石炭発電所 – ウィキペディア

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1884年からフランクフルトオーバーンバッハートランバーン – ゲーセルシェフトの300 V DCの鉄道独自の発電所

石炭で作られた発電のシェア

a 石炭火力発電所 石炭が燃焼して電流を生産する蒸気発電所です。亜炭と硬炭用の発電所があります。発電所の種類は、そのプロセス関連の特性、加熱価値、および灰の共有を備えたそれぞれの燃料向けに特別に設計されています。

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ドイツでは、塩基負荷のために電気石炭火力発電所が生成され、主に中程度の負荷のために硬質炭が生成されます。
ドイツでは、2016年に23％（149.5 TWH）とハードコール（112.2 TWH）の石炭（112.2 TWH）が亜炭でできていました
生成。 2019年には、亜炭からわずか113.9 TWH（マイナス24％）、57.3 TWH（マイナス49％）のハードコールでした。 [初め] 世界中にありました コールストローム 2015発電における40.7％のシェア。 [2] 単一の発電所ブロックには、最大1000メガワットの典型的な電気出力があります。いくつかの発電所ブロックを大規模な発電所に接続すると、個々のブロックの設置性能が加算されます。

VR中国に加えて、2018年頃から新しい能力が新しい能力よりも閉鎖されています。
ヨーロッパでは、推定8,300 MWの容量を持つ石炭火力発電所がヨーロッパで閉鎖されます。 [3]

植物部品

石炭火力発電所の布地とエネルギーの流れ

石炭火力発電所には、次の典型的なシステム部品があります。

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  • 暖房/蒸気ボイラーおよび石炭工場用のケッセルハウザー
  • 輸送、準備、中間保管、燃料の割り当てのためのカーボンコンベアベルトシステム、クロウルタワー、バンカー重構造（中産の建物）、
  • 蒸気タービン、発電機、ダイニングウォーターポンプ、コンデンサ用の機械の家、
  • トランスを備えた計画システム、
  • 電気自己使用ネットワーク、
  • 煙道ガスクリーニングのための植物、
  • 冷却塔（川または海水冷却時にキャンセル）、
  • 煙突の石（部分的に冷却塔に統合されています）、
  • 利用可能な原水からのボイラーダイニングと冷却水の生産のためのシステム、
  • 原水と灰、スラグ、その他の治療のためのシステム – 製品、
  • 燃料を保管するための無料のエリア、
  • 管理、指揮者、および広範なテスト研究所のための生産物

原則機能

石炭火力発電所では、茶色または硬炭が最初に石炭コンベアベルトシステムを介してバンカー重建設に入ります。石炭は異物切断システムを通過します。 B.キシリトールのスポンサー、および石炭を細断するクラッシュタワー。石炭は、アドオンコンベアベルトを使用して個々の石炭工場に配布されます。石炭工場では、石炭が粉砕され、ほこりから排気ガスで乾燥させ、粉塵のバーナールームに吹き込まれ、そこで完全に燃えました。自由になっている熱は、水管ボイラーに吸収され、FRBの水を水蒸気に変換します。水蒸気はオーバーウェアを通過し、パイプラインを通って蒸気タービンに流れ、エネルギーの一部を放出し、リラックスして冷却します。タービンの後、蒸気が透過して冷却水に熱を凝縮するコンデンサが続きます。

ダイニングウォーターポンプは、結果として得られる液体の水を、循環が閉じられる場所である水管ボイラーに再び食事水として促進します。エコノミストの食物を予熱し、新鮮なファンの上に吸い込まれた空気中の空気中の燃焼空気（Luvo）を予熱するために、煙道ガスは燃焼室から使用されます。オプションで、Steam Air Preherterがオンになっています。タービンで生成される機械的性能は、発電機（Turbosatz）で使用され、電力を生成するように駆動されます。

燃焼により燃焼室で作成された煙道ガスは、発電所を煙突の上または時には冷却塔を介して発電所を離れる前に、煙ガス洗浄（電気フィルター、煙道ガスの迅速、および煙道刺繍）を吸収します。

コンデンサで加熱された冷却水は、冷却塔で冷却され、再び部分的に使用されるか、既存の川に放出されます。

煙道ガス下水では、いわゆるREA-GIP（発電所石膏とも呼ばれます）が作成されます。これは、建築材料産業で使用されており、たとえば、石膏産業の原材料要件の約60％をカバーしています。

燃料の灰は、バーナールームから、またはスラグとして電気フィルターからの飛行灰として取り除かれます。堆積または部分的にセメントの燃料として使用されます。

石炭火力発電所の簡略図

プロセスの制御

石炭火力発電所（測定値、スイッチング状態、アクチュエータ位置）で発生したすべての情報は、導体で表示、評価、処理されます。システムが人間によって制御されるには複雑すぎるため、制御技術は必須プロセスを自動的に管理する必要があります。スタッフは、たとえばパフォーマンスを減らすために、操作プロセスで限られた範囲で介入することができます。制御コマンドは、補助ドライブ（メンバーの設定）に送信され、たとえば、供給された燃料の量のフィッティングまたは変更を開閉または閉じるなど、コントロールステーションから遠く離れたところにコントロールセンターを削除することがあります。

