PRIMERJAVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE V TEŠ 6 IN JEK 2

Transcription

1 Dejan Češnjevar PRIMERJAVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE V TEŠ 6 IN JEK 2 Diplomsko delo Maribor, september 2011

2

3 I Diplomsko delo univerzitetnega študijskega programa PRIMERJAVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE V TEŠ 6 IN JEK 2 Študent: Študijski program: Smer: Mentor: Somentor: Lektorica: Dejan Češnjevar UN ŠP Elektrotehnika Močnostna elektrotehnika red. prof. dr. Jože Pihler red. prof. dr. Gorazd Štumberger Bojana Samarin, prof. Maribor, september 2011

4 II

5 III ZAHVALA Zahvaljujem se mentorju prof. dr. Jožetu Pihlerju za pomoč in vodenje pri opravljanju diplomskega dela. Prav tako se zahvaljujem somentorju prof. dr. Gorazdu Štumbergarju. Hvala tudi podjetju Gen-energija, d. o. o, ki mi je pomagalo pri gradivu. Posebna zahvala velja staršem, ki so mi omogočili študij.

6 IV PRIMERJAVA PROIZVODNJE ELEKTRIČNE ENERGIJE V TEŠ 6 IN JEK 2 Ključne besede: proizvodnja električne energije, jedrska elektrarna, termoelektrarna. UDK: (043.2) Povzetek V diplomskem delu je narejena primerjava med dvema energetskima objektoma za proizvodnjo električne energije. Za vsak objekt so bile proučene tehnologije, ki bi bile najbolj ugodne, in potem še, katere izvedbe so bile predlagane. Bile so izvedene tudi primerjave med objektoma po količini proizvodnje električne energije, vplivu na okolje ter investicijske vrednosti projektov.

7 V COMPARISON OF ELECTRICAL ENERGY PRODUCTION IN TEŠ 6 AND NEK 2 Key words: power generation, nuclear power plant, thermal power plant. UDK: (043.2) Abstract The thesis has made a comparison between two objects of energy to produce electricity. For each object technology has been explored that would be the most advantageous and then the implementation of which have been proposed.there were also comparisons made between the object by the quantity of electricity, generation and environmental impact of the investment value of projects.

8 VI VSEBINA 1 UVOD PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE V TERMOELEKTRARNAH TEHNOLOGIJA, KI JE UPORABLJENA V 5 BLOKU TERMOELEKTRARNE ŠOŠTANJ SEDANJE TEHNOLOGIJE, PRIMERNE ZA LIGNIT PCC gorenje premogovega prahu FBC gorenje v lebdečem sloju Superkritične tehnologije IGCC kombiniran plinsko parni proces s predhodnim uplinjanjem premoga VELIKOST PROIZVODNIH ENOT PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE V JEDRSKIH ELEKTRARNAH TEHNOLOGIJA, UPORABLJENA V NUKLEARNI ELEKTRARNI KRŠKO (NEK) SEDANJE TEHNOLOGIJE PRIMERNE ZA JEK AP1000 projekt družbe Westinghouse ATMEA-1 skupen projekt družb Areva in Mitsubishi APWR projekt družbe Mitsubishi EPR projekt družbe Areva PREDLAGANA IZVEDBA ZA TEŠ 6 IN JEK PREDLAGANA IZVEDBA ZA JEK PREDLAGANA IZVEDBA ZA TEŠ PRIMERJAVA PROIZVODNIH ENOT V TEŠ 6 IN JEK PRIMERJAVA GLEDE NA DELEŽ PROIZVODNJE PRIMERJAVA GLEDE NA VPLIV OKOLJA PRIMERJAVA GLEDE NA FINANČNO VREDNOST PROJEKTA SKLEP... 41

9 VII KAZALO TABEL 2.1: Tehnični podatki... 5 Tabela 2.2: Primerjava tehnologij... 9 Tabela 3.1: Osnovni podatki NEK Tabela 3.2: Osnovni podatki AP Tabela 3.3: Osnovni podatki ATMEA Tabela 3.4: Osnovni podatki EU-APWR Tabela 3.5: Osnovni podatki EPR Tabela 4.1: Primerjava glavnih parametrov posameznih elektrarn Tabela 4.2: Tehnični podatki bloka Tabela 5.1: Lastna cena proizvedene električne energije iz JEK Tabela 5.2: Primer za daljinsko ogrevanje Ljubljane Tabela 5.3: Vpliv različnih energentov na okolje Tabela 5.4: Izpusti CO KAZALO SLIK Slika 2.1: Shema tipične termoelektrarne... 3 Slika 2.2: Poenostavljena tehnološka shema za blok 5 TE Šoštanj... 4 Slika 2.3: Pogled na Premogovnik Velenje z deponijo premoga in TEŠ v ozadju Slika 3.1: Shema delovanja jedrske elektrarne Slika 3.2: Shema delovanja NEK Slika 3.3: Glavni objekti v AP Slika 3.4: Razporeditev zgradb ATMEA Slika 3.5: Razporeditev zgradb EU-APWR... 27

10 VIII Slika 3.6: Razporeditev objektov EPR Slika 4.1: Osnovna shema tehnologije PCC Slika 5.1: Leta po fazah izgradnje JEK Slika 5.2: Vrednost projekta bloka

11 IX UPORABLJENI SIMBOLI IN KRATICE KWU turbina proizvajalca Siemens PCC Pulverised Coal Combustion FBC Fluidised Bed Combustion AFBC Atmospheric Pressure Fluidised Bed Combustion PFBC - Pressurised Fluidised Bed Combustion CFBC - Circultaing Fluidised Bed Combustion IGCC Integrated Gasification Combined Cycle TEŠ Termoelektrarna Šoštanj NEK Nuklearna elektrarna Krško PWR tlačnovodni reaktor JEK 2 Jedrska elektrarna Krško 2 blok AP1000 napredna pasivna elektrarna ATMEA-1 skupen projekt Areve in Mitsubishija APWR moderni tlačnovodni reaktor EPR francosko- nemški projekt AP600 starejši tip elektrarne EUR zahteve evropskih podjetij NUID načrt ukrepov ob izrednem dogodku MOX mešano oksidno gorivo

12 X

13 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 1 1 UVOD Električna energija je ena od osnovnih dobrin sodobne družbe in pomembno vpliva na blaginjo in način življenja ljudi. Električno energijo proizvajamo v Sloveniji na več načinov, ki se med seboj dopolnjujejo. Trije glavni viri za pridobivanje električne energije so jedrska, fosilna (premog, nafta, plin) in vodna energija. Poraba električne energije v industriji, storitvenih dejavnostih in v gospodinjstvih narašča z gospodarsko rastjo, z razvojem novih tehnologij, vključno z vse bolj razširjeno uporabo toplotnih črpalk in klimatskih naprav. Zaradi naraščajoče porabe električne energije bomo potrebovali v prihodnjih letih nove elektrarne. Namen diplomskega dela je v začetni fazi seznaniti bralca z delovanjem jedrskih elektrarn ter termoelektrarnami, pri tem se bomo omejili na dva velika morebitna slovenska objekta za proizvodnjo električne energije JEK 2 in TEŠ 6. Pri tem bomo proučili, kateri projekt je bolj smotrn za Slovenijo tako po finančni kot po okoljski plati. V drugem poglavju smo se seznanili z delovanjem Termoelektrarn in sedanjimi tehnologijami, ki bi prišle v veljavo pri šestem bloku TE Šoštanj. Proučili smo tudi zaloge lignita v Sloveniji. V tretjem poglavju smo se seznanili z delovanjem jedrskih elektrarn ter tehnologijami, ki bi prišle v veljavo pri drugem bloku jedrske elektrarne Krško. V četrtem poglavju smo predstavili predlagane izvedbe za oba objekta. Peto poglavje je namenjeno seznanitvi bralca z vplivom objektov na okolje in primerjavi proizvodnje ter finančne primerjave. V zadnjem, šestem, poglavju smo podali naše zaključke.

14 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 2 2 PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE V TERMOELEKTRARNAH Termoelektrarne na premog so navadno namenjene osnovni proizvodnji energije in delujejo v baznem in trapeznem delu obremenilnega diagrama. Vzrok za to je njihova relativno počasna dinamika odziva na zahtevane spremembe. Hitre spremembe lahko izvajajo le v pasu 10 % moči v smeri povečanja proizvodnje, ker preveliko dodatno odvajanje energije lahko poruši ravnotežje pri proizvodnji pare. Tudi zagon iz mrzlega stanja lahko traja več ur. V termoelektrarnah (slika 2.1) pridobivamo električno energijo s sežiganjem fosilnih goriv (premoga, nafte ali zemeljskega plina). Ponavadi so termoelektrarne postavljene blizu rudnikov premoga, da goriva ni treba daleč prevažati. Mlin za premog zmelje različno velike kose premoga, ki ga dobiva iz rudnika, v premogov prah. Tega po transportnem traku prevažamo v posodo za premog, od koder ga posebno grajen ventilator iz posode za doziranje premoga vpihava v kotel. Tu premogov prah v trenutku zgori (ostanki premoga padejo v posodo za pepel) in s svojo toploto segreva vodo do vrelišča, nastalo paro pa pregreva do visokega tlaka. Tako paro vodimo naprej v visokotlačni in nato v nizkotlačni pogonski stroj, ki ga imenujemo parna turbina. Tu gre vodna para pod visokim tlakom skozi šobe na lopatice, ki se zaradi tega vrtijo. Os parne turbine žene električni generator, ki nam daje električno energijo. Iz parne turbine gre para, ki je že oddala svojo energijo v kondenzator, kjer se spremeni v kapljevinasto agregatno stanje. Kondenzator hladimo z mrzlo vodo, ki jo črpamo iz reke, ali pa za hlajenje uporabimo hladilni stolp. Kondenzirano paro črpa napajalna črpalka nazaj v kotel. Pri obratovanju elektrarne nastajajo strupeni plini, ki jih s pomočjo čistilnih naprav (filter) do neke mere očistimo, ostanek pa preko dimnika dimnih plinov spustimo v ozračje.

