Central eléctrica de Blyth

Tras la Segunda Guerra Mundial, la demanda de electricidad aumentó en el Reino Unido. En el noreste de Inglaterra, esto llevó a la construcción de dos nuevas centrales eléctricas en Stella , junto con la ampliación de las centrales de Dunston y Billingham , para satisfacer rápidamente la demanda de energía. En Blyth, se planificó una planta más grande y eficiente, compuesta por seis unidades generadoras de 100 megavatios (MW). Esta se incrementó a seis unidades de 120 MW, antes de volver a aumentar en la propuesta final para una estación A compuesta por cuatro unidades de 120 MW y una estación B compuesta por dos unidades de 275 MW y dos unidades de 350 MW. ^{[ 7 ]} Esto dio a las estaciones A y B capacidades de generación de 480 MW y 1250 MW respectivamente. El primer grupo electrógeno en Blyth A se puso en marcha en diciembre de 1958 y los demás grupos entre 1959 y 1960. En la década de 1960, Blyth A figuraba en la lista de la CEGB de las 20 centrales eléctricas con las mayores eficiencias térmicas. La producción de electricidad, la carga y la eficiencia térmica se muestran en la siguiente tabla. ^{[ 8 ] [ 9 ] [ 10 ]}       

Producción anual de la central eléctrica de Blyth A, GWh

Las centrales eléctricas de Blyth iban a ser un experimento, utilizando grupos electrógenos de diversos tamaños en un momento en que los ingenieros intentaban estandarizar la planta y el diseño de las centrales eléctricas. ^{[ 1 ]} Blyth fue la primera en el Reino Unido en utilizar grupos electrógenos de mayor potencia que los entonces estándar de 30  MW y 60  MW. La ubicación de la central se eligió por su posición dentro de la superred , en lugar de por su proximidad a un centro de carga. ^{[ 11 ]}

El emplazamiento elegido para la construcción de las centrales eléctricas estaba cerca de la ciudad minera de carbón de Cambois . Los mapas del Ordnance Survey que datan de 1860 muestran que, antes de que comenzaran las obras, el terreno se utilizaba como tierras de cultivo abiertas , con campos de diferentes formas y tamaños. ^{[ 4 ]}

El permiso para construir la central eléctrica Blyth A se concedió en febrero de 1955, y su construcción tuvo lugar entre 1955 y 1960. La primera unidad de la central entró en funcionamiento en diciembre de 1958, y la central A estaba en pleno funcionamiento en junio de 1960. ^{[ 4 ]} Sus cuatro  grupos electrógenos de 120 MW fueron los primeros en ser encargados en Gran Bretaña de lo que se convirtió durante un tiempo en ese tamaño estandarizado. ^{[ 1 ] [ 12 ]} La construcción de la central B comenzó el 4  de diciembre de 1961. ^{[ 13 ]} Su primera unidad fue puesta en marcha en diciembre de 1962, y el resto de la central estaba en pleno funcionamiento en septiembre de 1966. ^{[ 4 ]} La central tenía una capacidad de generación total de 1730  MW, la más alta de cualquier emplazamiento en el Reino Unido hasta finales del mismo año, cuando la central eléctrica Ferrybridge C entró en pleno funcionamiento. ^{[ 2 ]} Blyth B fue la primera central eléctrica en Gran Bretaña en tener  grupos electrógenos de 275 MW instalados. ^{[ 1 ] [ 13 ]} Sus dos  grupos de 350 MW fueron una etapa intermedia hacia el  estándar de 500 MW, por lo que muy pocos  grupos de 350 MW fueron puestos en servicio en el Reino Unido. ^{[ 1 ]} Ambas estaciones fueron diseñadas por LJ Couves & Partners . ^{[ 13 ]} Fueron diseñadas por Merz & McLellan y construidas por la Cleveland Bridge Company . ^{[ 13 ] [ 14 ]}

