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 centrales 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 mareas y el mar del Norte . Las estaciones tomaron su nombre de la ciudad de Blyth en la orilla opuesta del estuario. La central eléctrica de Blyth A se construyó y abrió primero, pero tenía una capacidad de generación menor que su central hermana, la central eléctrica de 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 central A tenían cada una 140 metros (460 pies); las dos chimeneas de la central B eran más altas, 170 metros (560 pies) cada una.
La construcción de la central B comenzó poco después de que se completara la central 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 mezcla de estilos de diseño. [1] Blyth A tenía una capacidad de generación de 480 megavatios (MW) y la central B, 1.250 MW. Su capacidad combinada de 1.730 MW convirtió brevemente a la central eléctrica de Blyth en el mayor sitio de generación de electricidad de Inglaterra, hasta que la central eléctrica Ferrybridge C entró en pleno funcionamiento en 1966. [2] Las centrales eran capaces de generar suficiente electricidad para abastecer a 300.000 hogares. [3]
La central A generó electricidad por primera vez en 1958, un año después de la creación de la Central Electricity Generating Board , y las centrales funcionaron hasta 2001. Fueron operadas por los sucesores de la CEGB, incluida National Power , tras la privatización de la industria energética del Reino Unido . Tras su cierre en 2001, las centrales fueron demolidas en el transcurso de dos años, terminando con la demolición de las chimeneas de las centrales el 7 de diciembre de 2003. RWE Npower propuso la construcción de una central eléctrica de carbón limpio en el sitio, [4] pero los planes se pospusieron. [5] En diciembre de 2020, el sitio fue confirmado como 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 expansión de las centrales en Dunston y Billingham , para satisfacer la demanda de energía rápidamente. En Blyth, se planeó una planta más grande y eficiente, que constaba de 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 central A que constaba de cuatro unidades de 120 MW y una central B que constaba de dos unidades de 275 MW y dos unidades de 350 MW. [7] Esto dio a las centrales A y B capacidades de generación de 480 MW y 1250 MW respectivamente. El primer grupo electrógeno en Blyth A se puso en servicio en diciembre de 1958 y los otros grupos en 1959-60. En la década de 1960, Blyth A figuraba en la lista de la 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 en el que se utilizarían distintos tamaños de grupos electrógenos en un momento en el que los ingenieros estaban intentando estandarizar las plantas y el diseño de las centrales eléctricas. [1] Blyth fue la primera del Reino Unido en utilizar grupos electrógenos de más de 30 MW y 60 MW, que eran los estándares de la época. La ubicación de la central se eligió por su posición dentro de la superred , en lugar de por 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 Cambois . Los mapas de Ordnance Survey que datan de 1860 muestran que antes de que comenzaran las obras de construcción, el terreno se había utilizado como tierra de cultivo abierta , con campos de formas y tamaños variados. [4]
La central eléctrica de Blyth A recibió permiso 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 central A estuvo en pleno funcionamiento en junio de 1960. [4] Sus cuatro unidades de 120 MW fueron las primeras en ponerse en servicio en Gran Bretaña de lo que se convirtió por un tiempo en ese tamaño estandarizado. [1] La construcción de la central 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 central estuvo en pleno funcionamiento en septiembre de 1966. [4] La central tenía una capacidad de generación total de 1.730 MW, la más alta de cualquier sitio en el Reino Unido hasta más tarde en el 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 unidades de 275 MW instaladas. [1] [12] Sus dos grupos de 350 MW eran una etapa intermedia hacia el estándar de 500 MW, por lo que muy pocos de los grupos de 350 MW se pusieron en servicio en el Reino Unido. [1] Ambas centrales fueron diseñadas por LJ Couves & Partners . [12] Fueron diseñadas por Merz & McLellan y construidas por Cleveland Bridge Company . [12] [13]
El gran sitio de 98 hectáreas (240 acres) estaba separado por la carretera Bedlington-Cambois, 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 las vías de ferrocarril al norte. [7] El suelo al sur de esta carretera consistía en una capa de arcilla de 21 metros (69 pies) de espesor , superpuesta a arenisca y carbón . Los cimientos principales de los edificios estaban extendidos, lo que daba 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, casas de interruptores, planta de limpieza de gases de combustión y un par de chimeneas de hormigón. [12] Las chimeneas de Blyth A se alzaban a 140 metros (460 pies) y las de Blyth B 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 mucho debate arquitectónico contemporáneo. [11] La sala de turbinas de Blyth A tenía 120 metros (390 pies) de largo por 37 metros (121 pies) de ancho y 26 metros (85 pies) de alto. Se construyó a partir de un marco de hormigón armado , revestido con ladrillos . Albergaba cuatro turbogeneradores Metropolitan-Vickers de 120 MW y 3.000 rpm , cada uno 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 que se introducía en las calderas era pulverizado por un pulverizador Babcock & Wilcox , alimentado por un búnker 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 pleno rendimiento. 