15 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 3 1. Hladilni stolp 10. Parni ventil 19. Predgrelnik 2. Hladilna črpalka 11. Visoko tlačna parna turbina 20. Ventilator 3. Daljnovod 12. Kondenzator 21. Dogrejevalnik 4. Transformator 13. Napajalni grelec 22. Izgorevalnik zraka 5. Generator 14. Premog 23. Toplotni izmenjevalec 6. Nizkotlačna turbina 15. Posoda za premog 24. Grelnik zraka 7. Črpalka za kondenz 16. Dozirnik premoga 25. Filter 8. Površina kondenzatorja 17. Parni kotel 26. Sesalni ventilator 9. Vmesni pritisk 18. Posoda za pepel 27. Dimnik dimnih plinov Slika 2.1: Shema tipične termoelektrarne 2.1 Tehnologija, ki je uporabljena v 5 bloku Termoelektrarne Šoštanj Temeljni kamen je bil položen 1. februarja 1975, takoj zatem pa so se začela gradbena dela. Montaža opreme je bila na višku leta 1976, končana pa naslednje leto, ko so bili opravljeni vsi potrebni preizkusi za obratovanje. Prva sinhronizacija bloka je bila 25. septembra 1977, 27. januarja 1978 pa je pričel blok redno obratovati z nazivno močjo generatorja 345 MW, ostali tehnični podatki bloka se nahajajo v tabeli 2.1. Princip delovanja pa je prikazan na sliki 2.2 [1].

16 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran Kotel (a grelnik vode, b uparjalnik, c izločevalnik vode, d prvi pregrevalnik, e drugi pregrevalnik, f tretji pregrevalnik) 12. Napajalne črpalke 13. VT grelnik vode A6 14. VT grelnik vode A7 2. Turbina 15. VT grelnik vode A8 3. Generator 16. Ohlajevalnik vode 4. Kondenzator 17. Zagonski razbremenilnik 5. Kondenzatni črpalki 18. Izpustni razbremenilnik 6. Hladilnik kondenzata 19. Zagonska posoda 7. NT grelnik vode A1 20. Varnostni ventil 8. NT grelnik vode A2 21. Čiščenje kondenzata 9. NT grelnik vode A3 22. Hladilni stolp 10. NT grelnik vode A4 23. Priprava dekarbonatne vode 11. Napajalni rezervoar A Napajanje TP1 ali TP2 Slika 2.2: Poenostavljena tehnološka shema za blok 5 TE Šoštanj Kotel (1) na bloku 5 je Sulzerjev enocevni parni kotel stolpne izvedbe, z dodatno cirkulacijo v uparjalniku in enkratnim ponovnim pregrevanjem. Visok je 96 m, do višine 49 m zaprt, nato pa odprt z močnejšo toplotno izolacijo.[1] Turbina (2) proizvajalca Siemens UB KWU je nadtlačna, večstopenjska, aksialna, odjemna kondenzatna s ponovnim pregrevanjem pare. Sestavljena je iz visokotlačnega, srednjetlačnega in nizkotlačnega dela ter sistemov pomožnih naprav. Naprava za razžveplanje dimnih plinov bloka 4 je priključena za kotlom bloka 5, ki za kurjavo uporablja lignit. Dimni plini, ki prihajajo iz kotla, vsebujejo SO 2, CO 2, NOx, prah, pepel in druge spremljevalne snovi. Dva ventilatorja vleka sesata dimne pline iz kotla po

17 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 5 dveh kanalih preko elektrofiltrov, kjer se izloči več kot 99,8 % pepela. Dimne pline, očiščene prahu, ventilatorja vleka lahko potiskata po dveh poteh. Normalna pot je skozi napravo za odžveplanje, v izjemnih primerih pa jih lahko vodimo preko obvodnih loput direktno v dimnik. Generator (3) bloka 5 je trifazni sinhronski generator podjetja Kraftwerk Union z direktno hlajenim rotorjem in statorjem, z maksimalno dovoljeno vstopno temperaturo vodika C in tiristorskim vzbujevalnim sistemom. 2.1: Tehnični podatki NAPRAVA ENOTA BLOK 5 KOTEL Sulzer Zmogljivost t/h Sveža para: tlak bar 183 Temperatura Ponovno para: tlak Temperatura TURBINA pregreta 0 C 540 bar 41,5 0 C 545 KWU kondenzacijska odjemna Nazivna moč MW 275 Nazivni vrtljaji min Nazivni tlak bar 177,5 GENERATOR KWU Nazivna moč MVA 406 Nazivna napetost kv 21 ± 10 % Nazivni tok A Izkoristek blokov % 32

18 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran Sedanje tehnologije, primerne za lignit Postopki priprave premoga so splošni in v večini primerov vključujejo zgolj mletje in v nekaterih primerih tudi sušenje, da se na ta način zmanjša vsebnost vlage v premogu. Ostala postopka čiščenja premoga, kot sta demineralizacija in desulfurizacija, še nista široko v uporabi, vendar bi lahko prispevala k izboljšanju izkoristka elektrarn za 2 3%. Premogi vsebujejo med 10 in 40 % inertnih mineralnih snovi, ki po gorenju ostanejo v obliki pepela in ne dajejo nobene energije med procesom gorenja. Če pa premog predhodno»očistimo«, zmanjšamo vsebnost pepela za več kot 50 %. Takšnemu premogu pravimo ultra čisti premog ali s tujko Ultra Clean Coal PCC gorenje premogovega prahu V klasičnih elektrarnah na premogov prah pri visokih temperaturah izgoreva premog, ki se v obliki prahu vpihava v kotel. Ta tehnologija je primerna za različne vrste premoga, vendar obstajajo določene omejitve pri premogih z visoko vsebnostjo pepela. Toplota, ki nastane pri gorenju premoga, se uporabi na parni turbini. Temperatura pare je običajno med 550 in C, njen tlak pa približno 180 bar. Večinoma so elektrarne velikosti med 200 in 1100 MW. Ponavadi imajo priključene sisteme za razžvepljanje dimnih plinov in selektivno katalitično redukcijo NOx [2] FBC gorenje v lebdečem sloju Pri tej tehnologiji zdrobljen premog gori v kotlu, v katerega se vpihuje zrak, tako da je gorivo ves čas v turbulentnem stanju. To izboljša proces gorenja, prenos toplote in zmanjša nastanek odpadkov. Z boljšim mešanjem goriva in zraka v FBC sistemu in boljšim izkoristkom toplotnega izmenjevalca lahko proces poteka pri nižjih temperaturah kot v klasičnih PCC elektrarnah. S povečanjem tlaka v kotlu je možno pridobiti visokotlačno paro, ki poganja parno turbino. FBC tehnologije so zelo popularne zaradi fleksibilnosti pri uporabi različnih vrst goriva. Prednosti se kažejo predvsem v manjši emisiji NOx zaradi nižjih temperatur v kotlu ter nižje emisije SO 2, saj je možno apnenec vpihavati skupaj s premogom v kotel in na ta način doseči razžvepljanje.