開始-UP動作

ほとんどの水力発電植物の場合、必要に応じて2番目の範囲で電力を増加させ、減らすことができます（負荷シーケンスも参照）。ガス発電所に似ています。指定された時間は、全負荷に到達するまで、最初のバーナーの点火をカバーします。石炭火力発電所を開始するとき、ホットスタート、暖かいスタート、コールドスタートを区別します。ホットスタートは、8時間未満の開始、8〜48時間の暖かい開始、48時間以上の停止後のコールドスタートを意味します。 [4]

ホットスタートのために、コック石炭発電所が2〜4時間必要です。長い停止の後のコールドスタートには6〜8時間かかります。亜炭発電所は、コールドスタートに9〜15時間かかり、著しく貧弱です。さらに、今日の亜炭植物は50％未満でスロットすることはできません。そうしないと、ボイラーの温度が大きすぎます。より大きな制御可能性は目的となりますが、公称出力の40％未満に低下する可能性は低いと考えられています。 [5]

石炭火力発電所が部分荷重動作で駆動される場合、効率は多少低下します。最も近代的なハードコール発電所の場合、全負荷動作の効率は約45〜47％です。これらの発電所が50％の電力に削減された場合、効率は42〜44％に低下します。 [6]

2012年、石炭火力発電所は、州と比較して明確な柔軟性の可能性がありました。さらに、ガスユニットは通常、石炭ユニットよりも大幅に小さいため、カスケードではうまく動作できます。 [7] [8]

面倒なスタート – アップ動作により、ligniteの発射発電所は、電力を獲得するためにマイナスの電気価格を支払うことがあります。亜炭発電所と原子力発電所は、高い飼料で需要が低い場合、この現象の影響を最も受けます。 B.風力エネルギーの出会い。 2008年9月から2010年5月の間に、91時間の電力交換で負の電力価格が記録されました。この間、平均以上のネットワークに供給される風力タービン（10 gwを超える） [9] マイナスの証券取引所の電力価格の時期には、占有率が最大73％の亜炭発電所が最大83％で継続しています。 42％の占有率は決して覆われていませんでした。 [5] [十]

効率

2006年4月にニーデラウセムのBoAブロック

石炭火力発電所の効率は通常30〜40％の範囲であり、最新の批判的な発電所は最大45％に達する可能性があります。 [11] ドイツでは、2019年のLignite発電所での平均効率は、硬質石炭発電所で39.5％または43.7％でした。 [12番目] 他の国、特に新興国や発展途上国では、効率はzです。 T.大幅に低い。

可能な限り温度で、水蒸気の燃焼の最適なガイダンスと設計に加えて、石炭火力発電所の効率を改善するには、蒸気タービンに入り、可能な限り低い温度で再び残す必要があります。高いエントリ温度は、蒸気エンジンにも使用される方法である過熱によって達成されます。蒸気の温度は600°Cを超え、温度は700°Cを求めていますが、現在はまだ物質的な問題に遭遇しています。その後、蒸気は高圧蒸気タービンに到達し、再び高架に上がり、そこで約600°Cに加熱されます。中圧と低圧タービンは、さらなる弛緩と冷却を保証します。最高の温度の限界は、過熱器のパイプに使用される鋼の耐熱性です。蒸気の低い出力温度は、下位コンデンサによって実現されます – 蒸気は大気圧をはるかに下回る低圧まで緩和できます。したがって、冷却水の侵入温度はコンデンサに低く保たれます。コンデンサの破滅は、この時点で汚染が効率全体を低下させるため、ボール循環プロセスによる汚染から継続的に解放されます。可能な限り低い温度は凝縮温度です。これは、タービンの水滴を摩耗のために避ける必要があるためです。最後のタービンレベルは非常に大きく、パーセンテージの効率にのみ寄与します。

燃焼ガスは、蒸気発電機が電気フィルターに入る前に、蒸気発生器を離れた後、空気と食物の水を予熱するために使用されます。酸性不足、したがって腐食を避けるために、約160°Cよりも寒くてはいけません。排気ガスでまだ利用可能な残留熱は、ガスが煙道ガス硫黄に入る前に空気予熱に使用されます。ほとんど水性偏向プロセスにより、排気ガスは湿っていて涼しいので、煙突を介した派生は、プルがないために問題があります。バリアントは、洗浄された排気ガスの冷却塔へのイニシアチブです。

全体的な効率（燃料利用）の改善は、石炭の堆積物近くの発電所の分散型の場所があり、特に大規模な発電所では実質的に未実現の顧客の近くではなく、電力加熱結合を使用することで可能です。さらに、暖かい季節には暖房は必要ありません。ただし、20 km以上の長さの地区暖房ライン（グレイフスワルドの原子力発電所）の経験があります。 Rhenish Lignite地域のいくつかの大型発電所には、この半径の地区暖房の潜在的な顧客がいます。

ligniteの発電中、いわゆる「最適化された投資技術」を備えた亜炭発電所の現在の最先端 良い ）表現。 Niederaußem発電所では、最初のブロックが稼働しており、2012年以来RWE発電所に2つの発電所ブロックを備えた別のシステムです。1100メガワットの設置性能を持つ2つのブロックは、それぞれ43％以上の効率を持っています。 2012年のBoxberg（Leag Company）発電所（LEAG）の675 MWブロックは、43.7％の効率に達しています。効率の増加ポテンシャルは、新しい材料を使用した蒸気温度、熱回収による石炭の乾燥、最適化された煙道ガス洗浄です。 [13] [14] 亜炭を事前に乾燥させると、これに使用される熱を取り戻すことができる場合、効率が最大4パーセントポイント増加します。略語WTAは、廃熱使用で乾燥している椎骨の殻を象徴しています。乾燥した石炭は最大100 kの高温で燃焼します。つまり、窒素酸化物の排出量はいくらか増加します。

