Central térmica de Soto de Ribera

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Central térmica de Soto de Ribera
Localización
País EspañaBandera de España España
Localidad Ribera de Arriba, Asturias
Coordenadas 43°18′45″N 5°52′28″O / 43.3125, -5.87444444
Administración
Propietario HC Energía
Operador HC Energía
Historia
Estado Activa
Obras 1957/2007
Inicio de actividad 1962/2010
Características
N.º de grupos 3
Ciclo combinado sí
Combustible carbón/gas natural
Energía
Potencia 1216 MW
Producción anual Total 1774GWh  2266GWh
S2       590GWh
S3       873GWh      57GWh
S4       232GWh    826GWh
S5         79GWh  1383GWh
         (2014)[1]​      (2019)[2]​
Coeficiente utilización S2       28,3 %
S3       33,5 %        1,9 %
S4         6,3 %      25,3 %
S5         2,1 %      36,9 %
         (2014)[1]​     (2019)[2]​
Generadores 1 x   67 MWe carbón
1 x 254 MWe carbón
1 x 350 MWe carbón
1 x 432 MWe CC
1 x 434 MWe CC[1]​
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La central térmica de Soto de Ribera[3]​ es una instalación termoeléctrica situada junto al río Nalón, en el término municipal de Ribera de Arriba, en Asturias (España). Constaba de 4 grupos térmicos, dos de ciclo convencional de 254(cerrado en 2015) y 361 MW y dos de ciclo combinado de 432 y 434 MW.[4]​ Es propiedad de la empresa HC Energía.

Historia[editar]

El proyecto para la instalación de una central térmica en la zona que aprovechase la abundante producción de carbón de las cuencas del Nalón y el Caudal se gestó en 1957, cuando se presentó el proyecto de construcción de tres grupos turbogeneradores para producir electricidad en unos terrenos junto a la confluencia de los ríos Nalón y Caudal en el concejo de Ribera de Arriba, a 7 km de Oviedo.[5]​ Ese año se inician las obras, a cargo de un consorcio compuesto por Hidroeléctrica del Cantábrico, Electra del Viesgo y Eléctrica de Langreo, finalizando las mismas en 1962.[6]​ El Grupo I, de 67 MW,[7]​ entró en funcionamiento en 1962, el Grupo II, de 254 MW, en 1967 y el Grupo III, de 361, en 1984.[4]​

En 1999, Hidrocantábrico compró a Electra de Viesgo y Hidroeléctrica Española (que había absorbido Eléctrica de Langreo en 1981)[8]​ su participación en la central, por lo que pasó a ser íntegramente de su propiedad.[9]​

Hidrocantábrico (desde 2005 HC Energía) se planteó la posibilidad de incorporar un ciclo combinado en la central, así como el cierre de alguno de los grupos primitivos de carbón, y en 2007 obtuvo la autorización para el cierre del Grupo I, tras 40 años de funcionamiento.[7]​ Al año siguiente puso en funcionamiento el primer ciclo combinado existente en Asturias, con una potencia de 432 MW y que utiliza gas natural como combustible principal.[4]​ Para el transporte del combustible a la central fue construido un gasoducto con una presión de 80 bares conectado a la red básica Zamora-Oviedo, que pasa a 2 km de la misma.[10]​ En 2010 entró en funcionamiento un segundo grupo de ciclo combinado, de 434 MW, denominado Grupo V.

Los grupos de carbón queman tanto carbón nacional de Hunosa como de importación procedente del puerto del Musel en Gijón, dependiendo de la situación del sector minero.[11]​[12]​

De los 3 grupos originales de carbón, el cierre del grupo 1 fue aprobado por el Ministerio de Industria en noviembre de 2007, tras 191.130 horas de funcionamiento.[13]​ El grupo 2 cerro el 31 de diciembre de 2015[13]​ quedando el grupo 3 supeditado al cierre de las centrales térmicas de carbón en España, cuyo cierre está solicitado por EDP para que se complete en 2022.[14]​

Instalaciones[editar]

