KW WYTYCZNE DO REALIZACJI. Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o.

Transkrypt

1 Nr archiwalny projektu: Tom KW WYTYCZNE DO REALIZACJI Zlecający Nazwa: Adres: Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. ul. Sienkiewicza 91, OSTROWIEC ŚWIĘTOKRZYSKI Wykonawca opracowania projektowego Nazwa: K&W Expert Adres: ul. Arktyczna 4, STRASZYN Opracowanie projektowe Nazwa: OPRACOWANIE ZAŁOŻEŃ TECHNICZNO EKONOMICZNYCH DO TECHNOLOGII OCZYSZCZANIA SPALIN DLA 5 KOTŁÓW WĘGLOWYCH W CIEPŁOENI MEC OSTROWIEC ŚW. PRZY ULICY SAMSONOWICZA Adres inwestycji Nazwa: Adres: Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. ul. Sienkiewicza 91, OSTROWIEC ŚWIĘTOKRZYSKI Inwestor Nazwa: Adres: Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. ul. Sienkiewicza 91, OSTROWIEC ŚWIĘTOKRZYSKI Wykonawca opracowania Nazwa: Adres: K&W Expert ul. Arktyczna 4, STRASZYN Straszyn, r. 1

2 Spis treści 1. Wprowadzenie Uwarunkowania prawne Zasada łączenia Mechanizm derogacyjny Aktualizacja pozwolenia zintegrowanego - podstawowe zagadnienia Wybrane aspekty zmian w pozwoleniu zintegrowanym o szczególnie istotnym znaczeniu dla warunków eksploatacyjnych źródła spalania paliw Raport początkowy Monitorowanie wielkości emisji Wymagania monitoringu związane z dopuszczalnymi wielkościami emisji Okresy rozruchu i wyłączenia Część obiektu energetycznego spalania funkcjonująca nie więcej niż 1500 godzin w roku (szczytowa) Wnioski Odniesienie stanu istniejącego źródeł spalania paliw do wymagań konkluzji BAT Plan sytuacyjny obiektu Stan techniczny urządzeń Podstawowe problemy eksploatacyjne wpływające na jakość organizacji procesu spalania i związaną z tym wielkość emisji NOx i CO Rozdział powietrza podmuchowego na powierzchni rusztu Rozdział powietrza podmuchowego do poszczególnych stref Zmiany granulacji paliwa Stan techniczny rusztu Wnioski: Rekomendowane zakresy modernizacji palenisk kotłów Zmiana sposobu podawania paliwa na ruszt Rozdział powietrza podmuchowego Wnioski Struktura chemiczna paliwa Odniesienie do procesu spalania Spalanie

3 7.1. Proces spalania paliwa stałego w kotle rusztowym Kształtowanie strumienia spalin w komorze paleniskowej Przykładowe zależności wielkości emisji NOx i CO od ilości powietrza do spalania Oczyszczanie gazów odlotowych System odpylania spalin Redukcja zanieczyszczeń gazowych Kryteria wyboru optymalnych technik oczyszczania spalin Redukcja tlenków azotu (NOx) Wprowadzenie teoretyczne Limity emisji Ocena wymaganego stopnia redukcji NOx dla kotła WR 25 nr Metody redukcji tlenków azotu Metody pierwotne Recyrkulacja spalin (flue gas recirculation - FGR) Powietrze wtórne - dodatkowy strumień powietrza nad paleniskiem Reburning (dopalanie) Iniekcja pary wodnej (lub wody) do komory paleniskowej Metody wtórne Selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) Ryzyka związane z zastosowaniem technologii SNCR Selektywna redukcja katalityczna (SCR) Ryzyka w stosowaniu SCR Podsumowanie Rekomendowane postępowanie przy aplikacji metod ograniczania emisji Odpylanie Odpylacze elektrostatyczne Czynniki wpływające na proces odpylania: Filtracja Dobór powierzchni filtracyjnej Metody regeneracji struktur filtracyjnych Pionowe filtry workowe Poziome filtry workowe

4 10.3. Synergia z technikami oczyszczania spalin Odsiarczanie spalin Wprowadzenie teoretyczne - mechanizmy tworzenia SOx Odsiarczanie spalin kotłowych Metody mokre: Metody półsuche Metody suche: Ogólne zasady odsiarczania Proces mokry Proces suchy Porównanie metod Rekomendowane rozwiązanie technologiczne instalacji oczyszczania spalin Opis rekomendowanej instalacji odsiarczania z jednoczesnym odpylaniem Dobór podstawowego adsorbentu Testy optymalizacyjne Cel testu: Zakres rzeczowy instalacji: Przebieg testu Oczekiwane efekty Monitoring / monitorowanie Ogólne wymagania dotyczące monitoringu Ogólne podejście do procesów monitorowania Techniki monitoringu Parametry zastępcze Pomiary emisji w normalnych warunkach eksploatacji oraz innych niż normalne warunki eksploatacji Planowanie systemu ciągłego monitoringu spalin AMS Ustalenie sposobu pobierania próbki AMS stacjonarny System zapewnienia jakości Punkt pomiarowy, pobieranie próbek i analiza Warunki referencyjne warunki standardowe

5 Przetwarzanie danych Raportowanie wyników pomiarów Podsumowanie Koszty monitoringu emisji Zagadnienia ekonomiczne instalacji oczyszczania spalin Symulacja kosztów Rekomendowany program działań - harmonogram Spis rysunków i tabel Spis załączników

6 Nr archiwalny projektu: KW ZAŁOŻENIA TECHNICZNO-EKONOMICZNE INSTALACJA OCZYSZCZANIA SPALIN 5 KOTŁÓW Deklaracja formalno prawna Oświadczenie projektanta 1. Rozwiązania zawarte w niniejszym opracowaniu stanowią wyłączną własność firmy Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. i mogą być stosowane wyłącznie do celu określonego umową zawartą pomiędzy autorem opracowania, firmą K&W Expert a Zamawiającym, firmą Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. Powielanie lub/ i udostępnianie rozwiązań osobom trzecim lub/ i wykorzystanie projektu do innych celów może nastąpić tylko na podstawie pisemnego zezwolenia projektanta prowadzącego K&W Expert, z zastrzeżeniem wszystkich skutków prawnych. 2. Założenia opracowano stosownie do obowiązujących uzgodnień i warunków jego realizacji aktualnych w dniu oddania draftu Zamawiającemu. Realizacja opracowania po upływie 24 miesięcy od daty przekazania Zamawiającemu wymagać będzie aktualizacji przyjętych uzgodnień i dostosowania rozwiązań projektowych do wymagań aktualnych Polskich Norm i innych przepisów oraz do aktualnych warunków wykonawstwa i dostaw. 3. Opracowane założenia wykonane są z uwzględnieniem inwentaryzacji przekazanej przez Inwestora, zgodnie obowiązującymi przepisami, zasadami wiedzy technicznej oraz umową i jest kompletna z punktu widzenia celu, któremu służy. Za zespół projektowy: mgr inż. T. Bieniasz mgr inż. Piotr Szumotalski 6