Las estaciones quemaban una mezcla de carbón bituminoso y antracita . ^{[ 17 ]} Consumían 51.000 toneladas (50.190 toneladas largas ; 56.220 toneladas cortas ) de carbón por semana y tenían un consumo máximo de 70.000 toneladas (68.890 toneladas largas ; 77.160 toneladas cortas ) por semana durante el invierno. ^{[ 7 ]} Estaban bien ubicadas para usar carbón de los campos de carbón de Northumberland y el condado de Durham . ^{[ 1 ]} Todo el carbón utilizado en las estaciones era traído a ellas por transporte ferroviario desde reservas de carbón del Reino Unido. ^{[ 4 ] [ 7 ]} Los trenes entregaban carbón a la estación utilizando el ramal de North Blyth del ferrocarril Blyth and Tyne . La instalación de manejo de carbón de las estaciones fue equipada con un sistema de entrega de carbón Merry go Round (MGR) en 1981, después de que los vagones de descarga rápida de alta capacidad se convirtieran en el estándar de British Rail . ^{[ 7 ]} Este sistema implicaba que los trenes pasaran lentamente sobre una tolva y descargaran automáticamente su carga a través de puertas debajo del tren. ^{[ 18 ]} Debido a las restricciones de espacio del sitio, no se pudo construir un trazado de vía en bucle , por lo que en lugar de poder moverse continuamente, los trenes que llegaban al sitio tenían que entrar en una vía de recepción; la locomotora se desacoplaba y se volvía a acoplar en el extremo opuesto, antes de moverse lentamente sobre la tolva de la vía de descarga y descargar el carbón y finalmente abandonar el sitio. ^{[ 7 ]} Hacia el final de la operación de la estación, el carbón se transportaba con mayor frecuencia por carretera. ^{[ 4 ]} Todo el carbón se entregaba y almacenaba en una gran área abierta al norte de las centrales eléctricas. Esta tenía una barrera de asfalto debajo para evitar la contaminación descendente. ^{[ 1 ]} El carbón se transportaba desde el área de almacenamiento a la estación mediante un sistema de cintas transportadoras , que viajaban sobre la carretera Bedlington-Cambois que separaba los dos sitios, antes de integrarse para alimentar ambas estaciones según fuera necesario. ^{[ 7 ]}

El agua es esencial para una central termoeléctrica , ya que produce el vapor que hace girar las turbinas y genera electricidad. El agua utilizada en la central eléctrica de Blyth se extraía de la dársena de mareas del puerto de Blyth, en el muelle de cenizas. ^{[ 4 ]} Una vez utilizada en la central, el agua caliente debía enfriarse antes de su descarga. Se utilizaban condensadores para convertir el vapor de las turbinas de nuevo en agua. Los condensadores de la central eran de diseño doble de dos pasos y tenían una superficie de refrigeración total de 70 000 pies cuadrados (6500 m² ^{) . El agua condensada se extraía mediante dos bombas de servicio. A continuación} , el agua pasaba por un enfriador de drenajes. Las aguas residuales enfriadas se descargaban al mar frente a la playa de Cambois, por debajo del nivel de bajamar. ^{[ 7 ]} 

La ceniza de combustible pulverizada (PFA) y la ceniza de fondo de horno (FBA) eran subproductos generados por la combustión del carbón en la central. La ceniza de fondo se extraía de las tolvas de ceniza en la parte inferior de las calderas mediante chorros de agua a alta presión. Luego se transportaba a estanques de sedimentación de ceniza a través de compuertas. ^{[ 7 ]} Durante gran parte de la vida útil de la central, esta fue abastecida por una serie de barcazas que transportaban la ceniza para verterla a 4,8 kilómetros (3,0 millas) mar adentro en el Mar del Norte . Dos barcazas prestaron este servicio a lo largo de los años; Sir Fon , que fue reemplazada por la MVA . ^{[ 19 ]} Las barcazas se cargaban en silos situados en un muelle especial al este de la central. ^{[ 4 ]} Sin embargo, el vertido al mar cesó en 1992 cuando el Convenio Internacional para la Prevención de la Contaminación por los Buques prohibió más vertidos en el Mar del Norte. A partir de entonces, la FBA se vendió a la industria de la construcción, mientras que la PFA se secaba para su venta o se eliminaba en un vertedero autorizado en el lugar. ^{[ 1 ] [ 4 ]} 

En 1989, Blyth A obtuvo un lugar en el Libro Guinness de los Récords al establecer el récord mundial de horas de funcionamiento totales en una planta de su tamaño, cuando las cuatro unidades generadoras alcanzaron las 200.000  horas de funcionamiento. ^{[ 13 ]} Con la privatización de la industria de suministro eléctrico del Reino Unido en 1990, la estación pasó a ser propiedad de National Power . ^{[ 20 ]} En 1991, las dos  unidades de 275 MW en Blyth B (unidades 5 y 6) fueron desmanteladas por razones económicas, a pesar de que la estación había sido modernizada a principios de la década de 1980. ^{[ 7 ] [ 21 ]} Este desmantelamiento resultó en la pérdida de 260 puestos de trabajo. ^{[ 21 ]}

