1/2005 15

Παραγωγή ενέργειας από συμβατικά ορυκτά καύσιμα

Κωνσταντίνος Γ. Τσακαλάκης1 Ιωάννης Ε. Ιωακείμ2

Στην παρούσα εργασία εξετάζεται η μεθοδολογία παραγωγής ενέργειας από ορυκτά καύ-

σιμα με συμβατικές μεθόδους και γίνεται σύντομη αναφορά στις σύγχρονες μεθόδους παρα-γωγής ενέργειας (συνδυασμένος κύκλος ή συμπαραγωγή), μέθοδοι που αυξάνουν την ολική απόδοση των διεργασιών αυτών και συμβάλλουν στη μείωση των αερίων και στερεών εκ-πομπών στο περιβάλλον και επίσης συνεισφέρουν στη μείωση των απαιτούμενων ποσοτή-των των μη ανανεώσιμων ορυκτών καυσίμων. Επίσης, εξηγούνται σύντομα τα φαινόμενα καύσης των καυσίμων, υπολογίζεται η ενεργειακή τους ένταση με τη βοήθεια του θερμικού τους δυναμικού (ΑΘΔ, ΚΘΔ), που επιτρέπει τον υπολογισμό των αερίων και στερεών εκπο-μπών από τις διεργασίες παραγωγής ενέργειας. Στο τέλος δίνονται απλά παραδείγματα υπο-λογισμού των απαιτούμενων ποσοτήτων ορυκτών καυσίμων για την παραγωγή ενέργειας (ανά μονάδα παραγόμενης ενέργειας).

1 ΕΙΣΑΓΩΓΗ

Η παραγωγή ενέργειας με καύση συμβατικών ορυκτών καυσίμων και προϊόντων τους είναι η συνηθέστερη μέθοδος παραγωγής διαφόρων μορφών ενέργειας (ηλεκτρική, θερμική κ.λπ.).

Η αντίδραση της καύσης είναι χαρακτηριστικό παράδειγμα οξείδωσης και αναγω-γής. Κατά την καύση, επειδή οι αντιδράσεις του άνθρακα και του υδρογόνου με το οξυ-γόνο του αέρα προς παραγωγή διοξειδίου του άνθρακα (CO2) και νερού (H2O) είναι ε-ξώθερμες, παράγεται ενέργεια υπό μορφή θερμότητας και φωτεινής ακτινοβολίας (φως). Μέρος της παραγόμενης θερμότητας καταναλώνεται για τη διατήρηση του νερού υπό μορφή υδρατμών και απάγεται με τα καπναέρια στο περιβάλλον και η υπόλοιπη αξιο-ποιείται ως θερμική ενέργεια ή μετατρέπεται σε άλλη μορφή ενέργειας (π.χ. ηλεκτρική), αφού όμως προηγουμένως η θερμική ενέργεια μετατρέψει ποσότητα νερού σε ατμό (α-τμοηλεκτρικά εργοστάσια). Τα αέρια της καύσης είναι CO2, CO, υδρατμοί (H2O) και NOx (μείγμα ΝΟ και ΝΟ2), SO2 και εκπέμπονται μέσω των καμινάδων των σταθμών παραγωγής ενέργειας στην ατμόσφαιρα με δέσμευση των λεπτομερών εκπομπών (λε-πτομερή τεμαχίδια τέφρας) ή επικίνδυνων αερίων (π.χ. SO2).

1 Αναπλ. καθηγητής Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο Σχολή Μηχ. Μεταλλείων Μεταλλουργών Τομέας Μεταλλουργίας και Τεχνολογίας Υλικών Εργαστήριο Εμπλουτισμού Μεταλλευμάτων 157 80 Ζωγράφου, Αττική 2 Μηχ. μεταλλείων-μεταλλουργός ΕΜΠ, δ/ντής Ορυχείου Καρδιάς (ΔΛΚΔΜ) Δημόσια Επιχείρηση Ηλεκτρισμού Κλάδος Ορυχείου Πεδίου Καρδιάς Τ.Θ. 21, 502 00 Πτολεμαΐδα

16 1/2005

2 ΚΑΥΣΙΜΑ

Τα συμβατικά ορυκτά καύσιμα ή προϊόντα τους που χρησιμοποιούνται στην πα-ραγωγή ενέργειας διακρίνονται σε:

Στερεά καύσιμα — Στα στερεά καύσιμα περιλαμβάνονται οι ορυκτοί άνθρακες (βιτουμε-νιούχοι άνθρακες, ανθρακίτες, λιγνίτες, τύρφη κ.λπ.). Ως στερεά καύσιμα θεωρούνται ακόμη η βιομάζα και τα άχρηστα αστικά στερεά απορρίμματα (άχρηστα ελαστικά, πλα-στικά, αποξηραμένη ιλύς εγκαταστάσεων βιολογικών καθαρισμών κλπ.).

Τα κυριότερα χαρακτηριστικά (φυσικές και χημικές ιδιότητες) των στερεών ορυ-κτών καυσίμων που ενδιαφέρουν για τη χρήση τους στην παραγωγή ενέργειας είναι τα παρακάτω:

1. η θερμογόνος δύναμη ή το θερμικό τους δυναμικό [ΑΘΔ (HHV) και ΚΘΔ (LHV)]

δηλ. η περιεκτικότητά τους σε C, όπου: ΑΘΔ = (ανώτερη θερμογόνος δύναμη (higher heating value) και ΚΘΔ = κατώτερη θερμογόνος δύναμη (lower heating value),

2. η υγρασία του καυσίμου (όπως εξορύσσεται), 3. η περιεκτικότητά τους σε τέφρα (ανόργανες ύλες), 4. η κοκκομετρική τους ανάλυση, 5. η αντοχή τους στη θραύση και λειοτρίβηση (δείκτης Hardgrove), 6. η επί τοις εκατό περιεκτικότητά τους σε πτητικά (volatiles %), και 7. οι επί τοις εκατό περιεκτικότητές τους σε θείο (S), χλώριο (Cl) και πτητικά μέταλλα

(Ηg, Cd, κ.λπ.).

Πολύ σημαντικός για τη χρήση των στερεών καυσίμων είναι ο λόγος καυσίμου (fuel ratio), FR, που δίνεται από την εξίσωση:

FR = Μόνιμος άνθρακας / Πτητικά (1)

Τα στερεά καύσιμα αξιολογούνται με διάφορους τρόπους (αναλύσεις) όπως παρου-σιάζονται στο Σχήμα 1 [1, 2].

Στο Σχήμα 2 [3] δίνεται η κατάταξη, σύμφωνα με την τυπική ανάλυση στερεών καυ-σίμων των διαφόρων τύπων αμερικανικών ορυκτών ανθράκων και του ελληνικού λιγνί-τη. Από το διάγραμμα διαπιστώνεται η σημαντική διαφοροποίηση ως προς τη σύσταση του ελληνικού λιγνίτη από τους άλλους στερεούς ορυκτούς άνθρακες, γεγονός που εξη-γεί την πολύ χαμηλή θερμογόνο δύναμή του.

Αέρια καύσιμα — Στα αέρια καύσιμα περιλαμβάνονται το φυσικό αέριο (κύριο συστα-τικό το μεθάνιο: CH4), αέριοι υδρογονάθρακες βαρύτεροι του αιθανίου (C2H6), που πα-ράγονται από την απόσταξη πετρελαίου, και αέρια από την εξαερίωση διαφόρων τύπων ανθράκων.

Για τη χρήση τους ενδιαφέρει η χημική τους σύσταση, η θερμογόνος δύναμή τους (ΑΘΔ και ΚΘΔ), η ποσοστιαία (%) περιεκτικότητά τους σε S και η περιεκτικότητά τους σε αδρανή (N2, CO2, H2O).

Υγρά καύσιμα — Τα υγρά καύσιμα είναι τα διάφορα κλάσματα απόσταξης αργού πετρε-λαίου (ελαφρά και βαρέα κλάσματα, το ντήζελ, η κηροζίνη κλπ.). Επίσης υγροί υδρογο-νάνθρακες (μεθανόλη, αιθανόλη) κ.ά.

1/2005 17

S N

H O

C

Στοιχειακή ανάλυση

Υγρασία %

Τέφρα %

Πτητικά %

Μόνιμος άνθρακας

%

Ξηρόχωρίς τέφρα

Ξηρόμε

τέφρα

Υλικό όπως

εξορρρύσσεται

Τυπική * ανάλυση στερεού καυσίμου

* Η τυπική ανάλυση του στερεού καυσίμου (proximate analysis) είναι ο ποσοτικός (%) προσδιορισμός με συγκεκριμένες μεθόδους (κατά ASTM) της υγρασίας, των πτητικών, του μόνιμου άνθρακα (με αφαίρεση) και της τέφρας του

Σχήμα 1: Μέθοδοι αξιολόγησης στερεών καυσίμων. Figure 1: Approximate fuel analysis method dry ash free, dry and as received for solid fuel evaluation.

Σχήμα 2: Κατάταξη του ελληνικού λιγνίτη και των αμερικανικών ορυκτών αν-θράκων (άνευ τέφρας) με αύξουσα περιεκτικότητα σε μόνιμο άνθρακα [3]. Figure 2: Classification (ranking) of Greek lignite and the American coals on ash free basis [3].

18 1/2005

Τα κυριότερα χαρακτηριστικά τους που εξετάζονται για τη χρήση τους ως καυσί-μων είναι:

1. η θερμογόνος δύναμη, 2. το ιξώδες, 3. η πτητικότητά τους, 4. το στερεό υπόλειμμα της καύσης και η περιεκτικότητά τους σε τέφρα, 5. η περιεκτικότητά τους σε H2O, και 6. οι % περιεκτικότητές του σε θείο (S) και μεταλλικά συστατικά (Pb, V, Ni, Cu).

3 ΘΕΩΡΗΤΙΚΟΣ ΠΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΤΗΣ ΑΝΩΤΕΡΗΣ ΘΕΡΜΟΓΟΝΟΥ ΔΥΝΑΜΗΣ ΣΥΜΒΑΤΙΚΩΝ ΟΡΥΚΤΩΝ ΚΑΥΣΙΜΩΝ

Η ανώτερη θερμογόνος δύναμη των καυσίμων υπολογίζεται με τη βοήθεια θερμι-δομέτρων.

3.1 Ανώτερη θερμογόνος δύναμη του ελληνικού λιγνίτη

Για τον θεωρητικό υπολογισμό της ΑΘΔ του λιγνίτη λαμβάνεται υπόψη η θερμική ενέργεια που παράγει η πλήρης καύση του C προς CO2, που ως γνωστόν είναι –94.030 cal/mol (–393,5 kJ/mol): C + ½ O2 → CO2 – 94,03 kcal/mol

Το αρνητικό πρόσημο στην τιμή της θερμικής ενέργειας σημαίνει ότι κατά την καύση εκλύεται θερμότητα, δηλαδή η αντίδραση είναι έντονα εξώθερμη.

Από την καύση 12 g (1 mol) άνθρακα προκύπτει ενέργεια: 94,03 kcal, άρα από την καύση 1 g C προς CO2 προκύπτει ενέργεια 7,84 kcal. Επειδή όμως ο λιγνίτης Πτολεμαΐ-δας περιέχει μόνο 19% C [4], η θερμογόνος δύναμή του είναι περίπου: 7,84 kcal/g × 0,19 × 0,9814 = 1,461 kcal/g (ΑΘΔ) ή 6,12 MJ ανά kg λιγνίτη Πτολεμαΐδας (όπου 98,14% είναι το ποσοστό του οξειδούμενου άνθρακα). 3.2 Εξίσωση προσδιορισμού θερμογόνου δύναμης ανθράκων

Για τον υπολογισμό της ΑΘΔ των ανθράκων έχουν προταθεί επίσης εξισώσεις οι

οποίες λαμβάνουν υπόψη τις επί τοις % (στοιχειακές) περιεκτικότητες των ορυκτών αν-θράκων σε C, H, O, S και Ν όπως επίσης και την % περιεκτικότητά τους (Α) σε ανόργα-νες ύλες (τέφρα) επί ξηρού. Μια τέτοια εξίσωση είναι η παρακάτω [5]: ΑΘΔ (kJ/g καυσίμου) = 0,3491 × C + 1,1783 × H – 0,1034 × O

– 0,0211 × Α + 0,1005 × S – 0, 0151 × N (2) όπου C, H, O, S, Ν και Α είναι οι % περιεκτικότητες σε άνθρακα, υδρογόνο, οξυγόνο, θείο, άζωτο και τέφρα επί ξηρού αντιστοίχως.