7 1. Wprowadzenie Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE wprowadziła regulacje określające wymóg dostosowania dużych obiektów energetycznego spalania (LCP) do konkluzji BAT, transponowane do polskiego porządku prawnego. Z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT) dla źródeł spalania paliw o mocy wprowadzonej w paliwie większej niż 50 MWth powiązane są dopuszczalne poziomy emisji BAT-AEL. Konkluzje BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania (LCP) zostały ustanowione Decyzją Wykonawczą Komisji (UE) 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. i opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej. Ustawa Prawo Ochrony Środowiska (Dz. U Nr 62 poz. 627, tj. t.j. Dz. U. z 2017 r. poz. 519, 785, 898, 1089) wprowadza Konkluzje BAT bezpośrednio po ich publikacji, do polskiego porządku prawnego i stają się one podstawą do ustalania nowych warunków pozwolenia zintegrowanego, które będzie poddane analizie przez organ je wydający. Konieczność dostosowania źródeł spalania paliw do konkluzji BAT objęła obiekty energetycznego spalania (inaczej źródła spalania paliw termin stosowany w POŚ) wyposażone w kotły, z których spaliny są odprowadzane do wspólnego komina, o łącznej mocy wprowadzonej w paliwie równej lub większej niż 50 MW, ustalanej zgodnie z pierwszą lub drugą zasadą łączenia, opisanych w art. 29, rozdział III Dyrektywy IED. Ze względu na fakt uzyskania pierwszego pozwolenia przed 1 lipca 1987 dla obu źródeł spalania paliw ciepłownia MEC Sp. z o.o., ustalenie ich mocy następuje według pierwszej zasady, zgodnie z którą Ciepłownia dysponuje dwoma źródłami spalania paliw o mocy MWth każde. Większość źródeł spalania paliw stałych dysponujących mocą całkowitą w zakresie MWth eksploatowanych w ciepłownictwie lub energetyce przemysłowej jest wyposażona w kotły rusztowe, głównie typoszeregu WR i OR, opalane miałem węgla kamiennego. Obowiązujące do r. standardy emisyjne dla tych kotłów ustalone były na poziomach emisji które był możliwe do dotrzymanie w warunkach eksploatacyjnych kształtowanych typowymi rozwiązaniami konstrukcyjnymi kotłów i stosowanymi technikami regulacji prowadzenia procesów spalania. Zaostrzenie wymagań ograniczenia emisji z palenisk kotłów rusztowych, praktycznie do poziomów wymaganych dla kotłów z paleniskami pyłowymi, o technice spalania zawiesinowo pyłowej charakteryzującą się zdecydowanie lepszymi możliwościami regulacji procesu niż technika stacjonarna charakteryzująca spalanie w warstwie paliwa, wiąże się 7

8 z koniecznością wprowadzenia istotnych zmian w konstrukcjach palenisk rusztowych, sposobach prowadzenia eksploatacji i regulacji oraz budowy instalacji oczyszczania spalin. Podstawowymi problemami wiążącymi się z prowadzeniem spalania w warunkach głębokiej redukcji zanieczyszczeń: SO2, NOx i pyłu oraz wprowadzonych konkluzjami BAT, dodatkowych substancji: HCl, HF, CO, Hg, NH3 w kotłach z paleniskami rusztowymi są cechy charakterystyczne stacjonarnej techniki spalania, takie jak wysokie stężenia fazy stałej w złożu, długie czasy reakcji zachodzących w procesie spalania karbonizatu - wynikające z procesu dyfuzji zewnętrznej, decydującej o szybkości spalania, niestabilne właściwości fizykochemiczne paliwa i rozwiązania konstrukcyjne stosowane w paleniskach większości kotłów typoszeregu WR i OR niedostosowane do zaawansowanych niskoemisyjnych technik spalania zapewniających stabilne, niskie poziomy emisji. Rozwiązania wpływające na poprawę jakości i regulacyjność procesu spalania w kotłach rusztowych nie są powszechnie stosowane i dotyczą tylko pojedynczych aplikacji. Podobna sytuacja dotyczy technologii oczyszczania spalin z zanieczyszczeń gazowych stosowanych jako metody wtórne. Na rynku dostępne są technologie dedykowane dla dużych źródeł spalania paliw wyposażonych w kotły pyłowe i fluidalne, sprawdzone w skali przemysłowej, natomiast dla kotłów z paleniskami rusztowymi dla węgla kamiennego, praktycznie brak jest kompleksowych wysokosprawnych instalacji redukcji zanieczyszczeń. Znalazło to odzwierciedlenie w dokumencie referencyjnym BAT dla LCP odnoszącym się w niewielkim, ogólnym zakresie do spalania węgla w paleniskach rusztowych. Rozwiązania technologiczne instalacji oczyszczania spalin dla kotłów rusztowych, proponowane na rynku krajowym w zasadzie nie spełniają warunków dostosowania do konkluzji BAT w pełnym zakresie. Firmy wykonawcze oferują łączone techniki odsiarczania i odpylania spalin dla kotłów o wydajności kilkudziesięciu MW i technologie w zakresie redukcji tlenków azotu ograniczające się do SNCR, jednak z dotychczas zrealizowanych instalacji, tylko nieliczne aplikacje zapewniają możliwość dotrzymania przyszłych dopuszczalnych poziomów emisji. Poza technologiami krajowymi oferowane są kompleksowe systemy oczyszczania spalin przez firmy zagraniczne. Jednak poza ich relatywnie wysokimi kosztami stanowiącymi istotny problem finansowy dla inwestora, zastosowanie takiego rozwiązania może wiązać się z pewnymi szczegółowymi warunkami prawidłowego funkcjonowania IOS, które na etapie prowadzenia procedury wyboru technologii mogą być być zbagatelizowane. Szczególnie dotyczy to wymogów stabilności 8

9 składu chemicznego paliwa, zakresu strumienia spalin i utrzymania skuteczności przy dużej zmienności wydajności kotła. Niektóre zaawansowane technologie są opracowywane w oparciu o określony skład pierwiastkowy węgla i ich dostawcy uzależniają utrzymanie gwarantowanych parametrów instalacji od stabilności parametrów paliwa, co w obecnych realiach rynku węgla jest mało prawdopodobne. Korzystnym rozwiązaniem jest przyjęcie założenia, że aplikacje instalacji oczyszczania spalin dla kotłów rusztowych powinny być zintegrowane z działaniami optymalizującymi proces spalania, podobnie jak ma to zastosowanie w przypadku kotłów pyłowych o mocy wielokrotnie większej. W paleniskach pyłowych podstawowe działania adaptacji paleniska do technik niskoemisyjnych obejmują zabudowę palników niskoemisyjnych (low-nox), głęboką stratyfikację powietrza, optymalizację granulacji paliwa i dostosowanie układów regulacyjnych kotła do pełnej kontroli procesu spalania. Pozwala to na ograniczenie powstawania zanieczyszczeń, przede wszystkim NOx, a także, w efekcie synergii dzięki optymalizacji przebiegu procesu spalania wzrost sprawności energetycznej. Modernizacja paleniska i określenie osiągalnych parametrów procesu spalania i ustabilizowanie procesu spalania połączone z ograniczeniem emisji są podstawą dla doboru optymalnych technik oczyszczania spalin - metod wtórnych. Przyjęcie takiego scenariusza przygotowania i prowadzenia procedury inwestycyjnej, z jednej strony zapewnia optymalizację kosztów inwestycyjnych, poprzez właściwy dobór technologii i wielkości urządzeń, a z drugiej, ograniczenie kosztów eksploatacyjnych do technicznie możliwego, najniższego poziomu, dzięki racjonalizacji zużycia reagentów stosowanych w technologiach metod wtórnych. Takie postępowanie powinno zostać opracowane dla lokalnych warunków ciepłowni, z uwzględnieniem ograniczeń wynikających z cech konstrukcyjnych paleniska i przewidywanych własności fizycznych paliwa poddawanego procesowi spalania. Brak sprawdzonych, referencyjnych aplikacji kompleksowych instalacji oczyszczania spalin dla kotłów rusztowych wymaga od prowadzącego ciepłownię podjęcia działań ukierunkowanych na: kompleksową analizę obejmującą ustalenie potencjału modernizacyjnego kotłów pod kątem zastosowania metod pierwotnych redukujących emisję, głównie NOx i CO, dobór poszczególnych technik oczyszczania spalin z uwzględnieniem ich wzajemnych interakcji, 9

