Central termoelétrica do Carregado
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A Central Termoeléctrica do Carregado (CCG) foi uma Central Termoeléctrica que começou a ser construída em 1965,[1] instalada na margem do Rio Tejo, no Carregado, Município de Alenquer.[2] Composta, na sua fase final, por seis Grupos Geradores eléctricos, cada um com 125 MW de potência instalada (produzindo no total 750 MWh de energia eléctrica), a Central distinguia-se por possuir 3 chaminés de 100 m de altura (uma chaminé para cada par de grupos), e foi a primeira grande Central Termoeléctrica moderna a ser construída no País, com um elevado grau de automatismo, regulação, e controlo remoto, a partir de uma sala de comando comum para cada dois grupos geradores.
A central foi construída em três fases:[3]
- Fase 1, Grupos I/II, com entrada em serviço em 1968 ;
- Fase 2, Grupos III/IV, com entrada em serviço em 1974; e
- Fase 3, Grupos V/VI, com entrada em serviço em 1976.
Os Grupos V/VI consumiam "fuel-óleo" e "gás natural", e os restantes só "fuel-óleo". A central possuía um parque de armazenagem de fuel-óleo, com 8 reservatórios que no total podiam armazenar até um máximo de 220.000 m3 de combustível.
Depois da entrada em serviço dos grupos 1 e 2, no final da década de 60, a Central começou a funcionar em regime de ponta, mas com o consumo anual de electricidade a crescer, em média, na ordem dos 10%/ano[4], rapidamente passou a regime de funcionamento regular, em complemento à produção de hidroelectricidade (de notar que em 1976, dos 9.084 GWh produzidos pela EDP - Electricidade de Portugal - E.P. , a Central Térmica do Carregado contribuiu com a 50% da produção total da rede primária[5]).
A energia eléctrica produzida pelos 6 grupos da central (4.500 GWh/ano, para uma utilização de 6.000 h/ano, à plena carga) era entregue à Rede Eléctrica Nacional, através da Subestação do Carregado. Esta importante subestação foi construída na mesma altura e ao lado da Central Térmica, e comportava um barramento múltiplo, interseccionado; 6 painéis de grupo; 7 painéis de linha, a 220 kV; 3 painéis de transformadores de saída 220kV/60kV ; e uma sala de comando localizada em edifício próprio[3].
A CCG, inicialmente propriedade da Empresa Termoelétrica Portuguesa - ETP[2], a partir de 1969 passou a ser detida pela Companhia Portuguesa de Electricidade - CPE S.A.R.L.[6] e, a partir de 1975, pela Electricidade de Portugal- EDP. E.P. [7], empresa na qual se manteve a funcionar, como Central Termoeléctrica de referência, durante décadas.
Nos últimos anos do seu período de vida útil, a central passou a ser usada, na maior parte das vezes, em regime de ponta e, no final de 2010, veio a ser desactivada.[8]
Em Fevereiro de 2011, pela mais valia e valor acrescentado que representou para a zona do Carregado/Alenquer, foi galardoada com a Medalha de Mérito Municipal, grau prata, atribuída pelo Município de Alenquer.[9]
Contexto Histórico - Antecedentes[editar | editar código-fonte]
Até à publicação da Lei da Electrificação Nacional em dezembro de 1944 (lei nº 2002)[10], o país dispunha de uma extrema fragmentação de potência elétrica instalada (653 centrais existentes, num total de 73 MW de potência Hídrica e 142 MW de potência Térmica (carvão importado e gasóleo).[11]
Com a publicação da Lei 2002, o Estado definiu as grandes linhas da Electrificação Nacional e estabeleceu que a produção eléctrica passaria a ser prioritariamente de origem hidráulica, com as centrais térmicas a exercerem apenas funções de reserva e de apoio [12] o que levou, a partir de 1945, que grandes Empresas de Produção e Transporte de electricidade se viessem a constituir:[12]
- Companhia Nacional de Electricidade - CNE (1947) (estabelecimento e exploração das linhas de transporte e subestações de interligação, a 150 kV, dos sistemas do Zêzere e do Cávado).