Durante la década de 1990, la estación se convirtió en una de las estaciones de energía menos eficientes del Reino Unido. ^{[ 20 ]} En 1998, se anunciaron planes para usar la estación como banco de pruebas para tecnología de carbón limpio , pero los planes no se concretaron. ^{[ 22 ]} En 1999, los entonces propietarios Innogy plc decidieron sacar de operación Blyth A, mientras que Blyth B comenzó a operar solo en momentos de máxima demanda, porque las estaciones se habían vuelto excedentes para sus necesidades de generación. ^{[ 23 ] [ 24 ] [ 25 ]} A partir del 1 de abril de 2000 en adelante, la estación fue sacada de servicio durante los meses de verano, debido a la baja demanda de electricidad en esa época del año. Sin embargo, se mantuvo personal para el mantenimiento de la estación. ^{[ 23 ]} Innogy plc comenzó entonces a buscar un comprador para la estación, para decidir el futuro del sitio. Habían estado en conversaciones con la empresa estadounidense NRG Energy para la compra de la central por 410  millones de libras, junto con la central eléctrica de Killingholme en North Lincolnshire . ^{[ 26 ]} También había rumores de que se había llegado a un acuerdo para convertir la central en una planta de valorización energética de residuos . ^{[ 24 ]} Sin embargo, cualquier plan para salvar la central fracasó y la generación de electricidad en la central cesó el 31 de enero de 2001, después de 43  años de funcionamiento, lo que resultó en la pérdida de 131  puestos de trabajo. ^{[ 25 ] [ 27 ]}

En el momento de su cierre, la central eléctrica de Blyth era la central eléctrica de carbón más antigua de Gran Bretaña. ^{[ 13 ]} La central superó con creces su vida útil prevista de 25 años. ^{[ 28 ]} El tiempo que la central estuvo en funcionamiento se debe en parte a su valor en la Red Nacional , como un punto de conexión cercano a un nodo importante del sistema. ^{[ 1 ]}

Poco después de su cierre, el Ejército Británico y el Ministerio de Agricultura presentaron una propuesta conjunta para incinerar los cadáveres de los animales sacrificados durante la crisis de fiebre aftosa de 2001 en incineradores portátiles en la estación. Se propuso la estación debido a sus altas chimeneas, pero la fuerte oposición de los residentes locales y los miembros del Parlamento , junto con la proximidad de más de 100.000  personas que viven a menos de 5 kilómetros (3 millas) del lugar, hizo que la propuesta fuera rechazada rápidamente. ^{[ 29 ]} 

El contrato de demolición de la estación fue adjudicado a la empresa londinense Brown & Mason. ^{[ 20 ]} Antes de la demolición de las estructuras principales de las estaciones, se requirió su desmantelamiento. Esto implicó la eliminación de materiales peligrosos y contaminantes, para cumplir con las normas de seguridad y salud en el trabajo . Se retiraron aceites y productos químicos para su reutilización o eliminación, y se limpiaron los tanques de almacenamiento. Se retiró el metanol de las plantas de producción de hidrógeno en el sitio, junto con el propano embotellado utilizado para soldadura. El carbón restante en el área de almacenamiento de carbón se envió a centrales eléctricas en funcionamiento en otras partes del país. El vertedero donde se depositaron los residuos de ceniza de la estación fue cubierto con tierra vegetal. Un programa para eliminar el amianto utilizado en las estaciones comenzó décadas antes de la demolición de las estructuras de las estaciones. ^{[ 1 ]}