Για το λιγνίτη περιοχής Πτολεμαΐδας με υγρασία 55% και ξηρό υλικό 45% και για τα δεδομένα C = 44,2%, H = 3,5%, O = 20,6%, S + Ν = 1,7% και Α = 30% [2], εφαρμό-

1/2005 19

ζοντας την εξίσωση (2), η ΑΘΔ υπολογίζεται ίση με 16,95 kJ/g = 4,048 kcal/g = 4048 kcal/kg.

Επειδή όμως υπάρχει και υγρασία που θα εξατμιστεί κατά την καύση του (0,550 kg ανά kg λιγνίτη), η θερμογόνος δύναμη που υπολογίστηκε είναι μικρότερη κατά την θερ-μότητα βρασμού και εξάτμισης του νερού. Η θερμότητα (βρασμού και εξάτμισης) του νερού είναι 1122 Btu/lb = 1183,7 kJ/lb (βλ. ενότητα 4.2). Άρα, για την εξάτμιση 0,550 kg απαιτούνται 0,550 kg × 1183,7 kJ/0,4536 kg = 1435,3 kJ = 342,8 kcal.

Οπότε, η θερμογόνος δύναμη του λιγνίτη Πτολεμαΐδας (επί ξηρού) είναι: 4048 × 0,45 – 342,8 kcal (θερμότητα βρασμού και εξάτμισης νερού) = 1478,8 kcal/ kg περίπου.

Η διαφορά μεταξύ των δύο θεωρητικώς υπολογιζόμενων τιμών της θερμογόνου δύ-ναμης του λιγνίτη Πτολεμαΐδας είναι περίπου 1,2 %. Η πραγματική τιμή της θερμογόνου δύναμης είναι μικρότερη (ΑΘΔ ≅1380 kcal/kg) για τους λιγνίτες Πτολεμαΐδας εξαιτίας της μεγάλης ανομοιομορφίας στη σύστασή τους, ενώ η ΚΘΔ είναι για τα στερεά καύσι-μα περίπου 4–5% χαμηλότερη της ΑΘΔ, δηλαδή περίπου 1325 kcal/kg στην περίπτωση του λιγνίτη Πτολεμαΐδας. 3.3 Θερμικό δυναμικό του μεθανίου

Ο προσδιορισμός της ΑΘΔ στην περίπτωση του μεθανίου (CH4) προκύπτει από την αντίδραση οξείδωσης του μεθανίου προς CO2 και H2O (υγρό):

CH4(g) + 2O2(g) → CO2(g) + 2H2O(l)

–74,9 2 × 0 –393,5 2 × –285,8 (3)

Στη συγκεκριμένη περίπτωση χρησιμοποιείται η ενθαλπία σχηματισμού του νερού (υπό υγρή μορφή) και η θερμότητα της αντίδρασης (ΔΗ) είναι η διαφορά της συνολικής εν-θαλπίας σχηματισμού των προϊόντων και αυτής των αντιδρώντων: ΔΗ = [–393,5 + 2 × (–285,8)] – [(–74,9) + 2 × 0] = –890,2 kJ/mol CH4 που ισοδυναμεί με –890,2 kJ/22,4 L = –39,74 kJ/L CH4 = –39,74 ΜJ/m3 CH4. Και στην περίπτωση αυτή η αντίδραση είναι εξώθερμη. Στην παραπάνω τιμή της ενθαλπίας περιέ-χεται και η θερμότητα που ανακτάται από την υγροποίηση του παραγόμενου ατμού και αντιστοιχεί στην ΑΘΔ του μεθανίου. Η αντίστοιχη τιμή για την ΚΘΔ είναι περίπου 10% μικρότερη για τα αέρια καύσιμα, δηλαδή 0,9 × (–890.2 kJ/mol) = –802 kJ/mol.

Οι αντίστοιχες τιμές για το φυσικό αέριο είναι ελάχιστα μικρότερες (ΑΘΔ = 38,3 ΜJ/m3, ΚΘΔ = 34,4 ΜJ/m3), λόγω του ότι το φυσικό αέριο δεν αποτελείται 100% από μεθάνιο, αλλά έχει τη σύνθεση που δίνεται στον Πίνακα 1.

Στον Πίνακα 2 δίνεται το θερμικό δυναμικό διαφόρων καυσίμων ή ομοίως η ενθαλ-πία (εκλυόμενη ενέργεια) της αντίδρασης πλήρους καύσης τους. Το θερμικό δυναμικό των αερίων υδρογοναθράκων εξαρτάται από την τιμή του λόγου [άτομα Η/ 2] / άτομα C στον χημικό τους τύπο. Η τιμή του λόγου αυτού καθορίζει τον αριθμό των γραμμομορί-ων H2O που παράγονται κατά την αντίδραση καύσης του υδρογονάνθρακα. Όσο μεγα-λύτερη η τιμή αυτή του λόγου τόσο μεγαλύτερη ποσότητα ενέργειας που εκλύεται ανά mol καιόμενου υδρογονάνθρακα, λόγω της έντονα εξώθερμης αντίδρασης σχηματισμού του H2O από το H2 και το O2 (πρβλ. Πίνακα 2, θερμικό δυναμικό H2).

20 1/2005

Πίνακας 1 Τυπική σύνθεση φυσικού αερίου (πηγή: http://www.naturalgas.org).

Μεθάνιο CH4 70–90%Αιθάνιο C2H6 Προπάνιο C3H8 0–20% Βουτάνιο C4H10 Διοξείδιο του άνθρακα CO2 0–8% Οξυγόνο O2 0–0,2%Άζωτο N2 0–5% Υδρόθειο H2S 0–5% Ευγενή αέρια Ar, He, Ne, Xe Ίχνη

Πίνακας 2

Θερμικό δυναμικό καυσίμων και προϊόντων (ενθαλπία αντίδρασης) καύσης τους.

Θερμικό δυναμικό Είδος καυσίμου

Χημικός τύπος kcal/mol kJ/mol kcal/g C

Άνθρακας C –94,0 –393,5 7,8 Μονοξείδιο του άνθρακα CO –67,7 –283,4 5,6 Μεθάνιο CH4 –212,4 –890,2 17,7 Αιθάνιο C2H6 –347,5 –1455,3 14,5 Προπάνιο C3H8 –530,1 –2052,5 14,7 n-Βουτάνιο C4H10 –687,6 –2879,2 14,3 Ισοβουτάνιο C4H10 –685,9 –2872,5 14,3 Αιθυλένιο C2H4 –336,8 –1410,6 14,0 Προπυλένιο C3H6 –491,5 –2058,3 13,7 Ακετυλένιο C2H2 –310,8 –1301,6 13,0 Αιθυλική αλκοόλη CH3CH2OH –66,2 –277,1 2,8 Μεθυλική αλκοόλη CH3OH –182,5 –726,0 15,2 Υδρογόνο Η2 –679,4 –285.5 34,0 cal/g Η2

4 ΜΕΘΟΔΟΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΜΕ ΧΡΗΣΗ ΣΥΜΒΑΤΙΚΩΝ ΟΡΥΚΤΩΝ ΚΑΥΣΙΜΩΝ ΚΑΙ ΠΡΟΪΟΝΤΩΝ ΤΟΥΣ

Οι συνηθέστερες μέθοδοι που χρησιμοποιούνται σήμερα για την παραγωγή ηλε-κτρικής ενέργειας (ΗΕ) με χρήση συμβατικών ορυκτών καυσίμων είναι: • οι συμβατικές (Σχήμα 3) με καύση του καυσίμου για θέρμανση νερού και παραγωγή

ατμού, περιστροφή ατμοστροβίλων και παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας με τη βοή-θεια γεννητριών, και

• οι εξελιγμένες (συνδυασμένος κύκλος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από αεριο-στροβίλους και ατμοστροβίλους ή συμπαραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και θερμό-

1/2005 21

τητας ή συνδυασμός των παραπάνω) με δυνατότητα χρήσης όλων των τύπων ορυ-κτών καυσίμων (Σχήματα 4 και 5) με στόχους: − την αύξηση της ενεργειακής απόδοσης, − τη μείωση της κατανάλωσης μη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ορυκτά καύ-

σιμα), και − τη μείωση των αερίων εκπομπών με χρήση άλλης χημικής σύστασης (άλλο εί-

δος) καυσίμων για προστασία του περιβάλλοντος.

Σχήμα 3: Διάταξη ατμοηλεκτρικού σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με καύσιμο λιγνίτη [6]. Figure 3: Simplified layout of a steam power plant using lignite as fuel [6].

22 1/2005

Σχήμα 4: Διάταξη της μεθόδου συμπαραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και θερμό-τητας με χρήση φυσικού αερίου ως καυσίμου [7]. Figure 4: Combined heat and power plant layout (CHP, cogeneration) using natu-ral gas as fuel [7].

4.1 Ενεργειακή απόδοση μεθόδων παραγωγής ενέργειας

Η πραγματική ενεργειακή απόδοση (π.χ. ηλεκτρική ενέργεια) από την καύση των καυσίμων είναι υποπολλαπλάσια της ενέργειας (θερμότητα) που απελευθερώνεται από την αντίδραση καύσης τους και κυμαίνεται από 30 έως 60% για τα διάφορα καύσιμα (άνθρακες, πετρέλαιο, φυσικό αέριο) και μεθόδους παραγωγής ενέργειας (συμβατικές θερμικές, συνδυασμένου κύκλου παραγωγής θερμότητας και ατμού, κελιά καυσίμων κ.λπ.). Στο γεγονός της χαμηλής συνολικής ενεργειακής απόδοσης (μη τέλεια καύση και θερμικές απώλειες στο σύστημα και επίσης κατά τη μετατροπή από μια μορφή ενέργειας σε άλλη) οφείλεται η μεγάλη παραγωγή αερίων εκπομπών του θερμοκηπίου ανά μονάδα εισαγόμενης ή παραγόμενης ενέργειας και η σημαντική συμβολή άλλων αερίων εκπο-μπών (SO2, CO) στο φαινόμενο της όξινης βροχής και στην αιθαλομίχλη.

Οι εκπομπές CO2 (κύριο αέριο του θερμοκηπίου) κατά τη λειτουργία σταθμών πα-ραγωγής ενέργειας (π.χ. ηλεκτροπαραγωγή) εξαρτώνται τόσο από τη φύση του ορυκτού καυσίμου (λιθάνθρακας, λιγνίτης, φυσικό αέριο, πετρέλαιο κλπ.), όσο και από την από-δοση καύσης της μονάδας παραγωγής ενέργειας (τεχνολογική εξέλιξη της μεθόδου ή εφαρμογή μεθόδων συνδυασμένου κύκλου με συμπαραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας ή ατμού κ.λπ.)

Το είδος καυσίμου καθορίζει τις ιδιότητές του (χημική σύσταση, υγρασία, χημικός τύπος καυσίμου, ποσοστό μόνιμου άνθρακα κ.λπ.), δηλαδή το θερμικό δυναμικό του και τη συμπεριφορά του κατά την καύση.

