Central eléctrica de Mohave

Las dos unidades idénticas de la planta entraron en funcionamiento inicialmente en 1971. ^{[ 1 ]}

La planta sufrió dos fallos iniciales antes de 1975.

Ambas fallas afectaron a los turbogeneradores y ocurrieron durante un período de frío inusual. El frío resultó ser una pista fundamental. Uno de los copropietarios ( LADWP ) fue designado para determinar la causa de estas fallas mediante simulaciones por computadora.

La central eléctrica y sus sistemas de transmisión de 500 kV conectados (uno a California y el otro a Nevada) fueron sometidos a extensas simulaciones, que finalmente permitieron identificar la causa principal de las fallas.

En su instalación inicial, se empleó el entonces novedoso concepto de "compensación en serie" (conjuntos de condensadores conectados en serie en los extremos de envío y recepción de las líneas de transmisión), con la expectativa de que esta "compensación en serie" reduciría o incluso eliminaría las pérdidas inherentes a las líneas de transmisión de energía de corriente alterna de larga distancia (estas pérdidas no se producen con la transmisión de corriente continua).

Lo que entonces se desconocía, pero que posteriormente se identificó durante las simulaciones realizadas en la División de Desarrollo de Sistemas de LADWP, era la resistencia en serie de las líneas de transmisión ACSR , que, en condiciones cercanas al punto de congelación, combinada con la "compensación en serie", diseñada para contrarrestar la impedancia en serie de las líneas, podía, bajo ciertas condiciones de generación y carga, y bajas temperaturas ambiente, generar una impedancia negativa efectiva en los generadores, provocando así una respuesta mecánica de las turbinas-generadores que resultaba en su destrucción.

Este comportamiento no se había previsto y, por lo tanto, era prácticamente imposible simularlo antes de la instalación y puesta en marcha de la central eléctrica. En general, dichas simulaciones se centraban anteriormente en el comportamiento del sistema en estado estacionario, no en el comportamiento transitorio de los subsistemas. Estos dos fallos suscitaron un renovado interés por la simulación dinámica. Anteriormente, solo se habían realizado simulaciones estáticas (es decir, en estado estacionario).

General Electric , fabricante de los turbogeneradores, se negó a reparar o reemplazar los daños posteriores —después de todo, ya había reemplazado dos turbogeneradores averiados por razones entonces desconocidas, que posteriormente se demostró que no eran culpa suya—, por lo que se implementaron nuevos procedimientos operativos para prevenir fallas posteriores. Estos procedimientos tuvieron éxito y no se produjeron más fallas en los turbogeneradores.

Pero estos nuevos procedimientos no solucionarían lo que sucedió después, debido a otras causas, incluido el funcionamiento inadecuado del sistema de "sobrecalentamiento"/"recalentamiento" del generador de vapor, que es una parte habitual y necesaria de un sistema de turbina-generador "compuesto" (una sección de turbina-generador de alta presión de 3600 rpm combinada con una sección de turbina-generador de menor presión de 1800 rpm, ambas alimentadas por el mismo generador de vapor, pero utilizando "circuitos" separados).

A las 15:25  del 9 de junio de 1985, una tubería de recalentamiento de 760 mm (30 pulgadas ) de diámetro, que transportaba vapor a 4100 kPa (600 psi ) , estalló. Esta tubería recircula el vapor de escape de la turbina de alta presión a través de la chimenea de la caldera, donde se recalienta antes de entrar en la turbina de baja presión. Una nube de vapor a 538 °C (1000 °F ) derribó una puerta que conducía a la sala de control de la central, escaldando mortalmente a seis trabajadores: Michael Bowman, John Dolan, Ernest Hernandez, Terry Leroy, Danny Norman y Howard Turner. Otros diez resultaron heridos. Un informe preliminar citó una soldadura defectuosa como la causa inmediata. ^{[ 4 ]} Aproximadamente 35 empleados se encontraban en las instalaciones en ese momento; de ellos, 20 estaban en la sala de control. ^{[ 5 ]}     

La estación estuvo fuera de servicio durante seis meses mientras se reemplazaban todas las tuberías de vapor. ^{[ 6 ]}