Las estaciones fueron demolidas entre 2001 y 2003. Los edificios y estructuras más pequeños fueron los primeros en ser demolidos. Un trabajador murió durante los trabajos de demolición, en mayo de 2001, aplastado bajo una caja de conexión eléctrica que cayó de una pared. ^{[ 30 ]} El 31 de octubre de 2001, el silo de ceniza que se encontraba en el muelle de ceniza fue derribado utilizando explosivos para demoler los pilotes sobre los que se sostenía la estructura. El silo fue luego desmantelado por excavadoras. ^{[ 31 ]} Todas las estructuras más pequeñas habían sido retiradas para julio de 2002. ^{[ 13 ]} El 11 de julio de 2002, la sala de calderas de la Estación A fue demolida. ^{[ 32 ] [ 33 ]} La cinta transportadora de carbón de 61 metros (200 pies) de altura fue demolida el 6 de febrero de 2003. ^{[ 33 ]} Los precipitadores de la estación fueron demolidos el 27 de marzo y el 17 de abril de 2003. ^{[ 34 ] [ 35 ]} El 1 de mayo de 2003, el edificio de la bahía del búnker de la Estación B fue demolido, y el 22 de mayo de 2003, el calentador de aire de la estación fue demolido. ^{[ 35 ] [ 36 ]} Un incendio comenzó en la estación el 17 de junio de 2003, cuando un búnker se incendió después de que el equipo de corte caliente prendiera fuego a los restos de coque. ^{[ 37 ]} Todas las estructuras más grandes habían sido demolidas para julio de 2003. ^{[ 13 ]} Se planeó que las chimeneas de las estaciones fueran demolidas en octubre de 2003, pero esto tuvo que posponerse debido a la complejidad de la demolición. ^{[ 38 ]} Sin embargo, al mediodía del 7 de diciembre de 2003, las cuatro chimeneas, cada una con un peso de 17 000 toneladas (16 730 toneladas largas ; 18 740 toneladas cortas ) , fueron demolidas utilizando un total de 150 kilogramos (330 lb) del explosivo industrial Gelemex. ^{[ 13 ] [ 39 ]} Se cree que la demolición fue la mayor demolición de chimeneas en 50 años. ^{[ 39 ]}  

En mayo de 2007, Npower anunció planes para construir una nueva central eléctrica de carbón limpio de  2.000 millones de libras esterlinas en el sitio. La central propuesta habría generado electricidad utilizando tres unidades de carbón de alta eficiencia y vapor supercrítico avanzado de 800 MW, lo que le daría a la central una capacidad de generación total de 2.400 MW. ^{[ 4 ]} Esta fue una de las dos nuevas centrales de carbón propuestas por Npower en el Reino Unido. ^{[ 41 ]} El sitio fue elegido por su proximidad a la red eléctrica nacional, sus conexiones ferroviarias y portuarias, y su ubicación junto al Mar del Norte, que es útil tanto para el agua de refrigeración como para un posible sitio de almacenamiento de CO₂, donde el CO₂ _{podría canalizarse} a pozos de petróleo y gas, y acuíferos salinos. ^{[ 4 ]}  

La central habría alcanzado una eficiencia del 46%, lo que, en comparación con las centrales eléctricas convencionales de carbón subcríticas, equivale a una reducción del dióxido de carbono (CO₂ ₎ del 23% por unidad de electricidad generada. La central habría utilizado sistemas de control de la contaminación y depuración de gases, incluyendo la reducción catalítica selectiva para eliminar el óxido de nitrógeno y la desulfuración de gases de combustión para eliminar el dióxido de azufre . Asimismo, la central habría permitido la instalación de tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS), si esta se volviera técnica y comercialmente viable. Existía también la posibilidad de que la central utilizara biomasa como combustible y generara calor conjuntamente, funcionando como una planta de cogeneración.

Se preveía que el carbón podría transportarse a la estación por ferrocarril, así como por barco hasta el puerto de Blyth. El depósito de carbón de la estación habría almacenado un suministro mínimo de 45 días. Es posible que toda la ceniza de combustible pulverizado (PFA) de la estación se vendiera a la industria de la construcción, transportándose hasta allí en camiones cisterna para polvo seco. La PFA no vendida y la ceniza de fondo de horno se llevarían por carretera a un vertedero. ^{[ 4 ]}

Se habrían creado mil quinientos puestos de trabajo durante la construcción de la estación, y más de 200 puestos de trabajo a tiempo completo estarían disponibles una vez que la estación estuviera en funcionamiento. ^{[ 42 ]}

El Informe de Alcance de la Evaluación Ambiental para la estación propuesta se presentó al Departamento de Comercio e Industria en 2007, y la solicitud para el desarrollo se presentaría al Secretario de Estado de Negocios, Empresas y Reforma Regulatoria una vez completada la Evaluación de Impacto Ambiental. ^{[ 4 ]} Ya se había firmado un contrato con el Grupo Shaw para el diseño y la ingeniería de la estación. ^{[ 41 ]} Si Npower hubiera obtenido el permiso para construir la nueva estación, las obras de construcción habrían comenzado en 2010, y se esperaba que la estación estuviera en pleno funcionamiento para 2014. Habría sido una de las centrales eléctricas de carbón más eficientes de su tamaño en el Reino Unido. ^{[ 4 ]}