19 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 7 Tehnologijo FBC ločimo na: AFBC gorenje v lebdečem sloju pri atmosferskem tlaku, PFBC gorenje v lebdečem sloju pri povišanem tlaku, CFBC gorenje v ne stacionarnem lebdečem sloju lahko poteka pri atmosferskem ali povišanem tlaku [2]. Izkoristki tehnologij gorenja v lebdečem sloju so v večini primerov podobni izkoristkom klasičnih elektrarn, vendar so okoljske prednosti veliko večje, še posebno pri uporabi slabših premogov. PFBC lahko dosežejo izkoristke do 45 % in so komercialno dostopne. Vendar pa visoka stopnja integracije in nizka dostopnost nekaterih pomembnih komponent nista pripomogli k večji konkurenčnosti te tehnologije v primerjavi z ostalimi Superkritične tehnologije Elektrarna s superkritično PC tehnologijo deluje pri zelo visokem parnemu tlaku (nad 250 bar, pri čemer bo zgornji prag po predvidevanjih in opravljenih raziskavah v prihodnje 350 bar) in temperaturi (nad C vse do C) ter na ta način omogoča doseganje višjih izkoristkov do 45 %, hkrati pa nižje emisije snovi v zrak. Še večje izkoristke (do 50 %) je možno doseči pri ultrasuperkritičnih pogojih(pri tej tehnologiji je glavni namen, da se bo še bolj kot pri superkritičnih povečeval tlak). V večini držav so superkritične elektrarne v komercialni izvedbi, inštaliranih enot je več kot 400. V prihodnosti bodo te elektrarne igrale pomembno vlogo v proizvodnji električne energije zaradi boljših izkoristkov in s tem povezanimi nižjimi emisijami toplogrednih plinov. Investicijski stroški so le malenkost višji od klasičnih elektrarn, so pa stroški goriva nižji zaradi večjega izkoristka Superkritična in ultrasuper kritične zahtevajo manj premoga za megavatno uro, kar vodi do zmanjšanja emisij, večje učinkovitosti in manjše porabe goriva [2] IGCC kombiniran plinsko parni proces s predhodnim uplinjanjem premoga Kombiniran plinsko parni proces s predhodnim uplinjanjem premoga je ena izmed najbolj obetavnih alternativnih tehnologij, saj ima možnost hkratnega odstranjevanja odpadnih

20 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 8 plinov v procesu pretvorbe premoga v primerjavi s klasičnimi elektrarnami, kjer poteka čiščenje odpadnih plinov kasneje. Glavna prednost te tehnologije so višji izkoristek in manjše emisije, ki jih je treba zagotoviti tako z mednarodnimi protokoli kot zakonodajo v posameznih državah. Odstranijo se namreč žveplove spojine in prašni delci pred uporabo nastalega plina iz premoga v plinski turbini. Ideja o uplinjanju premoga ni nova, je pa nov princip kombinirane elektrarne, kjer je zemeljski plin nadomeščen s plinom, ki nastane pri uplinjanju premoga, tako imenovan»sintetični plin«, sestavljen predvsem iz ogljikovega monoksida (CO) in vodika (H 2 ). Premog je možno upliniti na različne načine v uplinjevalnikih s pomočjo kisika in pare. Proces poteka pri tlaku 25 bar in temperaturah med 1200 in C v cilindrični kotlu. Možno je uporabiti premoge slabše kvalitete, biomaso ali odpadne produkte olj in nafte ter jih upliniti, nastali plin očistiti in uporabiti za proizvodnjo električne energije. Kombinirano uplinjanje sestavlja uporaba tako parne kot tudi plinske turbine. Od stopnje integracije obeh procesov je trenutno možno doseči 40 do 45 % izkoristek [2]. PRIMERJAVA TEHNLOGIJ V Evropski uniji je danes več kot 730 termoenergetskih objektov moči z različnimi tehnologijami izgorevanja premoga in/ali drugih energentov, njihova povprečna starost pa se giblje med 20 in 30 let. Večina tehnologij izgorevanja premoga temelji na proizvodnji visoko tlačne pare, ki poganja parno turbino in na ta način preko generatorja proizvaja električno energijo. Dimne pline, ki nastajajo, je potrebno očistiti delcev, žveplovega dioksida in dušikovih oksidov. V splošnem lahko rečemo, da imajo elektrarne z višjimi izkoristki, ki proizvedejo več električne energije na enoto premoga, tudi nižje emisije snovi v okolje. Iz 1 kg ogljika nastane 3,7 kg CO 2 (pri današnjih klasičnih elektrarnah z 38 % izkoristkom), kar pomeni 0,87 kg CO 2 /kwh. Emisije bodočih elektrarn s 50 % izkoristkom bodo zmanjšane na približno 0,66 kg CO 2 /kwh. Hkrati je pomembno tudi dejstvo, da elektrarne na premog emitirajo skoraj dvakrat večjo količino toplogrednih plinov/kwh kot elektrarne na plin. Elektrarne na premog bodo v prihodnosti lahko sicer dodatno dogradile sisteme za ujetje CO 2, kar vsekakor predstavlja izziv tako iz tehnološkega, ekonomskega in političnega vidika. V tabeli 2.2 je narejena primerjava različnih tehnologij [2].

21 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 9 Status tehnologije Tabela 2.2: Primerjava tehnologij Klasična PCC Superkritična FBC IGCC Kompletno preizkušena in komercialno dostopna V veliki meri preizkušena in komercialno dostopna Preizkušena in komercialno dostopna Bolj v demonstracijski fazi z nekaj komercialnimi objekti Inštalirano v ~ 1000 GW ~ 1000 GW ~ 4 GW ~ 1 GW svetovnem merilu Velikost enot Vse velikosti Vse velikosti Velikosti pod 400 Fleksibilnost goriva Izkoristek Fleksibilnost delovanja Okoljske karakteristike Dostopnost Širok spekter različnih premogov Omejen s pogoji pare, moderne naprave dosegajo 41 % Delovanje je omejeno pri nizkem doziranju Zmanjšanje SO 2 in NOx z razžvepljanjem in uporabo gorilnikov Majhen izkoristek (visoke CO2 emisije) Širok spekter različnih premogov 45 % danes, z izboljšavami možno doseči 55 % Delovanje je omejeno pri nizkem doziranju Večji izkoristek posledično zmanjša emisije SO 2, NOx in CO 2 Dokazano dobra MW Širok spekter različnih premogov in ostalih goriv 40 % danes, z izboljšavami do 44 % Delovanje je omejeno pri nizkem doziranju Zmanjšanje emisij SO 2 in NOx Dokazano dobra MW Širok spekter različnih premogov in ostalih goriv 43 % danes, >50 % z izboljšavami plinskih turbin Lahko deluje le pri konstantnem doziranju Odlične Še ni popolnoma dokazana Čas gradnje ~ 4 leta ~ 4 leta ~ 4 leta ~ 5 leta Uporaba stranskih produktov Da Da Pri AFBC da, pri PFBC ne Da Emisije CO 2 (kg/mwh) Klasična in superkritična tehnologija sta preizkušeni in inštalirani v več tisoč napravah na svetu, pri čemer je velikost enot zelo različna, od 100 do 1000 MW. Tudi AFBC tehnologija je preizkušena v več sto komercialnih napravah velikosti 200 MW. PFBC komercialne naprave so večinoma na Švedskem, Japonskem in v ZDA, vendar so manjših velikosti običajno manj kot 100 MW. Večina IGCC elektrarn je bila v začetni fazi

22 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 10 zgrajenih kot demonstracijske naprave, vendar jih sedaj že velika večina deluje v komercialni obliki, in sicer v velikostnem razredu med 200 in 300 MW. FBC tehnologija ima enak parni cikel kot klasične PCC elektrarne. Samo proces izgorevanja premoga poteka pri nižji temperaturi, kar ima za posledico tudi nižji izkoristek, na drugi strani pa je možno uporabiti različne kvalitete premogov oz. goriv in hkrati doseči nizke emisije brez dodatnih enot za razžvepljanje ali katalitično redukcijo. Višje izkoristke FBC tehnologije je mogoče doseči pri višjih tlakih (PFBC tehnologija), kar ima še dodatno prednost v smislu manjše velikosti opreme. IGCC tehnologija je kompleksna in obstaja v večini primerov kot povezava elektrarne in kemijske tovarne zaradi možne proizvodnje kemikalij in na ta način uporabe stranskih produktov procesa uplinjanja premoga s kisikom ali zrakom. Glavni problem pri tej tehnologiji danes predstavlja kompleksnost integracije obeh ciklov (plinskega in parnega) in s tem povezanega operativnega dela in vzdrževanja [2]. 2.3 Velikost proizvodnih enot Premog je med fosilnimi gorivi edini vir, ki bo na energetskem trgu zaradi velikega obsega zalog po vsem svetu ostal najdlje. Slovenija ima od fosilnih energetskih virov le premog, zato je z zalogami in izkoriščanjem premoga v Sloveniji treba ravnati kar najracionalneje. Najverjetneje bo imel premog tudi v prihodnosti pomembno vlogo, saj največ električne energije proizvedejo prav termoelektrarne na premog. TE Šoštanj uporablja domači lignit bližnjega premogovnika. Domači energent veča zanesljivost in niža uvozno odvisnost oskrbe s primarnimi gorivi. TEŠ 6 bo za svojo življenjsko dobo do leta potreboval 92 milijonov ton lignita, za delovanje preostalih petih blokov do zaprtja pa še okoli 30 milijonov ton. Po podatkih premogovnika Velenje [4] naj bi bilo pod velenjskim poljem še 380 milijonov ton zalog. Od tega je 171 milijonov ton mogoče izkoriščati, 209 milijonov ton pa ga z današnjo

23 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 11 tehnologijo ne moremo ekonomično odkopati ali pa je njegova kaloričnost premajhna. Pri izkopavanju 171 milijonov ton bodo nastale izgube, tako da je zalog 131,67 milijona ton, kar zadošča za oskrbo Teša do konca uporabne dobe. Pri tem pa moramo vedeti, da bo napredek v tehnologiji omogočil ekonomično izkoriščanje tudi tistih zalog, ki jih z današnjimi metodami ni smotrno odkopavati. Premogovništvo je povzročilo veliko negativnih učinkov na prst (erozija) in rastje. Največje spremembe oziroma popolno uničenje so doletele kulturno pokrajino (izguba nekaterih naselij, porušeni domovi okoli 1500 ljudi, uničena infrastruktura ceste, kanalizacija, vodovodi, električni vodi). Lignit se bo dostavljal (slika 2.2) do bloka 6 preko obstoječega sistema transportnih trakov blokov 1 do 4, ki bo preurejen, zmogljivost pa povečana. Slika 2.3: Pogled na Premogovnik Velenje z deponijo premoga in TEŠ v ozadju

24 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 12 Tri jezera v Šaleški dolini so posledica izkopavanja lignita. Zaradi njihovega dokaj neznanega nastanka so širši slovenski javnosti malo znana. Z jezerskim območjem velikosti 210 ha spadajo med največje jezerske krajine v Sloveniji. Šaleška jezera so nastala iz istega razloga in na enak način. Rudarjenje povzroča nadaljnje širjenje jezerske krajine in tako končno oblikovanje doline danes še ni možno. Ker so jezera zalila ugreznjeno plodno ravnico, so bila na začetku sprejeta kot izrazito negativen pojav. Danes pa široke vodne površine omogočajo rekreacijsko in turistično rabo ter tako predstavljajo priložnost za razvoj Šaleške doline.

