La central eléctrica de Blyth (también conocida como central eléctrica de Cambois ) se refiere a un par de centrales eléctricas de carbón ahora demolidas , que estaban ubicadas en la costa de Northumberland en el noreste de Inglaterra . Las dos estaciones se construyeron una al lado de la otra en un sitio cerca de Cambois en Northumberland , en la orilla norte del río Blyth , entre su estuario de marea y el Mar del Norte . Las estaciones tomaron su nombre de la ciudad de Blyth en la orilla opuesta del estuario. La central eléctrica Blyth A se construyó e inauguró primero, pero tenía una capacidad de generación menor que su estación hermana, la central eléctrica Blyth B , que se construyó al oeste cuatro años después. Las cuatro grandes chimeneas de las centrales eléctricas fueron un hito del horizonte de Northumberland durante más de 40 años; las dos chimeneas de la Estación A tenían cada una una altura de 140 metros (460 pies); Las dos chimeneas de la estación B eran más altas, 170 metros (560 pies) cada una.
La construcción de la estación B comenzó poco después de que se completara la estación A. Las centrales se construyeron durante un período en el que hubo grandes avances en la tecnología de las centrales eléctricas y en la escala de producción, lo que llevó a que tuvieran una variedad de tamaños de grupos electrógenos intermedios junto con una combinación de estilos de diseño. [1] Blyth A tenía una capacidad de generación de 480 megavatios (MW) y la estación B de 1.250 MW. Su capacidad combinada de 1.730 MW convirtió brevemente a la central eléctrica de Blyth en el sitio de generación de electricidad más grande de Inglaterra, hasta que la central eléctrica Ferrybridge C entró en pleno funcionamiento en 1966. [2] Las estaciones eran capaces de generar suficiente electricidad para alimentar a 300.000 hogares. [3]
La Estación A generó electricidad por primera vez en 1958, un año después de la creación de la Junta Central de Generación de Electricidad , y las estaciones operaron hasta 2001. Fueron operadas por los sucesores de la CEGB, incluida National Power , tras la privatización de la industria eléctrica del Reino Unido. . Después de su cierre en 2001, las estaciones fueron demolidas en el transcurso de dos años, finalizando con la demolición de las chimeneas de las estaciones el 7 de diciembre de 2003. RWE Npower propuso la construcción de una central eléctrica limpia alimentada con carbón en el lugar, [4 ] pero los planes se pospusieron. [5] En diciembre de 2020, se confirmó que el sitio sería la ubicación de una nueva planta de fabricación de baterías para automóviles. [6]
Después de 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 planeó una planta más grande y más eficiente, compuesta por seis unidades generadoras de 100 megavatios (MW). Esto aumentó a seis unidades de 120 MW, antes de aumentar nuevamente en la propuesta final para una estación A que consta de cuatro unidades de 120 MW y una estación B que consta de 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 1.250 MW respectivamente. El primer grupo electrógeno en Blyth A se puso en servicio en diciembre de 1958 y los demás en 1959-1960. En la década de 1960, Blyth A figuraba en la lista del CEGB de las 20 centrales eléctricas con mayor eficiencia térmica. 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 una variedad de tamaños de grupos electrógenos en un momento en que los ingenieros intentaban estandarizar la planta y el diseño de las centrales eléctricas. [1] Blyth fue el primero en el Reino Unido en utilizar grupos electrógenos más grandes que los entonces estándar de 30 MW y 60 MW. La ubicación de la estación se eligió por su posición dentro de la superred , en lugar de estar cerca de un centro de carga. [11]
El lugar elegido para la construcción de las centrales eléctricas estaba cerca de la ciudad minera de carbón de Cambois . Los mapas de Ordnance Survey que se remontan a 1860 muestran que antes de que comenzaran las obras de construcción, el terreno se había utilizado como tierra de cultivo abierta , con campos de diferentes formas y tamaños. [4]
