Central eléctrica de Staythorpe

La central Staythorpe A fue autorizada en 1946 y puesta en marcha por la Derbyshire and Nottinghamshire Electric Power Company . En 1948, el suministro eléctrico se nacionalizó y la central pasó a ser responsabilidad de la British Electricity Authority (1948-1955), luego de la Central Electricity Authority (1955-1957) y finalmente de la Central Electricity Generating Board (1958-1990). Staythorpe A entró en funcionamiento por primera vez en marzo de 1950. Contaba con seis turboalternadores British Thomson-Houston  de 60 MW , lo que le proporcionaba una capacidad bruta de 360 ​​MW y una capacidad de generación neta de 336 MW. El segundo conjunto se puso en servicio en julio de 1950, seguido de las otras unidades en abril de 1952, diciembre de 1953, diciembre de 1955 y agosto de 1956. ^{[ 6 ]} Las 16 calderas de carbón Babcock and Wilcox CTM Highhead con alimentador de parrilla producían un máximo de 480 kg (1060 lb) por segundo de vapor suministrado a las turbinas a 62,1 bares (901 psi) y 482 °C (900 °F) . ^{[ 7 ]} La refrigeración de la central se realizaba con agua de río. La central tenía tres chimeneas. El arquitecto fue T. Cecil Howitt FRIBA y los ingenieros consultores Balfour, Beatty & Co Ltd. ^{[ 8 ]}       

La producción de electricidad, en GWh , se muestra en el gráfico y la capacidad instalada y la producción de la central eléctrica se muestran en la tabla. ^{[ 7 ] [ 6 ] [ 9 ] [ 10 ] [ 11 ]}

Producción de electricidad, en GWh

La estación fue clausurada el 31 de octubre de 1983 ^{[ 12 ]} y tenía una capacidad de generación de 112  MW. ^{[ 13 ]}

El 15 de julio de 1953, se puso en marcha la primera línea de 42 millas (68 km) y 275 kW en West Melton . ^{[ 14 ] [ 15 ]} La línea de transmisión obtuvo el permiso de planificación en febrero de 1950. ^{[ 16 ]} La construcción comenzó alrededor de junio de 1950, con cuatro torres por milla. Cada torre tenía 90 pies (27 m) de altura y 120 pies (37 m) de ancho. La línea de torres pasaba por The Dukeries .      

Los postes habían sido probados durante seis meses en un laboratorio de Leatherhead , en Surrey, perteneciente a la BEA. Por primera vez, los postes contaban con un circuito doble. ^{[ 17 ]}

La  ruta de la torre de alta tensión de 275 kW pasaba por Wellow, Nottinghamshire , Bothamsall , al oeste de Barnby Moor , pasaba al suroeste de Blyth, Nottinghamshire , entrando en South Yorkshire en Styrrup con Oldcotes , y luego pasaba al sur de Stainton, South Yorkshire , Braithwell .

El transformador de 140 toneladas para Staythorpe salió de BTH, en Rugby, en enero de 1953, para recorrer 70 millas (110 km) . Viajó a través de Leicester. ^{[ 18 ]} 

Staythorpe B fue puesta en servicio en mayo de 1962 por la Central Electricity Generating Board . Tenía tres turboalternadores  Metropolitan Vickers de 120 MW que proporcionaban una capacidad de generación bruta de 360 ​​MW y una capacidad neta de 336 MW. Las calderas de combustible pulverizado John Brown producían un máximo de 324 kg (714 lb) por segundo de vapor suministrado a las turbinas a 103,4 bares (1500 psi) y 538 °C (1000 °F) . ^{[ 7 ]} Staythorpe B fue una de las veinte centrales eléctricas de vapor de la CEGB con la mayor eficiencia térmica ; la eficiencia térmica fue del 33,28 por ciento en 1963-1964, del 33,54 por ciento en 1964-1965 y del 33,83 por ciento en 1965-1966. ^{[ 19 ]} La refrigeración de la estación se realizaba mediante agua de río y torres de refrigeración construidas por Davenport Engineering. La estación tenía una sola chimenea. La producción anual de electricidad de Staythorpe B era: ^{[ 19 ] [ 11 ]}       

Staythorpe B cerró en 1994, ^{[ 12 ]} con una capacidad de generación de 354  MW. ^{[ 20 ]}

Todavía existe una gran subestación junto al emplazamiento de las antiguas centrales eléctricas, así como un monumento. La central eléctrica Staythorpe B se abastecía de carbón a través de un ramal de la línea ferroviaria adyacente de Nottingham y Lincoln. Las instalaciones ferroviarias incluían un cruce orientado al oeste en la línea principal, once apartaderos, una tolva de carbón, un cobertizo para locomotoras y un bucle de inversión. ^{[ 21 ]}

^{El sistema de} agua de refrigeración permitió la extracción de hasta 104.600 m³ (23.000.000 de galones imperiales) de agua por hora del río Trent. ^{[ 22 ]} 

El permiso de planificación para la central eléctrica de gas se otorgó ya en 1993, y la construcción comenzó originalmente en 1998 por el anterior propietario, National Power , deteniéndose temporalmente en 2000 debido a la saturación del mercado y los bajos rendimientos de la generación de electricidad (altos costos del gas frente a bajos precios de la electricidad). La construcción se reinició a principios de 2008, después de que RWE decidiera seguir adelante con Staythorpe en mayo de 2007 en lugar del desarrollo en un sitio alternativo en la central eléctrica de Pembroke en Gales. ^{[ 1 ]} El sitio de Pembroke recibió la aprobación para continuar junto con Staythorpe en febrero de 2009 una vez que se garantizó el cumplimiento de las condiciones ambientales. El proyecto en Staythorpe se construirá bajo un contrato de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) por Alstom Power.

La línea de transmisión  eléctrica de 400 kV ZA que va desde Staythorpe hasta Grendon, en Northamptonshire, fue modernizada para la nueva central eléctrica.

Los sindicatos GMB y Unite se manifestaron en la estación cuando Alstom contrató mano de obra subcontratada no británica para construir la central eléctrica. ^{[ 23 ] [ 24 ] [ 25 ] [ 26 ]}

Staythorpe es una central eléctrica de ciclo combinado que funciona principalmente con gas natural, pero cuenta con la opción teórica (aún no implementada) de cambiar a fuelóleo ligero (destilado) . Fue diseñada para generar electricidad suficiente para dos millones de hogares con cuatro módulos KA26-1, cada uno con una potencia de aproximadamente 430  MWe, equipados con una turbina de gas Alstom GT26B de 288  MWe , un generador de vapor de recuperación de calor de triple presión y una turbina de vapor . La electricidad se genera mediante generadores Alstom TOPGAS refrigerados por hidrógeno . La planta fue diseñada para alcanzar una eficiencia térmica de alrededor del 58 %.