25 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 13 3 PROIZVODNJA ELEKTRIČNE ENERGIJE V JEDRSKIH ELEKTRARNAH Najpomembnejša značilnost tlačnovodne elektrarne (slika 3.1) je tako visok tlak v reaktorju, da se voda pri tem ne uparja. Vzdržuje ga naprava, ki ji rečemo tlačnik ekspanzijska posoda, v kateri je delno voda delno para. Tlak znaša tipično 15,5 MPa (155 bar), temperatura primarne vode na izstopu iz reaktorja pa je okoli 330 C. Primarna voda s pomočjo črpalk kroži med reaktorjem in uparjalniki, kjer svojo toploto odda sekundarni vodi. Gorivo v reaktorju je obogaten uran (3 5 %) v gorivnih elementih snopih kovinskih palic, debeline okoli 1 cm in dolžine okoli 4 m. Slika 3.1: Shema delovanja jedrske elektrarne

26 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 14 Obratovanje jedrske elektrarne lahko opišemo s tremi termodinamičnimi krogi ali cikli. Primarni sistem ali primarni krog tvorijo reaktor, hladilne zanke in tlačnik. Ta je v celoti zaprt znotraj zadrževalnega hrama, velike betonsko-jeklene stavbe, ki v primeru morebitne nezgode učinkovito prepreči sproščanje radioaktivnih snovi v okolje. Po eno pretočno pot, ki jo tvorijo uparjalnik, črpalka in povezovalni cevovodi, imenujemo hladilna zanka. Število hladilnih zank je odvisno od moči reaktorja in znaša od 2 do 4. Sekundarni sistem ali krog je v bistvu termoelektrarna, v kateri imajo uparjalniki vlogo parnih kotlov. Uparjalnik (ki je del primarnega in sekundarnega sistema) prenese toploto primarne vode na sekundarno vodo, ki se v uparjalniku uparja in kot visokotlačna para odteka v parno turbino. Temperatura sekundarne pare, ki znaša okoli 280 C, določa toplotni izkoristek elektrarne (tipično okoli 35 %). Para v parni turbini ekspandira, pri čemer se del njene notranje energije pretvori v mehansko energijo, ki poganja električni generator. Para iz turbine odteka v kondenzator, kjer se v stiku s hladnimi cevmi kondenzatorja ohladi in kondenzira. Kondenzatna in napajalna črpalka vračata vodo v uparjalnik, s čimer je zaključen sekundarni krog. Tretji krog je hladilni sistem kondenzatorja: gledano termodinamično je ponor toplote za tisti del toplote primarnega sistema, ki ga ni mogoče pretvoriti v mehansko energijo in ga je potrebno odvajati v okolje ("odpadna toplota"). V NEK je ponor toplote reka Sava, ki se ji v primeru nizkega vodostaja pridružijo še hladilni stolpi. Za drugo elektrarno pridejo v poštev zgolj hladilni stolpi. Poglavitna prednost tlačnovodnih elektrarn je ločitev primarnega hladila od okolja z vmesnim, sekundarnim sistemom. Ekonomsko gledano to pomeni sicer več komponent in višjo ceno, vendar so v ostalih tipih elektrarn stroški nekaterih drugih komponent višji, tako da je končna cena tako investicije kot obratovanja tlačnovodnih elektrarn med najbolj konkurenčnimi.

27 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 15 Jedrska elektrarna ima poleg osnovnih elementov in sistemov še precej pomožnih in varnostnih sistemov. Vse te elemente in sisteme lahko razdelimo na dve veliki skupini, ki ju imenujemo jedrski otok in turbinski otok. Jedrski otok sestavljajo primarni sistem, pomožni tekočinski sistemi, električni, inštrumentacijski in regulacijski sistemi, ki so potrebni za delovanje primarnega sistema (do sem naštete sisteme včasih imenujemo tudi sistem za proizvodnjo pare) ter sistem za predelavo radioaktivnih odpadkov, sistem za ravnanje z gorivom in ventilacijske sisteme. Turbinski otok je klasični del jedrske elektrarne, ki ga sestavljajo zelo podobni sistemi in deli, kot so v termoelektrarni. Turbinski otok tvorita drugi in tretji krog s svojimi pomožnimi sistemi. 3.1 Tehnologija, uporabljena v Nuklearni Elektrarni Krško (NEK) Jedrska elektrarna Krško je tipa PWR druge generacije s pretočnim hlajenjem. Opremljena je z Westinghousovim lahkovodnim tlačnim reaktorjem toplotne moči 1994 MW. Reaktor spada med tlačnovodne reaktorje, ki so v svetu najpogostejši (ima ga več kot polovica od 440 jedrskih elektrarn v svetu). Ime reaktorja pomeni, da ga hladi voda, ki je pod tako visokim tlakom, da v reaktorju ne zavre. Moč elektrarne na pragu je 696 MW. Elektrarna je priključena na 400 kv omrežje za napajanje potrošnih središč. Letno proizvede nad pet milijard kwh električne energije, kar predstavlja približno 40 % skupne proizvedene električne energije v Sloveniji. Osnovni podatki so prikazani v tabeli 3.1 Tabela 3.1: Osnovni podatki NEK Električna moč (neto/bruto) 696/727 MW Toplotna moč 1994 MW Število hladilnih zank 2 Gorivo UO 2 Gorivni cikel 18 mesecev Trajanje remonta (menjava goriva, redna vzdrževalna dela) 25 dni Življenjska doba 40 let Izkoristek 35 % Razpoložljivost tekom življenjske dobe 83 % Čas gradnje (po zaključeni gradbeni jami) 72 mesecev Verjetnost poškodbe sredice (CDF) < 10-4 /leto Verjetnost večjega izpusta v okolje (LERF) < 10-6 /leto

28 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 16 NEK glede na svoje obratovalne karakteristike pokriva osnovno obremenitev skozi vse leto. Poleg tega je zanesljiv vir delovne in jalove moči. Je bistven dejavnik pri stabilizaciji kritičnih obratovalnih stanj in napetostnih razmer, še posebej ob velikih prehodnih pojavih znotraj UCTE- Unija za koordinacijo prenosa električne energije. Princip delovanja NEK (slika 3.2) je podoben kot pri klasični termoelektrarni na fosilna goriva, vendar izvor toplote ni gorenje premoga ali plina, temveč se toplota sprošča ob cepitvi uranovih jeder v reaktorju. Reaktor sestavlja reaktorska posoda z gorivnimi elementi, ki tvorijo sredico. Skozi reaktor kroži prečiščena navadna voda pod tlakom, ki odvaja sproščeno toploto v uparjalnika. V uparjalnikih nastaja para, ki poganja turbino, ta pa električni generator. Vsa oprema reaktorja in pripadajočega primarnega hladilnega kroga se nahaja v reaktorski zgradbi, ki ji zaradi njene funkcije pravimo tudi zadrževalni hram. [6] Reaktorska posoda, v kateri so gorivni elementi, je med obratovanjem zaprta. Za načrtovano menjavo goriva je potrebno elektrarno zaustaviti. Obdobje med dvema menjavama goriva imenujemo gorivni ciklus, ki v NEK traja 18 mesecev. Po zaključku vsakega gorivnega ciklusa se izrabljeni gorivni elementi nadomestijo s svežimi.

29 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 17 Slika 3.2: Shema delovanja NEK 3.2 Sedanje tehnologije primerne za JEK 2 Zadnja leta so spoznanja o nujnosti omejevanja izpustov ogljikovega dioksida prodrla tudi v širšo javnost in med politike, kar je oživilo zanimanje za nove JE. Te pa bo zaradi zaostrenih ekonomskih razmer in družbene sprejemljivosti jedrske energije mogoče graditi le s tehnološkimi in organizacijskimi izboljšavami, ki skupno predstavljajo III. generacijo JE.