Em 1951, foi ainda criado o Repartidor Nacional de Cargas (Decreto nº 38 186 de 28 /2/51)[13] importante órgão de coordenação da exploração da então nascente Rede Primária.[12] Estava-se assim perante o embrião da constituição do Sistema Eléctrico Nacional.
Com a energia hidroeléctrica produzida na rede primária a crescer, na década de 50, a um ritmo muito acentuado, a evoluir dos 277 GWh/ano em 1951 para 1005 GWh/ano em 1955 [11], o Governo encarregou, em 1954, a Empresa Termoeléctrica Portuguesa de construir, na margem direita do rio Douro, próximo das minas de S. Pedro da Cova e do Pejão, a Central Térmica a carvão da Tapada do Outeiro (CTO), com funções de reserva e apoio da rede eléctrica nacional (Dec Lei n º 39 632 )[12], comportando 3 grupos, de 50 MW cada , com entradas em serviço em 1960 (G1),1964 (G2) e 1967(G3).[14]
Construção da Central Térmica do Carregado - Tomada de Decisão[editar | editar código-fonte]
Segundo Walter Rosa " Contornos que estiveram na origem da decisão da construção da CCG" [4]:
" Embora Portugal na década de 60 estivesse a ser um país essencialmente hidroeléctrico, o aproveitamento dos seus recursos hídricos por essa altura já tinha atingido cerca de 50% e como os consumos de energia eléctrica estavam a duplicar em cada 7 anos (entre 1956 e 1965 a taxa média de crescimento do consumo foi de cerca de 11%/ano), a manter-se a mesma lei de crescimento, os recursos hídricos nacionais estariam esgotados dentro de mais sete anos se apenas se construíssem centrais hidroeléctricas. Na verdade, só a concentração em potências unitárias muito elevadas, que apenas centrais térmicas o permitem, conferirá ao sistema produtor a possibilidade de acompanhar consideráveis aumentos anuais de consumo de energia "
Perante esta realidade, o governo decidiu, em 1964, encarregar a Empresa Termoeléctrica Portuguesade construir a Central Térmica do Carregado, comportando quatro grupos geradores, de 125 MW cada, com o 1º grupo a ser instalado até Setembro de 1967.[2]
Opção fuel-óleo[editar | editar código-fonte]
Nas décadas 50/60, assistia-se a um problema de escassez e encarecimento progressivo do custo do carvão para fins de produção térmica devido a um maior encarecimento da exploração mineira e a um menor rendimento na extracção do carvão.[15]
O carvão tornava-se assim menos competitivo para fins de produção de energia eléctrica, comparativamente ao fuel-óleo e ao gás natural.
A este propósito, Mariz Simões, na apresentação que fez, em 1964, no colóquio do Grémio de Electricidade, concluía: "...com base nos custos dos combustíveis fósseis e dos custos de exploração de centrais térmicas a carvão e a fuel -óleo, e admitindo a instalação de centrais térmicas com 4 grupos de 125 MW ou 250 MW, consumindo Fuel-óleo, GN, ou Carvão, a evolução dos preços CIF Lisboa, dos três combustíveis indicados, leva-nos a concluir que o carvão deva ser excluído das novas centrais..."[16]
Por sua vez, Machado D´Assunção, no Relatório "Mercado de Combustíveis Convencionais Analise Conjuntural e Prospectiva" (1964), concluía que "existindo no país, em 1963, por via do aumento da capacidade de produção da Refinaria de Cabo Ruivo da SACOR, uma capacidade de refinação excedentária apta a responder a um aumento das necessidades de consumo de fuel-óleo para produção de energia eléctrica, a utilização de "fuel - óleo" e "gás natural", por analogia com o que se passava nos outos países europeus, para a produção de energia termoelétrica, poderia vir a representar um papel importantíssimo na política energética portuguesa" [17]
Tendo presente o sentido destas conclusões, o Governo decidiu que a nova Central Térmica a construir, viesse a ser projectada prevendo-se a possibilidade de a mesma poder usar como fontes primárias de energia o fuel-óleo e/ou o gás natural.[18]
Escolha do Sítio[editar | editar código-fonte]
No seguimento dos estudos iniciados no decorrer de 1963[1], relativos à nova Central Térmoeléctrica a instalar no sul, o Governo, por portaria de 28.12.1964 do Secretário de Estado da Indústria, aprovou a localização da nova Central na povoação de Meirinha, junto ao Carregado, na margem do Rio Tejo.[2]
Os seguintes factores contribuíram para a escolha do sítio:[4]
" 1- Proximidade do centro de consumo de Lisboa: uma vez que as centrais hidroeléctricas se concentravam principalmente no Cavado, no Douro e no Zêzere, havia todo o interesse em ter uma grande central perto de um grande centro de consumo, como era Lisboa (em 1972 a ponta de consumo de Lisboa deveria atingir cerca de 500 MW, e a nova central térmica iria estar equipada precisamente com 500 MW).