10 indywidualny dobór działań modernizacyjnych i inwestycyjnych planowanych dla poszczególnych instalacji kotłowych, uwzględniający indywidualne warunki przebiegu procesu spalania oraz stosowane dotychczas w źródle ciepła lub planowane w przyszłości reżimy eksploatacyjne. Istotne znaczenie przy doborze technologii oczyszczania spalin dla kotłów rusztowych ma stosunkowo niski stopień wykorzystania mocy zainstalowanej w źródłach ciepła zasilających scentralizowane systemy ciepłownicze. Wynika on ze zmienności zapotrzebowania ciepła wymagającej nadążnego dostosowania wydajności źródła ciepła, co wiąże się z ciągłym procesem kształtowania jego wydajności pod względem doboru pracujących jednostek i wielkości ich obciążeń. Znaczne ograniczenie zapotrzebowania ciepła między sezonami grzewczymi wymaga odstawienia większości instalacji kotłowych, co powoduje, że średni czas pracy kotła wynosi 2 5 tys. godzin w okresie roku. Oprócz tego, charakterystyczny jest znaczny udział mocy szczytowej, przy kryterium ustalonym w konkluzjach BAT dla pojedynczych części obiektów spalania poniżej 1500 godzin/rok, stanowi on ponad 40% używanej, łącznej mocy zainstalowanej. Wobec niskiego stopnia wykorzystania mocy zainstalowanej kotłów i jednocześnie, powiązanych z nimi technologicznie instalacji oczyszczania spalin, szczególnego znaczenia nabiera wielkość kosztów inwestycyjnych wpływających na wskaźnik nakładów na jednostkę redukowanych zanieczyszczeń, który w przypadku wytwarzania ciepła w systemie rozdzielonym może kształtować się na zdecydowanie wyższym poziomie niż w źródłach z gospodarką skojarzoną lub obiektach energetyki zawodowej. Kolejną, istotną cechą kotłów z paleniskami warstwowymi jest możliwość długotrwałej pracy z bardzo niską wydajnością, praktycznie bez określonego parametrami technicznymi kotła minimum technologicznego. Taki sposób eksploatacji praktykowany jest głównie w okresie między sezonami grzewczymi w przypadku, gdy źródło ciepła nie jest wyposażone w jednostkę kotłową o mocy dostosowanej do niskich zapotrzebowań lub nie ma innych możliwości pozyskania ciepła. W takiej sytuacji praca kotła z wydajnością poniżej 10% wydajności nominalnej wiąże się z problemem utrzymania właściwych parametrów instalacji oczyszczania spalin.. Dostawcy technologii z reguły określają dopuszczalne zakresy parametrów eksploatacyjnych instalacji, gwarantujące jej poprawne funkcjonowanie. Przypadki pracy z niskimi wydajnościami poniżej minimów technologicznych instalacji oczyszczania spalin mogą wiązać się z koniecznością odprowadzania spalin bypasami lub 10

11 długimi okresami pracy w stanach nieustalonych, powodującymi obniżenie parametrów pracy instalacji oczyszczania spalin i w efekcie przekroczenia dopuszczalnych poziomów emisji (lub nieracjonalnie wysokie zużycie reagentów). Istotne jest również ustalenie warunków definiujących okresy rozruchu i wyłączenia, wobec wymogu ograniczenia do minimum okresów pracy w warunkach innych niż normalne warunki eksploatacji (OTNOC). Powyższy aspekt wiąże się z koniecznością przeprowadzenia analizy pracy całego źródła ciepła pod względem możliwości wprowadzenia zmian w jego reżimie eksploatacyjnym w sposób zapewniający dostosowanie do wymagań BAT, a jednocześnie minimalizujący koszty eksploatacyjne. Wymienione powyżej kwestie powinny być brane pod uwagę przy doborze technologii oczyszczania spalin. 2. Uwarunkowania prawne Konkluzje BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania (LCP) zostały ustanowione Decyzją Wykonawczą Komisji (UE) 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. i opublikowane r. w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej. Konkluzje BAT są dokumentem sporządzonym na podstawie dokumentu referencyjnego BAT, przyjmowanym przez Komisję Europejską, w drodze decyzji wykonawczych i są sporządzane dla różnych rodzajów działalności będących źródłami emisji substancji i energii szkodliwych dla środowiska jako całości. Ustanawianie ich jako obowiązujących aktów prawnych decyzjami wykonawczymi KE, zobowiązuje państwa członkowskie do transponowania konkluzji do krajowych porządków prawnych. W Polsce stają się obowiązujące bezpośrednio po publikacji przedmiotowych decyzji wykonawczych, poprzez wprowadzenie stosownych przepisów do ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo ochrony środowiska (Dz. U Nr 62 poz. 627, tj. t.j. Dz. U. z 2017 r. poz. 519, 785, 898, 1089). W konkluzjach BAT określone są najlepsze dostępne techniki oraz możliwości ich zastosowania, poziomy emisji do środowiska (graniczne wielkości emisyjne), które nie mogą zostać przekroczone, oraz wymagania dotyczące zakresu i sposobu monitoringu emisji zanieczyszczeń podlegających redukcji. Konkluzje BAT stanowią wytyczne do określania przez organy wydające pozwolenia zintegrowane dla obiektów objętych dyrektywą IED warunków tych pozwoleń. Dla dużych obiektów energetycznego spalania, zgodnie Art ust. 1. Ustawy Prawo ochrony środowiska organ właściwy do wydania pozwolenia powinien dokonać analizy 11

12 warunków obowiązującego pozwolenia zintegrowanego do 16 lutego 2018 roku. Złożenie wniosku o zmianę pozwolenia zintegrowanego przez podmiot zobowiązany, powinno nastąpić w terminie do 12 miesięcy od daty dostarczenia wezwania, które będzie określać zakres wniosku wynikający z dokonanej analizy pod względem dostosowania źródeł spalania do wymagań konkluzji BAT. Wniosek może uwzględniać odstępstwa przewidywane w ustawie Prawo ochrony środowiska dopuszczalnych poziomów emisji wynikających z konkluzji BAT dla LCP. Termin dostosowania źródeł spalania jest ograniczony upływem okresu derogacji tj. do dnia 31 grudnia 2022r. Dyrektywa IED oraz konkluzje BAT wprowadzają szereg istotnych dla prowadzenia eksploatacji źródła spalania paliw zmian, które zostaną wprowadzone do zmienionego pozwolenia zintegrowanego. Część zmian będzie uwzględniała charakterystykę źródła, jak np. ewentualne odstępstwa dla kotłów szczytowych, odstępstwa od granicznych poziomów emisji i sposób prowadzenia monitoringu. W zakresie tych zagadnień prowadzący instalację powinien przeprowadzić szczegółową analizę możliwości technicznych połączoną z odpowiednim uzasadnieniem przedstawianym w składanym wniosku. Podstawową zmianą jest definicja obiektu energetycznego spalania paliw (w POŚ - źródło spalania paliw) określająca go w oparciu o zasady łączenia opisane w Art. 29 Dyrektywy IED Zasada łączenia Obiekty energetycznego spalania eksploatowane przez MEC Sp. z o.o. ze względu na fakt uzyskania pierwszego pozwolenia na budowę przed 1 lipca 1987 r. podlegają pierwszej zasadzie łączenia określonej w art. 157a, ust.2 pkt 1 ustawy POŚ: gazy odlotowe z tych źródeł spalania paliw są odprowadzane do powietrza przez wspólny komin i całkowita nominalna moc cieplna jest nie mniejsza niż 50 MW; w takim przypadku zespół źródeł spalania paliw uważa się za jedno źródło spalania paliw złożone z dwóch lub większej liczby części, którego całkowita nominalna moc cieplna stanowi sumę nominalnych mocy cieplnych tych części źródła spalania paliw, których nominalna moc cieplna jest nie mniejsza niż 15 MW (pierwsza zasada łączenia); Powyższy przepis stanowi, że całkowita nominalna moc dostarczana w paliwie, dla której określone są powiązane z BAT dopuszczalne poziomy emisji, nie powinna zależeć od ilości jednostek funkcjonujących w danym czasie. Dla każdego przypadku, całkowita, moc nominalna \dostarczana w paliwie dla "całego obiektu energetycznego spalania" musi być brana pod uwagę. 12

13 Na poniższym diagramie przedstawiono schemat obu obiektów energetycznego spalania. Wielkości mocy przyłączeniowych obu obiektów są w granicach przedziału 50 do 100 MWth, co determinuje szczegółowe warunki dotyczące poziomów emisji BAT-AEL powiązanych z BAT, wymagania dotyczące monitoringu emisji oraz poziomy emisji w przypadku uzyskania ewentualnych odstępstw od konkluzji BAT, ustalane w takich przypadkach według załącznika V dyrektywy IED. E2 E1 K6 WR 25 K5 WR 25 K4 OR 10 K3 OR 16 K2 WR 25 K1 WR 25 38, , , , , ,66 30 Rysunek 1 Schemat źródeł spalania paliw MEC Sp. z o.o. (czerwonym kolorem została oznaczona moc osiągalna kotłów) Sformułowanie zasady łączenia wywołuje szereg implikacji dotyczących sposobu funkcjonowania obiektu. Poza ustaleniem kategorii obiektu, dla której określone są powiązane z konkluzjami BAT dopuszczalne poziomy emisji, z zasady łączenia wynikają skutki przyszłych działań modernizacyjnych Ciepłowni. Rozbudowa ciepłowni o dodatkowy kocioł o mocy powyżej 15 MWth lub przebudowy któregokolwiek z kotłów przyłączonych do komina nr 1 kotłów, tj. K1, K2 lub K3, połączonej ze zwiększeniem łącznej mocy do wielkości powyżej 100 MWth, będzie stanowiła istotną zmianę, której skutkiem będzie obniżenie dopuszczalnych poziomów emisji (w sytuacji braku odstępstw). Z tego wynika, że ewentualna rozbudowa obiektu powinna być związana z instalacjami kotłowymi przyłączonymi do komina nr 2. Kolejnym przypadkiem może być budowa kotła opalanego innym paliwem niż węgiel kamienny (lub brunatny), w takim przypadku (przy mocy w paliwie powyżej 15 MW) obiekt 13

