 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 monocilíndrico 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 descarga 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 reserva y de arranque con un funcionamiento del 50%, accionadas eléctricamente.
Sistema de agua refrigerante
Las ocho torres de enfriamiento, 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 enfriamiento normal de 8.5 ° C (47.3 ° F). Las torres tienen 106,7 m (350 pies) de altura con diámetros internos al nivel del umbral de 86,56 m (284 pies) y en la parte superior 49,99 m (164 pies) y 46,33 m (152 pies) en la garganta. La torre de enfriamiento C1 se equipó con anillos de tensión de hormigón armado en 2000 para proporcionar estabilidad adicional al armazón estructural. [19]
El agua de enfriamiento se hace circular mediante bombas de agua de enfriamiento de succión de fondo centrífugas horizontales de Allen Gwynnes, con cuatro en cada una de las dos casas 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 pies). El agua de reposición del río Trent es bombeada por cuatro bombas centrífugas verticales de 45,460 L / m (10,000 gal / min).
Tienda de carbón
El carbón se suministra a través de los cruces orientados al norte y al sur de la línea ferroviaria adyacente Manchester y Cleethorpes. [20] El carbón que llega a la estación se descarga desde los vagones tolva acoplados permanentemente de 29,03 toneladas de capacidad (32 toneladas), cuyos fondos se abren con un engranaje automático en el lado de la línea mientras el tren avanza a 0,8 km / h (0,5 mph). . Las cuatro básculas puente de W & T Avery Ltd. , dos en cada una de las dos vías del tren 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 depósito de carbón en el sitio tiene una capacidad máxima de 1.814.000 toneladas (2 millones de toneladas) a 9,14 m (30 pies) de profundidad, se utiliza para depositar todo el carbón excedente y acumular existencias. También hay dos apartaderos de cenizas volantes (E y F) y dos apartaderos de aceite (K y L). [20]
La central eléctrica de West Burton se utilizó como campo de pruebas para el sistema de tren tiovivo [21] en 1965, que se introduciría en todas las centrales eléctricas de 500 MW y superiores. [22] Durante los primeros años de vida de las estaciones en la década de 1970 y en virtud del acuerdo del tren tiovivo con British Rail y la National Coal Board , no se realizaron entregas los fines de semana. El depósito de carbón tiene capacidad para más de tres meses de funcionamiento de la estación. Cuando se descarga de los vagones de ferrocarril, el carbón cae en las tolvas inmediatamente debajo de la vía, donde se extrae uniformemente a lo largo de las tolvas mediante máquinas de alimentación de paletas operadas a distancia. Éstos depositan el carbón en dos cintas transportadoras gemelas de canal profundo de 1371,6 mm (54 pulgadas) de ancho, cada una 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 almacén a través de 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 stock, se vuelven a reclamar del stock y finalmente se pasan a los búnkers de la sala de calderas. Los cuatro búnkeres de caldera de 2.722 toneladas de capacidad (3.000 toneladas) almacenarán suficiente carbón para la operación durante la noche sin sacar del almacén de carbón. El consumo máximo normal de cada caldera es de aproximadamente 181,4 t / h (200 toneladas por hora).
Turbina de gas
En la estación se instalaron cuatro alternadores impulsados por turbinas de gas de 17,5 MW. Suministran energía a los auxiliares en caso de que la frecuencia del sistema de red varíe fuera de los límites adecuados para la planta. Un relé de baja frecuencia, que puede preconfigurarse entre 49 y 50 ciclos por segundo, inicia la operación de arranque en las turbinas de gas; normalmente, el ajuste es 49,5 ciclos por segundo. La carga es asumida automáticamente por las turbinas de gas y la planta auxiliar está aislada del suministro de la red, siempre que la frecuencia del sistema haya caído a aproximadamente 48 ciclos por segundo. Los generadores de turbina de gas también se pueden utilizar para aumentar la salida de la estación a carga máxima a través de los transformadores unitarios.
Si la estación queda completamente aislada del sistema de la red, las turbinas de gas se utilizan para reiniciar las unidades principales que están apagadas. Este proceso se conoce como inicio 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 Stage 6A (1533–51) como generadores de gas, y está directamente acoplada al alternador. Los alternadores, fabricados por English Electric, tienen una potencia nominal de 11 Kv, 21,9 MVA, factor de potencia de retraso de 0,8 y tienen un rango de frecuencia de 40 a 51 ciclos por segundo. Dos de las cuatro turbinas de gas fueron desmanteladas posteriormente durante la década de 1990.