2- Água de refrigeração: consumindo os condensadores dos grupos, um caudal de água de refrigeração bastante considerável, cerca de 25 m3/s (4 grupos), a localização da Central junto a uma grande fonte de fornecimento de água, ponderou fortemente a favor do sítio escolhido junto do rio Tejo.
3- Facilidades de abastecimento de combustível: tomada a decisão de a central a construir ser projectada para consumir fuel-óleo ( com um consumo anual, em ano muito seco, a atingir 1milhão de toneladas de fuel-óleo, para os 4 grupos) o sitio escolhido, na margem do rio Tejo, oferecia grandes vantagens por estar próximo da refinaria nacional de Cabo Ruivo e poder ser abastecido de modo fácil e económico, por via fluvial.
4- Terreno: satisfeitos os três requisitos atrás mencionados, houve que seleccionar um terreno nas margens do Tejo, já suficientemente perto de Lisboa mas que ficasse fora da influência dos aeroportos da Portela e de Alverca (para se evitar os corredores aéreos devido à altura das chaminés), tendo o Carregado sido o sítio escolhido".
Impacto na Engenharia e Indústria Eletromecânica Nacionais[editar | editar código-fonte]
A decisão de se construir a Central Termoeléctrica do Carregado (1964) teve um grande impacto no desenvolvimento da engenharia termoeléctrica e da Indústria eletromecânica nacionais, como o demonstrou o Colóquio[19] organizado em 1964 pelo Grémio Nacional dos Industriais de Electricidade.
O Colóquio foi palco de 35 Apresentações nos domínios da produção termoeléctrica clássica e nuclear, industria eléctrica, industria metalúrgica, e indústria metalomecânica, e de um leque alargado de Conclusões, realçando a importância da produção térmica no desenvolvimento da economia e da actividade industrial nacionais.
De entre as Empresas do Sector Metalomecânico nacional que ganharam projecção no domínio da produção termoeléctrica, realça-se a empresa MAGUE - Construções Metalomecânicas S.A.R.L.[20][21], que se vocacionou para o projecto, fabrico, fornecimento, montagem, e entrada em serviço dos Grupos Geradores de Vapor de alta pressão (sob licença da Foster Wheeler - USA), e dos Turbo-Grupos (fornecimento Brown Boveri & Cie - Suíça) da Central Térmica do Carregado,[18] e da Central Térmica de Setúbal.[22]
Concepção, Projecto, Exploração da Central[editar | editar código-fonte]
A portaria de 28.12.1964 do Secretário de Estado da Indústria, para além de aprovar a localização da Central Térmica do Carregado, fixou também as principais características do empreendimento, a data de entrada em serviço do 1º grupo, e mandatou a ETP- Empresa Termoelétrica Portuguesa para a execução da obra e da exploração da central.[2]
Walter Rosa , na palestra que proferiu na Ordem do Engenheiros, em Abril de 1968,[4] descreveu o que foi a actuação da ETP no âmbito da concepção, projecto, engineering, fiscalização e exploração do empreendimento do Carregado.
Da palestra referida, extraíram-se, as seguintes passagens:
Concepção, Projecto,[editar | editar código-fonte]
- Não dispondo a ETP de um quadro de técnico suficiente dimendionado para responder à extensão dos serviços que o empreendimento exigia, a execução do projecto foi entregue ao Gabinete de Consultadoria e Engenharia "Sofrelec" (Société Francaise d´Etudes et de Réalisations Electriques), o qual concebeu o projecto da central à imagem das soluções mais evoluídas que à época vigoravam nas Centrais Térmicas Francesas da EDF.