14 energetycznego spalania byłby zakwalifikowany jako obiekt wielopaliwowy z odrębnie ustalanymi poziomami emisji, zgodnie z warunkami określonymi w artykule 40 Dyrektywy IED: Obiekty energetycznego spalania wielopaliwowego 1. W przypadku obiektów energetycznego spalania wielopaliwowego, w których wykorzystuje się jednocześnie dwa lub więcej paliw, właściwy organ określa dopuszczalne wielkości emisji według następujących etapów: a) przyjęcie odpowiedniej dopuszczalnej wielkości emisji dla każdego rodzaju paliwa i zanieczyszczenia, odpowiadającej całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie całego obiektu energetycznego spalania, zgodnie z załącznikiem V części 1 i 2; b) określenie dopuszczalnej wielkości emisji ważonej ze względu na rodzaj paliwa, którą oblicza się, mnożąc poszczególne dopuszczalne wielkości emisji, o których mowa w lit. a) przez moc cieplną dostarczaną w każdym paliwie i dzieląc otrzymany wynik przez całkowitą moc cieplną dostarczaną we wszystkich rodzajach paliw; c) zsumowanie dopuszczalnych wielkości emisji ważonych ze względu na rodzaj paliwa. Zasada łączenia wpływa również na warunki udzielenia odstępstwa dla kotłów szczytowych, eksploatowanych mniej niż 1500 godzin w roku. W przypadku analizy reżimu eksploatacyjnego ciepłowni wskazującej na możliwość i uzasadnienie dla ustalenia kotła szczytowego należy przy jego wyborze spośród kotłów WR 25 i OR 16, uwzględnić wszystkie aspekty wynikające z zasady łączenia. Ustalenie kotła szczytowego może mieć istotne znaczenie ze względu na znacznie złagodzony dopuszczalny poziom emisji głównie SO Mechanizm derogacyjny W Dyrektywie IED i odpowiednio POŚ, uregulowano również warunki zastosowania odrębnego mechanizmu derogacyjnego, dedykowanego dla zakładów zasilających sieci ciepłownicze. Zastosowanie tego mechanizmu wynika z postanowień zawartych w Traktacie Akcesyjnym dot. przystąpienia RP do UE w załączniku XII, Rozdziale 13, Sekcja D pkt 2. Do zakończenia okresu derogacji ciepłowniczych tj.31 grudnia 2022 r. obowiązywać będą wielkości dopuszczalnej emisji NOx, pyłu i SO2, które zostały określone w pozwoleniu zintegrowanym jako obowiązujące w dniu 31 grudnia 2015 r. Dodatkowe substancje wprowadzane konkluzjami BAT nie będą w tym czasie objęte regulacjami. W całym okresie derogacji musi być spełniony dla każdego ze źródeł spalania paliw warunek 50% ilości ciepła dostarczanego do ogólnego systemu ciepłowniczego. Zasada łączenia określa także wymagania związane z monitoringiem emisji w dużym stopniu 14

15 determinując techniczne warunki jego zastosowania, niezależnie od bezpośrednich wymagań określonych w konkluzjach BAT. Bardzo szeroki zakres wymagań objętych konkluzjami BAT powoduje konieczność ingerencji prowadzącego źródła spalania paliw nie tylko w infrastrukturę techniczną obiektu i reżim eksploatacyjny, ale również nakłada nowe obowiązki w zakresie szczegółowego monitorowania parametrów eksploatacyjnych oraz wielkości emisji i ich raportowania. Wszystkie powyższe elementy muszą tworzyć jeden zintegrowany system, który powinien zostać jednoznacznie zdefiniowany na etapie opracowywania wniosku o zmianę pozwolenia zintegrowanego. Niedopracowanie jakiegokolwiek elementu wniosku może skutkować w przyszłości albo ograniczeniami w dyspozycyjności źródła spalania paliw albo ponoszeniem nieuzasadnionych względami technicznymi kosztów inwestycyjnych i w przyszłości eksploatacyjnych. Szczegółowa analiza postanowień konkluzji BAT oraz przepisów ustawy Prawo ochrony środowiska i rozporządzeń transponujących Dyrektywę IED do krajowego porządku prawnego powinna być prowadzona w kierunku wypracowania optymalnych rozwiązań uwzględniających warunki funkcjonowania Ciepłowni, zarówno pod względem możliwości uzyskania potencjalnych odstępstw od konkluzji BAT w zakresie dopuszczalnych poziomów emisji (poza derogacją ciepłowniczą), doboru optymalnych technik oczyszczania spalin oraz ustalenia reżimów eksploatacyjnych Ciepłowni skutkujących jak najniższymi kosztami związanymi z instalacjami oczyszczania spalin. 3. Aktualizacja pozwolenia zintegrowanego - podstawowe zagadnienia MEC sp. z o.o. prowadzi instalację ciepłowniczą przy ul. Samsonowicza 2 w Ostrowcu Świętokrzyskim objętą pozwoleniem zintegrowanym z dnia r., znak: RS.II-7648/8/2005. Łączna moc nominalna wprowadzona w paliwie do instalacji wynosi 181,8 MW a moc wyjściowa w czynniku grzewczym 148,1 MW. W grudniu 2015 r. pozwolenie zostało zmienione decyzją Starosty Ostrowieckiego potwierdzającą skorzystanie z odstępstw wynikających z art. 146b ustawy POŚ dla źródła spalania paliw (znak pisma: RS.II ). Zgodnie z postanowieniami artykułu 215 Ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (tj. Dz. U. z 2017 r. poz. 519, 785, 898) analiza pozwolenia 15

16 zintegrowanego powinna być przeprowadzona przez Starostę Ostrowieckiego do dnia 16 lutego 2018 r. Organ właściwy do wydawania pozwolenia zintegrowanego przedmiotowej instalacji - Wydział Rolnictwa i Środowiska Starostwa Powiatowego w Ostrowcu Świętokrzyskim zobowiązany będzie do dokonania analizy warunków pozwolenia zintegrowanego zgodnie z postanowieniami art 215 POŚ, w którym określono, że organ: 1) bierze pod uwagę wszystkie konkluzje BAT, które dla danego rodzaju instalacji zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej od czasu wydania pozwolenia lub ostatniej analizy wydanego pozwolenia; W przypadku przedmiotowej analizy organ weźmie pod uwagę wszystkie konkluzje BAT dla LCP, mające zastosowanie dla kotłów rusztowych. 2) może zażądać od prowadzącego instalację przedłożenia informacji, w szczególności wyników monitorowania procesów technologicznych, niezbędnych do przeprowadzenia analizy i umożliwiających porównanie ich z najlepszymi dostępnymi technikami opisanymi w odpowiednich konkluzjach BAT oraz określonymi w nich wielkościami emisji; Podstawową informacją dla organu będą pomiary okresowe emisji prowadzone w zakresie podstawowych zanieczyszczeń NOx, SO2, CO i pyłu. Dodatkowo może wystąpić konieczność przeprowadzenia pomiarów emisji substancji dodatkowo objętych konkluzjami: HCl, HF i rtęci (NH3 tylko w przypadku redukcji tlenków azotu technikami SCR i SNCR). Wymagane może być także udostępnienie archiwizowanych parametrów eksploatacyjnych kotłów. 3) dokonuje oceny zasadności udzielenia odstępstwa, o którym mowa w art. 204 ust. 2. Prowadzący instalację może ubiegać się o udzielenie odstępstw od wymagań konkluzji BAT w zakresie dopuszczalnych poziomów emisji, z wyłączeniem wymagań dotyczących monitoringu emisji, w przypadku spełnienia przesłanek wskazanych w artykule 204 POŚ: 2. W szczególnych przypadkach organ właściwy do wydania pozwolenia zintegrowanego może w pozwoleniu zintegrowanym zezwolić na odstępstwo od granicznych wielkości emisyjnych, jeżeli w jego ocenie ich osiągnięcie prowadziłoby do nieproporcjonalnie wysokich kosztów w stosunku do korzyści dla środowiska oraz pod warunkiem że nie zostaną przekroczone standardy emisyjne, o ile mają one zastosowanie. 16