1/2005 23

ΚαύσιμοΣυμπιεστής

Θάλαμος καύσης

Γεννήτρια

Ηλεκτρική ενέργεια

Αεριοστρόβιλος

Αέρας

Κύκλος ατμοστροβίλου

Ηλεκτρική ενέργεια

Ατμοστρόβιλος Γεννήτρια

Συμπυκνωτής

Θερμά αέρια καύσης

Νερό

Κύκλος αεριοστροβίλου

Ατμός

Σχήμα 5: Συνδυασμένος κύκλος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (αεριοστρό-βιλος και ατμοστρόβιλος). Figure 5: Combined cycle diagram of electricity generation (gas turbine and steam turbine).

Σήμερα κατά κύριο λόγο, στις συμβατικές μεθόδους παραγωγής ενέργειας χρησιμο-

ποιούνται ως καύσιμα ο άνθρακας (διάφοροι τύποι γαιανθράκων, λιγνίτες κ.λπ.), αλλά επίσης πετρέλαιο και φυσικό αέριο. Τα τελευταία χρόνια επεκτείνεται ραγδαία η χρήση του φυσικού αερίου στον τομέα της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας με χρήση μεθόδων συμπαραγωγής (cogeneration) λόγω των πλεονεκτημάτων που παρου-σιάζει ως καύσιμο, τα οποία είναι: • η σχετικώς χαμηλή τιμή του ανά μονάδα όγκου ή θερμικού δυναμικού, • οι χαμηλότερες εκπομπές CO2, • οι ασήμαντες εκπομπές λεπτομερών τεμαχιδίων στην ατμόσφαιρα λόγω απουσίας

ανοργάνων υλών (τέφρα) στο καύσιμο, και • οι ελάχιστες εκπομπές ή η απουσία εκπομπών SO2. Μειονέκτημα όμως θεωρείται η ακριβότερη τιμή παραγωγής της kWh από φυσικό αέριο έναντι της αντίστοιχης λιγνιτικής.

24 1/2005

Τα παραπάνω ιδιαίτερα χαρακτηριστικά του φυσικού αερίου και οι τεχνολογικές ε-ξελίξεις στους ηλεκτρομηχανολογικούς τομείς έδωσαν τη δυνατότητα αύξησης της ενερ-γειακής απόδοσης στον τομέα της παραγωγής ενέργειας (ηλεκτρική ενέργεια και θερμό-τητα) με εφαρμογή μεθόδων συμπαραγωγής. Οι μέθοδοι αυτές έχουν ως βασικές αρχές αυτές των συμβατικών μεθόδων και επιπλέον εκμεταλλεύονται τη μείωση των θερμικών απωλειών με ανάκτηση της θερμότητας των απαερίων της καύσης. Μεγάλο μέρος της θερμότητας των απαερίων δεσμεύεται και χρησιμοποιείται για την παραγωγή ατμού και χρήση του είτε για την παραγωγή συμπληρωματικής ΗΕ (συνδυασμένος κύκλος, Σχή-μα 5), είτε για την αξιοποίηση της θερμότητάς του σε θέρμανση, ξήρανση κ.λπ., είτε ταυτόχρονα και για τις δυο μορφές ενέργειας (συμπαραγωγή ΗΕ και θερμότητας, Σχή-μα 4).

Οι χαμηλές εκπομπές περιβαλλοντικά βλαπτικών αερίων και λεπτομερών τεμα-χιδίων και η σχετικώς χαμηλή τιμή του επέτρεψε τη χρήση του φυσικού αερίου σε μονά-δες παραγωγής ενέργειας μέσα σε κατοικημένες περιοχές δηλαδή στη θέση κατα-νάλωσης της ενέργειας. Το γεγονός αυτό είχε ως αποτέλεσμα την ελάττωση των θερμι-κών απωλειών στις φάσεις μεταφοράς και διανομής ΗΕ και είχε ως επακόλουθο την πα-ραπέρα αύξηση της ενεργειακής απόδοσης των μεθόδων συνδυασμένου κύκλου και συ-μπαραγωγής και τη συνακόλουθη μείωση της κατανάλωσης ορυκτών καυσίμων.

Το κόστος μιας μονάδας συμπαραγωγής είναι μεν μεγαλύτερο από αυτό της συμ-βατικής μονάδας αλλά εξισορροπείται από τα σημαντικά περιβαλλοντικά πλεονεκτή-ματα που παρουσιάζει η διεργασία.

Στο Σχήμα 6 παρουσιάζεται ένα απλοποιημένο ισοζύγιο ενέργειας σε συμβατική μέθοδο παραγωγής ΗΕ. Στα Σχήματα 7 και 8 είναι φανερή η μείωση των θερμικών απω-λειών και γίνονται αντιληπτά τα πλεονεκτήματα από την εφαρμογή των μεθόδων συ-μπαραγωγής. Στο Σχήμα 8 διαπιστώνεται η ποσοστιαία μείωση (44%) στην κατανάλωση καυσίμου για την παραγωγή ίδιας ποσότητας συνολικής ενέργειας. Επίσης, απεικονίζει την ποσοστιαία κατανομή της χρήσιμης ενέργειας (χωρίς τις θερμικές απώλειες) που λαμβάνεται με την εφαρμογή της μεθόδου συμπαραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας (50,7% και 49,3%, αντίστοιχα).

Καύσιμο100%

Συμβατικές μέθοδοι παραγωγής

ηλεκτρικής ενέργειας

Ηλεκτρική ενέργεια για κατανάλωση

36%

Θερμικές απώλειες 64%

Σχήμα 6: Απλοποιημένο ισοζύγιο ενέργειας σε συμβατική μέθοδο παραγωγής η-λεκτρικής ενέργειας. Figure 6: Simplified energy balance in a conventional electricity production pro-cedure.

1/2005 25

Καύσιμο100%

Συνδυασμένος κύκλος (συμπαραγωγή)

ηλεκτρικής ενέργειας & θερμότητας

Ηλεκτρική ενέργεια &

θερμότητα για κατανάλωση

71%

Θερμικές ενεργειακές απώλειες 29%

Σχήμα 7: Απλοποιημένο ισοζύγιο ενέργειας για μέθοδο συμπαραγωγής ηλεκτρι-κής ενέργειας και θερμότητας Figure 7: Simplified energy balance in a combined heat and power production procedure.

Σχήμα 8: Σύγκριση του ενεργειακού ισοζυγίου συμβατικής μεθόδου παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και μεθόδου συμπαραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και θερ-μότητας [8]. Figure 8: Comparison of the energy balance between the conventional and the co-generation (CHP) method [8].

26 1/2005

4.2 Απλοποιημένη εξήγηση της απόδοσης καύσης

Για να εξηγηθεί η απόδοση της καύσης ορυκτών καυσίμων παρατίθεται το παρακά-τω απλοποιημένο παράδειγμα παραγωγής και κατανάλωσης θερμικής ενέργειας.

Υπολογισμός της απαιτούμενης ενέργειας (σε Btu) για την εξάτμιση 1 lb (453,6 g) νερού — Η αρχική θερμοκρασία του νερού είναι 15,5°C (60°F) και η τελική του ατμού 100°C (212°F ). Aπό τον ορισμό είναι γνωστό ότι 1 Btu είναι η θερμική ενέργεια που απαιτείται για την αύξηση της θερμοκρασίας 1 lb (453,6 g) νερού κατά 1°F. Για να γίνει η εξάτμιση πρέπει πρώτα να γίνει βρασμός και κατόπιν μετατροπή του νερού των 100°C (212°F ) σε ατμό. Για την εξάτμιση 1 lb νερού υπολογίζεται ότι η θερμότητα που απαιτείται είναι:

θερμότητα βρασμού + θερμότητα εξάτμισης = 1122 Btu = 1183,7 kJ όπου (1) για το βρασμό η απαιτούμενη θερμότητα είναι: 1 lb νερού × [1 Btu/(lb°F)] × (212 – 60)°F = 152 Btu = 160,4 kJ (13,55% της ολικής θερμότητας), και (2) για την εξά-τμιση 1 lb νερού η θερμότητα εξάτμισης είναι: 970 Btu = 1023,4 kJ (86,45% της ολικής θερμότητας).

Έστω ότι θα χρησιμοποιηθεί φυσικό αέριο (CH4) για την ατμοποίηση του νερού. Είναι γνωστό ότι το θερμικό δυναμικό του φυσικού αερίου θερμοκρασίας 15,5 οC (60°F) είναι 1027 Btu/ft3 φυσικού αερίου = 36268 Btu/m3 φυσικού αερίου = 38263 kJ/m3 φυσι-κού αερίου = 38,26 MJ/ m3 φυσικού αερίου (AΘΔ).

Η τέλεια καύση του 1 ft3 φυσικού αερίου θα απελευθερώσει θερμότητα 1027 Btu και θα παράγει ως προϊόντα CO2 και H2O. Η θερμοκρασία των παραγόμενων αερίων (CO2 και H2O) κατά την καύση είναι περίπου 982°C (1800°F).

Η μεταφορά της θερμότητας καύσης μέσω ενός εναλλάκτη θερμότητας στο νερό θα προκαλέσει πρώτα βρασμό και στη συνέχεια εξάτμισή του. Η επαφή των θερμών αερίων (982°C), μέσω του εναλλάκτη, με το νερό (15,6°C) θα μειώνει τη θερμοκρασία των αε-ρίων και θα αυξάνει τη θερμοκρασία του νερού μέχρι να προκληθεί βρασμός και στη συνέχεια εξάτμισή του. Η απόδοση της διεργασίας θα ήταν 100% άν η τελική θερμο-κρασία των αερίων από 982°C γινόταν 15,6°C.

Όμως, όπως είναι φανερό, η θερμοκρασία των αερίων δεν μπορεί να κατέλθει κάτω από τους 100°C (212°F), που είναι η θερμοκρασία έναρξης ατμοποίησης του νερού, επειδή πλέον δεν θα λάμβανε χώρα ανταλλαγή θερμότητας (αδύνατη η θέρμανση νερού θερμοκρασίας 100°C από αέρια θερμοκρασίας 15,6°C για να προκληθεί εξάτμιση).

Η απαγωγή όμως από το σύστημα αερίων, που έχουν θερμοκρασία τουλάχιστον 100°C, αποτελεί ενεργειακή απώλεια, που στην προκειμένη περίπτωση αντιστοιχεί στη θερμότητα βρασμού του νερού του παραδείγματος και ανέρχεται σε 13,55% του θερ-μικού δυναμικού του καυσίμου δηλ. 139,2 Btu. Aν επίσης ληφθεί υπόψη ένα πρόσθετο ποσοστό απωλειών (5–10%) στα τοιχώματα του εναλλάκτη θερμότητας, τότε η τελική απόδοση σε ιδανικές συνθήκες καύσης θα κυμανθεί από 76,5 έως 81,5%. Από τα παρα-πάνω γίνεται φανερό ότι η διαθέσιμη ενέργεια (net heat) κυμαίνεται μεταξύ 76,5–81,5% της αρχικά διατιθέμενης (θερμικό δυναμικό του καυσίμου).

Είναι γνωστό ότι, από όλα τα ορυκτά καύσιμα, το φυσικό αέριο (κυρίως είναι CH4) κατά την καύση του έχει τη μεγαλύτερη διαθέσιμη ενέργεια ανά μονάδα βάρους περιε-χόμενου C ή όγκου εκπεμπόμενων αερίων (Πίνακας 3).

1/2005 27

Πίνακας 3 Ενεργειακή ένταση καυσίμων και συντελεστές υπολογισμού αερίων εκπομπών CO2

από την καύση τους.

Καύσιμο

Ενεργειακή έντα-ση καυσίμου

(ΑΘΔ) g C/MJ

Ενεργειακή έντα-ση καυσίμου

(KΘΔ) g C/MJ

Εκπομπές CO2 kg/MJ καυσί-

μου* Φυσικό αέριο 13,5 15,3 56,2 Πετρέλαιο diesel 19,7 20,0 73,4 Άνθρακας 24,2 25,8 94,7 Ελληνικός λιγνίτης 37,1 39,5 145,0 Ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και πυρηνική ενέργεια

– – –

* Πολλαπλασιασμός της ΚΘΔ με 44/12 (= 3,67).