- A cargo da ETP, ficou a aprovação dos projectos e a preparação das especificações e dos cadernos de encargos para os vários concursos a lançar, nas melhores condições técnico-económicas e dando prioridade à incorporação nacional ( que ultrapassou os 60% no equipamento eletromecânico e os100% na construção civil).
- Quanto à concepção da Central, a natureza e características do sítio escolhido tiveram influência no "lay-out" das instalações, no projecto dos equipamentos, no dimensionamento da mesma, e no projecto da Subestação que, em lugar de uma simples instalação de evacuação de energia, a 220 kV, foi projetada para ser um importante Nó de interligação da Rede Primária.
- A economia das soluções técnicas esteve sempre presente na orientação do projecto, conduzindo à adopção: (i) caldeira do tipo «out-door», apta não só a queimar "fuel-óleo", mas também "gás natural"; (ii) utilização de uma só chaminé (100 m de altura) para cada dois geradores de vapor; (iii) uma Sala de comando remoto para cada dois blocos de produção; (iv) uma Sala das máquinas com uma superestrutura de cobertura aligeirada, contendo os turbo-alternadores dispostos transversalmente.
- As opções do Projecto foram tomadas tendo como objectivo alcançar-se: (i) elevada fiabilidade dos equipamentos e da instalação ; (ii) elevada flexibilidade e segurança dos regimes de funcionamento previstos; (iii) maximização da eficiência energética e económica do processo produtivo. O escalão de 125 MW para cada grupo, foi adoptado por imperativo de se respeitar a norma de não se exceder 10% da potência girante, à hora de ponta da rede que, em 1967, era da ordem dos 1.100 MW.
- A análise económica do projecto foi efectuada com recurso a um Modelo que levou em linha de conta: (i) potência global da central; (ii) potência unitária dos grupos; (iii) taxa de utilização da central; (iv) perfil dos diagramas de produção previstos; (v) consumo específico ponderado do turbo-alternador; (vi) rendimento ponderado do grupo gerador de vapor; (vii) consumo dos auxiliares; (viii) custos de O&M; etc.
- Quanto aos impactos em estaleiro, durante a construção da 1ª fase da CCG (GI/II), salienta-se: 422 000 m3 de escavações; 561 000 m3 de Aterros; 72 300 m3 de Betão; 13 km de Estacas de fundação-metálicas; 9 km de Estacas de fundação-betão; 5 km de Aço em armaduras; 240 km de Cabos eléctricos; e 15 km de Tubagem.
- A força laboral envolvida na construção da 1ª fase, foi cerca de 1.500 trabalhadores, e no que respeita à movimentação de equipamentos pesados, estaca-se a Caldeira com 2.200 t, o Turbo-alternador com 600 t, e o Transformador principal com 200 t. Este último, foi construído na Efacec, nos arredores do Porto, e transportado até Lisboa , por via marítima, e por via fluvial até ao Carregado.
Exploração[editar | editar código-fonte]
- Os quesitos de exploração, em fase de projecto, foram especificados pela ETP, com base nas condições de serviço expectáveis para os grupos, tais como: (i) condições de marcha entre a potência nominal e o mínimo técnico; (ii) funcionamento em regulação automática; (iii) marcha em regime de ponta com paragem e arranque diário; (iv) regulação de carga ou de tensão com variações bruscas; (v) marcha isolada da rede "ilotage" (separação do grupo da rede, por defeito ou actuação de protecção, ficando o grupo a alimentar os seus próprios auxiliares e pronto a reentrar na rede, logo que a situação estivesse normalizada).
- As paragens, os arranques, e a condução de cada bloco de produção, eram realizadas, a partir de uma Mesa de Comando remoto, sob a actuação e supervisão de um Assistente Técnico, responsável pela condução do grupo, coadjuvado por um Operador de Bloco que se encarregava da vigilância e manobras locais dos diversos equipamentos..