30 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 18 V svetu je več ponudnikov jedrskih elektrarn III. generacije s tlačnovodnim reaktorjem, ki izpolnjujejo najstrožje varnostne, okoljevarstvene, tehnične in ekonomske kriterije. Tipični predstavniki jedrskih elektrarn III. generacije, ki se gradijo in načrtujejo v modernem svetu, so: AP1000, ATMEA1, APWR, EPR. SKUPNE LASNOSTI Primarni sistemi Pri vseh štirih ima primarni sistem vse glavne komponente, ki jih poznamo iz tehnologije tlačnovodnih reaktorjev (reaktorska posoda, črpalka primarnega hladila, uparjalnik, tlačnik). Edini posebnež med njimi je AP1000, ki ima hermetično zaprte črpalke, ki izvirajo iz tehnologije reaktorjev za pogon plovil, poleg tega ima pri tem reaktorju vsaka od obeh hladilnih zank po dve hladni veji in eno vročo vejo. Reaktorska posoda, uparjalniki in tlačnik pa so pri vseh štirih zgolj evolucija komponent, ki so jih vgradili že v novejše elektrarne II. generacije. Pomembno je omeniti, da pri vseh štirih obravnavanih reaktorjih sredična instrumentacija sega v sredico skozi pokrov reaktorske posode (in ne skozi dno kot npr. v NEK). S tem se zmanjša možnost stalitve posode ob morebitni nesreči. Vsi štirje reaktorji uporabljajo gorivne elemente tipa 17 x 17, ki so se prav tako uporabljali tudi že v novejših elektrarnah II. generacije (v NEK so gorivni elementi 16 x 16). Za vse štiri reaktorje je tudi značilen povečan volumen tlačnika, kar zagotavlja daljši čas za reakcijo operaterjev ob morebitni nezgodi, prav tako pa blaži vplive prehodnih pojavov in tako povečuje zanesljivost obratovanja. Sekundarni sistem Sekundarni sistem (turbina z generatorjem in pomožni sistemi) je pri vseh obravnavanih elektrarnah povsem konvencionalen in ne odstopa bistveno od rešitev, ki jih poznamo že iz NEK. Pri vseh predstavljenih elektrarnah je toplotni izkoristek, ki ga navaja proizvajalec, enak ali nekoliko višji kot pri NEK. Parametri vseh primarnih sistemov so zelo podobni.

31 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 19 Predpostavljamo lahko, da so parne turbine, ki so predvidene za te elektrarne, skoraj popolnoma enako dovršene (verjetno podobne kvalitete kot nova nizkotlačna turbina NEK). Visok izkoristek elektrarn ATMEA in EPR lahko delno pojasni izvedba uparjalnika s protitočnim aksialnim predgrelnikom, 39 % izkoristek EU-APWR pa se zdi nerealističen. V vsakem primeru je gornja meja navedenih izkoristkov dosegljiva kvečjemu ob najbolj ugodnih pogojih okolja za delovanje kondenzatorja. Varnostni sistemi Največje razlike (obravnavanih 4 elektrarn med seboj) se kažejo v varnostnih sistemih. Za vse je značilna precej višja stopnja varnosti glede na obstoječe elektrarne. Do nje pa so prišli z različnimi pristopi in tehničnimi rešitvami. Načrtovanje ukrepanja ob izrednem dogodku (NUID) izven lokacije elektrarne zaradi višje stopnje varnosti ni potrebno pri EPR, pri AP1000 je le-to zmanjšano in poenostavljeno, za ATMEA-1 in EU-APWR tovrstne navedbe nismo zasledili, vendar je mogoče predpostaviti, da bo tudi pri teh dveh zasnovah NUID občutno zmanjšan. Pri varnostnih sistemih je ponovno posebnež AP1000, ki je že v osnovi zasnovan s pasivnimi varnostnimi sistemi: pretoki tekočin temeljijo na principih gravitacije in naravne cirkulacije. Varnostni sistemi AP1000 vsebujejo zasilno hlajenje sredice (pasivno varnostno vbrizgavanje v primeru odpovedi normalnega hlajenja sredice reaktorja), pasiven odvod zaostale toplote in pasivno hlajenje zadrževalnega hrama, ki nadomešča do sedaj znano rešitev prhanja zadrževalnega hrama. Za primer težkih nezgod ima AP1000 predvideno zadržanje in dolgoročno hlajenje staljene sredice znotraj reaktorske posode. V EPR je posebnost uvedba lovilca staljene sredice. V primeru malo verjetnega taljenja sredice se talina, ki pobegne iz reaktorske posode, zbira, zadrži ter nadzorovano hladi v posebnem prostoru znotraj zadrževalnega hrama. Podobno rešitev načrtujejo tudi za elektrarno ATMEA-1. Posebnost pri elektrarni EU-APWR so napredni tlačni akumulatorji, ki z uvedbo posebnega omejevalnika pretoka združujejo vlogo klasičnih tlačnih akumulatorjev in nizkotlačnega sistema vbrizgavanja. Vsem zasnovam elektrarn je skupna lokacija bazena za izrabljeno gorivo, ki se sedaj nahaja znotraj zadrževalnega hrama. V primeru aktivacije sistema za zasilno hlajenje sredice tako ni več potreben preklop napajanja za črpalke zasilnega hlajenja sredice.

32 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 20 Glede na rešitve II. generacije imajo nove zasnove elektrarn uvedene dodatne varnostne proge z ustrezno redundanco. Zaradi pasivne zasnove je manjše število prog z varnostnimi sistemi samo pri AP1000. Vse elektrarne imajo povečano število enot za zasilno električno napajanje (vsaj 4 dizel generatorje). Novost je pri EU-APWR, kjer za zasilno električno napajanje skrbi kombinacija dveh dizel generatorjev in dveh generatorjev s plinsko turbino. Tudi pri ATMEA-1 je predvidena takšna rešitev. Pri AP1000 so dizel generatorji zaradi pasivne zasnove sistemov ne-varnostna oprema. Zasnova zadrževalnega hrama pri AP1000 je nadgradnja zasnove, kot jo poznamo iz NEK: Notranja jeklena lupina, ki prevzame tlačno obremenitev, ter zunanja betonska lupina. Med njima je vmesni prostor, ki pri AP1000 služi za ohlajanje zadrževalnega hrama z naravno konvekcijo. Pri ostalih treh zasnovah pa tlačno obremenitev prevzame betonska lupina iz prednapetega betona. Le-ta je na notranji strani obdana s kovinsko oblogo, ki pa je mnogo tanjša (6 mm) kot je samostoječa kovinska lupina v Westinghouseovih elektrarnah. Pri EPR je betonska lupina obdana še z dodatnim betonskim "bunkerjem". Električni sistemi V primerjavi s starejšimi elektrarnami je pri električnih sistemih napredek predvsem na povečanju števila in raznolikosti napajalnih virov tako varnostnih kot ne-varnostnih komponent. Varnostni principi so nadgradnja starejših, izstopa pa le AP1000, ki je s svojo pasivno zasnovo izključil potrebo po zunanjih ali notranjih izmeničnih virih varnostnega razreda. Za varno zaustavitev tako zadostujejo baterijske celice, vključujoč sistem UPS. Sistemi instrumentacije in regulacije Sistemi za instrumentacijo in regulacijo so tisti del opreme, kjer je tehnološki napredek od časov načrtovanja NEK verjetno še najbolj opazen. Osnovna značilnost je prehod na digitalno tehniko, ki je podprta z računalniško tehnologijo. Vsi proizvajalci zagotavljajo, da je tehnologija zrela in preskušena ter da zagotavlja večjo zanesljivost in zmanjšanje vpliva okvar na delovanje sistemov in odločanje operaterjev. Pomembna je tudi sposobnost samodiagnostike in enostavnejšega testiranja sistemov. Sama zasnova in implementacija izhaja iz zahtev, ki veljajo pri ostalih varnostnih sistemih. Delo operaterjev v glavni kontrolni sobi poteka preko računalniških konzol oz. delovnih postaj ter enega velikega skupnega panela, na katerem so prikazi prirejeni trenutnim razmeram in potrebam. Podatki

33 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 21 o vseh varnostnih in obratovalnih parametrih so dostopni tudi vodji in inženirju izmene ter v tehničnem podpornem centru in na ločenih zaustavitvenih konzolah. Značilnosti sistemov instrumentacije in regulacije pri opisanih elektrarnah so: pri AP1000 je instrumentacija najbolj poenostavljena in je zaradi pasivne zasnove varnostnih sistemov tudi delež varnostno kvalificiranih komponent najnižji; pri EPR in ATMEA gre za evropsko zasnovo, kar lahko poenostavi oziroma poceni vzdrževanje opreme. Regulacijski sistemi so že v zasnovi dobro prilagojeni obratovanju v obratovalnem načinu sledenja bremena, kar bo ugodno vplivalo na zmanjšanje količine radioaktivnih odpadkov; instrumentacija in regulacija v EU-APWR slonita na tehnologiji oz. komponentah, ki še niso bile preizkušene v evropskih razmerah. Kljub izpopolnjenosti in (delni) preizkušenosti je trenutno še nemogoče predvideti možne težave, ki se bodo pojavile pri uvajanju in vzdrževanju sistemov in komponent. Obratovalne izkušnje Nobena izmed naštetih elektrarn še ni bi bila zgrajena do konca in tudi nikjer na svetu še ne obratuje. Še najbližje realizaciji je EPR, gradita se dve enoti. Najdlje od realizacije pa je ATMEA-1, kjer niti niso bile predstavljene vse tehnične podrobnosti, niti še ni bil sprožen postopek za licenciranja zasnove pri kakšnem upravnem organu, je pa IAEA potrdila, da je zasnova reaktorja v skladu z njenimi osnovnimi varnostnimi načeli. Ker pa gre zgolj za kombinacijo dveh preizkušenih tehnologij (AREVA in MHI), je precej verjetno, da bo ATMEA-1 že v bližnji prihodnosti ujela korak z ostalimi AP1000 projekt družbe Westinghouse Jedrsko elektrarno AP1000 (slika 3.3) proizvaja ameriško podjetje Westinghouse. Westinghouse je pionir tehnologije tlačnovodnih reaktorjev, saj je zgradil prvo komercialno tlačnovodno elektrarno na svetu Shippingport. Tudi NEK je izdelal Westinghouse. AP1000 je nadgradnja elektrarne AP600, ki je bila razvita v drugi polovici devetdesetih let. Od vseh omenjenih elektrarn se AP1000 že po zasnovi najbolj razlikuje od obstoječih