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. Estaba construida con un marco 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 más 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 planta auxiliar. La aparamenta de la estación A fue proporcionada 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 275 MW y dos de 350 MW de 3000 rpm , cada uno 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 que se introducía en las calderas se pulverizaba mediante 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 capacidad nominal de producción de vapor de 227 kg/s y dos calderas con una capacidad nominal de 280 k/g/s. Para las cuatro calderas, la presión de vapor era de 158,58 bar y las temperaturas de recalentamiento de 566 °C y 566 °C. [15] Tanto la sala de turbinas como la sala de calderas se construyeron con una estructura de acero , revestida de aluminio y acristalada . Los tejados de los edificios de la estación B se fabricaron con una plataforma de aluminio ligero. La aparamenta de la estación B fue suministrada por A. Reyrolle & Company y por M&C Switchgear. El volumen de los edificios principales de Blyth B representaba 0,76 metros cúbicos (27 pies cúbicos)/kW de capacidad instalada, mientras que el volumen del edificio de Blyth A representaba 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 tenían un consumo máximo de 70.000 toneladas (68.890 toneladas largas ; 77.160 toneladas cortas ) por semana durante el invierno. [7] Estaban bien posicionadas para utilizar carbón de los campos de carbón de Northumberland y County Durham . [1] Todo el carbón utilizado en las estaciones les llegaba por transporte ferroviario desde las reservas de carbón del Reino Unido. [4] [7] Los trenes entregaban carbón a la estación utilizando el ramal North Blyth del ferrocarril Blyth and Tyne . [17] La instalación de manipulación de carbón de las estaciones se equipó 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 diseño de vía de bucle de globo , por lo que en lugar de poder moverse continuamente, los trenes que llegaban al sitio tenían que tirar hacia una vía de recepción; la locomotora se desacoplaría y se 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 sitio. [7] Hacia el final de la operación de la estación, el carbón se traía 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 hacia abajo. [1] El carbón se llevaba desde el área de almacenamiento a la estación utilizando 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 térmica , para crear el vapor que hace girar las turbinas de vapor y generar electricidad. El agua utilizada en la central eléctrica de Blyth se extraía de la cuenca de mareas del puerto de Blyth en el muelle de cenizas. [4] Una vez utilizada en la central, el agua caliente tenía que enfriarse antes de poder descargarse. Se utilizaban condensadores para convertir el vapor de las turbinas en agua. Los condensadores de las centrales tenían un diseño doble de dos pasos y tenían una superficie de enfriamiento total de 70.000 pies cuadrados (6.500 m2 ) . A continuación, el agua condensada se extraía mediante dos bombas de servicio. A continuación, el agua pasaba por un enfriador de desagües. Las aguas residuales enfriadas se descargaban al mar frente a la playa de Cambois por debajo del nivel de marea baja. [7]
Las cenizas de combustible pulverizadas (PFA) y las cenizas de fondo del horno (FBA) eran subproductos producidos a través de la quema de carbón en la estación. Las cenizas de fondo se eliminaban de las tolvas de cenizas en la parte inferior de las calderas mediante chorros de agua a alta presión. Luego viajaban a los estanques de sedimentación de cenizas a través de compuertas. [7] Durante gran parte de la vida de la estación, la estación fue atendida por una serie de barcazas , que llevaban las cenizas para arrojarlas 4,8 kilómetros (3,0 millas) mar adentro en el Mar del Norte . Dos barcazas proporcionaron 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 las estaciones. [4] Sin embargo, el vertido en el mar se detuvo en 1992 cuando la Convención internacional para prevenir la contaminación por los buques impidió un mayor vertido en el Mar del Norte. A partir de ese momento, el FBA se vendió a la industria de la construcción, mientras que el PFA se secó para su venta o se eliminó en un vertedero autorizado en el lugar. [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 lograron 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 razones económicas, a pesar de que la estación había sido modernizada a principios de los años 1980. [7] [21] Este desmantelamiento resultó en 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 central como banco de pruebas