- O arranque de um grupo, a entrada em paralelo, e a subida de carga, passava pela execução das seguintes acções de condução remota, a partir da respectiva mesa de comando: (i) colocação em serviço do posto de alimentação de fuel-óleo; (ii) colocação em serviço do circuito de fornecimento de água desmineralizada à caldeira;(iii) ordem de acendimento automático da caldeira;(iv) controlo da subida de pressão e temperatura do vapor sobreaquecido, até atingir as condições nominais de pressão e temperatura; (v) ordem de vapor à turbina, começando esta a ganhar velocidade; (vi) colocação do turbo-grupo na velocidade de sincronismo (3.000 rpm); (vii) ordem de excitação do alternador, elevando a tensão eléctrica até ao valor nominal (15,5 kV); (viii) ordem de entrada automática em paralelo;(ix) aumento do caudal de vapor à turbina, elevando a potência do grupo para o valor instruído pelo Despacho.[23]
Estrutura Orgânica da Central[editar | editar código-fonte]
- Quanto à estrutura orgânica da Central, a mesma era composta por 3 Departamentos, com reporte ao Director da Central: (i) Departamento de Condução, responsável pela condução dos Grupos e da Subestação; (ii) Departamento de Conservação, incluindo oficinas e armazém e gabinetes de preparação e programação de trabalho; (iii) Departamento de Controlo e Ensaios, incluindo o Laboratório de Química, o Laboratório de Aparelhagem Electrónica, e o Gabinete de controlo económico do funcionamento dos grupos.
- O Quadro orgânico da Central (6 grupos) comportava cerca de 220 trabalhadores, maioritariamente técnicos especializados e quadros com formação média e superior.
Financiamento do Empreendimento[editar | editar código-fonte]
A preços orçamentados de 1967, o investimento global previsto para central com 4 Grupos (125 MW/cada) foi de 2 milhões, duzentos e cinquenta mil contos, correspondendo, em média, a cerca de 560 mil contos por unidade. Com a central completa, o custo específico foi de 4.500 PTE/kW.[4]
Para cobrir 60% do investimento da 1ª fase da Central (GI/II), a Empresa Termoelétrica Portuguesa negociou com Banco Mundial (Banco Internacional de Reconstrução e Desenvolvimento) um empréstimo composto por três "tranches" (1964/65/66), que no total atingiram, em 1996, 30 milhões de USD.[24],[25]
Fabricantes e Características Principais dos Equipamentos[editar | editar código-fonte]
Abílio Fernandes, no artigo "Central Termoeléctrica do Carregado — Alguns aspectos de concepção e de realização do equipamento e das instalações dos GI/II"[18] descreve com suficiente clareza os principais equipamentos e instalações do 1º escalão da CCG. Com base no artigo, e na brochura "Central Térmica do Carregado, 6x125MW"[3] , destaca-se:
Fabricantes e fases de Construção[editar | editar código-fonte]
A Central Térmica do Carregado foi construída em 3 fases, envolvendo os seguintes principais fabricantes:
- Fase 1, GI/II (concluída em 1969): GGV de fabrico MAGUE[20][21]/FOSTER WHEELER-USA; Turbina de fabrico BROWN BOVERI/MAGUE[20][21]; Alternador de fabrico BROWN BOVERI/SEPSA.
- Fase 2, GIII/IV (concluída em 1974): GGV de fabrico CUF/JOHN THOMPSON-UK; Turbina e Alternador de fabrico C.A.PARSONS- UK .
- Fase 3, GV/VI (concluída em 1976): GGV de fabrico MAGUE[21]/FOSTER WHEELER-USA; Turbina de fabrico BROWN BOVERI/MAGUE[20][21]; Alternador de fabrico BROWN BOVERI/SEPSA.
Os Alternadores dos Blocos III/IV, de fabrico inglês, C.A. Parsons, em vez de possuírem excitação estática, tinham excitação clássica, assegurada por meio de excitatrizes do tipo "Brush less", e podiam funcionar, quando solicitados pelo Despacho, como Compensadores Síncronos, assegurando a regulação dinâmica de tensão da Rede Primária.