34 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 22 elektrarn. Osnovno vodilo pri njenem razvoju je bilo poenostavljanje sistemov. Tako ima elektrarna manjše število komponent (50 % manj ventilov, 35 % manj črpalk, 80 % manj cevovodov, 80 % manj grelnih, ventilacijskih in hladilnih enot, 45 % manjši volumen stavb, ki morajo biti protipotresno grajene, in 70 % manj kablov). Poleg tega ima ta elektrarna med vsemi obravnavanimi največ pasivnih varnostnih sistemov (pretoki tekočin temeljijo na principih gravitacije, naravne cirkulacije in uporabe stisnjenih plinov). Podaljšan je odzivni čas za morebitna ukrepanja operaterjev v primeru nenormalnih dogodkov, zaradi poenostavitve sistemov je enostavnejše tudi vzdrževanje. Osnovni podatki so podani v tabeli 3.2. Tabela 3.2: Osnovni podatki AP1000 Električna moč (neto/bruto) 1117/1200 MW Toplotna moč 3415 MW Število hladilnih zank 2 Gorivo UO 2, MOX Gorivni cikel 18 (24) mesecev Trajanje remonta (menjava goriva, redna vzdrževalna dela) 17 dni Življenjska doba 60 let Izkoristek 33 % / 35 % Razpoložljivost tekom življenjske dobe do 93 % Čas gradnje (po zaključeni gradbeni jami) 42 mesecev Verjetnost poškodbe sredice (CDF) 5 x 10-7 /leto Verjetnost večjega izpusta v okolje (LERF) 2 x 10-8 /leto Objekte v jedrski elektrarni AP1000 lahko razdelimo na jedrski otok, turbinsko zgradbo, priključeno zgradbo, objekt z dizelskim agregatom in objekt z radiološkimi odpadki.

35 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran Zgradba za ravnanje z gorivom 7. Reaktorska posoda 2. Betonska zaščitna zgradba 8. Integriran pokrov reaktorske posode 3. Jeklena lupina zadrževalnega hrama 9. Tlačnik 4. Zbiralnik vode za pasivno hlajenje zadrževalnega 10. Glavna komandna soba hrama 11. Napajalne črpalke 5. Uparjalnika 12. Turbogenerator 6. Reaktorske obtočne črpalke Slika 3.3: Glavni objekti v AP ATMEA-1 skupen projekt družb Areva in Mitsubishi ATMEA je skupen podvig podjetij Areva iz Francije in japonskega proizvajalca MHI (Mitsubishi Heavy Industries). Zasnova jedrske elektrarne ATMEA-1 sloni na dosedanjih izkušnjah obeh proizvajalcev. Ker je projekt zasnove elektrarne v fazi razvoja, še ni povsem natančnih podatkov za posamezne dele elektrarne. Osnovni podatki so podani v spodnji tabeli.

36 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 24 Tabela 3.3: Osnovni podatki ATMEA-1 Električna moč (neto/bruto) /n. p. MW Toplotna moč MW Število hladilnih zank 3 Gorivo UO 2, MOX Gorivni cikel mesecev Trajanje remonta (menjava goriva, redna vzdrževalna dela) <16 dni Življenjska doba 60 let Izkoristek % Razpoložljivost tekom življenjske dobe 93,15 % Čas gradnje (po zaključeni gradbeni jami) 48 mesecev Verjetnost poškodbe sredice (CDF) < 10-5 /leto Verjetnost večjega izpusta v okolje (LERF) < 10-6 /leto Postavitev zgradb elektrarne ATMEA-1 združuje osnovne ideje zasnov elektrarn EPR (Areva) in EU APWR (Mitsubishi). Postavitev zgradb je prikazana na sliki 3.3. Upoštevani so varnostni faktorji zaščite pred izrednimi dogodki; na primer poplave, eksplozije, izstrelki, požari in drugi različni nenormalnimi pojavi. Prostori znotraj zadrževalnega hrama in pomožne zgradbe so razdeljeni na sektorje, da se prepreči medsebojni vpliv na različne sisteme, ali pa so na drugi lokaciji. Zasnova elektrarne jasno loči varnostne in ostale sisteme. Dva pomožna generatorja sta na eni strani objekta in dva na drugi strani. Razporeditev prostorov je takšna, da je možen dostop za vzdrževanje nekaterih komponent v zadrževalnem hramu tudi med obratovanjem elektrarne.

37 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran Reaktorska posoda 7. Glavna komandna soba 2. Uparjalniki 8. Zgradba dizel generatorjev 3. Tlačnik 9. Turbinska zgradba 4. Lovilec staljene sredice 10. Zgradba za ravnanje z gorivom 5. Notranji zbiralnik vode 11. Pomožna zgradba 6. Zadrževalni hram 12. Zgradba za varnostne sisteme Slika 3.4: Razporeditev zgradb ATMEA-1 Način gradnje zadrževalnega hrama je podoben gradnji elektrarn podjetja Mitsubishi. Zadrževalni hram je zgrajen iz prednapetega betona, zato v normalnem stanju v betonski lupini delujejo tlačne napetosti. V primeru nasprotnih sil (npr. v primeru povišanega tlaka v zadrževalnem hramu) se te sile v betonu zmanjšajo. Tako je dosežena večja odpornost na natezne obremenitve.

38 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran APWR projekt družbe Mitsubishi Reaktor EU-APWR proizvajalca Mitsubishi je modificirana zasnova elektrarne, ki je bila na začetku projektirana za japonski trg. Zasnova bo izpolnjevala kriterije EUR European Utility Requirements. Postopek licenciranja že nekaj časa poteka v ZDA. Večina navedenih podatkov tako velja za različico US-APWR, saj je trenutno še zelo malo konkretnih podatkov za EU-APWR. Razvoj APWR se je začel leta 1982 kot del procesa izboljšav in standardizacije japonskih jedrskih elektrarn. Osnovni koncept razvoja je slonel na uporabi nove in napredne tehnologije ter na obratovalnih izkušnjah obstoječih elektrarn. Prvi načrtovani elektrarni tipa APWR sta enoti Tsuruga 3 in 4 na Japonskem s predvidenim začetkom obratovanja v letih 2016 (enota 3) in 2017 (enota 4). Obe lokaciji sta trenutno v fazi licenciranja. Tabela 3.4: Osnovni podatki EU-APWR Električna moč (neto/bruto) n. p./1700 MW Termična moč 4451 MW Število hladilnih zank 4 Gorivo UO 2, MOX Gorivni cikel 18 mesecev Trajanje remonta (menjava goriva, redna vzdrževalna dela) 16 dni Življenjska doba 60 let Izkoristek 39 % Razpoložljivost tekom življenjske dobe do 92 % Čas gradnje (po zaključeni gradbeni jami) 43 mesecev Verjetnost poškodbe sredice (CDF) < 10-5 /leto Verjetnost večjega izpusta v okolje (LERF) < 10-6 /leto Jedrski otok EU-APWR je zasnovan po seizmični kategoriji I. Zadrževalni hram je izdelan kot lupina valjaste oblike iz prednapetega armiranega betona, pokrita s polkroglasto kupolo. Notranja stran lupine je obdana z jekleno oblogo.

39 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran Reaktorska posoda 7. Zgradba plinskih turbin 2. Uparjalniki 8. Turbinska zgradba 3. Tlačnik 9. Zgradba za ravnanje z gorivom 4. Reaktorska obtočna črpalka 10. Pomožna zgradba 5. Zadrževalni hram 11. Zgradba za nadzor dostopa 6. Glavna komandna soba Slika 3.5: Razporeditev zgradb EU-APWR Reaktorska zgradba je obdana s pomožnimi zgradbami, ki jo fizično ščitijo tudi pred raznimi zunanjimi pojavi (npr. izstrelki, vetrovi). V primeru puščanja zadrževalnega hrama pomožna zgradba prepreči direktno širjenje radioaktivnih snovi v ozračje. Razporeditev opreme je takšna, da zmanjšuje medsebojni vpliv sistemov za primer različnih napak.

