La central eléctrica de Teesside es una antigua central eléctrica a gas situada en Redcar y Cleveland ( Inglaterra) . Situada cerca del complejo químico de Wilton, la central tenía turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) y turbinas de gas de ciclo abierto (OCGT), pero en 2011 se suspendió la operación de la parte CCGT de la central y en 2013 los propietarios anunciaron su cierre y planes para demolerla. Antes de la suspensión, la central tenía una capacidad de generación de 1875 megavatios (MW), lo que la convierte en la central eléctrica CCGT más grande de Europa. La central podía satisfacer casi el 3% de la demanda eléctrica de Inglaterra, Gales y Escocia. Inaugurada en 1993, la central fue operada inicialmente por Enron, pero pasó a manos de PX Ltd después del escándalo de Enron de 2001, antes de ser comprada por Gaz de France y Suez en 2008. La central también funcionaba como planta de cogeneración , proporcionando vapor al complejo de Wilton.
La central eléctrica se construyó en un terreno de 23 acres (93.000 m2 ) en el complejo químico de Wilton, cerca de Middlesbrough, en el noreste de Inglaterra. La construcción de la central comenzó en diciembre de 1990 y tardó veintinueve meses en completarse. [1] La principal obra de construcción contratada fue realizada por Westinghouse and Wimpey , que empleó una fuerza laboral mayoritariamente local de 3.000 personas. [1] [2] La central se puso en servicio en abril de 1993. [1] La central fue originalmente propiedad de la empresa energética estadounidense Enron y operada por ella . [3]
El diputado Mo Mowlam inauguró el 6 de noviembre de 1998 un centro de visitantes en la central eléctrica. [4]
Durante el cierre por mantenimiento en agosto de 2001, una explosión en uno de los transformadores de la central mató a tres trabajadores e hirió a otro hombre. [2] [5]
Tras la quiebra de Enron en 2002, la central eléctrica fue vendida a una empresa de gestión. La empresa era propiedad de Teesside Power Limited (TPL) y PX Limited la explotaba en nombre de sus propietarios.
En octubre de 2007 fue puesta a la venta por sus propietarios de capital privado Cargill y Goldman Sachs , valorada entre 200 y 300 millones de libras esterlinas. [3] El 25 de febrero de 2008 la estación fue adquirida conjuntamente por Gaz de France y Suez . [5] [6]
En 2008 se concedió el permiso de obras para una modernización de la central, cuyo coste ascendería a 500 millones de libras. [5] Esta modernización consistiría en sustituir el equipo generador existente por cuatro turbinas de gas de 300 MW y dos turbinas de vapor de 340 MW, lo que permitiría conservar la capacidad actual de la central. [7] Sin embargo, como en 2010 no se habían iniciado las obras, en abril de 2010 se concedió una prórroga de cinco años del permiso. [5]
Tras la fusión entre GDF e International Power en 2010, la propiedad del sitio pasó a manos de esta última empresa. [5]
El 1 de abril de 2011, GDF entregó 1.830 MW de capacidad de entrada de transmisión (TEC) de la central y cesó las operaciones del elemento CCGT de la planta, dejando la turbina de gas de ciclo abierto como la única máquina disponible, dejando la central con una capacidad operativa de 45 MW. Esto se debió al bajo coste de las importaciones de energía y a un mercado débil en el Reino Unido, lo que dio lugar a la necesidad de ahorrar en costes operativos.
El diputado por Middlesbrough Sur y Este de Cleveland Tom Blenkinsop también criticó la medida y pidió al Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático Chris Huhne que "se asegure de que los [propietarios] ... no puedan desconectar esta planta en este momento" en relación con el próximo fin de la vida útil de las plantas de carbón y nucleares del Reino Unido. [8]
Los propietarios, GDF Suez, anunciaron en 2013 su intención de cerrar y demoler permanentemente la planta. [9] Esto se completó a principios de 2015. [10]
En 2018, se le informó a la autoridad local que tenía que pagar £2,6 millones a GDF Suez debido a una reevaluación retroactiva de las tasas comerciales del sitio. [11]
Con una capacidad de generación total de 1.875 MW, la central tenía la mayor capacidad de generación de cualquier central eléctrica de ciclo combinado de Europa, aunque había sido la más grande del mundo en el momento de la apertura. [2] Fue capaz de generar suficiente electricidad para proporcionar el 3% de las necesidades energéticas combinadas de Inglaterra, Gales y Escocia. La electricidad fue producida por una serie de generadores. Estos fueron: ocho turbinas de gas Mitsubishi Heavy Industries Westinghouse 701DA de 152 MW, cada una equipada con un generador de vapor de recuperación de calor Nooter Eriksen, con encendido complementario; dos turbinas de vapor Mitsubishi Westinghouse de 305 MW; y una única turbina de gas de arranque negro LM6000 General Electric de 43 MW. Estos generadores fueron alimentados por gas natural , propano y nafta . [1] [2] A partir del 1 de abril de 2011, la central solo generaba 45 MW después de un desmantelamiento parcial de la central. [5]
El combustible de gas utilizado en la central eléctrica se obtenía de una planta procesadora de gas cercana. [12] También estaba conectada a la red nacional de transmisión de gas del Reino Unido. El agua utilizada en el ciclo de vapor de la central se enfriaba mediante tres torres de refrigeración . La electricidad generada en la central se distribuía a la red nacional a través de subestaciones de 275 kilovoltios (kV) construidas por ABB . [2]
Además de generar electricidad, la central también producía calor en forma de 800 toneladas (880 toneladas) de vapor de proceso por hora para el complejo químico adyacente de Wilton, y 2.000 toneladas (2.200 toneladas) de líquidos de gas por día, en forma de propano , butano e hidrocarburos . [2]