La central de Soto de Ribera se encuentra junto al cauce del río Nalón, en el que se construyó un embalse para la refrigeración de la misma, y está próxima también a la Autovía A-66. El conjunto está dominado por las dos grandes chimeneas de los grupos II y III y su torre de refrigeración. Los dos ciclos combinados se encuentran contiguos, con dos chimeneas de menores dimensiones. La central térmica tiene también un acceso para ferrocarriles de FEVE, que facilita el transporte de carbón desde el puerto de Gijón hasta las instalaciones de la central.[15]​

Datos técnicos[16]​[editar]

Grupo II[editar]

Generador de vapor[editar]

Carbón pulverizado; quemadores tangenciales inclinables. Circulación natural, con calderín único. Con recalentador intermedio.

Capacidad:

  • 736 Tm/h de vapor principal a 140 bar y 540 °C.
  • 653 Tm/h. de vapor recalentado a 33 bar y 540 °C.

Presión de diseño:: 158 Kg/cm².

Fabricante: Combustion Engineering.

Grupo Turboalternador[editar]

  • Turbina de 2 cilindros, tipo tándem de condensación, con recalentamiento y 6 extracciones.
  • Alternador refrigerado por hidrógeno y por agua.
  • Regulación de tensión por amplidina.
  • Condiciones de vapor a la entrada: 127 bar y 538 °C.
  • Tensión de generación: 22.000 V.
  • Excitatriz acoplada mediante reductor: 3000/750 r. p. m.
  • Potencia nominal del grupo: 317.500 KVA.
  • Fabricante: General Electric.

Grupo III[editar]

Generador de vapor[editar]

Carbón pulverizado; quemadores tangenciales inclinables. Circulación controlada, con calderín único. Con recalentador intermedio.

Capacidad:

  • 1120 Tm/h. de vapor sobrecalentado a 175 Kg/cm² 540 °C.
  • 984 Tm/h de vapor recalentado a 44,6 Kg/cm² 540 °C.

Presión de diseño: 208 Kg/cm².

Fabricante: Combustion Engineering.

Grupo Turboalternador[editar]

  • Turbina de 2 cilindros, tipo tándem de condensación, con recalentamiento y 7 extracciones.
  • Alternador refrigerado por hidrógeno.
  • Condiciones del vapor a la entrada: 169 bar y 538 °C.
  • Tensión de generación: 20.000 V.
  • Excitatriz tipo rotor inducido, sin escobillas.
  • Regulación de tensión estática por inversores.
  • Potencia nominal del grupo: 428.900 KVA.
  • Fabricante: Westinghouse.

Grupo IV[editar]

Datos generales de la planta[editar]

  • Potencia bruta (MW): 431,9.
  • Potencia neta (MW): 426,0.
  • Rendimiento bruto (%): 58,7
  • Combustible principal: gas natural.
  • Combustible auxiliar: gasóleo.
  • Turbina de gas
  • Tipo: Alstom GT 26B.
  • Potencia (MW): 269,8.
  • N.º etapas del compresor: 22.
  • Relación de compresión: 31:1.
  • Caudal gases de escape (kg/s): 641,4.
  • Temperatura gases de escape(°C): 615,5.

Grupo alternador[editar]

  • Tipo: Turbogenerador Alstom Topgas.
  • Potencia: 500 MVA, 21 kV.
  • Turbina de vapor
  • Tipo: Alstom eje único, doble carcasa, tres presiones de vapor.
  • Entrada cuerpo AP temp./presión (°C/bar): 565/136.
  • Entrada cuerpo MP temp./presión (°C/bar): 565/29.
  • Entrada cuerpo BP temp./presión (°C/bar): 286/4,6.
  • Potencia (MW): 156.

Caldera de recuperación de calor[editar]

  • Tipo: Caldera horizontal tipo Alstom Windsor, tres presiones con recalentamiento, circulación natural.
  • Condiciones del vapor:
  • Salida sección AP temp./presión (°C/bar): 567/139.
  • Salida sección MP temp./presión (°C/bar): 566/29.
  • Salida sección BP temp./presión (°C/bar): 286/4,9.