燃料供給のエネルギー消費が含まれている場合、効率は低下します。エネルギー消費は、石炭の種類（オープンキャスト鉱山またはSubtaサービス）の要因と発電所への輸送ルートの長さに依存します。

ドイツとヨーロッパの電力管理への貢献

2020年1月の残留物と比較して、ドイツとルクセンブルクの石炭からの発電、データEnto-E透明性プラットフォーム

ヨーロッパの石炭電気は、2015年から2020年までの5年間で半減しました。現在、欧州電気ミックスの13％を保持しています。 [15] 個々のヨーロッパ諸国における重要性は大きく異なります。 2017年、ポーランドの石炭電気は、電源の81％のシェアを保持し、スウェーデンでは1％のシェアしか維持されていませんでした。 [16] ドイツでは、2020年の発電の割合は24.8％でした。 [17] 原子力発電所とは対照的に、石炭火力発電所は中程度です。ドイツの電力産業では、風と太陽の飼料が控除された後の残留負荷の提示に大きく貢献します。 [18]

生態学的および社会的問題

多くの理由により、石炭火力発電所は科学、環境、自然保護団体、人権活動家によって批判されています。これの主な理由は、石炭火力発電所の温室効果ガスバランスが悪い、それらの高い汚染物質排出、関連する生態学的および経済的結果、および石炭採掘の結果としての社会問題です。

気候への影響

石炭は天然ガスやオイルなどの炭化水素よりも燃料内の炭素の割合が高いため、石炭の燃焼は、他の化石燃料よりも得られるエネルギー単位ごとに多くの二酸化炭素を物理的に放出します。 [19] 産業革命の開始以来の温室効果ガス炭素二酸化炭素の放出の増加は、地球温暖化の主な原因です。 1970年から2010年の間に、人為的な温室効果ガスの総排出量の約78％は、化石燃料の燃焼によるものです。 [20] 850〜1200 g co 2 750〜1100 gの硬い石炭発電所よりもkWhあたりの二酸化炭素が多い 2 プロkwh。 [21] つまり、石炭火力発電所の排出量は、化石の発電所よりも著しく高く、kWhあたり400〜550 gを発するGUDガス発電所も運転しています。現在のテクノロジーを使用する場合B.イルシングガス発電所では、この生産量はわずか330 gのCOです 2 プロkwh。 [22] 再生可能エネルギーは依然として大幅に低い排出量を持っています。風力エネルギーと水力発電には、約10〜40 g/kWhの二酸化炭素排出量がありますが、太陽光発電の価値は50〜100 g/kWhです。原子力エネルギーでは、10〜30 g/kWhです。 [21]

発電の重量が高いため、カーボン使用からCOへの切り替えが来る 2 -armenテクノロジーは、国際的な気候保護において重要な役割を果たします。 [23] 2015年のパリで開催された国連気候会議で1.5°のターゲットセットを達成できるようにするには、温室効果ガスリリースの「オーバーシュート」を仮定しても、2045年から2060年の間に最新の温室効果ガスの排出量をゼロに減らす必要があります。その後、負の排出量を実現することにより、かなりの量の以前に放出された二酸化炭素を地球の大気から除去する必要があります。また、目標セットは、非常に一貫性があり、すぐに開始された気候保護政策でのみ到達することができます。 [24] したがって、石炭相のアウトは、世界経済を脱炭素化するための重要な尺度と見なされ、持続可能な社会の創設のための重要な尺度と見なされます。 2 – 分岐は、石炭消費量が非常に重要な急速な削減です。 [25]

ドイツでは、電力部門の排出量の約85％が石炭翼の世代から来ています。古いシャットダウンとco 2 – したがって、ドイツの集中石炭火力発電所は、連邦政府の気候保護目標の達成に大きく貢献する可能性があります。約3ギガワットのハードコールと6ギガワットの亜炭容量の追加の廃止措置により、COの結果 2 – 2300万トンの削減。また、本日発表された約3つのGWハードコール発電所の解体から生じる節約もあります。同時に、卸売電力価格が上昇しており、これにより、発電、特に柔軟なガス発電所の収益性が向上しています。卸売価格の上昇により、EEG追加料金も低下します。 [26]

気候保護主義者や連邦政府などの自然保護団体から [27] 好き、 [28] グリーンピース [29] 他の環境保護団体と同様に、この運用、特に新しい石炭火力発電所の建設は批判されています。

大気汚染物質と健康汚染

石炭発電所も、汚染物質の排出について批判されています。ほこりと硫黄のほとんどを除去する1980年代に電気フィルターと排気ガスが設置された後でも、石炭火力発電所は、関連する量の有害な細かい粉塵、二酸化硫黄、燃焼関連の窒素酸化物、PAK、および石炭登録重金属を放出します。水銀の場合、重金属は排気ガスにガス状です。発がん性物質の鉛、カドミウム、ニッケルなどの他の重金属は、細かいほこりに含まれています。空気側の制限値は、廃水条例の付録47の13番目のBIMSCHV、廃水命令で定義されています。 [30] [最初に30]

硫酸化合物と窒素酸化物の放出は、酸性雨の主な原因であり、森林の絶滅として広範な公共の効果を経験した植物や樹木への損傷です。窒素酸化物は、その沈殿の過剰肥大化による環境損傷を引き起こします。水銀を分解することはできません。それは有毒なメチル水銀に変換され、食物連鎖に入ります。