Principais características dos Equipamentos[editar | editar código-fonte]
Quanto ao resumo das principais características dos GGV, Turbina, Alternador, Transformador de saída, e Subestação, tomando como exemplo as características dos Grupos V/VI, salienta-se:[3]
- Gerador de Vapor: caldeira do tipo de circulação natural, com um só barrilete e câmara de combustão pressurizada; com sobreaquecimento e reaquecimento de vapor; equipado com 6 queimadores de fuel-óleo, consumindo 28,8 T/h; com uma capacidade de vaporização contínua de 360 T/h, a 129 bar e 543 º C, de alimentação à turbina.
- Turbina a Vapor: turbina de 3 corpos, AP,MP,BP; vapor vivo recebido na AP a 125 bar, 540 ºC; vapor reaquecido na MP a 26 bar, 540 º C; 7 extrações; velocidade 3.000 r.p.m.¸ Potência 125 MW; consumo especifico à carga nominal 8.105 kJ/kWh.
- Alternador: (fabricante BROWN BOVERI (Suíça) /SEPSA (Portugal) ) - Potência aparente 156 MVA; tensão de geração 15,5 kV; velocidade 3.000 r.p.m; factor de potência 0,8; excitação estática com rectificação por tiristores; arrefecimento a hidrogénio.
- Transformador Principal: (fabricante Efacec) - Potência aparente 156 MVA; relação de tensão, entrada/saída, 15,5 kV/220 kV; regulação em carga ± 8,7%; refrigeração por circulação de óleo e ar forçados.
- Subestação: (fabricante Efacec) - Subestação de fases mistas com 2 barramentos seccionáveis e painéis face a face; 6 painéis de grupo; 7 painéis de linha; 3 painéis de transformador de saída 220 kV/60 kV; 4 painéis de seccionamento de barras; 2 painéis de interligação de barras.
Controlo Ambiental[editar | editar código-fonte]
A Central Térmica do Carregado, deu sempre a maior atenção à prevenção e ao controlo ambiental, e à medida que novas tecnologias de monitorização e mitigação surgiam a Central acompanhava a evolução das mesmas.[26]
É neste contexto que, entre 1994 e 1997, se instalaram despoeiradores electroestáticos em todos os grupos, com o objectivo de se reduzir o nível de partículas da combustão do fuel-óleo emitidas para a atmosfera, para valores da ordem dos 50 mg/Nm3/grupo.
As características do fuel-óleo utilizado e das cinzas produzidas na combustão, influenciaram a opção pelos despoeiradores electrostáticos, de concepção clássica, com o despoeiramento a ser garantido por meio da ionização electroestática das partículas, e a captação a ser assegurada através de placas colectoras.[27]
Reconversão para Gás Natural[editar | editar código-fonte]
Com a introdução do Gás Natural em Portugal (Dec. Lei n.º 374/89 de 25 de Outubro), a REN e a TRANSGÁS estabeleceram um Acordo de Gestão de Consumos de Gás Natural,[28] que tinha em vista a redução do risco "take or pay" associado à obrigatoriedade de, em cada ano, se consumir, ou pagar, o volume mínimo de gás natural contratado.
Perante este acordo, foi decidido reconverter os Grupos 5 e 6 da Central Térmica do Carregado para queima "dual", fuel-óleo / gás natural, de modo a permitir queimar, em ciclo aberto, a partir de Outubro de 1997, os excedentes de gás natural não utilizados, até um máximo de cerca de 700.000 Nm3 de gás/dia/grupo (28.500 Nm3/h/grupo).[29]
A reconversão, efectuada entre 1996 -1997, teve por base um projecto que levou à instalação de novos queimadores "dual" e à substituição dos sistemas de comando, regulação e informação do processo, por um sistema computorizado da mais recente tecnologia, o que veio acarretar uma melhoria ambiental considerável (menor emissão de óxidos de enxofre e de partículas para a atmosfera) e um aumento da fiabilidade e eficiência operativa dos grupos reconvertidos.