Subestación Supergrid de 400 kV
La subestación de 400 kV interconecta cuatro circuitos de generador, seis alimentadores, dos transformadores entre barras e incluye dos interruptores acopladores de barra y una sección de barra principal. Los circuitos están espalda con espalda y están 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.
Obras civiles
Se llegó al diseño del prototipo de la casa de distribución interior de 400 kV 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 centro, y cada marco consta de cinco portales continuos, cada uno de 23,3 m (76 pies 6 pulgadas) de ancho con un voladizo de 7,9 m (26 pies) en cada extremo. Los portales interiores toman las barras colectoras y los dos portales exteriores los disyuntores. El voladizo deja espacio para los casquillos pasantes y los aisladores.
Hay nueve bahías estructurales de 21,3 m (70 pies) a lo largo de Switch House, lo que hace que el edificio sea de 195 m (640 pies) x 132,5 m (435 pies). El área del sitio es de aproximadamente 5,26 hectáreas (13 acres), de las cuales la casa de cambio ocupa 2,42 hectáreas (6 acres). El peso total de la estructura de acero es de unas 2.540 toneladas (2.500 toneladas).
Carga de techo
Las vigas principales y longitudinales se han diseñado como elementos de celosía de acero 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, así como el soporte del revestimiento de la pared, también soporta los casquillos de la pared y proporciona anclaje para las conexiones del filtro entre la casa de la turbina y la casa de interruptores. La casa de interruptores se diseñó para encajar en el tratamiento arquitectónico de la central eléctrica en su conjunto. Por tanto, el revestimiento de aluminio plastificado 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 casa de interruptores está diseñada para combinar con el efecto de 'diente de sierra' en el techo de la casa de la turbina. Los trabajos de construcción comenzaron en el frío invierno de 1962/63. El clima frío se aprovechó ya que el subsuelo arcilloso, que generalmente es inmanejable cuando está húmedo, se congela. La excavación continuó ininterrumpidamente en las ramas de drenaje durante este período. A continuación, se introdujo la base de mezcla húmeda en todo el sitio. El objeto de la mezcla húmeda era aplicar una capa firme para que la construcción se llevara a cabo incluso cuando la arcilla del subsuelo estaba húmeda. El tráfico de la construcción también tendió a compactar la mezcla húmeda, por lo que la mejoró como base para la capa final final de macadán bituminoso.
La construcción de acero comenzó en junio de 1963. La construcción se llevó a cabo mediante dos grúas que corrían a lo largo de vías que se extendían a lo largo de la casa de interruptores. Tan pronto como el contratista de la acería se mudó de las primeras bahías, el contratista civil comenzó a trabajar en la construcción de estructuras de hormigón prefabricado, formando trincheras y arreglando la superficie. El acceso dentro de la casa de interruptores se facilitó gracias a la decisión de colocar conductos de 228 milímetros de diámetro (9 pulgadas) para llevar muchos de los cables debajo de la superficie, eliminando así numerosas zanjas.
Las estructuras de hormigón prefabricado demostraron ser comparativamente fáciles de erigir con tolerancias muy estrechas. En las estructuras del aislador, los diversos elementos de hormigón se atornillan mediante pernos de acero de alta resistencia a un par predeterminado. Todo el hormigón in situ se elimina de estas estructuras. Las estructuras de los interruptores automáticos se moldearon in situ. El contrato se inició el 21 de enero de 1963 y se completó sustancialmente el 30 de noviembre de 1964. Se dio acceso a los contratistas eléctricos en abril de 1964.
Subestación 132 kV
Además de interconectar el sistema de superredes, la subestación West Burton de 400 kV también se alimenta a la red local de 132 kV. Esta conexión se realiza mediante dos autotransformadores de 240 MVA, 400/132 kV fabricados por Associated Electrical Industries . Los devanados constan de un devanado terciario, un devanado común, un roscado y un devanado en serie. Están dispuestos de modo que el devanado terciario de una sola capa helicoidal esté más cerca del núcleo, el devanado común de disco continuo a continuación, seguido del devanado de roscado de tipo helicoidal de longitud completa intercalado y el devanado en serie del tipo multicapa y el blindaje de línea. Se utilizó un conductor de transposición continua para minimizar las pérdidas por corrientes parásitas y reducir el espacio necesario para los devanados.