Grupo V[editar]

Datos generales de la planta[editar]

  • Potencia bruta (MW): 433,6.
  • Potencia neta (MW): 428,1.
  • Rendimiento bruto (%): 58,9.
  • Combustible principal: gas natural.
  • Turbina de gas
  • Tipo: Alstom GT 26B.
  • Potencia (MW): 274.
  • N.º etapas del compresor: 22.
  • Relación de compresión: 31:1.
  • Caudal gases de escape (kg/s): 634,8.
  • Temperatura gases de escape(°C): 620,6.

Grupo alternador[editar]

  • Tipo: Turbogenerador Alstom Topgas.
  • Potencia: 530 MVA, 21 kV.
  • Turbina de vapor
  • Tipo: Alstom eje único, doble carcasa, tres presiones de vapor.
  • Entrada cuerpo AP temp./presión (°C/bar): 565/136.
  • Entrada cuerpo MP temp./presión (°C/bar): 565/29.
  • Entrada cuerpo BP temp./presión (°C/bar): 288/4,6.
  • Potencia (MW): 158.

Caldera de recuperación de calor[editar]

  • Tipo: Caldera horizontal tipo Alstom Windsor, tres presiones con recalentamiento, circulación natural.
  • Condiciones del vapor:
  • Salida sección AP temp./presión (°C/bar): 567/139.
  • Salida sección MP temp./presión (°C/bar): 566/29.
  • Salida sección BP temp./presión (°C/bar): 289/4,9.

Véase también[editar]

Referencias[editar]

  1. ↑ a b c «El sistema eléctrico español» (pdf). Red Eléctrica de España. p. 45. 
  2. ↑ a b «Producción de energía eléctrica España» (xlsx). Red Eléctrica de España. p. 33. 
  3. ↑ PRTR «Información pública» Consultado el 22 de octubre de 2012
  4. ↑ a b c HC Energía «Centrales térmicas: Soto de Ribera Archivado el 1 de julio de 2012 en Wayback Machine.» Consultado el 22 de octubre de 2012
  5. ↑ Fundación Docomo Ibérico «Central térmica de Soto de Ribera» Consultado el 22 de octubre de 2012
  6. ↑ Llordén y González, pág 125.
  7. ↑ a b El Comercio «HC inicia el cierre de la térmica de Soto de Ribera» Consultado el 22 de octubre de 2012
  8. ↑ Archivo Histórico de Iberdrola «EL ARCHIVO HISTÓRICO DE IBERDROLA Y LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN ESPAÑA: FONDOS PARA LA INVESTIGACIÓN HISTÓRICA» Consultado el 25 de abril de 2012
  9. ↑ Invertia «Hidrocantábrico Archivado el 5 de marzo de 2016 en Wayback Machine.» Consultado el 22 de octubre de 2012
  10. ↑ Sedigas «Actividades más destacadas del año 2008» Consultado el 22 de octubre de 2012
  11. ↑ Coitma «La importación de carbón por El puerto de Gijón, casi iguala a las producciones de toda la minería española» Consultado el 22 de octubre de 2012
  12. ↑ La Nueva España «Las centrales térmicas comenzarán a quemar carbón nacional esta medianoche» Consultado el 20 de octubre de 2012
  13. ↑ a b «Centro productor térmico de soto de ribera». Consultado el 20 de agosto de 2020. 
  14. ↑ «EDP adelanta el cierre de sus centrales de carbón en España y Portugal por el precio del CO2». Consultado el 20 de julio de 2020. 
  15. ↑ La Nueva España «El carbón tira de las mercancías de Feve» Consultado el 22 de octubre de 2012
  16. ↑ «EDP». www.edpenergia.es. Archivado desde el original el 29 de marzo de 2019. Consultado el 12 de agosto de 2020. 

Bibliografía[editar]

  • De empresas y empresarios en la España contemporánea. Llordén Miñambres, Moisés; González, Manuel-Jesús. Universidad de Oviedo, 1995. ISBN 84-7468-819-1

Enlaces externos[editar]

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