17 Występując o udzielenie odstępstwa, prowadzący instalację jest zobowiązany do przedstawienia porównania wysokości kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych niezbędnych do poniesienia dla osiągnięcia granicznych wielkości emisyjnych, z korzyściami dla środowiska. Podstawą do ustalenia kosztów, które muszą być udokumentowane w sposób uzasadniony i obiektywny przez prowadzącego instalację (oferty, kosztorysy, analogiczne aplikacje na porównywalnych obiektach), może być także dokument referencyjny BREF (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants), w którym oszacowano koszty zastosowania każdej z opisanych w nim technik, uznanych za najlepsze dostępne techniki. Drugim elementem, który powinien zostać przedstawiony w porównaniu są korzyści dla środowiska związane z zastosowaniem wielkości emisyjnych wynikających z konkluzji BAT. Korzyści dla środowiska muszą zostać przedstawione w wymiarze finansowym. Postępowanie dotyczące wydania pozwolenia z odstępstwem prowadzone będzie w trybie określonym Ustawą z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (t.j. Dz.U poz. 353). 3. Przy dokonywaniu oceny, o której mowa w ust. 2, organ właściwy bierze pod uwagę położenie geograficzne, lokalne warunki środowiskowe, charakterystykę techniczną instalacji lub inne czynniki mające wpływ na funkcjonowanie instalacji i środowisko jako całość. Przy ustalaniu wymagań dla źródła spalania paliw, istotne znaczenie może mieć jego położenie na terenie Huty CELSA, który jest terenem przemysłowym oraz fakt, że dopuszczalne poziomy emisji odpowiadające BAT dla produkcji i odlewania stali przy użyciu elektrycznych pieców łukowych wynoszą: dla pyłu <5 mg/mu 3 (określony jako średnio dobowa) i rtęci <0,05 mg/mu 3 (określony jako średnia dla okresu pobierania próbek, pomiar okresowy - grawimetryczny). Jeżeli Huta CELSA zobowiązana jest do dotrzymania tak niskiego poziomu emisji pyłu dla MEC może to stanowić problem przy ustalaniu dopuszczalnych poziomów emisji w ramach zmiany warunków pozwolenia zintegrowanego. Udzielenie odstępstwa nie może powodować przekroczenia standardów emisyjnych określonych w załączniku V Części I Dyrektywy IED. W przypadku istniejących części 17

18 obiektów spalania, eksploatowanych więcej niż 1500 godzin w roku, przyznane odstępstwa mogą zmienić dopuszczalne poziomy w porównaniu z BAT AEL w poniższy sposób: Substancja BAT-AEL (mg/nm 3 ) Średnia roczna Istniejący obiekt Dyrektywa IED Załącznik V Część I Istniejący obiekt NOx SO Pył CO < nd Tabela 1 Z powyższego zestawienia wynika, że różnice nie są zbyt duże jeżeli dotyczą górnych poziomów emisji. W razie ustalenia przez organ dopuszczalnych poziomów emisji w górnych granicach poziomów BAT AEL ewentualne odstępstwo oznacza wzrost górnej granicy dopuszczalnego poziomu emisji tylko o 11% w przypadku NOx i SO2. Dla redukcji NOx mogą być wówczas w obu przypadkach wystarczające metody pierwotne, natomiast dla SO2, przy optymalnie dobranej technologii uzyskany efekt z tytułu odstępstwa może wynikać jedynie z różnicy w ilości zużycia sorbentu. W przypadku redukcji emisji pyłu, zastosowanie metody filtracyjnej do redukcji pyłów powinno zapewniać utrzymanie dopuszczalnego poziomu na poziomie kilkunastu mg/mu 3. Z kolei, redukcję emisji CO można uzyskać dzięki poprawie procesu spalania, która będzie powiązana z zastosowaniem metod pierwotnych redukcji tlenków azotu. Wobec powyższego, podjęcie starań o udzielenie odstępstwa od wymagań konkluzji BAT dla kotłów pracujących powyżej 1500 godzin w roku będzie miało istotne znaczenie w przypadku ustalenia przez organ dopuszczalnych poziomów emisji znacznie poniżej górnych granic BAT AEL, wymagających zastosowania technik o bardzo wysokim poziomie redukcji zanieczyszczeń. Spowoduje to konieczność poniesienia zwiększonych kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych. Ustawa POŚ dopuszcza możliwość podjęcia przez prowadzącego instalację decyzji o prowadzeniu badań nad nową techniką ograniczania emisji z instalacji spalania paliw, co najmniej do poziomów emisji powiązanych z BAT, zgodnie z zasadami określonymi w art. 18

19 211a POŚ umożliwiającymi zmianę pozwolenia zintegrowanego, polegającą na czasowym odstępstwie (6 miesięcy) od konieczności utrzymania dopuszczalnych wielkości emisji. Biorąc pod uwagę ograniczony poziom zaawansowania technik dostępnych na rynku krajowym, dedykowanych dla kotłów rusztowych oraz wysoki poziom kosztów związanych z aplikacją technologii stosowanych dotychczas w skali przemysłowej, w szczególności dotyczących redukcji emisji SO2 i NOx oraz fakt oferowania przez podmioty skutecznych technologii kompleksowego oczyszczania spalin, ale nie posiadających referencji na kotłach rusztowych, nie można wykluczyć konieczności podjęcia takich badań Wybrane aspekty zmian w pozwoleniu zintegrowanym o szczególnie istotnym znaczeniu dla warunków eksploatacyjnych źródła spalania paliw Poniżej przedstawiono wybrane zagadnienia bezpośrednio związane z aspektami technicznymi i eksploatacyjnymi dotyczącymi sposobu prowadzenia ruchu urządzeń i zastosowania określonych rozwiązań technicznych, wymagającymi dokonania wcześniejszych ustaleń i podjęcia stosownych decyzji przed opracowaniem wniosku Raport początkowy W przypadku zastosowania metod wtórnych redukcji tlenków azotu lub tlenków siarki wymagających stosowania reagentów, zmiany wprowadzane w instalacji i pojawienie się nowych substancji powodujących ryzyko, prowadzący instalację może być zobowiązany do wykonania raportu początkowego o stanie zanieczyszczenia gleby, ziemi i wód gruntowych substancjami stwarzającymi ryzyko wymaganego zgodnie z art. 208 ust. 2 pkt 4 Ustawy POŚ. W tym celu, po wyborze technologii oczyszczania spalin należy wykonać analizę ryzyka uwzględniającą inwentaryzację wszystkich substancji chemicznych i ich mieszanin, które będą wykorzystywane lub uwalniane w instalacjach oczyszczania spalin. Substancje powinny zostać ocenione pod kątem ryzyk, wskazanych w załączniku I części 2 5 rozporządzenia 1272/2008/UE (CLP). Jeżeli do danej substancji może być przypisane przynajmniej jedno z zagrożeń, to taka substancja jest określana jako powodująca ryzyko. Analiza ryzyka powinna być przeprowadzona etapami: 1. inwentaryzacja substancji chemicznych i ich mieszanin wykorzystywanych lub uwalnianych w procesach technologicznych związanych z oczyszczaniem spalin, 2. ocena ryzyk dla poszczególnych substancji i możliwości zanieczyszczania gleby, 19