汚染物質の排出量により、人口は病気、特に肺や心臓のリスクを増加させますが、神経損傷や癌などの疾患も含まれます。平均寿命も低下します。同時に、空気負荷は、医療やその他の経済的フォローアップコストの費用の増加につながります。 B.病気による病気のために失われました。 EUでは、これらのコストは 健康と環境の同盟 毎年155.8億ユーロから428億ユーロ。最高の絶対的な後続のコストでは、ポーランドの石炭火力発電所が示され、その後にルーマニアとドイツの発電所が続きました。発生したキロワット時間に関連して、ドイツの石炭火力発電所の追跡コストはEU-27の中央にあります。 [32]

ドイツの石炭火力発電所からの細かい粉塵は、ドイツの総微粉排出量の6％から9％の原因となります（最大の発行者は、貿易、貿易、サービスプロバイダー、57％の民間世帯の交通および燃焼プラントです）。 [33] 酸化窒素および二酸化硫黄排出量とともに、ドイツの石炭火力発電所のほこりは、部分的に物議を醸すものなど、約33、000年の生命の損失につながります。 [34] 欧州委員会の計算方法で決定されたグリーンピースを代表して、シュトゥットガルト大学での研究。 [35] Greenpeaceは、研究で言及されることなく、それから持っています [34] 3,100人の早死が導き出されました。 [36] [37] この研究では、建設中のダッテルン発電所のブロック4について、最高のリスクが近い範囲ではなく、発電所から100〜200 km離れているという例として計算されました。そこでは、すべての人が、滞在ごとに発電所の細かい粉塵排出のために10.5分間を失います。 [35]

すべての大規模な石炭火力発電所の汚染物質排出量は、欧州汚染物質排出登録簿（PRTR）に掲載されています。 2014年春のEU委員会の評価は、2012年のPRTRデータに基づいて、ヨーロッパの10の気候、環境的に有害な、健康を損なう植物の中でRWEとVattenfallによって運営されている5つのドイツの亜炭火力発電所があることを示しました。 [38] 多くのドイツの発電所は、絶対的な量のCOの観点からです 2 最悪のシステムでは、および生成された電力ユニットの排出（30の最大の発行者の中）。ドイツからの最大の排出量のある10の発電所のうち、ニーデラウセムとイェンシュワルデ1.2 kg/kWh（RWE/VATTENFALL）、FRIMMERSDORF 1,187 kg/kWh（RWE）、WeisWeiler 1.18 kg/kWh（RWE）、Neurath 1,15 kg/kw（rwe）、kw（rwe）。 [39]

石炭発電所は、エネルギー関連の水銀排出の大部分についても担当しています。エネルギー産業による水銀排出量は、2010年の世界中で約859トンと推定されており、そのうち石炭の燃焼の約86％です。 [40] ドイツでは、エネルギー産業は2013年の総水銀排出に70％（6.96トン）を寄付しました。 [41] 他の産業の水銀排出量は1995年以来大幅に削減されていますが、エネルギー産業の水銀排出量は20年間約7トンで一定でした。 [41] 8つの石炭火力発電所だけで、水銀排出量の40％が原因です。 2016年1月、グリーンズを代表して作成された調査では、2015年4月以降1100の石炭火力発電所で米国で行われているドイツの水銀限界値が、それに応じて厳格な法的要件が欠落しているため、すべての発電所が超えたことが示されました。 [42] 水銀排出の同じ制限値が米国と同じように適用される場合（硬い石炭発電所では約1.5 µg/m³、亜炭発電所で4.4 µg/m³）、ドイツの53の報告可能な石炭火力発電所はネットワークにのみ残ることができます（ブロック1〜3）。 [42]

連邦環境庁は数年の間、石炭火力発電所の排気ガスの制限の低下を、毎日の治療法で3 µg/m³に、年間平均で1 µg/m³に推奨してきました。 [43] [44] 米国の同様の措置は非常に成功していることが証明されています。 [45] [46] 欧州の産業排出ガイドラインの実施において、2012年10月末の石炭火力発電所の連邦政府と司会者の過半数は、毎日の治療法で30 µg/m³の値を制限し、（2019年から既存の発電所の場合）年間平均で10 µg/m³を決定しました。 2012年10月15日のBundestag環境委員会での専門家の聴聞会では、米国の制限値との整合性が推奨されました。 [47] [48] 2015年6月、加盟国、産業および環境協会の代表者と欧州委員会が率いるワーキンググループは、水銀固有の技術を備えた石炭火力発電所の排出特異的技術は、年間平均で1 µg/m³に達することができることを発見しました。 [49] 煙突ガスワッシャーまたは特別なフィルターモジュールに剥離剤を伐採することにより、活性炭を追加することにより、低水銀排出に到達できます。触媒と臭素塩の添加は、元素をイオン水銀に変換するため、水銀掘削を改善することができます。これらの手順に関連する発電コストの増加は、1％未満と推定されています。 [50]

たとえば、標準立方メートルあたり1マイクログラムあたり1マイクログラム1マイクログラム以下の低い水銀濃度値は、リューネンスタームハフェンの硬質石炭発電所に到達します。 [51] 、ウィルヘルムシェーブンの硬質石炭発電所 [52] 、ウェルンの硬質石炭発電所 [53] 、hamm-uentropの硬質石炭発電所 [54] 、ハナウの近くのグロッツロッツェンブルクの硬質石炭発電所 [55] オークグローブの亜炭発電所（テキサス/アメリカ） [56] [57]