En mayo de 1991 se completó un informe sobre el accidente, pero no se publicó hasta el día de Navidad debido a las objeciones de Edison de que comprometería demandas civiles. ^{[ 7 ]}

Aunque varios factores contribuyeron a la falla de la tubería, el informe indicó que las acciones de Edison —o la falta de ellas— fueron "factores primordiales y críticos que provocaron el accidente":

• Edison operó el sistema a sabiendas a temperaturas superiores a las especificadas para su diseño durante largos períodos de tiempo, y los operadores no pudieron controlar las temperaturas dentro del sistema como resultado de un "defecto de diseño".
• Aun así, la tubería, que formaba parte de un sistema de recalentamiento de vapor, no recibía mantenimiento ni inspecciones rutinarias, a pesar de que se desplazó y deformó debido a la exposición a tensiones anormales, según el informe.
• La dirección de Edison priorizó la alta producción sobre la seguridad. En 1979, Edison sancionó a un supervisor por ordenar una inspección no autorizada de soldaduras de tuberías no relacionadas. "El temor que la dirección de SCE ha infundido en sus empleados es contraproducente para la seguridad y aumenta las probabilidades de que se produzcan incidentes tan graves como este en el futuro", señala el informe.

El informe no halló pruebas de que el accidente fuera causado por alguna acción específica el día en que se produjo la rotura de la tubería.

El informe recomendó cambios radicales en las políticas de Edison, incluyendo informes anuales a la Comisión de Servicios Públicos (PUC) sobre los programas de capacitación en seguridad, inspección y mantenimiento de la empresa. Además, el informe argumenta que, dado que el accidente era evitable, los costos deberían ser asumidos por los accionistas de Edison, no por sus clientes.

La planta fue clausurada el 31 de diciembre de 2005, con la posibilidad de que no volviera a abrir. Con el cierre de la planta, también se clausuró la mina que suministraba el carbón. El terreno donde se ubicaba la mina pertenece a las tribus Navajo y Hopi . Este cierre tuvo un gran impacto negativo en los Hopi. ^{[ 8 ]}

La planta fue clausurada para cumplir con un acuerdo de consentimiento alcanzado para resolver una demanda de 1998 presentada por varios grupos ambientalistas en virtud de la Ley de Aire Limpio (CAA). La planta había sido señalada como una importante fuente de contaminación en el Gran Cañón y otros lugares al este. Además, los hopi y navajo firmaron un acuerdo que prohibía el uso de agua del acuífero local para preparar lodos. ^{[ 9 ]} Se presentaron varios planes, incluyendo la venta de la planta y su reacondicionamiento para quemar gas natural, aunque esto último habría requerido la construcción de un segundo gasoducto de alta presión desde Topock, a 48 km (30 millas) al sur. Otra opción habría sido instalar depuradores de gases de escape, lo que habría costado mil millones de dólares. 

En mayo de 2007, SCE suspendió sus esfuerzos por reactivar o vender la planta.

El 10 de junio de 2009, Southern California Edison anunció el desmantelamiento de la central eléctrica de Mohave y la retirada de todos sus equipos. ^{[ 10 ]} Posteriormente, SCE anunció la demolición de todos los edificios administrativos. La única estructura que permanecerá en la propiedad será la subestación de 500 kV, que seguirá funcionando como punto de conmutación para el sistema eléctrico regional y suministrará electricidad a una subestación cercana de Nevada Power que abastece a la zona de Laughlin. A diciembre de 2025, cuatro generadores solares y de almacenamiento de baterías en Nevada se encuentran en la cola de interconexión del Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) para conectarse al sistema eléctrico a través del bus de 500 kV de Mojave, aunque ninguno está aún en funcionamiento. (Informe de la cola pública de CAISO, consultado el 19 de diciembre de 2025 ).

El desmantelamiento comenzó en octubre de 2009 y se prevé que dure dos años y cueste 30 millones de dólares. Alrededor de 300 empleados perdieron sus puestos de trabajo cuando se cerró la planta.

El 11 de marzo de 2011, la chimenea de escape de 150 metros (500 pies ) , un punto de referencia de larga data del área de Laughlin/Bullhead City, fue derribada por explosivos. ^{[ 11 ]} 

En octubre de 2016, todo el sitio se puso a la venta. ^{[ 12 ]}