20 ziemi lub wód gruntowych w przypadku, kontrolowanego lub niekontrolowanego uwolnienia do środowiska, 3. ocena instalacji oczyszczania spalin, pod względem działań inwestycyjnych i eksploatacyjnych mających wpływ na zmniejszenie ryzyka zanieczyszczenia substancjami powodującymi ryzyko. Postanowienia POŚ w art.211 ust.6 pkt 4, w przypadku wystąpienia obowiązku sporządzenia raportu początkowego wymagają ustalenia sposobu prowadzenia systematycznej oceny ryzyka zanieczyszczenia gleby, ziemi i wód gruntowych substancjami powodującymi ryzyko, które mogą znajdować się na terenie zakładu w związku z eksploatacją instalacji, albo sposób i częstotliwość wykonywania badań zanieczyszczenia gleby i ziemi tymi substancjami oraz pomiarów zawartości tych substancji w wodach gruntowych, w tym pobierania próbek. Przeanalizować należy także odpady wytworzone w instalacjach oczyszczania spalin, pomimo, że wg art. 2 rozporządzenia CLP nie stanowią one substancji ani mieszaniny objętej zakresem tego rozporządzenia. W analizie ryzyka powinny zostać uwzględnione substancje mogące pochodzić z magazynowania, przetwarzania lub składowania odpadów, niezależnie od przepisu POŚ, art. 202 ust.4, zgodnie z którym w pozwoleniu zintegrowanym określa się warunki wytwarzania i sposoby postępowania z odpadami na zasadach określonych w przepisach ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach, niezależnie od tego, czy dla instalacji wymagane byłoby uzyskanie pozwolenia na wytwarzanie odpadów. Powyższa wstępna analiza może być brana pod uwagę przy wyborze metod wtórnych redukujących zanieczyszczenia gazowe spalin Monitorowanie wielkości emisji Zakres monitorowania wielkości emisji jest określony w konkluzjach BAT. Postanowienia dyrektywy IED nie przewidują możliwości udzielenia odstępstw od zakresów monitoringu określonych w konkluzjach BAT, a w przypadku stosowania odstępstw od dopuszczalnych poziomów emisji dla części instalacji pracujących nie więcej niż 1500 godzin w roku nakładają wymóg odrębnego monitoringu. Istotną kwestią wymagającą szczegółowych ustaleń uwzględnianych w pozwoleniu zintegrowanym jest sposób monitorowania emisji, spełniający ramowe wymagania określone w Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 30 października 2014 r. w sprawie wymagań 20

21 w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody (Dz.U. z 2014 r., poz.1542) oraz szczegółowe, określone odpowiednimi przedmiotowo normami: PN-EN określającą warunki lokalizacji i instalacji AMS wg procedury QAL 1, PN-EN określającą warunki kalibracji wg procedury QAL2, rocznego testu kontrolnego wg procedury AST, warunki prowadzenia ciągłego nadzoru nad jakością zgodnie z procedurą QAL 3. Podstawowym zagadnieniem jest ustalenie projektowanej lokalizacji urządzeń systemu monitoringu, która musi uwzględniać istotne dla spełnienia wymagań elementy: umiejscowienie przekroju pomiarowego w odcinku przewodu spalin spełniającego warunek wyrównanego przepływu i rozkładu stężeń; dobór przekroju pomiarowego do monitoringu powinien zapewniać pobieranie reprezentatywnych próbek emitowanego gazu w przekroju pomiarowym dla określenia strumienia objętości i stężenia masowego zanieczyszczeń oraz umożliwiać wykonywanie pomiarów manualnych dobór odcinka pomiarowego musi uwzględniać możliwość zabudowy odpowiednich podestów roboczych i niezbędnej infrastruktury związanej z systemem ciągłego monitoringu. Ustalenie założeń projektowych systemu ciągłego monitoringu spalin (AMS), dla którego warunki są szczegółowo opisane w związanych przepisach i stosownych normach, wymaga szczegółowej analizy technicznych możliwości jego zabudowy w istniejącej instalacji spalania paliw. Poza warunkami technicznymi, jakimi powinna odpowiadać zabudowa systemu, należy wziąć pod uwagę optymalizację kosztów uwzględniającą możliwość wykorzystania wspólnej infrastruktury dla dwóch systemów AMS, wymaganych ze względu na eksploatację dwóch obiektów spalania paliw. Możliwości techniczne zabudowy AMS będą istotnie ograniczone priorytetem lokalizacji zabudowy urządzeń instalacji oczyszczania spalin, która może wykluczyć zabudowę punktów pomiarowych na kanałach spalin. Najbardziej prawdopodobna jest zabudowa systemu monitoringu spalin na obu emitorach. Rozważyć należy również zastosowanie parametrów zastępczych, o ile będzie istniała taka możliwość uwzględniająca lokalne warunki. Organ udzielający pozwolenie zatwierdzając metody monitoringu, decydując czy są one 21

22 możliwe do przyjęcia, bierze pod uwagę następujące czynniki: jej przydatność dla danego celu, tj. czy metoda jest odpowiednia dla instalacji, aby przy jej pomocy osiągnąć zamierzony cel monitoringu, mając na uwadze na przykład wartości graniczne i kryteria wykonania, wymagania prawne, zastosowane urządzenia i umiejętności, tj. czy prowadzący instalację dysponuje odpowiednimi urządzeniami i posiada umiejętności wymagane przy stosowaniu proponowanej metody monitoringu, np. wyposażenie techniczne, doświadczenie personelu Wymagania monitoringu związane z dopuszczalnymi wielkościami emisji. Ustalenie wymagań powinno być poprzedzone analizą ogólnego sposobu podejścia do monitoringu dostosowanego do konkretnych potrzeb obejmującą lokalizację, rozplanowanie w czasie, harmonogram i wykonalność techniczną oraz opcje pomiaru bezpośredniego, parametrów zastępczych, bilansów masowych, innych obliczeń lub użycie wskaźników emisji. Podstawowe elementy, które powinny być brane pod uwagę przy ustalaniu dopuszczalnych wielkości emisyjnych: wielkości emisji muszą być możliwe do monitorowania w praktyce wymagania monitoringu muszą być określone razem z wielkościami emisji procedury oceny zgodności muszą być jednoznacznie określone razem z wielkościami emisji Wymagania monitoringu powinny obejmować wszystkie istotne aspekty granicznych wielkości emisyjnych i powinny określać: rodzaj zanieczyszczenia lub parametru podlegającego ograniczeniom, w przypadku monitorowania cząstek stałych zawieszonych w gazie, powinien być określony zakres wielkości, np. całkowity, <10 µm lub <2,5 µm. miejsce pobierania próbek i wykonania pomiarów w punktach, dla których ustalono wartości graniczne. odpowiednie wyposażenie pomiarowe wymagania w stosunku do obiektów technicznych, takich jak bezpieczne pomosty pomiarowe i porty pobierania próbek. 22

23 wymogi czasowe (czas, czas uśredniania, częstotliwość, itd.) pobierania próbek i wykonywania pomiarów realność wartości dopuszczalnych przy uwzględnieniu dostępnych metod pomiarowych i możliwości określenia zgodności. warunki eksploatacyjne stosowane zakresy wydajności źródła spalania paliw szczegóły techniczne poszczególnych metod pomiarowych, tj. wybrać odpowiednią standardową (lub alternatywną) metodę pomiarową i jednostki pomiaru. procedury oceny zgodności, kryteria oceny wyników monitoringu przy ocenie zgodności z odpowiednimi wartościami granicznymi, biorąc również pod uwagę niepewność wyników monitoringu, wymagania dotyczące sporządzania raportów: forma, zakres wyników i informacji, terminy przekazywania i listę dystrybucyjną. Na etapie ustalania wymagań dotyczących monitoringu istotną kwestią jest podjęcie decyzji o skorzystaniu z odstępstwa od wymagań konkluzji BAT dla części obiektu pracującego mniej niż 1500 godzin w roku kotłów szczytowych, dla których wymagany jest odrębny monitoring spalin. W tym przypadku oprócz względów stosowanych reżimów eksploatacyjnych, związanych z ustaleniem sposobu pracy kotłów, istotna jest techniczna możliwość instalacji systemu oraz związane nim koszty. Podstawowe problemy związane z monitoringiem są nie tylko związane z kwestiami lokalizacji przekrojów pomiarowych - to także dobór technik pomiarowych oraz konfiguracja pracujących kotłów. Prawdopodobna lokalizacja przekrojów pomiarowych na emitorach powoduje, że w okresach przejściowych i między sezonami grzewczymi warunki przepływu spalin uniemożliwią prawidłowy pomiar co najmniej natężenia przepływu i emisji pyłu ze względu na zbyt niskie prędkości, zdecydowanie poniżej wymaganych dla referencyjnych warunków tych pomiarów. Również w takich warunkach pomiary emisji zanieczyszczeń gazowych mogą stwarzać problemy z uzyskaniem jednorodności przepływów w przekrojach pomiarowych i utrzymaniem warunków zgodności metod pomiarowych. Ta sytuacja pogarsza się w przypadku równoczesnej eksploatacji dwóch kotłów z których każdy jest przyłączony do innego komina. Powoduje to dodatkowe obniżenie prędkości przepływu spalin Okresy rozruchu i wyłączenia 23