PRTR 2010の名前u。 9つの最大の亜炭発電所と14の最大の硬質石炭発電所の排出量（報告の対象となる量のしきい値を下回る排出量は、「<」で入力されます）。一緒に、これら23の最大の石炭火力発電所は、ドイツのすべての温室効果ガス排出の4分の1、および二酸化硫黄の5分の1、窒素酸化物の10％、水銀排出の44％を担当しています。

ドイツの9つの最大の亜炭発電所からの二酸化炭素および大気汚染物質（PRTR 2016） [58]
クラフトワーク オペレーター co 2 （メトリックトン） いいえ バツ /いいえ 2 （メトリックトン） それで バツ /それで 2 （メトリックトン） 細かいほこり（トン） HG（kg） as（kg） どちらも（kg） CD（kg） PB（kg） cr（kg） with（kg） Zn（kg）
脳神経発電所 RWE 31,300,000 21,700 5.570 483 576 1.170
ニーデラウセム発電所 RWE 24,800,000 16,500 8,650 309 442 126 19 389 452
KraftwerkJänschwalde 横たわっている 24,100,000 19.200 16,100 541 743 281 340 2.580 283 1.100
Kraftwerk Weisweiler RWE 18,900,000 12,700 3.100 325 271 29.7 207 39.2 141 112 270
Kraftwerk Boxberg 横たわっている 18,600,000 13,300 11,000 393 512 484 48.9 297
ブラックポンプ発電所 横たわっている 12,300,000 6,000 8.440 105 292 106 262 26.6 342 117 228
Lippendorf発電所 横たわっている 10,800,000 8.660 10,600 95.8 538 31.9 64.8 120
ショパウ発電所 ユニパー55,6％

EPエネルギー44,4％

5,130,000 3.120 2.820 68.7 288 126
Kraftwerk Frimmersdorf RWE 4,350,000 2.760 8.840 85.4 64.1
合計 150,280,000 103,940 75.120 2,406 3.726 449 1.610 134 2922 541 2.246 1892年
PRTRによるしきい値 [58] 100,000 100 150 50 十 20 50 十 200 100 100 200
ドイツの23の最大のハードコール発電所の二酸化炭素と大気汚染物質（PRTR 2016） [58]
クラフトワーク オペレーター co 2 （メトリックトン） いいえ バツ /いいえ 2 （メトリックトン） それで バツ /それで 2 （メトリックトン） 細かいほこり（トン） HG（kg） as（kg） どちらも（kg）
大型発電所マンハイム RWE、ENBW、

MVV rhe gmbh

7,880,000 3,500 1,980 124 136 106
Moorburg Coal -Fired発電所 Vattenfall Heizkraftwerk Moorburg Gmbh 5,550,000 1.360 1.020 64.9 19 68.3
Duisburg-Walsum発電所 SteagおよびEvn AG 4,850,000 3.550 2.320 60.3
クラフトワーク 国旗 4,560,000 3.440 2.300 54.8 31.4 20.8
Kraftwerk Plant Ruhrort Thyssenkrupp Steel Europe 4,400,000 902 888
スコルベン発電所 ユニパー 4,120,000 3,000 1.590 99 106
発電所Ibbenbüren RWE 3,920,000 2.540 1.730 53.9 41.2 297 74.5
Lünen-Stummhafen発電所 国旗 3,430,000 1.030 990 40.1
ウェストファリア発電所 RWE 3,410,000 2.410 1.170 29.1
ヘイデン発電所 ユニパー 3,000,000 2.120 1.420 20.4
rheinhafen-dampfkraftwerk karlsruhe enbw 2,970,000 1.610 1.570 93.6
発電所のウェルン RWE 2,950,000 1.530 1.270 36 58.2
発電所のベルクカメン RWE 2,840,000 2.100 1,500 20.8 54.8
Wilhelmshaven発電所 ユニパー 2,810,000 1.830 1.360 31.2
ロストック発電所 ENBW（50.4％）

ラインエネルギー（49.6％）

2,640,000 2.130 355 24.3 50.9 86.7
クラフトワークウルフスバーグ VW AG 2,600,000 1.770 1,000
ロイターウェスト暖房発電所 滝 2,530,000 2.060 208 56.6 13.6 32.3 88.4
暖房発電所ノース（ミュンヘン） Stadtwerke Munich、廃棄物管理会社ミュンヘン 2,520,000 1,680 191 19.2
Staudinger発電所 ユニパー 2,430,000 1.650 417
ハイルブロン発電所 enbw 2,360,000 1.380 1.030 37.7
ハーン発電所 国旗 2.210,000 1.440 1.030 39.1
Kraftwerk Werk Hamborn Thyssenkrupp Steel Europe 2,070,000 131 186
コケレイ、仕事のdul プラン 2,050,000 1.420 450
PRTRによるしきい値 [58] 100,000 100 150 100 十 20 50

大気汚染の排出量の財政的フォローアップコスト

亜炭鉱業と電気の社会的コストは、2015年にドイツの150億ユーロと推定されました。 [59]