5 ΔΙΕΡΓΑΣΙΕΣ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΣΕ ΤΥΠΙΚΗ ΜΟΝΑΔΑ ΜΕ ΚΑΥΣΙΜΟ ΛΙΓΝΙΤΗ

Οι βασικές διεργασίες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με καύσιμο λιγνίτη περι-γράφονται συνοπτικά παρακάτω (Σχήματα 3 και 9): • Ο εξορυσσόμενος λιγνίτης μεταφέρεται με μεταφορικές ταινίες στη μονάδα θραύ-

σης. • Θραύεται πρωτογενώς και μεταφέρεται στη μονάδα ηλεκτροπαραγωγής. • Λειοτριβείται σε λεπτομερές μέγεθος τεμαχίων. • Ο λειοτριβημένος λιγνίτης αναμειγνύεται με αέρα και εισάγεται στο θάλαμο καύσης

όπου καίγεται προς παραγωγή θερμότητας (μετατροπή της χημικής ενέργειας του καυσίμου σε θερμότητα).

• Μεγάλες ποσότητες καθαρού νερού αντλούνται και κυκλοφορούν σε σωληνώσεις μέσα στο θάλαμο καύσης.

• Το νερό προσλαμβάνει την εκλυόμενη θερμότητα από την καύση και μετατρέπεται σε υπέρθερμο και υψηλής πίεσης ατμό.

• Ο ατμός οδηγείται με σωληνώσεις σε ατμοστροβίλους που μετατρέπουν την ενέρ-γεια του ατμού σε κινητική ενέργεια.

• Η κινητική ενέργεια του ατμοστροβίλου παράγει, με τη βοήθεια μιας γεννήτριας, ηλεκτρική ενέργεια.

• Η ηλεκτρική ενέργεια μετασχηματίζεται σε υψηλής τάσης ΗΕ και οδηγείται στο σύστημα μεταφοράς.

• Η τάση της ΗΕ υποβιβάζεται όταν φθάσει κοντά στους καταναλωτές και διανέμεται στους χρήστες.

• Ο θερμός ατμός των ατμοστροβίλων οδηγείται στο κύκλωμα συμπύκνωσης και επι-στρέφει με τη μορφή νερού στο κύκλωμα ατμοποίησης του θαλάμου καύσης.

• Το νερό ψύξης του θερμού ατμού επιστροφής των αεριοστροβίλων θερμαίνεται και αυτό και αφού περάσει από εναλλάκτες θερμότητας επιστρέφει στη λίμνη από την οποία αντλήθηκε έχοντας αυξημένη θερμοκρασία.

28 1/2005

Συμπυκνωτής

Νερό ψύξης

Επιστροφή συμπυκνωμένου νερού στο λέβητα

Ατμοστρόβιλος

Τέφρα

Λέβητας

Απώλειες ενέργειας από άκαυστο άνθρακα στην τέφρα και σκόνη=0.7 GJ

Γεννήτρια = Παραγωγή 39 GJ

Γεννήτρια

Παραγωγή Η.Ε. στο δίκτυο = 36.2 GJ

Σκόνη

Πύργος ψύξης

Ενεργειακές απώλειες στην καπνοδόχο =

10.2 GJ

Απομάκρυνση σκόνης

Η.Ε. σε βοηθητικές χρήσεις = 2.8 GJ

Εισαγωγή ενέργειας στον ατμοστρόβιλο = 87.3 GJ

Θερμική απόδοση = (Παραγωγή Η.Ε./ Εισαγόμενη ενέργεια) = 36.2 GJ / 100 GJ = 36.2%

Απώλειες ενέργειας στον πύργο ψύξης = 48.3 GJ

Ακτινοβολούμενη ενέργεια = 1 GJ

Ενεργειακές απώλειες

στον ανεμιστήρα και σε διαρροές

= 0.8 GJ

ΕΙΣΑΓΩΓΗ-Ενέργεια στο

λιγνίτη = 100 GJ

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΣΕ ΤΥΠΙΚΗ ΜΟΝΑΔΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΛΙΓΝΙΤΗ- Ενέργεια καυσίμου 100 GJ

Σχήμα 9: Ενεργειακό ισοζύγιο τυπικής μονάδας παραγωγής Η.Ε. με καύσιμο άν-θρακα [9]. Figure 9: Energy balance in typical coal fired power station [9] (input energy 100 GJ).

5.1 Απώλειες θερμότητας σε μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας

Οι απώλειες της παραγόμενης θερμότητας οφείλονται σε: • άνθρακα του καυσίμου που δεν κάηκε για την παραγωγή ενέργειας και καταλήγει

στην τέφρα του πυθμένα του θαλάμου καύσης, • απώλειες θερμότητας στα απαέρια, • απώλειες θερμότητας που έχουν σχέση με τη θερμότητα που χάνεται για την εξά-

τμιση της υγρασίας του καυσίμου, • απώλειες θερμότητας που οφείλονται στην εξάτμιση της υγρασίας του αέρα καύσης, • απώλειες θερμότητας που οφείλονται στην αντίδραση του υδρογόνου του καυσίμου

με τον αέρα, • απώλειες ενέργειας που οφείλονται στην ατελή καύση του άνθρακα και έχει ως α-

ποτέλεσμα το σχηματισμό CO αντί CO2,

1/2005 29

• απώλειες θερμότητας που οφείλονται στην ακτινοβολία από τις επιφάνειες εναλ-λαγής θερμότητας.

5.2 Ισοζύγιο μάζας και ενέργειας σε τυπική μονάδα παραγωγής ηλεκτρικής

ενέργειας με καύσιμο ελληνικό λιγνίτη [10]

Οι μονάδες ηλεκτροπαραγωγής στην Ελλάδα (ατμοηλεκτρικοί σταθμοί) με καύσιμο λιγνίτη έχουν τροφοδοσία καυσίμου με θερμικό δυναμικό 6,12 ΜJ/kg (λιγνίτης Πτολε-μαΐδας) και περιεχόμενο μόνιμο άνθρακα 19% στον εξορυσσόμενο λιγνίτη ως έχει [4]. Γίνεται η υπόθεση ότι η απόδοση της μονάδας ηλεκτροπαραγωγής είναι 37%, δηλαδή από 2,7 μονάδες περιεχόμενης (εισαγόμενης) ενέργειας στο καύσιμο, η ενέργεια που παράγεται υπό μορφή ηλεκτρικής ενέργειας είναι 1 μονάδα.

Από τα παραπάνω προκύπτει ότι για την παραγωγή 1 kWh ΗΕ (860 kcal) και για απόδοση ατμοηλεκτρικού σταθμού 37% απαιτούνται θεωρητικά: 860/0,37 = 2324,3 kcal θερμικής ενέργειας από το λιγνίτη, δηλαδή περίπου 2324,3 kcal/1461,1 kcal/kg λιγνίτη = 1,6 kg λιγνίτη Πτολεμαΐδας/kWh.

Εδώ πρέπει να σημειωθεί ότι τα παραπάνω προκύπτουν από υποθετικές παραδοχές, που αφορούν σε απόδοση 37% των λιγνιτικών μονάδων, αλλά στην πραγματικότητα αυτή είναι σχετικώς χαμηλότερη, οπότε και η ειδική κατανάλωση λιγνίτη είναι μεγαλύ-τερη των 1,6 kg λιγνίτη Πτολεμαΐδας / kWh, που υπολογίστηκε παραπάνω.

Για τις μονάδες ηλεκτροπαραγωγής ανάλογα με την ονομαστική τους ισχύ, τα όρια για τις αέριες εκπομπές είναι 260 g διοξειδίου του θείου ανά 106 kJ «εισαγόμενης» ενέρ-γειας στη μονάδα (130 g στοιχειακού θείου/106 kJ). Γίνεται επίσης η υπόθεση ότι, η πε-ριεκτικότητα του καυσίμου σε S είναι 2% και σε τέφρα 17,5% και ότι το 70% περίπου της περιεχόμενης τέφρας (12,25% της συνολικά περιεχόμενης στο καύσιμο) απελευ-θερώνεται ως ιπτάμενη τέφρα και το υπόλοιπο 30% (5,25% της συνολικά περιεχόμενης στο καύσιμο) συλλέγεται στον πυθμένα του θαλάμου καύσης. Για τη διερεύνηση των επιπτώσεων στο περιβάλλον, όσον αφορά στις αέριες (SO2, CO2) και στερεές εκπομπές (λεπτομερή τεμαχίδια), είναι ανάγκη να απαντηθούν τα παρακάτω ερωτήματα:

1. Πόσες είναι οι εκπομπές SO2, λεπτομερών τεμαχιδίων και C (υπό μορφή CO2), με την υπόθεση ότι όλη η ποσότητα του περιεχόμενου άνθρακα καταλήγει στην ατμό-σφαιρα;

2. Ποια πρέπει να είναι η απόδοση του συστήματος ελέγχου εκπομπών SO2, ώστε να ικανοποιούνται οι περιορισμοί που αφορούν στις εκπομπές του στην ατμόσφαιρα;

3. Ποια είναι η απόδοση των ηλεκτροστατικών φίλτρων, αν οι εκπομπές λεπτομερών τεμαχιδίων στα απαέρια είναι 82 g/106 kJ εισαγόμενης ενέργειας;

4. Ποια θα πρέπει να είναι η απόδοση των ηλεκτροστατικών φίλτρων για να ικανο-ποιούνται τα διεθνώς αποδεκτά όρια λεπτομερών εκπομπών (13 g/GJ εισαγόμενης ενέργειας);

Για την απάντηση των παραπάνω ερωτημάτων χρησιμοποιούνται οι στοιχειακές πε-ριεκτικότητες του καυσίμου σε S και C όπως επίσης και η περιεκτικότητα του καυσίμου σε τέφρα (ανόργανα συστατικά). Συγκεντρωτικά το ισοζύγιο μάζας και ενέργειας φαίνε-ται στο Σχήμα 10.

30 1/2005

Σχήμα 10: Ισοζύγιο μάζας και ενέργειας σε μονάδα ηλεκτροπαραγωγής με καύσι-μο ελληνικό λιγνίτη. Figure 10: Greek lignite coal fired power station. Emissions and energy balance.

Από τον Πίνακα Α.1 (βλ. Παράρτημα), έχουμε 1 kWh = 3600 kJ. Για την παραγωγή 1 kWh ηλεκτρικής ενέργειας με θερμική απόδοση 37%, απαιτείται η καύση ορυκτού καυσίμου με θερμικό δυναμικό 9720 kJ (= 2,7 × 3600 kJ = 2,7 kWh).

Από τα δεδομένα του προβλήματος προκύπτει ότι οι εκπομπές στοιχειακού θείου (S) στην ατμόσφαιρα, κατά την παραγωγή 1 kWh, είναι [130 g S/106 kJ] × 9720 kJ/kWh = 1,264 g S/kWh. Η ποσότητα αυτή αντιστοιχεί σε εκπομπές (64/32) × 1,264 g SO2/kWh = 2,528 g SO2/kWh. 1. Για την παραγωγή 1 kWh καίγονται (9720 kJ/kWh)/(6,12 kJ/g καυσίμου) = 1588,2

g καυσίμου, που περιέχουν: 0,19 × 1588,2 g = 301,8 g C

0,02 × 1588,2 g = 31,8 g S και 0,175 × 1588,2 g = 277,94 g τέφρας

2. Για την ικανοποίηση των περιβαλλοντικών απαιτήσεων, σύμφωνα με τα ανώτατα

όρια εκπομπών, προκύπτει ότι θα πρέπει να δεσμεύονται: α. (31,8 – 1,264) g = 30,536 g εκπεμπόμενου S δηλαδή η απόδοση της διάταξης

δέσμευσης (αποθείωσης) πρέπει να είναι 30,536/31,8 = 0,96 ή 96%, και β. 0,7 × 17,5 × 1588,2 g – (82 g/106 kJ) × 9720 kJ = 193,75 g ιπτάμενης τέφρας,

δηλαδή η απόδοση των ηλεκτροστατικών φίλτρων πρέπει να είναι 193,75/ 194,55 = 0,9959 ή 99,59%.