24 Szczególne znaczenie ma zdefiniowanie okresów rozruchu i odstawienia kotłów pod względem zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji oraz czasu ich trwania. W źródle zasilającym system ciepłowniczy wymagane jest nadążne dostosowywanie mocy wyprowadzonej do zmian zapotrzebowania ciepła, co wymaga częstych odstawień i rozruchów kotłów. Dodatkowy problem w świetle wymagań dyrektywy IED powstaje w sytuacji utrzymywania kotła w gorącej rezerwie. Może to być potraktowane jako stan normalnej eksploatacji, co w przypadku minimów technologicznych części instalacji oczyszczania spalin okresowo utrudni dotrzymanie dopuszczalnych poziomów emisji lub wymagać głębszej redukcji zanieczyszczeń pozostałych pracujących kotłów, szczególnie w okresach przejściowych. Powyższa kwestie wymagają przeanalizowania pod względem dotychczasowych doświadczeń eksploatacyjnych Ciepłowni oraz w świetle cytowanych poniżej istotnych przepisów Decyzji Wykonawczej Komisji z dnia 7 maja 2012 r. dotycząca określania okresów rozruchu i wyłączenia do celów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (2012/249/UE): (2) W odniesieniu do instalacji spalania objętych rozdziałem III dyrektywy 2010/75/UE określenie okresów rozruchu i wyłączenia jest niezbędne do dokonania oceny zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji ustalonymi w załączniku V do dyrektywy 2010/75/UE, z uwzględnieniem części 4 tego załącznika, jak również do określenia liczby godzin pracy obiektów energetycznego spalania, w przypadku gdy jest to istotne dla wykonania tej dyrektywy. (3) W art. 14 ust. 1 lit. f) dyrektywy 2010/75/UE określono wymóg, aby pozwolenie obejmowało środki odnoszące się do warunków innych niż normalne warunki eksploatacji, takich jak rozruch i wyłączenie. Zgodnie z art. 6 dyrektywy 2010/75/UE środki te mogą zostać zawarte w ogólnych wiążących zasadach. (4) Stężenie emisji z obiektów energetycznego spalania w okresach rozruchu i wyłączenia jest zasadniczo zwiększone w porównaniu z normalnymi warunkami eksploatacji. W świetle celu dyrektywy 2010/75/UE zakładającego zapobieganie emisjom, okresy te powinny być możliwie jak najkrótsze. Artykuł 1 Przedmiot i zakres Niniejsza decyzja ustanawia przepisy dotyczące określania okresów rozruchu i wyłączenia, o których mowa w art. 3 pkt 27 oraz w części 4 pkt 1 załącznika V do dyrektywy 2010/75/UE. Niniejsza decyzja ma zastosowanie do obiektów energetycznego spalania objętych rozdziałem III dyrektywy 2010/75/UE. Artykuł 2 Definicje Do celów niniejszej decyzji stosuje się następujące definicje: 24

25 1) minimalne obciążenie rozruchu dla stabilnego wytwarzania oznacza minimalne obciążenie zgodne z działaniem obiektu energetycznego spalania pracującego w trybie ustalonym po dokonaniu rozruchu, w następstwie którego obiekt jest w stanie bezpiecznie i niezawodnie dostarczać swoją produkcję do sieci, akumulatora ciepła lub na teren przemysłowy; 2) minimalne obciążenie wyłączenia dla stabilnego wytwarzania oznacza minimalne obciążenie, przy którym obiekt nie może już bezpiecznie i niezawodnie dostarczać swojej produkcji do sieci, akumulatora ciepła lub na teren przemysłowy i jest uznawany za będący w trakcie wyłączania. Artykuł 3 Ogólne zasady określania okresów rozruchu i wyłączenia Na potrzeby określenia końca okresu rozruchu oraz początku okresu wyłączenia zastosowanie mają następujące zasady: 1) kryteria i parametry stosowane do określenia okresów rozruchu i wyłączenia są przejrzyste i zewnętrznie weryfikowalne; 2) określenie okresów rozruchu i wyłączenia jest oparte na warunkach umożliwiających realizację procesu stabilnego wytwarzania z uwzględnieniem ochrony zdrowia i bezpieczeństwa; 3) okresów, podczas których obiekt energetycznego spalania, po rozruchu, działa w sposób stabilny i bezpieczny przy zaopatrzeniu w paliwo, ale bez przesyłu energii cieplnej, elektrycznej lub mechanicznej, nie wlicza się do okresów rozruchu lub wyłączenia. Artykuł 4 Określanie okresów rozruchu i wyłączenia w pozwoleniu. 1. Do celów określenia okresów rozruchu i wyłączenia w pozwoleniu dla instalacji obejmującej obiekt energetycznego spalania, środki, o których mowa w art. 14 ust. 1 lit. f) dyrektywy 2010/75/UE, zawierają: a)co najmniej jedną z następujących informacji: (i) punkt końcowy okresu rozruchu oraz punkt początkowy okresu wyłączenia wyrażone jako wartości progowe obciążenia, zgodnie z art. 6, 7 i 8 oraz z uwzględnieniem faktu, iż minimalne obciążenie wyłączenia dla stabilnego wytwarzania może być niższe niż minimalne obciążenie rozruchu dla stabilnego wytwarzania, ponieważ obiekt energetycznego spalania może być w stanie działać stabilnie przy mniejszym obciążeniu po osiągnięciu wystarczającej temperatury po pewnym okresie eksploatacji; (ii) specyficzne procesy lub wartości progowe dla parametrów operacyjnych, które są powiązane z końcem okresu rozruchu i początkiem okresu wyłączenia i które są jasne, łatwe do monitorowania i dostosowane do wykorzystywanej technologii, zgodnie z art. 9; b) środki zapewniające zminimalizowanie okresów rozruchu i wyłączenia na tyle, na ile jest to możliwe; c) środki zapewniające uruchomienie wszystkich urządzeń służących redukcji emisji tak szybko, jak jest to możliwe pod względem technicznym. Na potrzeby akapitu pierwszego uwzględnia się charakterystykę techniczną i operacyjną obiektu energetycznego spalania i jego jednostek oraz wymogi techniczne niezbędne do działania zainstalowanych technologii redukcji emisji. 2. W przypadku zmiany dotyczącej jakichkolwiek aspektów odnoszących się do obiektu, które mają wpływ na okresy rozruchu i wyłączenia, w tym zainstalowanych urządzeń, rodzaju 25