Com esta reconversão, a Central Térmica do Carregado tornou-se pioneira na utilização do gás natural para a produção de energia eléctrica no país.[30]
Nova Central Térmica, de ciclo combinado a gás natural, construída ao lado da antiga CCG[editar | editar código-fonte]
O projecto de introdução do GN em Portugal (Dec. Lei n.º 374/89 de 25 de Outubro) previa a instalação de uma grande Central Térmica de ciclo combinado, a gás natural, que consumisse na ordem dos 1000 milhões de m3 de GN /ano, por forma a garantir a viabilidade económica do projecto.[31] Surgiu assim a Central Térmica da Tapada do Outeiro, com entrada em serviço em 1999, a primeira central térmica de ciclo combinado de capital privado a operar no âmbito do Sistema Elétrico Público, SEP, propriedade da empresa TURBOGÁS.[32]
No mesmo ano, em 1999, "o Governo decidiu instalar em Sines um Terminal para descarga de GNL (Gás Natural Liquefeito), visando diversificar as fontes de abastecimento de gás natural e reforçar a capacidade produtiva nacional de electricidade. Promovendo esta iniciativa do governo a instalação uma segunda central de ciclo combinado a gás natural no país, a seguir à da Tapada do Outeiro, a EDP, reconhecendo no gás natural um vector energético chave para manter a liderança na produção nacional de electricidade, e em antecipação à generalização do mercado liberalizado de electricidade, que na altura se anunciava, decidiu construir a sua 1ª Central Termoeléctrica de ciclo combinado a GN, no âmbito do SENV, sistema elétrico não vinculado ".[33]
Nasceu assim a Central Termoeléctrica do Ribatejo, a primeira central portuguesa de ciclo combinado a gás natural a ser planeada para responder em regime mercado livre, aos novos desafios de competitividade que se aproximavam.
A central, comportando 3 grupos, de potência unitária da ordem de 390 MW, começou a ser construída no ano 2001, no terreno ao lado da antiga Central Térmica a fuel-óleo/GN, do Carregado, e entrou em serviço no 3º trimestre de 2003, 2004 e 2006.[34]
Encerramento[editar | editar código-fonte]
Com a introdução do gás natural em Portugal em 1994, o parque termoeléctrico português começou a ser maioritariamente assegurado por Centrais Térmicas de ciclo combinado, a gás natural.
A Central do Carregado, com 4 grupos exclusivamente a fuel-óleo, começou a ser solicitada, cada vez mais, para produzir energia apenas em regime de ponta. E, no final de 2010, veio a ser desactivada.[35]
Em 25 de Fevereiro de 2011, por proposta da Câmara Municipal de Alenquer e deliberação Assembleia Municipal, é galardoada com a atribuição de Medalha de Mérito municipal, grau prata, como preito e instrumento de reconhecimento público, pela notável contribuição que a CCG deu ao Município de Alenquer.
Do texto de enquadramento do galardão atribuído, extraiu-se a seguinte passagem:
- "No final de 2010 e após mais de 4 décadas de serviço ininterrupto, a Central Termoeléctrica do Carregado concluiu o seu tempo de vida útil, tendo encerrado a sua actividade industrial. A construção da central teve início em 1964 e constituiu um marco histórico a nível nacional e particularmente para a região, pela dimensão da capacidade instalada (750 MW) e pela inovação tecnológica introduzida, tendo os seus seis grupos entrado em serviço, de forma faseada, entre 1968 e 1976. (…) Porém, o desenvolvimento tecnológico que entretanto se vem processando, retirou condições competitivas à Central, num mercado cada vez mais exigente e com muitos outros meios de fornecimento mais eficientes, conduzindo à conclusão do seu tempo de vida, como estava previsto. Deixa, contudo, uma marca indelével na nossa região".
Referências
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- ↑ a b c d e 1. Walter Rosa "Central Termoléctrica do Carregado- Aspectos gerais do empreendimento"_ Revista ELECTRICIDADE nº 54 (págs. 276 a 279)_ Financiamento da central-pág.279_edp fundação_centro de documentação_ consulta on line. www.colecoesfundacaoedp.edp.pt
- ↑ 1. EDP.EP. _Relatório exercício 1976 (pág. 13)_edp fundação _centro de documentação_ consulta on line. www.colecoesfundacaoedp.edp.pt
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