2011年11月、欧州環境庁は、欧州汚染物質排出登録簿（EPER）で排出量を報告しなければならなかった大規模な産業工場による大気汚染の社会的コストに関する研究を発表しました。これらは、この場合、大義によって負担されない外部コストです。この研究では、この汚染のコストは2009年に少なくとも1002ユーロから1,690億ユーロと推定されており、それにより、石炭火力発電所（特に亜炭植物）によるエネルギー生成に引き起こされるコストの大部分は適用されなくなりました。ベシャトウのポーランドの亜炭火力発電所は、最も高いフォローアップコストで、最大のフォローアップコストで1つの産業工場をランク付けしています。

最初の10か所では、石炭火力発電所のみが見つかります。これらには、5つのドイツの亜炭発電所が含まれます。Jänschwalde（123億ユーロの3位）、Niederaußem（4位）、Weisweiler（7位）、Neurath（8位）、Frimmersdorf（942百万ユーロ）が含まれます。 [60] [六十一] [62]

温暖化川

すべての熱発電所と同様に、石炭火力発電所は周囲に大量の廃熱を手渡さなければなりません。冷却が冷却塔を介してではなく、川の水での直接冷却を通じて、廃熱誘導が水を加熱することにつながります。環境保護団体は、加熱酸素含有量中に落ちる川の酸素含有量が動物相の変化と死に至ることを恐れています。 [63] これを防ぐために、川の最大加熱が規定されています。境界温度を超えた場合、発電所の電力を絞らなければならないか、発電所をネットワークから除去する必要があります。

放射性排出

石炭には、ほとんどの場合、放射性元素ウラン、トリウム、ラジウムの痕跡が含まれています。デポジットに応じて、コンテンツは数ppmから80 ppmの間です。 [六十四] 世界中の石炭火力発電所で約7,800万トンの石炭が燃焼しているため、合計10,000トンのウランと25,000 Tトリウムがあり、これは主に灰に含まれています。ヨーロッパの石炭の灰には、約80〜135 ppmのウランが含まれています。
1960年から1970年の間に、米国では石炭灰から約1100トンのウランが勝ちました。 2007年、中国国立原子力社は、北京番号と協力して、カナダの会社スパートンリソースを委託しました。 5試験機関は、雲南省のXiaolongang石炭火力発電所の灰からウランを獲得しようとします。 [65] 灰の原始含有量は平均210 ppmのウラン（0.021％U）です その上 いくつかのウラン鉱石の元の内容。

石炭崩壊

ハードコールはオープンキャスト鉱山の下で伝えられますが、通常、亜炭の故障は鉱山では削減されます。資金の間、文化的景観と大規模な生態学的問題に深刻な介入があります。
このようにして、SUBTAサービスで動作する炭鉱建設は、大きな山の損傷を引き起こす可能性があります。これには、たとえば、地上削減や水文学の変化による建物やその他のインフラストラクチャの損傷が含まれます。監査会社KPMGの専門家の意見によると、これらはドイツの炭鉱建設のための連邦経済省のみを代表して少なくとも125〜131億ユーロであり、そのうち50億ユーロは鉱山の水位を占めています。 [66]

ハードコールが表面に比較的近い場合、ヤギ鉱山では硬炭を分解することもできます。この例は、コロンビアのエルセレホン鉱山で、世界最大の炭の1つである690km²の面積があります。米国では、山のサイコロが最初に除去され、硬い石炭がオペンカスト鉱山で得られるマウンテンド除去採掘が有用です。この目的のために、5,700km²の地域の控訴で約500の山頂が削除されました。 [六十七]

生の茶色の石炭は、輸送支出が高いため、近くの発電所でかなり燃焼しているため、原材料の促進とエネルギー生成のエネルギーバランスは比較的簡単に設定できます。レニッシュリグタイトエリアでは、建物用（シャベルホイール掘削機、バンドコンベアシステム、電気貨物鉄道、割引、地下水飼育）Z。 B. 530メガワット [68] 電力を維持できます。これは、レニッシュ亜炭領域で利用可能な発電所公園の設置された電気出力の約5％です。 2012年、Lausitzer Ligniteエリアは、この地域で発生した地域の亜炭で作られた電気の約2.5％を使用していました。 [69] 発電所が他のエネルギー源を使用している場合、例えばB.硬質炭または天然ガス、さまざまなタイプの抽出と準備、輸送段階、およびこれらのエネルギー源を通過する距離により、会計ははるかに困難です。

オペンカスト鉱山における茶色の石炭の内訳は、膨大な空間消費に関連しています（ドイツの亜炭鉱山のリストも参照）。 z。 B. 2006年まで296平方キロメートルをedしたレニッシュ亜炭領域だけで。 [70] 全体として、すべてのドイツの亜炭鉱山の面積消費量は約2400km²です。 [71] コンスタンツ湖の約4倍の地域、またはサアランドのほぼ地域に対応しています。これには、人口の大規模な再入院が伴いました（dr死した村のリストも参照）。 Bund-NRWの推定によると、オープンオープンピチュレートが完全に石炭である場合、1950年から2045年の期間だけで、45,000人がRhenish Lraunkohlerevierに再定住します。 [72] とりわけ、再定住と手をつないで行く社会的要素のために、例えばB.地元のコミュニティから引き裂かれ、家の喪失など、特に影響を受ける人口の間の茶色の炭鉱は、強い批判に遭遇します、 [七十三] [74] 何亜炭鉱山の再乳化に対する市民のイニシアチブの基礎において。 [75] さらに、批評家は、Lignite Miningが環境、観光、地元のレクリエーション機能を景観のレクリエーション機能に大きく妨げ、建物や土地で大きな価値を損なうと不満を述べています。 [76] 住民はまた、外部から外部の大きな粉塵汚染にさらされています。 [77]