40 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran EPR projekt družbe Areva EPR je skupni francosko-nemški projekt, ki se je začel leta 1992 v sodelovanju podjetij Framatome (Francija) in Siemens (Nemčija). Spada v generacijo III. reaktorjev in je bil razvit in ustrezno nadgrajen na osnovi preverjene tehnologije reaktorjev II. generacije. Zasnova EPR sloni na zadnjih izvedbah reaktorjev N4 (francoski) in KONVOI (nemški). Jeseni 2008 sta se pričeli gradnji prvih dveh elektrarn na Finskem (Olkiluoto 3) in v Franciji (Flamanville 3), dve enoti pa so naročili Kitajci (Taishan 1&2). Tabela 3.5: Osnovni podatki EPR Električna moč (neto/bruto) 1600/1700 MW Toplotna moč 4500 MW Število hladilnih zank 4 Gorivo UO 2, MOX Gorivni cikel do 24 mesecev Trajanje remonta (menjava goriva, redna vzdrževalna dela) <16 dni življenjska doba 60 let Izkoristek % Razpoložljivost tekom življenjske dobe do 92 % Čas gradnje (po zaključeni gradbeni jami) 48 mesecev Verjetnost poškodbe sredice (CDF) < 10-5 /leto Verjetnost večjega izpusta v okolje (LERF) < 10-7 /leto Zadrževalni hram v EPR je postavljen v središču zgradb jedrskega otoka. Njegova glavna naloga je zagotoviti zaščito okolja pred notranjimi in zunanjimi nevarnostmi v vseh pogojih. Sestavljata ga dve lupini, pri čemer je notranja narejena iz prednapete betonske cilindrične stene in ojačanega betonskega temelja, prav tako je tudi zunanja lupina (plašč) zadrževalnega hrama ojačana in postavljena na iste temelje kot notranja. Notranja lupina je znotraj prevlečena s 6 mm debelo kovinsko oblogo.

41 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran Reaktorska posoda 7. Lovilec staljene sredice 2. Uparjalniki 8. Glavna komandna soba 3. Tlačnik 9. Zgradbi dizel agregatov 4. Reaktorske obtočne črpalke 10. Turbinska zgradba 5. Notranja lupina zadrževalnega hrama 11. Zgradba za gorivo 6. Zunanja lupina zadrževalnega hrama 12. Pomožna zgradba Slika 3.6: Razporeditev objektov EPR Razporeditev objektov v EPR zagotavlja zaščito pred zunanjimi nevarnostmi, še posebno ob potresu in ob strmoglavljenju letala. Za zaščito ob potresu je celotni jedrski otok postavljen na eni sami železobetonski temeljni plošči. Teža zgradbe je minimizirana, težki deli in vodni rezervoarji so nameščeni na najnižjih možnih legah. Za zaščito ob strmoglavljenju letala so reaktorska zgradba, zgradba za izrabljeno gorivo in dva od štirih varnostnih objektov zaščiteni z zunanjim oklepom iz železobetona. Ostala dva varnostna objekta sta zaščitena tako, da sta prostorsko ločena. Podobno so tudi dizelski agregati nameščeni v dveh prostorsko ločenih objektih.

42 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 30 4 PREDLAGANA IZVEDBA ZA TEŠ 6 IN JEK 2 Predlagali so izvedbe, ki naj bi bile oz naj bi imele najboljše lastnosti. Pri tem je imela pri jedrskih elektrarnah velik pomen varnost, količina porabe goriva (uran), možnost uporabe recikliranega jedrskega goriva, večji izkoristek in manj odpadkov. Pri termoelektrarnah pa so imeli veliko vlogo dimni plini, ki bodo nastajali pri obratovanju, izkoristek, ki naj bi bil precej večji od starejših modelov, poraba goriva (premog) naj bi bila manjša ob enaki količini proizvedene električne energije zaradi sodobnejše opreme. 4.1 Predlagana izvedba za JEK 2 Pregled tehnologij potencialnih reaktorjev za drugo enoto jedrske elektrarne Krško je prikazan v tabeli 4.1, kjer so na enem mestu zbrani vsi glavni parametri obravnavanih reaktorjev in njihova primerjava s parametri obstoječe NEK. Tabela 4.1: Primerjava glavnih parametrov posameznih elektrarn

43 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 31 NEK je proizvedlo ameriško podjetje Westinghouse, ki ima največ izkušenj s tehnologijo tlačnih reaktorjev, saj je zgradilo prvo komercialno elektrarno na svetu. Zato je smiselno, da se pri razmišljanju o možni drugi jedrski elektrarni omejimo na tehnologijo, ki jo v Sloveniji dobro poznamo in ki se je povrhu tudi v svetovnem merilu najbolj uveljavila. Pri tem bi se omejil na Westinghouseov model AP1000, saj mislim, da bi za slovenske razmere proizvedla dovolj električne energije. Na začetku bi zaradi presežka lahko električno energijo izvažali, z večanjem domače porabe pa bi jo porabljali doma. Pri tem pa se mi zdi zelo pomembno, da v primeru, če bi se lotili izvedbe projekta, ne iščemo»partnerjev«izven Slovenije ker potem bi se verjetno spet (problemi z NEK) pojavili problemi skladiščenja radioaktivnih odpadkov. 4.2 Predlagana izvedba za TEŠ 6 Blok 6 bo imel tehnologijo izgorevanja premoga v prahu (Pulverized Coal Combustion PCC). Osnovna shema tehnologije PCC je prikazana na sliki 4.1. Zasnova in oprema bloka 6 bo dobavljena s strani Alstoma, vodilnega mednarodnega dobavitelja opreme za elektrarne. Slika 4.1: Osnovna shema tehnologije PCC Kotel (Benson) bo viseče stolpne izvedbe z ogrevalnimi površinami v enem vleku, s kurjavo na premogov prah, s prisilnim pretokom, nadkritičnimi (superkritičnimi) parametri

44 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 32 ter enojnim ponovnim pregrevanjem pare. Kurišče bo imelo kvadratni presek, ki omogoča optimalno izbiro števila in moči gorilnikov ter njihovo razporeditev, da dobimo čimbolj enakomerno zgorevanje in prenos toplote. Napajanje kotla bo zagotovljeno s tremi napajalnimi črpalkami, gnanimi z elektromotorji preko hidrodinamičnih sklopk, ki omogočajo regulacijo vrtljajev. Turbina bo aksialna, odjemno kondenzacijska, z enojnim ponovnim pregrevanjem pare. Izhaja iz serije novejših turbin z ločenim visokotlačnim (VT), srednjetlačnim (ST) in dvema nizkotlačnima (NT) okrovoma. Nameščena bo na koti +16 m, na posebnem podstavku turbinski mizi, ki bo podprta z vzmetmi in ločena od ostale konstrukcije stavbe. Generator bo trifazni, dvopolni, turbo tipa s cilindričnim rotorjem, ki bo s turbino povezan le preko sklopke. Hlajen bo z vodikom, ta pa s hladilno vodo iz glavnega hladilnega sistema. Stator generatorja bo neposredno hlajen z vodo. Predviden je dvodelni cevni kondenzator z dvoprekatnim zbiralnikom kondenzata (hotwell) pod njim. Plašč in stranski komori so izdelani kot varjena konstrukcija iz jeklene pločevine, cevni snopi in čelne cevne plošče pa iz nerjavnega jekla. Kondenzator bo opremljen z napravo za kontinuirano mehansko čiščenje kondenzatorskih cevi. Za vzdrževanje vakuuma v kondenzatorju in izločanje inertnih plinov iz njega bosta poskrbeli dve vakuumski črpalki na vodni obroč. Zahteve za čiščenje dimnih plinov so prevzete po EU-direktivi, ki predpisujejo naslednje vrednosti v [mg/nm3](v suhih dimnih plinih pri 6% O 2 ): - SO 2 < NOx < prah < 30 Prva stopnja čiščenja se opravi že v kotlu, kjer se iz dimnih plinov izločijo žlindra in grobi pepeli. Z uporabo modernih gorilnikov s stopenjskim dodajanjem zraka se doseže zgorevanje pri nizki vsebnosti O 2, ki zagotavlja nizko vsebnost NO X na izstopu iz kotla

45 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 33 (pod 400 mg/nm3, v suhih dimnih plinih pri 6 % O 2 ). Blok 6 bo namesto običajnega dimnika uporabil hladilni stolp tudi za odvod očiščenih dimnih plinov. Tehnični podatki se nahajajo v tabeli 4.2 Tabela 4.2: Tehnični podatki bloka 6 ENOTA BLOK 6 Moč (generator) MW 600 Moč na pragu MW 548,2 Izkoristek % 43 Sveža para bar/ 0 C 270/600 Ponovno pregreta para Področje obratovanja Sprememba obtežbe Daljinsko ogrevanje moči Specifična poraba na pragu Ure obratovanja s polno močjo bar/ 0 C 60/610 % MW/min 7 MW 120 kj/kwh ur/leto Življenjska doba Let 40 Emisija CO 2 kg/kwh 0,87 Po oceni različnih tehnoloških možnosti, kot so zgorevanje v lebdeči plasti (Fluidised Bad Combustion FBC) in kombinirani proces uplinjanja premoga (Integrated Gas Combined Cycle IGCC) je bila izbrana tehnologija prašne kurjave.