para la tecnología de carbón limpio , pero los planes no se materializaron. [22] En 1999, los entonces propietarios Innogy plc decidieron sacar de funcionamiento Blyth A, mientras que Blyth B comenzó a funcionar solo en momentos de máxima demanda, porque las centrales se habían vuelto excedentes para sus necesidades de generación. [23] [24] [25] A partir del 1 de abril de 2000, la central 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 central. [23] Innogy plc comenzó entonces a buscar un comprador para la central, para decidir el futuro del sitio. Habían estado en conversaciones con la estadounidense NRG Energy sobre una compra de la central por 410 millones de libras, junto con la central eléctrica de Killingholme en el norte de Lincolnshire . [26] También había habido rumores de que se había llegado a un acuerdo para convertir la central en una planta de conversión de residuos en energía . [24] Sin embargo, todos los planes para salvar la central fracasaron 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. [12] La central superó con creces su expectativa de vida de 25 años. [28] El tiempo que la central estuvo en uso se debe en parte a su valor en la red eléctrica nacional , como una "carga" cerca de un nodo principal del sistema. [1]
Poco después de su cierre, el ejército británico y el Ministerio de Agricultura presentaron una propuesta conjunta para quemar los cadáveres de los animales sacrificados durante la crisis de la fiebre aftosa de 2001 en incineradores portátiles en la estación. La estación se propuso 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 5 kilómetros (3 millas) del sitio, significó que la propuesta fue rechazada rápidamente. [29]
El contrato de demolición de la estación fue ganado por la empresa Brown & Mason, con sede en Londres. [20] Antes de la demolición de las estructuras principales de las estaciones, se exigió que fueran desmanteladas. Esto implicó la eliminación de materiales peligrosos y contaminantes, para cumplir con las regulaciones de Salud y Seguridad en el Trabajo . Se retiraron los 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 lugar, junto con el propano envasado que se usa para soldar. 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 vertían los desechos de cenizas 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 debajo de una caja de conexión eléctrica 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 levantaba la estructura. Luego, 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, se demolió la sala de calderas de la estación A. [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 de búnkeres de la Estación B fue demolido, y el 22 de mayo de 2003, 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 el equipo de corte en caliente prendiera fuego a los restos de coque. [37] Todas las estructuras más grandes habían sido demolidas en julio de 2003. [12] Estaba previsto que las chimeneas de las estaciones fueran demolidas en octubre de 2003, pero eso 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 de ellas 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 ha sido la mayor demolición de chimenea en 50 años. [39]
Desde que RWE adquirió Innogy plc en 2002, el sitio ha sido propiedad de RWE Npower . Las únicas estructuras importantes que quedan son las subestaciones de National Grid y NEDL . Estos edificios seguirán en pie y hay planes para ampliar la subestación de National Grid. El resto del sitio de la central eléctrica es un terreno baldío sin uso . El sitio de los edificios de la central principal está actualmente cubierto de hormigón triturado, que quedó del proceso de demolición. También existen en el sitio trabajos subterráneos, como túneles y alcantarillas. El área de almacenamiento de carbón al norte ha sido asfaltada y los estanques de sedimentación de cenizas se han llenado de hormigón. Algunos montículos de cenizas todavía están situados al este del sitio. [40]
En mayo de 2007, Npower anunció sus planes de construir en el lugar una nueva central eléctrica de carbón limpio de 2.000 millones de libras esterlinas. La central propuesta habría generado electricidad utilizando tres unidades de carbón supercríticas avanzadas de 800 MW, de alta eficiencia, lo que 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 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 el agua de refrigeración como para un posible lugar de almacenamiento de CO2 , donde el CO2 podría canalizarse 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 del dióxido de carbono (CO2 ) del 23% por unidad de electricidad generada. La central habría utilizado sistemas de reducción de la contaminación y de limpieza de gases, incluida la reducción catalítica selectiva , para eliminar el óxido de nitrógeno , y la desulfuración de gases de combustión , para eliminar el dióxido de azufre . La central también habría permitido la instalación de tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS), si se vuelve técnica y comercialmente viable. También existía la posibilidad de que la central pudiera haber quemado biomasa y cogenerado calor como una planta combinada de calor y energía.