El permiso para la construcción de la central eléctrica Blyth A se concedió en febrero de 1955, y su construcción se llevó a cabo entre 1955 y 1960. La primera unidad de la central entró en funcionamiento en diciembre de 1958 y la estación A estaba en pleno funcionamiento en junio de 1960. [4] Sus cuatro conjuntos de 120 MW fueron los primeros puestos en servicio en Gran Bretaña de lo que durante un tiempo se convirtió en ese tamaño estandarizado. [1] La construcción de la Estación B comenzó el 4 de diciembre de 1961. [12] Su primera unidad se puso en servicio en diciembre de 1962 y el resto de la estación estaba en pleno funcionamiento en septiembre de 1966. [4] La estación tenía una capacidad de generación total de 1.730 MW, la más alta de cualquier sitio en el Reino Unido hasta más tarde ese mismo año, cuando la central eléctrica Ferrybridge C entró en pleno funcionamiento. [2] Blyth B fue la primera central eléctrica de Gran Bretaña en tener instalados equipos de 275 MW. [1] [12] Sus dos conjuntos de 350 MW eran una etapa intermedia hacia el estándar de 500 MW, por lo que muy pocos de los conjuntos de 350 MW se pusieron en servicio en el Reino Unido. [1] Ambas estaciones fueron diseñadas por LJ Couves & Partners . [12] Fueron diseñados por Merz & McLellan y construidos por Cleveland Bridge Company . [12] [13]
El gran sitio de 98 hectáreas (240 acres) estaba separado por Bedlington-Cambois Road, con los edificios principales de las estaciones, los bloques administrativos y el muelle de cenizas al sur de la carretera, y el área de almacenamiento de carbón y apartaderos de ferrocarril al norte. [7] El terreno al sur de esta carretera consistía en una capa de arcilla de canto rodado de 21 metros (69 pies) de espesor , superpuesta a arenisca y carbón . Los cimientos principales de los edificios estaban extendidos, dando una carga de aproximadamente 2,3 toneladas (2,264 toneladas largas ; 2,535 toneladas cortas ) por pie cuadrado. [7]
Cada una de las estaciones contaba con grandes salas de calderas, salas de turbinas, salas de distribución, una planta de limpieza de gases de combustión y un par de chimeneas de hormigón. [12] Las chimeneas de Blyth A estaban a 140 metros (460 pies) y las chimeneas de Blyth B estaban a 170 metros (560 pies), puntos de referencia importantes en el horizonte del sureste de Northumberland. [7] Cada chimenea pesaba aproximadamente 17.000 toneladas (16.730 toneladas largas ; 18.740 toneladas cortas ). [14] La prominencia y la gran escala de los edificios en la zona rural plana circundante fue objeto de gran debate arquitectónico contemporáneo. [11] La sala de turbinas del Blyth A tenía 120 metros (390 pies) de largo por 37 metros (121 pies) de ancho y 26 metros (85 pies) de alto. Fue construido a partir de una estructura de hormigón armado , revestido con mampostería . Albergaba cuatro turbogeneradores Metropolitan-Vickers de 120 MW a 3.000 rpm , cada uno de ellos conectado a una caldera Babcock & Wilcox , situada en la sala de calderas. Cada caldera y grupo electrógeno funcionaban de forma independiente, sin conexiones a otros grupos. El carbón alimentado a las calderas era pulverizado por un pulverizador Babcock & Wilcox , alimentado por un depósito de carbón con una capacidad de 2.000 toneladas (1.968 toneladas largas ; 2.205 toneladas cortas ). Cada pulverizador era capaz de pulverizar 15 toneladas (14,76 toneladas largas ; 16,53 toneladas cortas ) de carbón por hora, suficiente para mantener su caldera asociada a plena potencia. La sala de calderas tenía 110 metros (360 pies) de largo por 28 metros (92 pies) de ancho y 48 metros (157 pies) de alto. Fue construido a partir de una estructura de acero con revestimiento de aluminio . El diseño de la estación A era una mezcla inusual de estilos; la construcción de ladrillo de la sala de turbinas fue un estilo utilizado con mayor frecuencia en la década de 1950, mientras que la sala de calderas con revestimiento de aluminio y vidrio fue un estilo de construcción utilizado más en la década de 1960. [1] La Estación A albergaba dos salas de control , cada una de las cuales servía a dos grupos electrógenos y contenía los controles para operar calderas, turbogeneradores y plantas auxiliares. El tablero de distribución de la estación A fue proporcionado por A. Reyrolle & Company . [7]
La sala de turbinas de Blyth B tenía 206 metros (676 pies) de largo por 51 metros (167 pies) de ancho y 30 metros (98 pies) de alto. Albergaba dos turbogeneradores English Electric de 3.000 rpm de 275 MW y dos de 350 MW , cada uno de ellos conectado a una caldera Clarke Chapman & Co , situada en la sala de calderas. La sala de calderas tenía 206 metros (676 pies) de largo por 32 metros (105 pies) de ancho y 52 metros (171 pies) de alto. El carbón alimentado a las calderas fue pulverizado por un pulverizador Babcock & Wilcox. Cada pulverizador era capaz de pulverizar 40 toneladas (39,37 toneladas largas ; 44,09 toneladas cortas ) de carbón por hora, y dos pulverizadores alimentaban cada caldera. Había dos calderas con una producción de vapor de 227 kg/s y dos calderas con una producción de 280 k/g/s. Para las cuatro calderas, la presión del vapor fue de 158,58 bar y 566°C y 566°C de recalentamiento. [15] Tanto la sala de turbinas como la sala de calderas se construyeron con una estructura de acero , revestida con aluminio y acristalamiento . Los techos de los edificios de la Estación B estaban hechos de una plataforma de aluminio liviana. El tablero de distribución de la estación B fue proporcionado por A. Reyrolle & Company y M&C Switchgear. El volumen de los edificios principales de Blyth B representó 0,76 metros cúbicos (27 pies cúbicos)/kW de capacidad instalada, mientras que el volumen del edificio de Blyth A representó 0,74 metros cúbicos (26 pies cúbicos)/kW. [7]
