Elektrownia Międzygórska
| Elektrownia Intermountain | |
|---|---|
 Widok z lotu ptaka na elektrownię Intermountain w stanie Utah
| |
 Lokalizacja elektrowni Intermountain w stanie Utah
| |
| Kraj | Stany Zjednoczone |
| Lokalizacja | Delta, Utah |
| Współrzędne | Współrzędne : |
| Status | Operacyjny |
| Rozpoczęła się budowa | wrzesień 1981 |
| Data prowizji | czerwiec 1986 |
| Koszt budowy | 4,5 miliarda dolarów |
| Właściciel(e) | Międzygórska Agencja Energetyczna |
| Operator(zy) | Departament Wody i Energii Los Angeles |
| Elektrociepłownia | |
| Paliwo podstawowe | Węgiel |
| Wytwarzanie energii | |
| Działające jednostki | 2 X 950 MW |
| Robić i modelować |
GE Babcock & Wilcox |
| Pojemność tabliczki znamionowej | 1900 MW |
| Linki zewnętrzne | |
| Lud | Powiązane media na Commons |
Intermountain Power Plant to duża elektrownia węglowa w Delta, Utah , USA. Ma zainstalowaną moc 1900 MW, jest własnością Intermountain Power Agency i jest obsługiwany przez Departament Wody i Energii Los Angeles . Zakład zawiera HVDC . W 2025 roku ma zostać zastąpiona elektrownią na gaz ziemny o mocy 840 MW, przeznaczoną również do spalania „ zielonego wodoru ”.
Opis
Elektrownia składa się z dwóch bloków o mocy 950 MW każdy. Jednostki wytwórcze wyposażone są w tandemowe turbiny parowe General Electric oraz kotły podkrytyczne Babcock & Wilcox . Kotłownie elektrowni Intermountain mają 91,75 m (301,0 ft), a komin spalin ma 213,67 m (701,0 ft) wysokości. Linia przesyłowa HVDC Intermountain biegnie między elektrownią Intermountain a stacją konwertorową Adelanto w Adelanto w Kalifornii .
Historia
Budowa elektrowni rozpoczęła się we wrześniu 1981 r. Komercyjna eksploatacja bloku 1 rozpoczęła się w czerwcu 1986 r., A bloku 2 w maju 1987 r. Projekt kosztował 4,5 mld USD. Zakład został pierwotnie zaprojektowany dla czterech jednostek; jednak zbudowano tylko dwie jednostki. W 2004 roku jednostki 1 i 2 zostały podwyższone. Prace te prowadziły firmy GE i Alstom . Agencja Energetyczna Intermountain planowała budowę trzeciego bloku o mocy 900 MW. Oczekiwano, że ta jednostka zostanie uruchomiona w 2012 roku; projekt został jednak anulowany po tym, jak jego główny nabywca, miasto Los Angeles , zdecydowało się zrezygnować z węgla do 2020 roku.
W dniu 28 grudnia 2011 r. nastąpiła awaria jednego z generatorów powodująca kilkumiesięczny postój jednego z bloków.
Plany instalacji gazu ziemnego i zielonego wodoru
Do 2025 roku elektrownia ma zostać zastąpiona elektrownią gazową o mocy 840 MW , kosztem 865 milionów dolarów, co według zarządców mediów jest konieczne zarówno w celu uniknięcia przerw w dostawie prądu, które mogłyby wynikać z niedyspozycyjności energii słonecznej i wiatrowej, jak i aby zapewnić działanie linii przesyłowej Path 27 HVDC, która dostarcza energię słoneczną i wiatrową z Utah do Los Angeles.
Nowe turbiny opalane gazem ziemnym byłyby pierwszymi tego rodzaju zdolnymi do spalania mieszanki 70% gazu ziemnego i 30% „zielonego” wodoru (wodór uwalniany w wyniku elektrolizy wody przy użyciu energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych), gdy elektrownia zostanie otwarta w 2025 r. Plan zakłada stopniowe zwiększanie udziału wodoru do 100% do 2045 r., co będzie wymagało modernizacji lub wymiany turbin, aby mogły obsłużyć większe udziały wodoru. Projekt otrzymał pożyczkę DOE w wysokości 504 milionów dolarów w 2022 roku.
Jeden z ekspertów zauważył w 2019 r., że wykorzystanie wodoru do zastąpienia gazu ziemnego w turbinach elektrowni było teoretyczne i nigdy nie było stosowane w praktyce, a urzędnik LADWP IPP stwierdził, że „ekonomia dopiero się okaże” i „może być dość droga”.
Oczekiwano, że pierwsza duża (500 MW) elektrownia spalająca wodór w USA zacznie spalać 5% wodór w Ohio w listopadzie 2021 r., A następnie przejdzie na 100% wodór w ciągu następnej dekady.