政治的議論

ドイツの開発

環境と自然保護のドイツ（bund）とドイツの環境援助（DUH）のための池は、2013年に専門家の意見を提示しました。これは、石炭火力発電所の新しい建設を防ぎ、既存の石炭火力発電所の条件を制限するための法的手段を調査しました。これは、新しいシステムを防止し、既存のシステムの用語を制限することが法的に可能であることを示しています。環境協会によって提案されている排出と効率の基準により、議会は、その投票に従って、このタイプの気候を損なうタイプの世代を終わらせることができました。 [78] グリーンに代わって専門家の意見は、たとえば計画承認プロセスなど、市民参加に既存の法的選択肢を示しています。 [79] たとえば、2014年8月には、ブランデンブルクからポーランドまで約7,500人の参加者がいる人間のチェーンの形で、石炭の電気に対するいくつかのデモがありました。 [80]

ドイツでは、電源への石炭の貢献は、世紀半ばまでの再生可能エネルギーの拡大と並行して大幅に減少します。 2050年までに、再生可能エネルギーは電源の少なくとも80％を実行すると予想されているため、化石エネルギーは最大20％をカバーする必要があります。連邦経済大臣のシグマー・ガブリエル（2015）によるキーポイントペーパーによると、2020年までに古い石炭火力発電所ははるかに少ない頻度で使用されます。 [81] [82]

国際的な開発

カナダのオンタリオ州は、最初の主要な管理部隊として、2014年に最後の石炭火力発電所がネットワークから外れたときに石炭発電の退出を実施しました。 [83] 世界銀行と欧州投資銀行は、例外的な場合にのみ石炭火力発電所に投資しています。 [84] [85]

また、他の国でも（例：34の中国の州のうち12分の1で [八十六] ）そして一部の投資家（例：ノルウェーの州年金基金 [八十七] ）石炭発電から抜け出すために議論または計画されています。 General Electricは、石炭火力発電所の新規建設で事業を展開すると発表しました。 [88]

経済協力開発の連邦大臣であるゲルド・ミュラーは、2019年9月に、アフリカの950の新しい石炭火力発電所が計画または建設があると述べました。 [89] 2021年3月、彼は400の石炭火力発電所について話しました。 [90] 別の情報源（2021年3月現在）によると、34の石炭火力発電所は合計約53ギガワットを生産し、大陸で必要な電力の3分の1を供給しています。これらの発電所の19は南アフリカにあります。 [91] ウェブサイトによると グローバル石炭プラントトラッカー 現在、25の新しい石炭火力発電所がアフリカで計画されています。 [91] [92]

2020年の前半にグローバルが初めて落ちました。これは、すべての石炭火力発電所の全体的なパフォーマンスであり、より多くの石炭火力発電所のパフォーマンスが新しいものとして閉鎖された（21.2 GW）（18.3 GW）。 [93]

co 2 –

二酸化炭素は人間の地球温暖化の最も重要なドライバーであるため、石炭火力発電所の技術的なさらなる発展は、今後数十年にわたってあなたのCOに大幅に行われなければなりません 2 – オリエントな感情。ドイツでは、平均的なCOはそうでした 2 – 2010年のハードコールパワーにおいて、約900 g/kWh、および亜炭発電電力の場合は約1160 g/kwh。 [九十四] 煙道ガスから温室効果ガスを除去して安全に終了する二酸化炭素の分離と貯蔵を備えた石炭火力発電所の建設は現在研究中であり、多くのパイロット植物もあります。ただし、実際のCCSテクノロジーの技術的および経済的実現可能性の証拠は、これまでのところ保留中です。 [95]

共同の3つの原則 2 – コレニングが議論されています：

  1. 事前燃焼 ：燃焼前の燃料の炭素含有量の出発、
  2. 燃焼後 ：燃焼後の煙道ガスからの二酸化炭素の分離、
  3. OxyFuelプロセス ：純粋な酸素大気で燃料を燃焼させ、結果として得られる二酸化炭素の液化。

Kraftwerk Black Pumpの敷地内にある以前のパイロット施設

これらの方法には、発電の全体的なプロセス内でのかなりの個人的な使用が含まれます。同じ電力収量で、従来の発電所と比較したCCS発電所の主要なエネルギー要件は14〜25％高く、これは主に煙胃消費とCOの圧縮によるものです 2 -sが発生します。 COは可能です 2 – ゼロに減少しなければ、排出量を大幅に削除します。ライフサイクル分析における従来のハードコール発電所 2 – 790〜1020 g/kWhの発現は、255〜440 gのCCS発電所の排出であり、したがって、再生可能エネルギーまたは原子力発電所よりも有意に高い。 [96]

共同のプロセスにあるもの 2 – 二酸化液炭素や純粋な炭素などの炭布は、他の場所で使用できます。たとえば、鉱床の産生の二酸化炭素を表面に押して、堆積物の収穫量を増やすことが計画されています。ただし、二酸化炭素が大量に突然逃げると災害が恐れられるため、この二酸化炭素の貯蔵は議論の余地があります（Nyos-seeも参照）。さらに、地下水に対する危険性や、患部の土工の増加も恐れています。