Las estaciones quemaban una mezcla de carbón bituminoso y antracita . [16] Consumían 51.000 toneladas (50.190 toneladas largas ; 56.220 toneladas cortas ) de carbón por semana y tuvieron un consumo máximo de 70.000 toneladas (68.890 toneladas largas ; 77.160 toneladas cortas ) por semana durante el invierno. [7] Estaban bien posicionados para utilizar carbón de los yacimientos de carbón de Northumberland y el condado de Durham . [1] Todo el carbón utilizado en las estaciones llegó a ellas mediante transporte ferroviario desde las reservas de carbón del Reino Unido. [4] [7] Los trenes entregaban carbón a la estación utilizando la rama North Blyth del ferrocarril Blyth and Tyne . [17] Las instalaciones de manipulación de carbón de las estaciones fueron equipadas 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 restricciones de espacio en el sitio, no se pudo construir un diseño de vía circular para globos , por lo que en lugar de poder moverse continuamente, los trenes que llegaban al sitio tuvieron que detenerse en una vía de recepción; Luego, la locomotora se desacoplaría y volvería 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 lugar. [7] Hacia el final del funcionamiento de la estación, el carbón se transportaba con mayor frecuencia por carretera. [4] Todo el carbón se entregó y almacenó en una gran área abierta al norte de las centrales eléctricas. Debajo tenía una barrera de asfalto para evitar la contaminación hacia abajo. [1] El carbón se transportaba desde el área de almacenamiento a la estación mediante un sistema de cintas transportadoras , que recorría la carretera Bedlington-Cambois que separa los dos sitios, antes de integrarse para alimentar ambas estaciones según fuera necesario. [7]
El agua es esencial para una central térmica , para crear el vapor necesario para hacer girar las turbinas de vapor y generar electricidad. El agua utilizada en la central eléctrica de Blyth se extrajo de la cuenca de mareas del puerto de Blyth en el muelle de cenizas. [4] Una vez utilizada en la estación, el agua caliente debía enfriarse antes de poder descargarse. Se utilizaron condensadores para convertir el vapor de las turbinas en agua. Los condensadores de las estaciones tenían un diseño gemelo de dos pasos y tenían una superficie de enfriamiento total de 70.000 pies cuadrados (6.500 m 2 ). Luego se extrajo el agua condensada mediante dos bombas de servicio. Luego, el agua pasó a través de un enfriador de drenaje. Las aguas residuales enfriadas se vertieron al mar frente a la playa de Cambois por debajo del nivel de la marea baja. [7]
Las cenizas de combustible pulverizadas (PFA) y las cenizas del fondo del horno (FBA) fueron subproductos producidos mediante la quema de carbón en la estación. Las cenizas de fondo se eliminaron de las tolvas de cenizas situadas en el fondo de las calderas mediante chorros de agua a alta presión. Luego viajó a estanques de sedimentación de cenizas a través de esclusas. [7] Durante gran parte de la vida de la estación, la estación fue servida por una serie de barcazas , que llevaban las cenizas para arrojarlas 4,8 kilómetros (3,0 millas) en el Mar del Norte . Dos barcazas prestaron este servicio a lo largo de los años; Sir Fon que fue reemplazado por la MVA . [19] Las barcazas se cargaban mediante silos situados en un muelle especial al este de las estaciones. [4] Sin embargo, los vertidos en el mar cesaron en 1992, cuando el Convenio Internacional para la Prevención de la Contaminación por los Buques impidió nuevos vertidos en el Mar del Norte. A partir de entonces, FBA se vendió a la industria de la construcción, mientras que PFA se secó para su venta o se desechó en un vertedero autorizado in situ. [1] [4]