Se proporcionan cambiadores de tomas de resistencia de alta velocidad en el lado de 132 kV de cada transformador, lo que proporciona un rango de toma de más 15% a menos 5%. El devanado de roscado 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 giratorias 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 conmutador, 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 realizó dentro de una cúpula de plástico translúcido, inflada por un pequeño soplador. Esto permitió que el trabajo continuara independientemente del clima y, por lo tanto, redujo el tiempo que normalmente se tardaba en montar grandes transformadores al aire libre. Al trabajar día y noche dentro de la cúpula de plástico, el tiempo de erección en el sitio se redujo de un estimado de 8 semanas a 3 semanas. Completamente ensamblado, cada transformador mide 14,94 m (49 pies) de largo, 10,06 m (33 pies) de ancho y pesa 325,1 toneladas (320 toneladas) compuesto por 154,4 toneladas (152 toneladas) de acero, 30,48 toneladas (30 toneladas) de cobre y 19,3 toneladas (19 toneladas) de aislamiento y 98,420 litros (26,000 galones) de aceite. Las entradas de línea actuales para la casa de distribución de 132 kV son North Greetwell - Lincoln 1, Retford - Worksop - Checkerhouse 2, North Greetwell - Lincoln 2 y Retford - Worksop - Checkerhouse 1
Sistema de control
En 1996, la primera unidad fue equipada con el Advanced Plant Management System (APMS), un sistema desarrollado por RWE npower y Thales , e implementado por Capula. Todas las unidades restantes siguieron en años posteriores. La base de datos APMS contiene unos 16.000 puntos. El personal de operaciones interactúa con el sistema a través de cuatro pantallas principales de la estación de trabajo, complementadas con otras seis pantallas de descripción general.
Desulfuración de gases de combustión
En junio de 2000 se iniciaron los trabajos de instalación de equipos de desulfuración de gases de combustión (FGD) en la estación. FLS Miljo instaló los sistemas de piedra caliza húmeda de Mitsubishi Heavy Industries , mientras que Arup Energy y Mowlem asumieron una asociación de diseño y construcción para emprender las obras civiles y la construcción de infraestructura. El trabajo se completó en octubre de 2003 y tuvo un costo total de £ 100 millones. Como parte del nuevo reacondicionamiento de FGD, se construyeron dos nuevas chimeneas de 200 m (656 pies) de altura a 194 m (636 pies) al norte de las chimeneas existentes, números 1 y 2. En enero de 2003, cuando se erigió la nueva chimenea 2 junto a la antigua chimenea 2 la dirección del viento cambió y comenzó a soplar desde el norte golpeando la nueva chimenea 2 primero, 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 a una magnitud de 931 mm (36 pulgadas) a su altura de 182,8 m (600 pies) y un ángulo de 600 segundos (0,166 grados ). Las viejas chimeneas fueron demolidas más tarde y utilizadas como terreno edificado para formar la garita de seguridad y el área de estacionamiento en la entrada de la central eléctrica. [23]
Ambiente
West Burton participa actualmente en el Plan Nacional de Transición del Reino Unido, que establece límites a sus emisiones de dióxido de azufre, óxidos nitrosos y partículas hasta el final de 2020. parte de la Directiva de Emisiones Industriales 2010/75 / UE que reemplazó a la Gran Directiva de instalaciones de combustión 2001/80 / CE. Según la normativa de la UE, West Burton se clasifica como dos centrales eléctricas por el hecho de tener dos chimeneas. [24]
West Burton 'B' sin construir (carbón)
En 1988, el entonces presidente del CEGB Walter Marshall, Baron Marshall de Goring anunció que se construiría en el sitio 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]
Central eléctrica de turbina de gas de ciclo combinado
Se construyó una central eléctrica CCGT de 1.270 MWe de £ 600 millones , que funciona con gas natural , junto a la central de carbón. [26] La construcción del Grupo Kier comenzó en enero de 2008. Se construyó en un terreno originalmente asignado para una central eléctrica de carbón West Burton 'B' propuesta de 1.800 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 marcha en 2013 y suministra electricidad a alrededor de 1,5 millones de hogares. Se construyó un nuevo gasoducto de 12 millas (19 km) para conectar con el Sistema Nacional de Transmisión de Gas en Grayingham en Lincolnshire. Alrededor de 1.000 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 . [27] [28]
Activistas del grupo No Dash For Gas que protestaban contra la construcción de la planta de gas se declararon culpables de los cargos de allanamiento agravado en febrero de 2013. [29] EDF suspendió una demanda civil contra ellos en marzo de 2013. [30] [31]
Referencias
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enlaces externos
- Celebrando 40 años de producción de electricidad en West Burton , EDF, 2009
- No Dash For Gas pone fin a la ocupación de centrales eléctricas más prolongada del Reino Unido
- EDF Energy abre una central eléctrica de gas en West Burton