5148.0 kJ στο νερό ψύξης

2.7 kWh = 9720 kJ

1588.2 g λιγνίτη με 301.8 g C,

277.94 g τέφρα, 31.8 g S)

37 % ενεργειακή απόδοση μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας

301.8 g C, 31.8 g S 194.56 g ιπτ. τέφρα

96 % ποσοστό

απομάκρυν-σης S και 99.59 % ποσοστό δέσμευσης λεπτομερών τεμαχιδίων

83.38 g τέφρας στον πυθμένα 193.75 g ιπτ.τέφρας

30.53 g S προς απόθεση

1.264 g S (2.528 g SΟ2), 0.80 g ιπτ.τέφρα, 301.8 g C (1106.6 g CΟ2) στην ατμόσφαιρα

1 kWh = 3600 kJ (ηλεκτρική ενέργεια)

972 kJ θερμικές απώλειες

1/2005 31

Για την επίτευξη των διεθνώς αποδεκτών ορίων αιωρούμενων τεμαχιδίων (13 g/ 106 kJ), το ποσοστό δέσμευσής τους πρέπει, σύμφωνα με τους παραπάνω υπολογισμούς, να φθάσει το 99,93%.

Επίσης, από τα παραπάνω προκύπτει ότι παράγονται 193,75 g ιπτάμενης τέφρας/kWh. Οπότε, επειδή από 71,92 × 109 kg εξορυσσόμενου λιγνίτη παράγονται θε-ωρητικά 71,92 × 109 kg /1,6 (kg/kWh) = 44,95 × 109 kWh ετησίως, τότε η παραγόμενη ετησίως ιπτάμενη τέφρα στις μονάδες ηλεκτροπαραγωγής της ΔΕΗ που καίνε λιγνίτη, ανέρχεται περίπου σε 44,95 × 109 kWh × 0,19375 kg/kWh = 8.710.000 t/a.

Όμως, η πραγματική ποσότητα είναι περίπου κατά 10–15% μεγαλύτερη (περ. 9,5 εκατ. τόνοι), λόγω της πολύ χαμηλότερης θερμογόνου δύναμης του λιγνίτη Μεγα-λόπολης και της μεγαλύτερης περιεκτικότητάς του σε τέφρα, και δεν απέχει σημαντικά από την παραγόμενη. Το εξαιρετικά λεπτομερές αυτό υλικό χρειάζεται κατάλληλη δια-χείριση (απόθεση, διάθεση στην τσιμεντοβιομηχανία ή για άλλες κατάλληλες χρήσεις). Σημαντική προσπάθεια προς την κατεύθυνση αυτή έχει γίνει από το Παράρτημα Δ. Μακεδονίας του Τεχνικού Επιμελητηρίου Ελλάδας.

6 ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΕΝΤΑΣΗ ΣΥΜΒΑΤΙΚΩΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΩΝ ΚΑΥΣΙΜΩΝ

Η ενεργειακή ένταση καυσίμων εκφράζεται σε g C/MJ κατώτερης θερμογόνου δύ-ναμης καυσίμου και εξαρτάται, όπως φαίνεται από τον Πίνακα 3, από το είδος και τα χαρακτηριστικά του καυσίμου (χημική σύσταση, ποσοστό μόνιμου άνθρακα, υγρασία, άλλα ανόργανα συστατικά κ.λπ.). Η ενεργειακή ένταση των καυσίμων υπολογίζεται από την αντίδραση πλήρους καύσης του καυσίμου, αφού ληφθεί υπόψη η λανθάνουσα θερ-μότητα που χάνεται στο περιβάλλον (νερό υπό μορφή υδρατμών). Οι παγκόσμιες αλλά και οι εθνικές ετήσιες εκπομπές άνθρακα στην ατμόσφαιρα από την κατανάλωση των συμβατικών ορυκτών καυσίμων μπορούν να υπολογιστούν [11] με τη βοήθεια της ενερ-γειακής έντασης κάθε συμβατικού καυσίμου και από την παγκόσμια ή εθνική κατανά-λωσή τους.

Η ποσότητα του άνθρακα, που εκλύεται υπό μορφή CO2 ανά μονάδα ενέργειας, που παραλαμβάνεται από το καύσιμο καλείται ένταση σε άνθρακα του καυσίμου ή ενεργειακή ένταση του καυσίμου. Πολλά καύσιμα, όπως ο άνθρακας και το πετρέλαιο, έχουν σημα-ντική ένταση σε άνθρακα, ενώ άλλα, όπως τα πυρηνικά και το νερό (υδροηλεκτρική ενέργεια), είναι «απαλλαγμένα» από εκπομπές άνθρακα. Κρίνεται σκόπιμο να αναφερθεί ότι το ισοζύγιο άνθρακα από την παραγωγή ενέργειας από την καύση βιομάζας θεωρεί-ται μηδενικό, επειδή με τον τρόπο αυτό επιστρέφεται στην ατμόσφαιρα υπό μορφή CO2 η ποσότητα του άνθρακα που είχε δεσμευτεί από τα φυτά στο στάδιο της ανάπτυξής τους.

6.1 Υπολογισμός της έντασης του μεθανίου σε άνθρακα και αναφέρεται στην

ανώτερη θερμογόνο δύναμή του Επειδή η ενθαλπία της αντίδρασης καύσης του μεθανίου είναι –890,2 kJ/mol, προ-

κύπτει ότι η ένταση του μεθανίου σε άνθρακα είναι (890,2/12) kJ/g C = 74,2 kJ/g C ή 1 g C/74,18 kJ = 0,01348 g C/kJ = 13,48 g C/MJ (ΑΘΔ) εισαγόμενης ενέργειας καυσίμου.

Ομοίως, επειδή η κατώτερη θερμογόνος δύναμη (ΚΘV) του μεθανίου είναι –802 kJ/mol CH4, τότε (12/80,2) = 0,01496 g C/kJ ≅ 15 g C/MJ (ΚΘΔ) για το φυσικό αέριο.

32 1/2005

Στον Πίνακα 3 δίνεται το θερμικό δυναμικό ορισμένων καυσίμων (κυρίως αερίων υδρογονανθράκων, άνθρακα, υδρογόνου κλπ.), που προέκυψε εφαρμόζοντας την παρα-πάνω διαδικασία.

Είναι γνωστό ότι το φυσικό αέριο (κυρίως είναι CH4), κατά την καύση του, έχει τη μεγαλύτερη διαθέσιμη ενέργεια ανά μονάδα μάζας περιεχόμενου άνθρακα ή όγκου εκ-πεμπόμενων αερίων από όλα τα ορυκτά καύσιμα, γεγονός που διαπιστώνεται από τον Πίνακα 3. Αν το θερμικό τους δυναμικό αναχθεί ανά μονάδα βάρους (g) περιεχόμενου άνθρακα στο γραμμομόριό τους, τότε δίνεται η ενδεικτική θερμική ισχύς κατά την καύση τους, τιμές που χρησιμοποιούνται για τον υπολογισμό των αερίων εκπομπών σε CO2 κατά την καύση τους.

7 ΕΚΠΟΜΠΕΣ ΑΕΡΙΩΝ ΚΑΤΑ ΕΙΔΟΣ ΚΑΥΣΙΜΟΥ

7.1 Γενικά

Οι τιμές των αερίων εκπομπών, κατά τη λειτουργία σταθμών παραγωγής ενέργειας (π.χ. ηλεκτροπαραγωγή), εξαρτώνται τόσο από το χρησιμοποιούμενο καύσιμο (λιγνίτης, λιθάνθρακας, φυσικό αέριο, πετρέλαιο κλπ.) που προσδιορίζει τις φυσικοχημικές ιδιό-τητές του (χημική σύσταση, υγρασία, ποσοστό μόνιμου άνθρακα κλπ.), όσο και από την απόδοση καύσης της μονάδας παραγωγής ενέργειας (τεχνολογική εξέλιξη, π.χ. τεχνολο-γία συνδυασμένου κύκλου με συμπαραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας ή ατμού κ.λπ.).

Τα αέρια της καύσης είναι CO2, CO, υδρατμοί (H2O) και NOx (μείγμα ΝΟ και Ν2Ο), O2 και SO2 στην περίπτωση της καύσης ορυκτών ανθράκων και πετρελαίου.

Η ποιότητα της καύσης εξαρτάται από τη σχέση μεταξύ της ποσότητας του καυσί-μου και του αέρα καύσης. Εάν η ποσότητα του καυσίμου είναι μεγαλύτερη ή μικρότερη από αυτήν που αναλογεί στην παρεχόμενη ποσότητα αέρα, αυτό πιθανόν να οδηγήσει σε μη πλήρη καύση και κατά συνέπεια στην παραγωγή μονοξειδίου του άνθρακα (CO). Είναι γνωστό ότι, για την πλήρη καύση μιας συγκεκριμένης ποσότητας ή παρεχόμενης ποσότητας καυσίμου απαιτείται συγκεκριμένη ποσότητα αέρα καύσης και επίσης απαι-τείται πάντοτε περίσσεια αέρα για την επίτευξη συνθηκών καλής καύσης. Υπερβολική όμως περίσσεια αέρα οδηγεί επίσης στην ατελή καύση προς παραγωγή μονοξειδίου του άνθρακα (CO) και οδηγεί σε χαμηλότερες ενεργειακά αποδόσεις καύσης. Σε μονάδες που χρησιμοποιούν ως καύσιμο φυσικό αέριο, η παρουσία CO στα καπναέρια είναι δείκτης ατελούς καύσης. Σε μονάδες ή διατάξεις που χρησιμοποιούν πετρέλαιο ως καύσιμο, η παρουσία CO και καπνού στα προϊόντα αποτελεί επίσης ένδειξη ατελούς καύσης. Στις περισσότερες περιπτώσεις λαμβάνει χώρα ταυτόχρονη επικάθιση αιθάλης στις επιφάνει-ες εναλλαγής θερμότητας που προκαλεί μείωση της ενεργειακής απόδοσης.

Στην απλούστερη μορφή του φαινομένου της καύσης, οι εκπομπές προέρχονται από την πλήρη καύση των ορυκτών καυσίμων (π.χ. καθαρού φυσικού αερίου, CH4) που πε-ριγράφεται από την αντίδραση (3) (τέλεια καύση). Σε περίπτωση όμως, που η θερμο-κρασία της καύσης δεν είναι αρκετά υψηλή ή δεν υπάρχει περίσσεια αέρα ή ακόμη ο χρόνος καύσης του καυσίμου δεν είναι αρκετός, τότε η καύση του είναι ατελής και η γενική αντίδραση που λαμβάνει χώρα είναι:

CH4 + O2 → κύρια προϊόντα (CO2 + 2 H2O) + ίχνη [CO + (HC)]

(ατελής καύση) (4)

1/2005 33

Τα προϊόντα της παραπάνω αντίδρασης είναι μίγμα CO2, CO και άκαυστων υδρογο-νανθράκων (HC).