46 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 34 5 PRIMERJAVA PROIZVODNIH ENOT V TEŠ 6 IN JEK 2 Termoelektrarna dobi energijo za svoje delovanje (toploto) iz zgorevanja, torej kemične reakcije med gorivom (npr. ogljikom, ki je v premogu) in kisikom iz zraka. Jedrska elektrarna pridobi toploto iz jedrske reakcije cepitve uranovega jedra. Toploto pa obe elektrarni pretvorita v električno energijo s pomočjo pare, ki poganja parno turbino, ta pa generator. 5.1 Primerjava glede na delež proizvodnje Pri proizvodnji električne energije iz JEK 2 se bodo ustvarili prihodki od prodaje: električne energije, in prihodki od sistemskih storitev sekundarna regulacija delovne moči. Ob vključitvi JEK 2 v Elektro Energetski sistem Slovenije bo domača proizvodnja večja od porabe, z leti pa se bo zaradi povečanja porabe (vse več se uporabljajo klimatske naprave, toplotne črpalke ), višek proizvedene električne energije zmanjševal. V tabeli 5.1 je prikazana lastna cena proizvedene električne energije iz JEK 2 [9]. Tabela 5.1: Lastna cena proizvedene električne energije iz JEK 2 Varianta oz moč enote EUR/MWh Povprečno v življenjski dobi EUR/MWh V prvem letu obratovanja 1100 MWe 30,32 45, MWe 28,12 42, MWe 27,85 47,15

47 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 35 Iz tabele 5.1 vidimo, da bi bila energija najcenejša v primeru, če bi se odločili za enoto, ki bi proizvedla največ energije ( MWe), pri tem pa ne smemo zanemariti dejstva, da bi bila začetna investicijska vrednost takega objekta zelo draga. V odvisnosti od izbire objekta bi na leto proizvedli od 8 12 TWh električne energije, kar se sliši zelo veliko glede na to, da se giblje poraba električne energije na leto v Sloveniji okoli TWh. Pri proizvodnji električne energije iz jedrske elektrarne bi kot stranski produkt nastajala velika količina toplote, ki bi jo bilo najbolj racionalno porabiti za ogrevanje večjih mest. Pri tem bi se ustvarili dodatni prihodki od prodaje toplotne energije. V tabeli 5.2 so narejeni izračuni za primer daljinskega ogrevanja Ljubljane. Primer toplotne postaje, uporabljene za ogrevanje mest Krško in Brežice, Krško, Brežice in Novo mesto, Ljubljana. Tabela 5.2: Primer za daljinsko ogrevanje Ljubljane Sava Avtocesta Dolžina 94 km 88 km Maksimalna toplotna moč 605 MW 460 MW Skupna investicija 500 M EUR 410 M EUR Porabniki Ljubljana, Celje, Kamnik Ljubljana, Kamnik Povratna doba (subvencija 0 %, transport 25EUR/MWh) Povratna doba (subvencija 35 %, transport 25EUR/MWh) Povratna doba (subvencija 50 %, transport 25EUR/MWh) ~ 25 let ~ 25 let 11 let 17 let < 1 leto 7 let Vir: [9]

48 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 36 Tehnično gledano je daljinsko ogrevanje Ljubljane izvedljivo, je pa zelo odvisno od finančne pomoči države [9]. Zaradi zastarele tehnologije, slabega izkoristka ter prevelikega onesnaževanja okolja se bodo bloki v Termoelektrarni Šoštanj počasi zapirali (nekateri so se že). V načrtu je, da bi zadnji od njih, blok 5, ostal v hladni rezervi, kot nadomestna pomoč v primeru izrednih potreb po dodatni električni energiji. Blok 6 bo imel proizvodnjo GWh električne energije na leto. Izkoristek bloka 6 bo večji od sedanjih blokov, saj se bo povečal na 43 odstotkov. Predvidena lastna cena električne energije iz bloka 6 bo za 25 do 30 odstotkov nižja od lastne cene energije iz trenutnih blokov v TEŠ Vseeno pa bo odvisna od količine proizvedenih ur, saj igrajo tu pomembno vlogo še kuponi (CO 2 ). V sklopu bloka 6 je predvidena tudi toplotna postaja, čeprav precej manjše moči kot v primeru JEK 2, jo bo vseeno racionalno uporabiti za ogrevanje mest. Za potrebe sistema daljinskega ogrevanja v Šaleški dolini je predvidena postavitev nadomestne toplotne postaje (v nadaljevanju TP3) namesto TP1, ki se z zaustavitvijo blokov 1 4 ukinja. Nazivna toplotna moč TP bo 120 MW, povprečna potrebna toplotna moč pa bo v zimskem času 80 MW in 30 MW v poletnem času. TP bo izvedena s po dvema toplotnima izmenjevalnikoma para voda na visokotlačnem in nizkotlačnem nivoju na parni strani. Toplotna postaja bo priključena na obstoječ magistralni toplovod proti Velenju in Šoštanju. 5.2 Primerjava glede na vpliv okolja Naložba v JEK 2 je ekološko čista, med obratovanjem ne bo izpuščala toplogrednih plinov in bo s tem znatno prispevala k zmanjševanju človeškega vpliva na podnebne spremembe. Jedrske elektrarne sodijo med najbolj čiste vire energije, kar vidimo tudi v tabeli 5.3.

49 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 37 Tabela 5.3: Vpliv različnih energentov na okolje Vir: [9] Glavni neposredni vplivi bloka 6 TE Šoštanj bodo emisije v zrak in hrup. Da se zagotovi skladnost z vsemi veljavnimi standardi po BAT (Best Avalible Tehnology), bo blok 6 imel naprave za čiščenje dimnih plinov in se bo spremljanje emisij neprekinjeno oz. trajno izvajalo. Pri sežigu premoga se bodo sproščali različni plini, kot so ogljikov dioksid, ki je znani povzročitelj klimatskih sprememb, žveplovi in dušikovi oksidi, ki povzročajo kisle padavine, in prašni delci, ki povzročajo onesnaženost zemljin s težkimi kovinami. Ukrepi za zmanjšanje hrupa so bili vključeni v projekt bloka 6, in sicer dušilci hrupa, zaščitno ohišje generatorja in zvočna izolacija. Oprema bo nameščena znotraj zaprtih konstrukcij z namenom zmanjšanja hrupa. Emisije CO 2 se bodo s sedanjih 1,2 kg/kwh zmanjšale na 0,85 kg/kwh (35 odstotkov manj), SO 2 za več kot 50 odstotkov in NOx za več kot 75 odstotkov. TEŠ 6 bo z izpustom toplogrednih plinov vseeno obremenjeval ozračje.

50 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 38 V novi enoti se bodo izpusti CO 2 glede na starejše bloke (1-5) zmanjšali za vsaj ton. Količine izpustov so pa seveda odvisne od števila ur obratovanja. Primer za enako količino ur obratovanja na leto vidimo v tabeli 5.4 Tabela 5.4: Izpusti CO 2 Proizvodnja GWh t CO 2 Bloki Blok Razlika = t CO 2 (ob ceni emisijskih kuponov 20 EUR/t=28 mio EUR) 5.3 Primerjava glede na finančno vrednost projekta Zadnje ocene govorijo o vrednosti projekta izgradnje do popolnega obratovanja JEK 2 med 3 in 5 mlrd EUR. Ta cena velja za objekt moči do 1100MW. V primeru objekta z večjo močjo bi se tudi cena povečala. V spodnji sliki (slika 5.1) vidimo finančni ter časovni plan izgradnje JEK 2, ki ga je izdelala družba Gen energija. Kot vidimo, potrebujemo od podpisa pogodbe pa do obratovanja okoli 12 let.

51 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 39 Slika 5.1: Leta po fazah izgradnje JEK 2 Leta po fazah projekta JEK 2: 1 5: priprava projekta s podpisom pogodbe 5 8: priprava gradbišča 8 12: gradnja od prvega betona Vrednost investicije TEŠ 6 sunkovito narašča, od prvih načrtovanih predvidenj bo na koncu precej dražja od začetnih načrtovanj. Na spodnji sliki (slika 5.2) je prikazana začetna finančna vrednost projekta bloka 6 po izračunih Holdinga Slovenskih elektrarn.

52 Primerjava proizvodnje električne energije v TEŠ 6 IN JEK 2 Stran 40 Slika 5.2: Vrednost projekta bloka 6 Leta 2007 je bila cena projekta 600 megavatnega bloka okrog milijarde, že prihodnje leto pa je bila gradnja šestega bloka Termoelektrarne Šoštanj ocenjena na več kot 1,3 milijarde evrov. Cena se je med tem nekoliko znižala, ker so nadzorniki HSE zahtevali nova pogajanja o opremi za TEŠ 6, k temu je precej pripomogla tudi kriza, ki je precej pocenila surovine. Vendar je cena kljub temu ostala več kakor 1,2 milijarde evrov, po zadnjih informacijah naj bi presegala celo 1,4 milijarde evrov [10]. Pri tako velikih objektih, kot sta JEK 2 in TEŠ 6, sem mnenja, da bi morala oba slovenska energetska stebra (Gen-energija in HSE) sodelovati in skupaj vlagati v izbrani objekt, čeprav to ni popolnoma v njihovem interesu. Slovenija bo potrebovala tako JEK 2 kot TEŠ 6, čeprav se zelo zavzema za obnovljive vire (OVE). Oba vira sta nepogrešljiva in bosta sčasoma zamenjala obstoječa NEK in TEŠ 1-5.