En 1989, Blyth A ganó un lugar en el Libro Guinness de los Récords al establecer el récord mundial de horas totales de funcionamiento en una planta de su tamaño, cuando las cuatro unidades generadoras alcanzaron 200.000 horas de funcionamiento. [12] Con la privatización de la industria de suministro de electricidad 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 motivos de economía, a pesar de que la estación había sido modernizada a principios de los años 1980. [7] [21] Este desmantelamiento provocó la pérdida de 260 puestos de trabajo. [21]
Durante la década de 1990, la central se convirtió en una de las centrales eléctricas menos eficientes del Reino Unido. [20] En 1998, se anunciaron planes para utilizar la estación como banco de pruebas para tecnología de carbón limpio , pero los planes no llegaron a buen término. [22] En 1999, los entonces propietarios Innogy plc decidieron sacar de funcionamiento a Blyth A, mientras que Blyth B comenzó a operar sólo 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, la estación quedó fuera de servicio durante los meses de verano, debido a la baja demanda de electricidad en esa época del año. Sin embargo, se contrató personal para mantener 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 NRG Energy , con sede en Estados Unidos, sobre la compra de la estación por 410 millones de libras esterlinas, junto con la central eléctrica de Killingholme en North Lincolnshire . [26] También hubo rumores de que se había llegado a un acuerdo para convertir la estación en una planta de conversión de residuos en energía . [24] Sin embargo, cualquier plan para salvar la estación fracasó y la generación de electricidad en la estación cesó el 31 de enero de 2001, después de 43 años de funcionamiento, lo que provocó 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. [12] La estación sobrevivió durante mucho tiempo a su esperanza de vida de 25 años. [28] El tiempo que la estación estuvo en uso se debe en parte a su valor en la Red Nacional , como una "carga" cerca de un nodo importante del sistema. [1]
Poco después de su cierre, el ejército británico y el Ministerio de Agricultura hicieron una propuesta conjunta para quemar los cadáveres de los animales sacrificados durante la crisis de fiebre aftosa de 2001 en incineradores portátiles en la estación. La estación fue propuesta debido a sus altas chimeneas, pero la fuerte oposición de los residentes locales y miembros del Parlamento , junto con la proximidad de más de 100.000 personas que viven en un radio de 5 kilómetros (3 millas) del sitio, significó que la propuesta fue rápidamente rechazada. [29]
El contrato de demolición de la estación lo ganó la empresa Brown & Mason, con sede en Londres. [20] Antes de la demolición de las estructuras principales de las estaciones, era necesario su desmantelamiento. Esto implicó la eliminación de materiales peligrosos y contaminantes, para mantenerse en línea con las normas de Salud y Seguridad en el Trabajo . Se retiraron los aceites y productos químicos para su reutilización o eliminación y se vaciaron los tanques de almacenamiento. Se eliminó el metanol de las plantas de producción de hidrógeno in situ, junto con el propano embotellado utilizado para la 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 arrojaron las cenizas de la estación estaba cubierto de tierra. 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 conexiones eléctricas que cayó de una pared. [30] El 31 de octubre de 2001, el silo de cenizas que se encontraba en el muelle de cenizas fue derribado utilizando explosivos para demoler los pilotes sobre los que se encontraba la estructura. A continuación, el silo fue desmantelado con excavadoras. [31] Todas las estructuras más pequeñas habían sido retiradas en julio de 2002. [12] 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 En 2003, se demolió el edificio del búnker de la estación B y, el 22 de mayo de 2003, se demolió el calentador de aire de la estación. [35] [36] Un incendio comenzó en la estación el 17 de junio de 2003, cuando un búnker se incendió después de que un equipo de corte en caliente prendió fuego a los restos de coque. [37] Todas las estructuras más grandes habían sido demolidas en julio de 2003. [12] Estaba previsto demoler las chimeneas de las estaciones en octubre de 2003, pero 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 libras) del explosivo industrial Gelemex. [12] [39] Se cree que la demolición fue la mayor demolición de chimeneas en 50 años. [39]