El Consejo de Blyth Valley afirmó que la propuesta no se ajustaba a los planes de regeneración de la zona. ^{[ 43 ]} Los residentes de la zona expresaron su opinión de que el terreno debería destinarse a otros fines, en lugar de seguir utilizándose como zona industrial. El diputado por Wansbeck , Denis Murphy , declaró que, si bien el proyecto aportaría beneficios a la zona, aún tenía ciertas reservas. ^{[ 44 ]} Ronnie Campbell , diputado por Blyth Valley , afirmó que acogería con satisfacción el proyecto siempre que no tuviera un efecto adverso en la regeneración general de la zona. ^{[ 45 ]} El 5 de junio de 2008, Npower reabrió la caseta de vigilancia original en la entrada de la central eléctrica para que sirviera como centro de información para que el público pudiera conocer mejor los planes propuestos. ^{[ 46 ]}

En agosto de 2009, tras una visita a Cambois de la Ministra de Estado de Energía del Departamento de Energía y Cambio Climático, Joan Ruddock , se reveló que el gobierno estaba decidido a seguir adelante con cuatro nuevas centrales eléctricas de carbón. Declaró que no tenían escepticismo sobre la tecnología CCS, y que se había iniciado un concurso entre las grandes compañías energéticas para crear una forma viable de dicha tecnología, que debía finalizar en 2014. Sin embargo, esto significaba que la central podría no estar terminada hasta 2020. ^{[ 47 ]}

A pesar de este apoyo, RWE anunció en noviembre de 2009 que había pospuesto sus planes para la nueva central eléctrica. Aún no presentarán una solicitud formal de planificación para la planta, argumentando que no es el momento adecuado para una inversión tan grande. Dave Carlton, gerente de proyecto de RWE, ha dicho que "consideran el sitio importante, tanto para RWE npower como en términos de la futura generación de energía del Reino Unido", por lo que RWE npower ha conservado el sitio para una posible futura central eléctrica. ^{[ 5 ]} Malcolm Reid, de People Against New Coal Stations, un grupo que se opone al desarrollo de la central eléctrica, dijo:

Nos gustaría que el Consejo del Condado de Northumberland reclasificara el emplazamiento de Cambois para tecnologías verdes y limpias, de forma similar a lo que se está haciendo en el Centro de Energías Nuevas y Renovables (NaREC) de Blyth. Es una zona ideal para una fábrica de turbinas eólicas marinas y para el desarrollo de viviendas. Si se reclasifica Cambois, las posibilidades de regeneración de la zona aumentan enormemente. ^{[ 5 ]}

En abril de 2010, Malcolm Reid propuso el emplazamiento de la estación como posible ubicación para una fábrica de turbinas eólicas Siemens valorada en 80 millones de libras esterlinas. La fábrica crearía 700 puestos de trabajo y hasta 1500 empleos adicionales en la cadena de suministro si se construyera. Reid afirmó que el emplazamiento sería perfecto para la fábrica debido a su proximidad a NaREC y a las instalaciones de dique seco ya existentes. Es probable que la fábrica se construya en Blyth o en Humberside . ^{[ 48 ]}

En diciembre de 2020, se confirmó que Blyth sería la ubicación de una nueva planta de fabricación de baterías de iones de litio para automóviles. ^{[ 6 ]} En julio de 2021, se aprobaron los planes para la gigafábrica de 2.600 millones de libras esterlinas que emplearía a 3.000 personas, y la nueva planta de Britishvolt se ubicaría en los antiguos depósitos de carbón adyacentes a la antigua central eléctrica en Cambois. ^{[ 49 ]} Britishvolt designó a ISG como su socio constructor, que comenzó a trabajar en la limpieza del sitio a finales de 2021. ^{[ 50 ]} En enero de 2022, el gobierno del Reino Unido, a través de su Fondo de Transformación Automotriz, invirtió 100 millones de libras esterlinas en el proyecto Britishvolt, junto con la empresa de gestión de activos abrdn y su brazo de inversión inmobiliaria Tritax, ^{[ 51 ]} apoyando lo que se planeaba que fuera el cuarto edificio más grande de Gran Bretaña. ^{[ 52 ]} Sin embargo, las obras de construcción se detuvieron en agosto de 2022 debido a problemas de financiación. ^{[ 53 ] [ 54 ]} El 17 de enero de 2023, Britishvolt entró en concurso de acreedores y su fábrica se puso a la venta. ^{[ 55 ] [ 56 ]}