Είναι γεγονός ότι η καύση γίνεται παρουσία αέρα (μίγμα 78% Ν2 και 21% Ο2). Στην περίπτωση δε που η θερμοκρασία καύσης είναι πολύ υψηλή, μέρος του αζώτου του αέρα αντιδρά με το οξυγόνο και σχηματίζει οξείδια του αζώτου (ΝΟx) σύμφωνα με την αντί-δραση:

Αέρας (Ν2 + Ο2) + θερμότητα → ΝΟx (5)

Μέχρι τώρα είχε γίνει η υπόθεση ότι ως καύσιμο χρησιμοποιείται καθαρός υδρογο-

νάνθρακας π.χ. μεθάνιο. Στην πραγματικότητα όμως τα καύσιμα που χρησιμοποιούνται δεν είναι καθαρές ενώσεις και περιέχουν επίσης άζωτο, θείο ή μόλυβδο (βενζίνη) και άλλα συστατικά που δεν καίγονται (π.χ. τέφρα). Με τη θεώρηση της καύσης ως ατελούς, της καύσης παρουσία αέρα και της καύσης μη καθαρών καυσίμων, η πραγματική εξίσω-ση της αντίδρασης διαμορφώνεται ως εξής:

Καύσιμο (H, C, S, N, Pb, τέφρα) + Αέρας (Ν2 + Ο2 ) → → Εκπομπές (CO2, H2O, CO, NOx, SOx,, Pb, λεπτομερή σωματίδια) + τέφρα

(6)

Αν επίσης ληφθεί υπόψη η παρουσία υδρογονανθράκων και άλλων πτητικών ενώ-

σεων (VOC: volatile organic compounds) στην ατμόσφαιρα, αυτές, με την παρουσία ηλιακού φωτός, αντιδρούν με τις ενώσεις οξειδίων του αζώτου (NOx) και παράγουν όζον και φωτοχημική ρύπανση (αιθαλομίχλη) σύμφωνα με την αντίδραση:

VOC + NOx + ηλιακό φως → φωτοχημική ρύπανση (Ο3, κ.λπ.) (7)

Οι πηγές από τις οποίες προκύπτουν οι εκπομπές αυτές χωρίζονται σε κινούμενες (μέσα μεταφοράς και παντός είδους κινούμενα μηχανήματα) και σταθερές (μονάδες παραγωγής ενέργειας, βιομηχανίες, διυλιστήρια κ.λπ.).

Τα αέρια του θερμοκηπίου CO2, CH4 και Ν2Ο οφείλονται κυρίως στην παραγωγή ενέργειας. Το CO2 προκύπτει κατά 81% από την παραγωγή ενέργειας, κατά 17% από την καταστροφή των δασών και το 5% από την τσιμεντοβιομηχανία, ενώ τα ποσοστά των CH4 και Ν2Ο που προκύπτουν από την παραγωγή ενέργειας είναι 26% και 10%, αντίστοιχα.

7.2 Θεωρητικά παραγόμενες ποσότητες αερίων κατά την καύση

Στην περίπτωση του φυσικού αερίου, που κατά κύριο λόγο αποτελείται από μεθάνιο

(CH4) και η θερμογόνος δύναμή του είναι περίπου 53.000 Btu/kg (212,4 kcal/mol ή 13,3 kcal/g CH4), από την αντίδραση καύσης (αντίδραση 3), συνάγεται ότι για κάθε 16 t με-θανίου, που καίγεται για παραγωγή ενέργειας, απελευθερώνονται στην ατμόσφαιρα 44 t CO2 (περίπτωση τέλειας καύσης). 7.3 Διοξείδιο του άνθρακα που παράγεται από την καύση 1 m3 φυσικού αερίου

Υπό κανονικές συνθήκες θερμοκρασίας (273οΚ = 0οC) και πίεσης 1 atm, για τέλεια καύση του φυσικού αερίου (θεωρούμενου ως καθαρού CH4) και δεδομένου ότι 22,4 L CH4 = 1 mol CH4 προκύπτει ότι 1 m3 φυσικού αερίου περιέχει 44,6 mol CH4. Όμως από

34 1/2005

την αντίδραση (3) έχουμε ότι 44,643 moles CH4 παράγουν 44,6 mol CO2 × 44 g/mol = 1,96 kg CO2.

Είναι όμως φανερό ότι, αν οι συνθήκες καύσης (πίεση και θερμοκρασία) διαφέρουν από αυτές που λήφθηκαν παραπάνω, τότε αυτές επηρεάζουν και τον όγκο του CO2 που θα παραχθεί από την καύση του φυσικού αερίου, σύμφωνα με το νόμο των ιδανικών αερίων:

PV = nRT (8)

όπου Ρ είναι η πίεση, V ο όγκος, n τα mol του αερίου, R η παγκόσμια σταθερά των αε-ρίων (0,08206 L atm/mol K), και Τ η θερμοκρασία σε βαθμούς K. Στην ενεργειακή βιο-μηχανία όμως, το φυσικό αέριο θεωρείται ότι βρίσκεται σε θερμοκρασία 15,6°C (60°F = 288,6 K) και πίεση 1 atm, αντί της θερμοκρασίας των 0°C, οπότε από το νόμο των ιδα-νικών αερίων προκύπτει ότι 1 m3 φυσικού αερίου αντιστοιχεί σε n = (1 atm) × (1000 L)/(0,08206 L atm/mol K) × (288,6 οK) = 42,23 mol. Άρα η μάζα του CO2 που θα προ-κύψει από την καύση 1 m3 φυσικού αερίου ανέρχεται σε 42,23 mol × 44 g/mol = 1,86 kg CO2.

Οπότε, για την παραγωγή εκπομπών 100 t CO2 θα πρέπει να καούν: 100.000 kg CO2/(1,86 kg CO2/m3 φυσικού αερίου), δηλ. 53.763 m3 φυσικού αερίου ή 53,76344 × 0,9 t.o.e. = 48,4 t.o.e. ≅ 365 βαρέλια πετρελαίου ≅ 91,5 t λιθάνθρακα (βλ. Παράρτημα). 7.4 Υπολογισμός των εκπομπών CO2 με χρήση διαγραμμάτων

Στα Σχήματα 11–15 δίνονται κατά προσέγγιση οι μέσες τιμές εκπομπών CO2 ανά μονάδα παραγόμενης ή εισαγόμενης ενέργειας για τα διάφορα ορυκτά καύσιμα και με-θόδους παραγωγής ενέργειας.

Στο διάγραμμα του Σχήματος 15, προτείνεται η εξίσωση:

Κατανάλωση άνθρακα (t/MWh) = 1/(Ε × CV) (9) όπου Ε η απόδοση της ατμοηλεκτρικής μονάδας σε μορφή κλάσματος (π.χ. 0,7) και CV το ισοδύναμο της θερμογόνου δύναμης (calorific value) σε kWh. Για το λιγνίτη Πτολε-μαΐδας, CV = 1380 kcal/kg = 1,6 kWh και Ε = 37% ή 0,7, οπότε από την εξίσωση (9) προκύπτει: κατανάλωση λιγνίτη = 1,68 t/MWh = 1,68 kg / kWh.

Ομοίως οι εκπομπές σε CO2 για λιγνίτη Πτολεμαΐδας, σύμφωνα με το διάγραμμα, δίνονται από την εξίσωση: Εκπομπές CO2 (t/MWh) = (1/Ε) × (44/12) × cf × (1/CV) (10) όπου Ε και CV όπως προηγουμένως, και cf η περιεκτικότητα του ορυκτού άνθρακα (καυσίμου) σε C υπό μορφή κλάσματος (π.χ. για 64% C χρησιμοποιείται 0,64). Για λι-γνίτη Πτολεμαϊδας με cf = 19% C, Ε = 37% και CV = 1,605, από την εξίσωση (10) προ-κύπτει: εκπομπές CO2 (t/MWh) = 1.174 t CO2/MWh ή 1.174 kg CO2/ kWh.

1/2005 35

500600700800900

1000110012001300

28 30 32 34 36 38 40 42

Ενεργειακή απόδοση (%)

Εκπομ

πές

CO

2 (kg

CO

2/MW

h παρ

αγόμ

ενης

ενέργ

ειας

)

ΛιγνίτηςΛιθάνθρακαςΠετρέλαιο

Σχήμα 11: Εκπομπές CO2 σε μονάδες παραγωγής ενέργειας που χρησιμοποιούν ως καύσιμα λιγνίτη, λιθάνθρακα και πετρέλαιο [12]. Figure 11: CO2 emissions expressed in t/MWh of power plants using lignite, hard coal and oil as fuels [12].

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

Λιγνίτης

Ανθρακίτης

Φυσικό αέριο

Συνδυασμ

ένος

κύκλος

Συμπ

αραγωγή

(CH

P)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Σχήμα 12: Εκπομπές CO2 μονάδες παραγωγής ΗΕ ως συνάρτηση του είδους του καυσίμου και της μεθόδου παραγωγής – Ενεργειακή απόδοση ως συνάρτηση του είδους του καυσίμου και της μεθόδου παραγωγής ενέργειας [13]. Figure 12: CO2 emissions expressed in t/MWh units and electricity generation ef-ficiencies [13].

Εκπ

ομπές

CO

2 (t/M

Wh)

Απόδοση Α

ΘΔ (%

)

36 1/2005

44 51 54 57 6046 4838 40 420

100200300400500600700800900

1000

Ενεργειακή απόδοση (%)

Εκπομ

πές

CO 2

(kg

CO2 /

MW

h παρ

αγόμ

ενης

ενέργ

ειας

)

Φυσικό αέριοΛιθάνθρακας

Σχήμα 13: Εκπομπές CO2 ως συνάρτηση της ενεργειακής απόδοσης σε μονάδες παραγωγής ΗΕ που χρησιμοποιούν ως καύσιμα λιθάνθρακα και φυσικό αέριο. Figure 13: CO2 emissions expressed in t/MWh of power plants using lignite, hard coal and oil as fuels.

10291,3

78,5 73,355,9

0

20

40

60

80

100

120

Λιγνίτης Λιθάνθρακας Βαρέακλάσματαπετρελαίου

ΠετρέλαιοDiesel

Φυσικό αέριο

Είδος καυσίμου

Εκπομ

πές

CO

2 (kg

CO

2 ανά

GJ

εισα

γόμενης ενέργειας)

Σχήμα 14: Εκπομπές CO2 κατά την πλήρη καύση των ενεργειακών καυσίμων Υπολογισμοί για ΚΘΔ [12]. Figure 14: CO2 emissions formed by the combustion of fossil fuels (kg CO2/GJ) [12].

1/2005 37

Σχήμα 15: Εκπομπές CO2 και κατανάλωση άνθρακα ανά μονάδα παραγόμενης ενέργειας [14]. Figure 15: CO2 emissions per MWh of electricity production and coal consumpt-ion at various efficiency levels [14].

Από τα παραπάνω διαγράμματα διαπιστώνεται ότι, τις μεγαλύτερες τιμές εκπομπών, όσο αφορά στο CO2, δίνει η καύση των διαφόρων τύπων ανθράκων, ενώ τις μικρότερες δίνει το φυσικό αέριο. Οι τιμές εκπομπών κατά την καύση πετρελαίου είναι ενδιάμεσες αυτών των στερεών ανθράκων και του φυσικού αερίου. Το πετρέλαιο όμως έχει το μειο-νέκτημα να παράγει SO2 κατά την καύση του, λόγω του περιεχομένου S.

Επίσης, από τη συσχέτιση των διαγραμμάτων και εξισώσεων διαπιστώνεται η ικα-νοποιητική ακρίβεια υπολογισμού τόσο των αερίων εκπομπών ανά μονάδα παραγόμενης ή εισαγόμενης ενέργειας όπως επίσης και η ικανοποιητική προσέγγιση της κατανάλωσης στερεών ανθράκων ανά μονάδα παραγόμενης ενέργειας στην περίπτωση του ελληνικού λιγνίτη, όπου υπήρχαν δεδομένα για την εξόρυξη και την παραγωγή λιγνιτικών μονάδων ενέργειας. 7.5 Εκπομπές CO2 από την καύση ελληνικού λιγνίτη για παραγωγή ΗΕ σύμφωνα

με τα δεδομένα παραγωγής

Η παραγωγή ΗΕ στην Ελλάδα [15-17], που προέρχεται από την καύση λιγνίτη, α-νήλθε το 2004 σε 32,56 TWh (32,56 × 109 kWh) και παρήχθησαν από την καύση 71,92 εκατ. τόνων λιγνίτη με 19% C (εάν υποτεθεί ότι όλη η ποσότητα αναφέρεται σε λιγνίτη Πτολεμαΐδας). Η τέλεια καύση (μετατροπή όλου του άνθρακα σε CO2) του λιγνίτη πα-ρήγαγε περίπου συνολικά 71,92 × 109 × 0,19 × (44/12) kg CO2 = 50,10 × 109 kg CO2 στην ατμόσφαιρα. Συνεπώς οι εκπομπές kg CO2 ανά kWh παραγόμενης ΗΕ είναι: 50,10

Απόδοση (%)

Αέριες εκπομπές

/ Χρησιμοποιούμενος

άνθρακας

(t)

38 1/2005

× 109 kg CO2/32,56 × 109 kWh) = 1,539 kg CO2 / kWh ή 1539 kg CO2 ανά MWh παρα-γόμενης ενέργειας.