Desde que RWE adquirió Innogy plc en 2002, el sitio ha sido propiedad de RWE Npower . Las únicas estructuras sustanciales que quedan son las subestaciones National Grid y NEDL . Estos edificios seguirán existiendo y hay planes para ampliar la subestación National Grid. El resto del sitio de la central eléctrica es terreno abandonado sin uso . El sitio de los edificios de la estación principal está actualmente cubierto de hormigón triturado, restos del proceso de demolición. En el lugar también existen obras subterráneas, como túneles y alcantarillas. La zona de almacenamiento de carbón situada al norte ha sido asfaltada y los estanques de sedimentación de cenizas se han llenado con hormigón. Algunos montículos de ceniza todavía se encuentran al este del sitio. [40]
En mayo de 2007, Npower anunció planes para construir una nueva central eléctrica de carbón limpio por valor de £ 2 mil millones en el sitio. La estación propuesta habría generado electricidad utilizando tres unidades alimentadas con carbón de alta eficiencia y vapor supercrítico avanzado de 800 MW, lo que le daría a la estación una capacidad de generación total de 2.400 MW. [4] Esta fue una de las dos nuevas centrales alimentadas con carbón propuestas por Npower en el Reino Unido. [41] El sitio fue elegido debido a su proximidad a la red nacional, sus conexiones ferroviarias y portuarias, y su posición junto al Mar del Norte, que es útil tanto para enfriar agua como para un posible sitio de almacenamiento de CO 2 . donde el CO 2 podría ser canalizado a pozos de petróleo y gas, y a acuíferos salinos. [4]
La central habría tenido una eficiencia del 46%, lo que en comparación con las centrales eléctricas de carbón subcríticas convencionales, equivale a una reducción de dióxido de carbono (CO 2 ) del 23% por unidad de electricidad generada. La estación habría utilizado sistemas de reducción de la contaminación y limpieza de gases, incluida la reducción catalítica selectiva , para eliminar el óxido de nitrógeno , y la desulfuración de los gases de combustión , para eliminar el dióxido de azufre . La estación también habría permitido la instalación de tecnología de Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS), si fuera técnica y comercialmente viable. También existía la posibilidad de que la estación hubiera coencendido biomasa y cogenerado calor como una planta combinada de calor y energía.
Se esperaba que el carbón pudiera entregarse a la estación por ferrocarril, así como por barco al puerto de Blyth. El área de almacenamiento de carbón de la estación habría almacenado un suministro de carbón para un mínimo de 45 días. Es posible que todas las cenizas de combustible pulverizadas (PFA) de la estación se hayan vendido a la industria de la construcción, donde se transportaron en camiones cisterna para polvo seco. El PFA no vendido y las cenizas 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 habrían estado 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 debía presentarse al Secretario de Estado para Negocios, Empresas y Reforma Regulatoria una vez que se completara la Evaluación de Impacto Ambiental. . [4] Ya se había firmado un contrato con Shaw Group para diseñar y diseñar la estación. [41] Si a Npower se le hubiera concedido permiso para construir la nueva central, los trabajos de construcción habrían comenzado en 2010 y se esperaba que la central estuviera completamente operativa en 2014. Habría sido una de las centrales eléctricas de carbón más eficientes de su tamaño en el Reino Unido. [4]
El Ayuntamiento de Blyth Valley dijo que la propuesta no encajaba con los planes de regeneración de la zona. [43] Los residentes que viven en el área expresaron su opinión de que el terreno debería remodelarse para otros fines, en lugar de seguir utilizándose como sitio industrial. El diputado por Wansbeck , Denis Murphy , afirmó que, si bien el proyecto tendría beneficios para la zona, todavía tenía preocupaciones. [44] Ronnie Campbell , diputado de Blyth Valley , afirmó que daría la bienvenida al desarrollo siempre que no tuviera un efecto adverso en la regeneración general del área. [45] El 5 de junio de 2008, Npower reabrió la puerta de entrada original a la entrada del sitio de la central eléctrica, para proporcionar un centro de "acceso" para que el público obtenga más información sobre 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. Afirmó que no tenían ningún escepticismo sobre la tecnología CAC, ya que se había iniciado una competencia entre las grandes compañías energéticas para crear una forma viable de la tecnología, que finalizaría en 2014. Sin embargo, esto significaba que la estación no estaría 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. Todavía no van a presentar una solicitud formal de planificación para la planta, diciendo que no es el momento adecuado para una inversión tan grande. Dave Carlton, director de proyectos de RWE, ha dicho que "consideran el sitio como 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:
"Ahora nos gustaría que el Consejo del Condado de Northumberland vuelva a designar el sitio de Cambois para tecnología verde y limpia, para que coincida con lo que está sucediendo en el Centro de Energía Nueva y Renovable (NaREC) en Blyth. Es un área perfecta para una fábrica de energía marina. turbinas eólicas y desarrollo de viviendas. Si Cambois es redesignado, las perspectivas de que la zona sea regenerada aumentan colosalmente." [5]
En abril de 2010, Malcolm Reid propuso el sitio de la estación como una posible ubicación para una fábrica de turbinas eólicas Siemens de £ 80 millones. La fábrica crearía 700 puestos de trabajo y hasta 1.500 puestos de trabajo más en la cadena de suministro si se construyera. Ha dicho que el sitio sería perfecto para la fábrica debido a su proximidad a NaREC y las instalaciones de muelle profundo existentes en el sitio. 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 para automóviles de iones de litio . [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 antiguas minas de carbón adyacentes a la antigua central eléctrica de Cambois. [49] Britishvolt nombró a ISG como su socio de construcción, quien comenzó a trabajar en la limpieza del sitio a fines de 2021. [50] En enero de 2022, el gobierno del Reino Unido, a través de su Fondo de Transformación Automotriz, invirtió £100 millones en el proyecto Britishvolt, junto con la empresa de gestión de activos. abrdn y su brazo de inversión inmobiliaria Tritax, [51] apoyando lo que estaba previsto que fuera el cuarto edificio más grande de Gran Bretaña. [52] Sin embargo, los trabajos de construcción se detuvieron en agosto de 2022 en medio de preocupaciones sobre la financiación. [53] [54] El 17 de enero de 2023, Britishvolt entró en administración y su fábrica se puso a la venta. [55] [56]
Las centrales tuvieron muy pocas apariciones en televisión y cine:
A pesar del escaso uso mediático de las centrales eléctricas, sus cuatro chimeneas seguían siendo un fuerte hito en el paisaje del sureste de Northumberland. Se podían ver desde un punto tan al sur como a 18 kilómetros (11 millas) de distancia en Callerton, en Newcastle upon Tyne , y en un tramo de costa de 13,2 kilómetros (8,2 millas), desde Seaton Sluice hasta Newbiggin-by-the-Sea . Esto se debe principalmente a que las estaciones se construyeron en una zona rural mayoritariamente plana.
En 1995, English Heritage consideró el sitio para su programación , debido a su importancia nacional como un buen ejemplo de una central eléctrica de finales del siglo XX. También fue importante por su uso como campo de pruebas para diversos tamaños de generación, de donde surgió el éxito en la industria eléctrica del Reino Unido. Sin embargo, para entonces los edificios de la estación estaban en malas condiciones y habría sido financieramente difícil garantizar su conservación a largo plazo. En cambio, se decidió encargar un estudio exhaustivo y un registro fotográfico de la estación. [11]
Debido al cierre de las centrales eléctricas de Blyth, junto con las centrales eléctricas de Dunston y Stella en las décadas de 1980 y 1990 respectivamente, la parte norte del noreste de Inglaterra se ha vuelto muy dependiente de la Red Nacional para el suministro eléctrico. Sin embargo, todavía quedan dos centrales eléctricas en Hartlepool y Wilton, en el sur de la región. [59] El cercano parque eólico Blyth Harbour se construyó en 1993, y el parque eólico marino Blyth comenzó en 2000, iniciando la capacidad eólica marina del Reino Unido .
National Power cerrará la central eléctrica de carbón de Blyth, con la pérdida de 131 puestos de trabajo, al no haber podido encontrar un comprador.
El proveedor de energía RWE npower reveló las propuestas para la planta ecológica en Blyth, Northumberland, que, si sigue adelante, podría enviar millones de toneladas de carbón extranjero a la ciudad portuaria. Se estima que se crearán alrededor de 1.500 puestos de trabajo de construcción hasta que la planta esté terminada en 2014 en el lugar de la antigua central eléctrica de Blyth derribada en 2003. Luego se necesitarían más de 200 empleados a tiempo completo para su funcionamiento diario. .
RWE Npower propone una planta de 2.000 millones de libras esterlinas en el emplazamiento de la antigua central eléctrica de Blyth, que fue demolida hace cuatro años. La empresa, que ha presentado planes limitados al gobierno, dice que la nueva estación sería más limpia y podría crear más de 150 puestos de trabajo. Sin embargo, el Ayuntamiento de Blyth Valley dijo que la propuesta no encaja con los planes de regeneración de la zona.