また、二酸化炭素分離を備えた石炭火力発電所の水消費量も陰性です。これは、他のすべての種類の発電所よりも高いです。先進国では、熱発電所が最大の水ユーザーの1つです。米国では、淡水源からの総水の離脱の約40％が熱発電所で排除されています。 [97]

2008年9月から2014年8月まで、Vattenfall Europe Technology Research GmbHは、OxyFuelプロセスに基づいて最初のパイロット施設を運営しました。黒いポンプ発電所の敷地内で作成され、30メガワット（サーマル）の出力がありました。 [98]

新しい石炭発電所の建物のコスト

次の表には、ハードコール用の新しい発電所の建物のコスト構造に関するデータがリストされています。 2003年以降、コストが大幅に増加していることに注意する必要があります。たとえば、インストールされた性能のキロワットあたり2133ユーロの特定のシステム価格が、Herneの新しい発電所に使用されました。 [99]

ハードコール用の現代石炭火力発電所のコスト構造およびその他の特徴的なデータ（2003年現在） [100]
コストカテゴリ ユニット 額
インストールされた総電力 MW 600
特定のシステム価格 €/kw（グロス） 798
絶対システム価格 鉱山。€ 478.8
電気的ニーズ グロスパフォーマンスの％ 7.4
電気的ニーズ MW 44.4
メンテナンス ％/年 1.5
運営スタッフ 人 70
従業員ごとの人件費 ユーロ/年 70000
原材料と供給 ユーロ/mwh 1.00
燃料価格 初め） Euro/T Spe 106,01
燃料費用 初め） セント/kWh 3.3
電気コスト 初め） セント/kWh coなしで≈5.2 2 –
初め） 石炭補助金なしで2008年第2四半期に立っています

新しい建設プロジェクトの場合、予期せぬコストの増加と建設の遅延が定期的に発生します。したがって、Hammの新しいRWE石炭火力発電所は2012年にオンラインになるはずですが、常に遅れがありました。 2014年のコストは20億から24〜30億ユーロに増加しました。 [101] 2015年12月、石炭火力発電所のブロックが最終的に完了する前に閉鎖されました。 [102]

ドイツの新しい石炭火力発電所の多くの計画が、さまざまな理由で近年撤回されています。 Handelsblattによると、その理由は「常に地元の市民からの抗議」と経済的要因です。「再生可能エネルギーの急速に増加するシェアを考慮して、電力の生成は強く変動し、全負荷操作で長期間にわたって石炭火力発電所を駆動することがますます困難になっています。それにより、操作の経済性が低下します」とHandelsblattは述べています。さらに、新しい発電所、燃料石炭、および排出証明書のコストの上昇は、新しい石炭火力発電所の収益性と、原子力発電所の稼働時間が長くなる見通しを縮小しています。 [103] したがって、デンマークのエネルギーグループDongは、Kohlemeilerではなくドイツの場所でガス発電所に投資することを好みます、とFinancial Timesドイツは報告しています。風と太陽からの電気を変動させるための柔軟なバランスとして、それらは最良の代替品であり、石炭火力発電所よりもはるかに少ない二酸化炭素を放出しました。 [104] E.ONのボスヨハネス・テイセンは、2014年にも「従来の発電では、将来的には多くのお金が稼ぐことができる」ともはや想定していませんでした。 [105]

Westlbが資金を提供した2009年の調査では、新しい石炭火力発電所が排出貿易の新しい条件と再生可能エネルギーの拡大の下で経済的に収益性が低くなることはめったにないと結論付けています。 …再生可能エネルギーの拡大には、電力価格が発電を引き下げました。これは、電力市場で自分自身を主張しなければならないすべての発電所の復活の劣化につながります。 （…）再生可能エネルギー（…）への大規模な電力サプライヤーの投資の増加は、経済的に正しいステップと見なされるべきです。」 [106]

研究委員会の報告書では、ドイツの通路の技術評価局は、新しい石炭火力発電所への投資について警告し、それらを「浜辺の投資」と表現しています。経済的側面に加えて、石炭火力発電所は、石炭火力発電所が鈍さのために太陽と風力の変動をほとんど補償できないため、気候保護と再生可能エネルギーのさらなる拡大を妨げるための逆効果です。 [107]

ドイツでは、石炭は年間約32億ユーロで助成されています。これは、欧州最低の10諸国のすべての石炭補助金の51％に相当します。 [108]

外部費用

外部コストを引き起こす電力の生成が発生すると、さまざまな外部効果が発生します。これらの外部コストは電気価格に含まれていませんが、一般の人々から異なるレベルに負担されます。
原因の原則によれば、これらのコストは、発電地域の従来のエネルギー源と再生可能エネルギー源の間の競争の歪みを減らすために、電気価格を介して提供する必要があります。

外部効果はその効果が拡散しているため、外部コストは直接金銭的に評価することはできませんが、推定によってのみ決定することができます。発電に対する環境への影響の外部コストにつながるアプローチは、連邦環境局の方法慣習です。その後、亜炭からの電力生産の外部コストは、天然ガス4.91 ct/kWhから作られた硬質炭8.94 ct/kWhで作られた10.75 ct/kWhです。太陽光発電1.18 ct/kWh、風から0.26 ct/kWh、0.18 ct/kwhから作られています。 [109] 連邦環境局は、異なる研究が約1,000を変動させる結果を生み出したため、原子エネルギーに価値を与えません。大きな不確実性を考慮して、原子力エネルギーは、次の最悪のエネルギー源のコストで評価することを推奨しています。 [110]

参照してください

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