Se esperaba que el carbón pudiera ser entregado a la estación por ferrocarril, así como por barco hasta el puerto de Blyth. El área de almacenamiento de carbón de la estación habría almacenado un suministro de carbón de al menos 45 días. Es posible que todas las cenizas de combustible pulverizado (PFA) de la estación se hayan vendido a la industria de la construcción, a la que se transportaron en camiones cisterna de polvo seco. Las cenizas de fondo de horno y las PFA no vendidas se llevarían a un vertedero por carretera. [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 Evaluación Ambiental para la central propuesta se presentó al Departamento de Comercio e Industria en 2007, y la solicitud para el desarrollo debía presentarse al Secretario de Estado de Negocios, Empresas y Reforma Regulatoria una vez que se completara la Evaluación de Impacto Ambiental. [4] Ya se había firmado un contrato con el Grupo Shaw para diseñar y construir la central. [41] Si se hubiera otorgado permiso a Npower para construir la nueva central, las obras de construcción habrían comenzado en 2010, y se esperaba que la central estuviera completamente en funcionamiento 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 vivían en la zona expresaron opiniones de que el terreno debería ser reurbanizado para otros fines, en lugar de seguir utilizándose como un sitio industrial. El diputado por Wansbeck , Denis Murphy , afirmó que, aunque el proyecto tendría beneficios para la zona, todavía tenía preocupaciones. [44] Ronnie Campbell , diputado por Blyth Valley , afirmó que acogería con agrado el desarrollo 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 entrada original a la entrada del sitio de la central eléctrica, para proporcionar un centro de "entrada libre" para que el público pudiera obtener 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 CCS, y que se había iniciado una competencia entre las grandes empresas energéticas para crear una forma viable de la tecnología, que finalizaría en 2014. Sin embargo, esto significaba que la central podría no haber sido completada 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, alegando que no es el momento adecuado para una inversión tan grande. Dave Carlton, director de proyectos de RWE, ha dicho que "consideran que el sitio es importante, tanto para RWE npower como en términos de la futura generación de energía del Reino Unido", y por eso RWE npower ha conservado el sitio para una posible futura central eléctrica. [5] Malcolm Reid de People Against New Coal Stations, un grupo opuesto al desarrollo de la central eléctrica, dijo:
"Ahora nos gustaría que el Consejo del Condado de Northumberland redefiniera el emplazamiento de Cambois para la tecnología verde y limpia, de forma que coincida con lo que está sucediendo en el Centro de Energías Nuevas y Renovables (NaREC) en Blyth. Es una zona perfecta para una fábrica de turbinas eólicas marinas y para el desarrollo de viviendas. Si se redefiniera Cambois, la perspectiva de que la zona se regenere aumentaría enormemente". [5]
En abril de 2010, Malcolm Reid propuso el emplazamiento de la central como posible ubicación para una fábrica de turbinas eólicas Siemens de 80 millones de libras esterlinas. 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 emplazamiento sería perfecto para la fábrica debido a su proximidad a NaREC y a las instalaciones de dique profundo existentes en el emplazamiento. 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 empleará a 3.000 personas, y la nueva planta de Britishvolt se ubicará en antiguos depósitos de carbón adyacentes a la antigua central eléctrica de Cambois. [49] Britishvolt nombró a ISG como su socio de construcción, que 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 de libras esterlinas en el proyecto Britishvolt, junto con la empresa de gestión de activos abrdn y su rama de inversión inmobiliaria Tritax, [51] apoyando lo que se planeó que fuera el cuarto edificio más grande de Gran Bretaña. [52] Sin embargo, las obras de construcción se detuvieron en agosto de 2022 en medio de preocupaciones por 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 eléctricas tuvieron muy pocas apariciones en televisión y cine:
A pesar de la escasa difusión mediática de las centrales eléctricas, sus cuatro chimeneas seguían siendo un punto de referencia importante en el paisaje del sureste de Northumberland. Podían verse desde una distancia de 18 kilómetros (11 millas) 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 centrales se construyeron en una zona rural en gran parte llana.
En 1995, el sitio fue considerado para su inclusión en la lista de obras de English Heritage debido a su importancia nacional como un buen ejemplo de una central eléctrica de finales del siglo XX. También era importante debido a su uso como campo de pruebas para varios tamaños de generación, de lo que surgió el éxito en la industria eléctrica del Reino Unido. Sin embargo, para entonces los edificios de la central estaban en malas condiciones y habría sido financieramente difícil asegurar su conservación a largo plazo. En su lugar, se decidió encargar un estudio exhaustivo y un registro fotográfico de la central. [11]
Debido al cierre de las centrales eléctricas de Blyth, junto con las centrales eléctricas de Dunston y Stella en los años 1980 y 1990 respectivamente, la parte norte del noreste de Inglaterra se ha vuelto muy dependiente de la red eléctrica nacional para el suministro eléctrico. Sin embargo, todavía hay dos centrales eléctricas en Hartlepool y Wilton en el sur de la región. [59] El cercano parque eólico de Blyth Harbour se construyó en 1993, y el parque eólico marino de Blyth comenzó a construirse 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, tras no haber encontrado un comprador.
El proveedor de energía RWE npower reveló las propuestas para la planta ecológica en Blyth, Northumberland, que, si sigue adelante, podría ver millones de toneladas de carbón extranjero enviadas a la ciudad portuaria. Se estima que se crearían alrededor de 1.500 puestos de trabajo en la construcción hasta la finalización de la planta en 2014 en el sitio de la antigua central eléctrica de Blyth derribada en 2003. Entonces se necesitarían más de 200 empleados a tiempo completo para su funcionamiento diario.
RWE Npower propone una planta de 2.000 millones de libras en el sitio 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 central 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.