Η παραπάνω τιμή βρίσκεται σε σχετική συμφωνία με τα διαγράμματα (Σχήματα 11 και 12) που δίνουν για τους λιγνίτες γενικώς χαμηλότερες εκπομπές (910–1230 kg CO2/MWh παραγόμενης ενέργειας). Η διαφορά δικαιολογείται από το γεγονός της πολύ χαμηλής θερμογόνου δύναμης του ελληνικού λιγνίτη.

Εφαρμόζοντας την εξίσωση (10) από το Σχήμα 15, για μέση ΚΘΔ τροφοδοτούμε-νου ελληνικού λιγνίτη 1150 kcal/kg ≅ 1,3375 kWh/kg, προκύπτει: εκπομπές CO2 = 1,408 t CO2/MWh ή 1,408 kg CO2/ kWh. Η τιμή αυτή (1,408 t CO2/MWh) προσεγγίζει ικανοποιητικά αυτή του 1,539 t CO2/MWh που υπολογίστηκε από τα δεδομένα παραγω-γής λιγνίτη και λιγνιτικής ΗΕ του 2004.

Οι τιμές των 1,408 t CO2/MWh και 1,539 t CO2/MWh για μέση απόδοση ατμοηλε-κτρικών εργοστασίων 37%, αντιστοιχούν σε 145 kg CO2/GJ και 158 kg CO2/GJ εισαγό-μενης ενέργειας αντιστοίχως (Πίνακας Α.1, Παράρτημα).

Τα αποτελέσματα για τον ελληνικό λιγνίτη, και για τους παραπάνω λόγους (χαμηλή θερμογόνος δύναμη) συγκρινόμενα με το διάγραμμα του Σχήματος 14, κρίνονται ως προς την τιμή τους αποδεκτά. 7.6 Υπολογισμός της πραγματικής ειδικής κατανάλωσης λιγνίτη των

ατμοηλεκτρικών σταθμών Η χρήση λιγνίτη (σε όλες τις ελληνικές λιγνιτικές μονάδες) μέσης ΚΘΔ 1150

kcal/kg για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας ανεβάζει την υπολογισμένη παραπάνω ειδική κατανάλωση από 1.6 kg λιγνίτη / kWh σε: 71,92 × 106 t λιγνίτη/32,56 TWh = 2,21 kg λιγνίτη/kWh.

Από την εξίσωση (9) όμως, που αναφέρεται στο Σχήμα 15, και για μέση ΚΘΔ 1150 kcal/kg (όλων των ελληνικών λιγνιτών), προκύπτει ειδική κατανάλωση λιγνίτη 2,02 kg λιγνίτη/kWh, τιμή που προσεγγίζει με ακρίβεια την προηγούμενη τιμή των 2,21 kg λι-γνίτη/kWh, που προέκυψε από τα δεδομένα παραγωγής του έτους 2004.

8 ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΚΑΙ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ ΛΙΓΝΙΤΗ – ΠΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΧΡΟΝΙΚΟΥ ΟΡΙΖΟΝΤΑ ΕΞΑΝΤΛΗΣΗΣ ΤΩΝ ΣΗΜΕΡΙΝΩΝ ΒΕΒΑΙΩΝ ΑΠΟΘΕΜΑΤΩΝ – ΑΝΑΜΕΝΟΜΕΝΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΛΙΓΝΙΤΙΚΗΣ ΗΕ

Αν υποτεθεί ότι η παραγωγή (εξόρυξη) λιγνίτη ακολουθεί εκθετική κατανομή με ετήσια αύξηση r (λόγω αύξησης της ζήτησης σε ηλεκτρική ενέργεια), η παραγωγή (t/έτος) λιγνίτη μετά από t χρόνια και η λιγνιτική ηλεκτρική ενέργεια (kWh) που θα μπορεί να παραχθεί τότε με σταθερή ενεργειακή απόδοση των ατμοηλεκτρικών σταθμών (σταθερή ειδική κατανάλωση λιγνίτη), προσδιορίζεται με τη μεθοδολογία που αναπτύσ-σεται παρακάτω.

Δεδομένα — Σημερινή ετήσια παραγωγή (2004): P0 = 71,92 εκατ. τόνοι λιγνίτη περίπου και σταθερή ειδική κατανάλωση λιγνίτη (καμία τεχνολογική βελτίωση των λιγνιτικών σταθμών για βελτίωση της απόδοσης).

Υπολογισμοί — Η συνολική ποσότητα σε τόνους που θα παραχθεί από σήμερα (t = 0) μέχρι μετά από t χρόνια δίνεται από το ολοκλήρωμα:

1/2005 39

tt rtrt e

rPdtePQ

00

00∫ == (11)

το οποίο έχει ως λύση ( )10 −= rte

rP

Q (12)

όπου Q είναι η συνολική ποσότητα λιγνίτη (σε τόνους) που θα εξορυχθεί σε t χρόνια (από 0 έως t), P0 ο σημερινός ετήσιος ρυθμός παραγωγής σε τόνους, και r ο ετήσιος (εκ-θετικός) ρυθμός αύξησης της παραγωγής λιγνίτη υπό μορφή κλάσματος.

Η επίλυση της εξίσωσης (12) ως προς t δίνει το χρονικό ορίζοντα εξάντλησης των σημερινών βέβαιων αποθεμάτων λιγνίτη. Τα αποθέματα αυτά θα εξαντληθούν μετά από T χρόνια που προσδιορίζονται από την εξίσωση:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= 1ln1

0PrQ

rT (13)

Εφαρμόζοντας την εξίσωση (13) για ετήσια παραγωγή Ρ0 = 71,92 εκατ. τόνους λι-

γνίτη και για βέβαια αποθέματα Q = 4,0 δισ. τόνους και ρυθμούς ετήσιας αύξησης πα-ραγωγής σταθερούς r = 0,5, 1, 1,5, 2 και 3% (υπό μορφή κλάσματος 0,005, 0,01, 0,015, 0,02 και 0,03, αντίστοιχα), ο χρονικός ορίζοντας εξάντλησης των αποθεμάτων λιγνίτη υπολογίζεται σε 49,1, 44,2, 40,4, 37,4 και 32,7 χρόνια από σήμερα, αντίστοιχα.

Αν ο ετήσιος ρυθμός παραγωγής λιγνίτη παρέμενε σταθερός και ίσος με το σημερι-νό (μηδενική ετήσια αύξηση παραγωγής), ο χρονικός ορίζοντας εξάντλησης των αποθε-μάτων λιγνίτη θα ανερχόταν σε 4000/71,92 = 55,6 χρόνια, δηλαδή το έτος 2060 περίπου αντί του έτους 2045, που αναμένεται να συμβεί για μέσο ρυθμό αύξησης παραγωγής 1,5% ετησίως.

Αν όμως υποτεθεί ότι τα αποθέματα λιγνίτη (μετά από έρευνες) αυξάνονταν κατά 2,0 δισ. τόνους, ο χρονικός ορίζοντας εξάντλησης των αποθεμάτων θα ήταν 54,1 χρόνια για 1,5% ετήσιο ρυθμό αύξησης παραγωγής, δηλαδή 13 χρόνια περίπου (54,1 – 41,3) περισσότερα (το έτος 2058 αντί του 2045).

Η ηλεκτρική ενέργεια, που θα μπορεί να παραχθεί μετά από t χρόνια, χωρίς τεχνο-λογική βελτίωση των σταθμών παραγωγής (σταθερή ειδική κατανάλωση t/kWh των λι-γνιτικών σταθμών), υπολογίζεται, με τη βοήθεια της εξίσωσης (12) για δύο διαδοχικές χρονικές περιόδους (t – 1) και t, και δίνεται από την εξίσωση:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −⋅=− − r

rttt e

erPQQ 110

1 (14)

Η ειδική (πραγματική) κατανάλωση λιγνίτη γίνεται η υπόθεση ότι θα παραμείνει

σταθερή και ίση περίπου με 2,1 kg λιγνίτη/kWh. Η ηλεκτρική ενέργεια (kWh), που ανα-μένεται να παραχθεί, θα δίνεται τότε από την εξίσωση:

40 1/2005

( ) kWh1011476,01,2901 ×⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −⋅⋅=− −

rrttt

ee

rPQQ (15)

Εφαρμόζοντας την εξίσωση (15) για P0 = 71,92 εκατ. τόνοι (σημερινή παραγωγή λι-

γνίτη), r = 0,015 ή 1,5% και t = 35 χρόνια, προκύπτει ότι η αναμενόμενη, μετά από 35 χρόνια, ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας θα είναι περίπου 57,45 × 109 kWh = 57,45 TWh.

9 ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ

Στην παρούσα εργασία εξηγήθηκαν σύντομα τα φαινόμενα καύσης των συμβατικών καυσίμων, υπολογίστηκε η ενεργειακή τους ένταση με τη βοήθεια του θερμικού τους δυναμικού (ΑΘΔ, ΚΘΔ), που επιτρέπει τον υπολογισμό των αερίων και στερεών εκπο-μπών από τις διεργασίες παραγωγής ενέργειας.

Επίσης, εξετάστηκε η μεθοδολογία παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ορυκτά καύσιμα με συμβατικές μεθόδους και έγινε σύντομη αναφορά στις σύγχρονες μεθόδους παραγωγής ενέργειας (συνδυασμένος κύκλος ή συμπαραγωγή), μεθόδους που αυξάνουν την ολική απόδοση των διεργασιών αυτών και συμβάλλουν στη μείωση των αερίων και στερεών εκπομπών στο περιβάλλον και επίσης συνεισφέρουν στη μείωση των απαιτού-μενων ποσοτήτων των μη ανανεώσιμων ορυκτών καυσίμων.

Στην εργασία αυτή δόθηκαν επίσης διαγράμματα και εξισώσεις υπολογισμού των αερίων εκπομπών από την καύση των συμβατικών καυσίμων.

Στο τέλος παρατέθηκαν απλά παραδείγματα υπολογισμού, με χρήση διαγράμματος και εξισώσεων, των απαιτούμενων ποσοτήτων ορυκτών καυσίμων ανά μονάδα παρα-γόμενης ενέργειας και υπολογίστηκαν, για την περίπτωση του ελληνικού λιγνίτη, τα ισοζύγια μάζας εκπομπών (αερίων και στερεών) και επίσης αναλύθηκε για διάφορες περιπτώσεις ο χρονικός ορίζοντας επάρκειας των βέβαιων αποθεμάτων του.

ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ

A Συντελεστές μετατροπής Όγκος /Μάζα

1 m3 = 1000 L = 35,31 ft3 1000 ft3 = 28,3 m3 1 gallon = 3,785 L 1 bbl (barrel) = 42 gallons = 159,0 L 1 lb = 0,4536 kg 1 kg = 2,205 lb 1 t (μετρικός τόνος ή tonne) = 1000 kg = 2205 lb 1 short ton = 2000 lb = 0,9072 t Β Άλλα δεδομένα GCV (gross calorific value) = HHV (higher caloric value) = ΑΘΔ NCV (net calorific value) = LHV (lower caloric value) = ΚΘΔ

1/2005 41

Oρυκτοί άνθρακες [18,19]

1 t άνθρακα: 27–30 GJ ή 11.500–13.000 Btu/lb (ανθρακίτης) 1 t λιγνίτη: 15–19 GJ ή 6.500–8.200 Btu/lb 1 t (ελληνικός) λιγνίτης (μέσης ΚΘΔ 1150 kcal/kg): 4,82 GJ ή 2075 Btu/lb 1 short ton λιθάνθρακα (coal) = 0,9072 metric ton: 23,76 GJ = 6600 kWh 1 t λιθάνθρακα (coal) ≈ 4 bbl (barrels) oil Σημείωση : Το θερμικό δυναμικό των ορυκτών ανθράκων ποικίλλει σημαντικά μεταξύ των δια-φόρων τύπων τους. Ως τυπικός άνθρακας για υπολογισμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας θεωρείται ο βιτουμενιούχος με θερμικό δυναμικό 27 GJ/t.

Φυσικό αέριο

ΑΘΔ (HHV) = 1027 Btu/ft3 = 38,26 MJ/m3 ΚΘΔ (LHV) = 930 Btu/ft3 = 34, MJ/m3 ΑΘΔ από 1 ft3 φυσικό αέριο = 1027 Btu = 259 kcal (ΚΘΔ ≅ 234 kcal) ΑΘΔ από 1 m3 φυσικό αέριο = 36.267 Btu = 9139 kcal (ΚΘΔ ≅ 8256 kcal) 1000 ft3 φυσικό αέριο = 259 × 103 kcal = 1084 × 106 J = 301,1 kWh 25,6 εκατ. m3 φυσικό αέριο = 1 PJ (ΑΘΔ) 1000 m3 φυσικό αέριο ≈ 0,9 t ισοδύναμο αργό πετρέλαιο (t.o.e.: tonnes of crude oil equivalent) 1 t υγροποιημένο φυσικό αέριο (LNG: liquefied natural gas) = 48.700 ft3 φυσικό αέριο =

= 1379 m3 φυσικό αέριο = (1379/593) m3 LNG = 2,326 m3 LNG Πυκνότητα LNG = 0,43 t/m3 1 therm (χρησιμοποιείται για φυσικό αέριο, μεθάνιο) = 105 Btu (= 105,5 MJ)

Πετρέλαιο

7,64 bbl ≈ 1 t ≈ 42–44 GJ 1 bbl ≈ 5,8 MBtu = 1,462 × 106 kcal ≅ 5,5–5,8 GJ ≅ 1700 kWh Πετρέλαιο diesel ≈ 130.500 Btu/gallon (36,4 MJ/L ή 42,8 GJ/t) Μέση πυκνότητα πετρελαίου diesel = 0,84 kg/L 1 τόνος ισοδύναμου πετρελαίου (1 t.o.e.) αντιστοιχεί σε 7,64 bbl πετρελαίου πυκνότητας 0,823 g/cm3 (κατά API στους 40°C).

1 t.o.e. ≈ 41,88 GJ ≈ 10 × 106 kcal ≈ 12 MWh ≈ 40 × 106 Btu 1 τετρακισεκατ. (quad) Btu = 1015 Btu = 24,75 × 106 t.o.e. = 24,75 Mt.o.e. 1 t.o.e. ≈ 1,5 t σκληρού λιθάνθρακα (hard coal), οπότε 1 t σκληρού λιθάνθρακα ≈ 27,92 GJ 1 t.o.e. ≈ 2,5 t λιγνίτη (15–19 GJ ) ή περίπου 6,84 t ελληνικού λιγνίτη ΑΘΔ 6,12 GJ.

42 1/2005

1 bbl πετρέλαιο ≈ 0,25 t λιθάνθρακα (coal) Παράδε ιγμα : Ποσότητα 106 t πετρελαίου έχει θερμικό δυναμικό 12 × 106 MWh και παράγει 4500 GWh ΗΕ, όταν η απόδοση του θερμοηλεκτρικού εργοστασίου είναι 4,5 × 106 MWh/12 × 106 MWh = 0,375 ή 37,5%.

Πίνακας Α.1 Συντελεστές μετατροπής μονάδων θερμότητας και ηλεκτρικής ενέργειας

Ισοδυναμεί με GJ kWh MBtu th therm kcal

1 GJ 1 277,8 0,948 238,9 9,479 238,8 × 103

1 kWh 3,6 × 10-3 1 3,411 × 10-3 0,86 3,411 × 10–2 860 1 εκατ. Btu (MBtu) 1,055 293,2 1 252 10 252 × 103 1 quad Btu (1015 Btu) 1,055 × 109 293,2 × 109 109 252 x 109 1010 252 × 1012 1 thermie (th) 4,187 × 10-3 1,162 3,968 × 10–3 1 3,968 x 10–2 1000 1 therm 0,1055 29,32 10–1 25,2 1 252 × 102 1 kcal 4,187 × 10–6 1,163 × 10-3 3,968 × 10–6 10-3 3,968 × 10–5 1

1 Btu/lb = 2,326 kJ/kg = 0,556 kcal/kg 1 kJ/kg = 0,43 Btu/lb = 0,2388 kcal/kg 1 kcal/kg = 1,8 Btu/lb = 4,187 kJ/kg

Πίνακας A.2 Συντελεστές μετατροπής όγκου-μάζας αργού πετρελαίου

Σε t kL bbl US gallons

Από Πολλαπλασιάστε με Μετρικοί τόνοι (t) 1 1,165 7,33 307,86 Χιλιόλιτρα (kL) 0,8581 1 6,2898 264,17 Βαρέλια (bbl) 0,1364 0,159 1 42 Αμερ. γαλόνια (US gallons) 0,00325 0,0038 0,0238 1

Πίνακας Α.3 Δεδομένα μετατροπής όγκου-μάζας και προσδιορισμού πυκνότητας προϊόντων πετρελαίου

bbl προς t t προς kL Προϊόντα Πολλαπλασιάστε με LPG 0,086 1,844 Gasoline 0,118 1,351 Kerosene 0,128 1,240 Πετρέλαιο diesel 0,133 1,192 Fuel oil (αργό) 0,149 1,065

1/2005 43

Πίνακας Α.4 Συντελεστές μετατροπής για το φυσικό αέριο (ΝG) και υγροποιημένο φυσικό αέριο (LNG)

Σε 109 m3 ΝG 109 ft3 NG Μt.o.e. 106 t LNG 1012 Btu Μb.o.e

Από Πολλαπλασιάστε με Δισ. m3 (109 m3) NG 1 35,31 0,90 0,73 36 6,29 Δισ. ft3 (109 ft3) NG 0,028 1 0,026 0,021 1,03 0,18 Εκατ. τόνοι ισοδ. πετρελαίου (Μt.o.e.) 1,111 39,2 1 0,805 40,4 7,33 Εκατ. τόνοι LNG (106 m3 LNG) 1,38 48,7 1,23 1 52,0 8,68 Τρισεκατομ. Btu (1012 BTU) 0,028 0,98 0,025 0,02 1 0,17 Εκατ. βαρέλια ισοδύναμου πετρελαίου (Mb.o.e) 0,16 5,61 0,14 0,12 5,8 1

Μt.o.e. = million tonnes oil equivalent Μb.o.e. = million barrels oil equivalent

ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ

1. Zevenhofen, R., “Fuels”, Helsinki University of Technology, Course ENE-47.132/2 http://users.tkk.fi/~rzevenho/BR_ch2.pdf.

2. Καβουρίδης Κ. και Ι. Νικολαϊδης Ι. (1997), «Παραγωγή εξευγενισμένων προϊόντων λιγνίτη για ηλεκτρικές και εξωηλεκτρικές χρήσεις», Διήμερο «Λιγνίτης και λοιπά στερεά καύσιμα της χώρας μας: Παρούσα κατάσταση και προοπτικές» (β΄ μέρος), ΤΕΕ, Αθήνα 5/97, σελ. 8–20.

3. The United States Geological Survey (U.S.G.S), Classification of coals, http://www.usgs.gov 4. Μετικάνης Δ., (1997), «Λιγνιτικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής και περιβαλλοντική νομο-

θεσία (ελληνική και κοινοτική) – H εμπειρία από την ελληνική πραγματικότητα έγκρισης και εφαρμογής περιβαλλοντικών όρων λειτουργίας σε λιγνιτικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής», Διήμερο «Λιγνίτης και λοιπά στερεά καύσιμα της χώρας μας: Παρούσα κατάσταση και προ-οπτικές» (β΄ μέρος), ΤΕΕ, Αθήνα 5/97, σελ. 111–121.

5. Channiwala, S.A., (1992), MS Thesis, Indian Institute of Technology, Bombay, India. 6. American Electric Power, http://www.aep.com/ 7. BC Hydro, Vancouver Island Generation Project, Natural Gas Combined Cycle Power Plant. 8. Combined Heat and Power (CHP) Statistics, Statistical Office of the European Communities,

Joint IEA/Eurostat Annual Questionnaire Training Workshop, IEA, Paris, October 2001. 9. Australia, Queensland Government, Energy Efficiency in Power Stations,

http://www.energy.qld.gov.au/infosite/energy_losses.html 10. Masters, M. G., (1999), Introduction to Environmental Engineering and Science, 2nd Edition,

Prentice Hall, pp. 453–553. 11. Τσακαλάκης, Κ., (2003), «Το φαινόμενο του θερμοκηπίου και η επίδραση της καύσης των

ορυκτών καυσίμων και των ανθρωπογενών δραστηριοτήτων στην εξέλιξή του», Μεταλλειο-λογικά-Μεταλλουργικά Χρονικά, Τόμος 13, Τεύχος 1/2, σελ. 23–49.

12. EUROGAS, Annual Report 2003-2004, http://www.eurogas.org. 13. Cogeneration-Combined Heat and Power (Electricity) Generation, Parliament of Australia,

Parliamentary Library. http://www.aph.gov.au/library/pubs/rn/1998-99/99rn21.htm. 14. World Coal Institute, http://www.worldcoal.org/pages/content/index.asp?PageID=37 15. ΔΕΗ ΑΕ, http://www.dei.gr/. 16. BP Statistical Review of World Energy, Energy in focus, June 2004. 17. Energy Information Administration (Ε.Ι.Α.), U.S. Department of Energy, 2004 Country En-

ergy Data report (Greece), http://www.eia.doe.gov/emeu/world/country/entry_GR.html.

44 1/2005

18. EPA, United States Environmental Protection Agency, The U.S.Greenhouse Gas Inventory, Reference Tables and Conversion.

19. WCI (World Coal Institute), 2000, “Coal Conversion Factors”, London, December.

Power generation methods using conventional fossil fuels

Konstantinos G. Tsakalakis1 Ioannis E. Ioakim2

ABSTRACT

This paper deals with (a) the combustion of the conventional fossil fuels, (b) the methods

of power and electricity generation, and (c) the carbon intensity of the fossil fuels using their higher and lower heating values (HHV, LHV). The above issues allow for the calcula-tion of gas and air-particulate emissions to the environment from the power generation processes.

In addition, the conventional procedure for power generation is here examined and the modern methods of energy production, such as the methods of the combined cycle and the combined heat and power (cogeneration), are also briefly presented. These new methods contribute significantly to the reduction of the gas and solid emissions and to the reduction of the consumption of non-renewable fossil fuels.

The gas emissions and the fuel consumption per unit of energy produced can also be cal-culated using suitable diagrams and equations, which are given herein.

Finally, some simple examples referring to the Greek lignite are also presented. In these examples, the method for the elaboration of the mass and energy balances, in a typical lig-nite-fired power plant, is extensively described.

1 Associate Professor National Technical University of Athens School of Mining and Metallurgical Engineering Section of Metallurgy and Materials Science Laboratory of Mineral Processing GR-157 80 Zographos Athens, Greece 2 Mining and Metallurgical Engineer, Director Public Power Corporation (PPC) SA Western Macedonia Lignite Center GR-502 00 Ptolemaïs Greece