26 paliwa, roli obiektu w systemie oraz zainstalowanych technologii redukcji emisji, warunki pozwolenia dotyczące okresów rozruchu i wyłączenia poddaje się ponownemu rozpatrzeniu oraz, w razie konieczności, aktualizacji przez właściwy organ. Artykuł 5 Określanie okresów rozruchu i wyłączenia dla obiektów energetycznego spalania składających się z dwóch lub więcej jednostek 1. Do celów wyliczenia średnich wartości emisji przewidzianych w części 4 pkt 1 załącznika V do dyrektywy 2010/75/UE stosuje się następujące zasady na potrzeby określenia okresów rozruchu i wyłączenia obiektów energetycznego spalania składających się z dwóch lub więcej jednostek: a) wartości zmierzone w okresie rozruchu pierwszej jednostki poddawanej rozruchowioraz w okresie wyłączenia ostatniej wyłączanej jednostki spalania nie są brane pod uwagę; b) wartości określone podczas innych okresów rozruchu i wyłączenia poszczególnych jednostek nie są brane pod uwagę tylko w przypadku, gdy są mierzone osobno dla każdej danej jednostki lub gdy pomiar nie jest możliwy ze względów technicznych lub ekonomicznych mierzone osobno dla każdej danej jednostki. 2. Do celów art. 3 pkt 27 dyrektywy 2010/75/UE okresy rozruchu i wyłączenia obiektów energetycznego spalania składających się z dwóch lub więcej jednostek obejmują wyłącznie okres rozruchu pierwszej jednostki spalania oraz okres wyłączenia ostatniej wyłączanej jednostki spalania.w odniesieniu do obiektów energetycznego spalania, w przypadku których część 1 pkt 2, 4 i 6 załącznika V do dyrektywy2010/75/ue zezwala na stosowanie dopuszczalnej wielkości emisji wobec części obiektu odprowadzającej gazy odlotowe jednym lub więcej niż jednym osobnym przewodem wspólnego komina, okresy rozruchu i wyłączenia mogą być określane oddzielnie dla każdej z tych części obiektu energetycznego spalania. Okresy rozruchu i wyłączenia części obiektu obejmują wówczas okres rozruchu jednostki spalania, której rozruch jest przeprowadzany jako pierwszy w tej części obiektu, oraz okres wyłączenia jednostki spalania, która jest wyłączana jako ostatnia w tej części obiektu. Artykuł 7 Określanie okresów rozruchu i wyłączenia dla obiektów energetycznego spalania wytwarzających energię cieplną z zastosowaniem wartości progowych obciążenia 1. W przypadku obiektów energetycznego spalania wytwarzających energię cieplną za koniec okresu rozruchu uznaje się moment, w którym obiekt osiąga minimalne obciążenie rozruchu dla stabilnego wytwarzania, a wytworzona energia cieplna może być bezpiecznie i niezawodnie dostarczana do sieci dystrybucji, akumulatora ciepła lub wykorzystywana bezpośrednio na lokalnym terenie przemysłowym. 2. Za początek okresu wyłączenia uznaje się osiągnięcie minimalnego obciążenia wyłączenia dla stabilnego wytwarzania, gdy energia cieplna nie może już być bezpiecznie i niezawodnie dostarczana do sieci lub wykorzystywana bezpośrednio na lokalnym terenie przemysłowym. 3. Wartości progowe obciążenia, jakie mają być stosowane do określenia końca okresu rozruchu oraz początku okresu wyłączenia dla obiektów energetycznego spalania wytwarzających energię cieplną i jakie mają zostać uwzględnione w pozwoleniu dla obiektu, odpowiadają ustalonemu odsetkowi nominalnej wydajności cieplnej obiektu energetycznego spalania. 4. Okresy, w których obiekty wytwarzające energię cieplną ogrzewają akumulator lub 26

27 zasobnik ciepła bez przesyłu energii cieplnej, uznaje się za godziny pracy, a nie za okresy rozruchu lub wyłączenia. Załącznik SPECYFICZNE PROCESY ORAZ PARAMETRY OPERACYJNE ZWIĄZANE Z OKRESAMI ROZRUCHU I WYŁĄCZENIA 1. Specyficzne procesy związane z minimalnym obciążeniem rozruchu dla stabilnego wytwarzania brak specyficznego procesu 2. Parametry operacyjne 2.1. Zawartość tlenu w spalinach 2.2. Temperatura spalin 2.3. Ciśnienie pary 2.4. W odniesieniu do obiektów wytwarzających energię cieplną: entalpia oraz natężenie przepływu cieczy będącej nośnikiem ciepła W odniesieniu do obiektów z kotłami parowymi: temperatura pary na wylocie. Optymalne ustalenie warunków dla okresów rozruchów i wyłączeń będzie miało istotne znaczenie dla warunków eksploatacji źródła spalania paliw w świetle procedury sprawdzania czy emisje nie przekraczają dopuszczalnych poziomów oraz wpływ na koszty eksploatacyjne. Należy zwrócić również uwagę na fakt, że dla eksploatacji w warunkach innych niż normalne warunki eksploatacji również powinny być ustalone dopuszczalne poziomy emisji Część obiektu energetycznego spalania funkcjonująca nie więcej niż 1500 godzin w roku (szczytowa). Dyrektywa IED i Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2014 r. w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów (Dz. U. z 2014 r. poz. 1546) w stosunku do obiektów energetycznego spalania lub ich części, które funkcjonują nie więcej niż 1500 godzin w ciągu roku i otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 roku lub których operator złożył kompletny wniosek o to pozwolenie przed tym dniem i pod warunkiem, że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 roku, możliwe jest zastosowanie łagodniejszych standardów emisji zanieczyszczeń. Szczegółowy sposób weryfikacji czasu pracy został określony w 41 rozporządzenia w sprawie standardów. Warunkiem korzystania jest średnia krocząca z 5 lat, dla obiektu MEC sp. z o.o. będzie musiała być dotrzymana po upływie okresu derogacji w 2023 r. Jest to jedyny mechanizm elastyczny, który może być zastosowany do części źródła spalania kotła lub grupy kotłów z uwzględnieniem poniższych warunków: 27

28 w źródle wieloelementowym (podlegającym pierwszej zasadzie łączenia) może być tylko jedna część szczytowa czyli nawet jeżeli kilka kotłów korzysta z tej derogacji, to czas ich pracy jest sumowany i łącznie nie może przekroczyć limitu 1500 godzin, gazy odlotowe muszą być odprowadzane jednym lub więcej niż jednym osobnym przewodem wspólnego komina, jednakże interpretacje Komisji Europejskiej oraz Ministerstwa Środowiska wskazują, że dla wydzielenia szczytowej części źródła nie jest bezwzględnie wymagany osobny przewód kominowy, jeżeli spaliny przed mieszaniem we wspólnym kominie przejdą przez przekroje pomiarowe, czyli emisja z tych części źródła będzie mierzona osobno, umożliwiając ocenę czasu pracy i dotrzymywania wielkości dopuszczalnej emisji dla szczytowej części źródła. Zgodnie z zasadami wynikającymi z art. 224 ust. 2 ustawy POŚ organ wydający pozwolenie powinien określić w pozwoleniu wielkość dopuszczalnej emisji dla każdego źródła powstawania (kotła) i miejsca wprowadzania (komina) gazów lub pyłów do powietrza. Dla obiektów energetycznego spalania lub jego części pracujących nie dłużej niż 1500 godzin w ciągu roku (pod warunkiem osobnego monitoringu) złagodzenia dopuszczalnych poziomów emisji są zdecydowanie większe. Substancja BAT-AEL (mg/nm 3 ) Średnia roczna Istniejący obiekt Dyrektywa IED Załącznik V Część I Istniejący obiekt NOx ( 1 ) SO ( 1 ) Pył CO < nd ( 1 ) dotyczy Obiektów energetycznego spalania opalane niskokalorycznymi gazami pochodzącymi ze zgazowania pozostałości po destylacji, którym udzielono pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r Podejmując decyzję o zamiarze zastosowania mechanizmu dla kotłów szczytowych, ze względu na dysponowanie dwoma obiektami energetycznego spalania mogą to być nawet dwie jednostki. Należy zwrócić uwagę, że dedykowanie kotła do pracy szczytowej będzie 28

29 stanowiło ograniczenie dyspozycyjności mocy zainstalowanej i taka decyzja musi zostać poprzedzona szczegółową analizą Wnioski Wszystkie przedstawione powyżej kwestie pozostają w ścisłej wzajemnej zależności i nie powinny być odrębnie rozpatrywane i analizowane. Wymagane elementy wniosku o zmianę pozwolenia zintegrowanego założenia muszą być całkowicie spójne zarówno pod względem różnych scenariuszy eksploatacyjnych, przyjętych technologii, rozwiązań technicznych jak i metod pomiarowych. Z jednej strony konsekwencją ustalonych warunków pozwolenia zintegrowanego będzie wymóg ścisłego przestrzegania reżimów eksploatacyjnych ustalonych na etapie procedowania zmiany pozwolenia zintegrowanego, a z drugiej wpłynie na wysokość nakładów inwestycyjnych na dostosowanie źródła spalania paliw do wymogów konkluzji BAT i przyszłych kosztów eksploatacyjnych. 4. Odniesienie stanu istniejącego źródeł spalania paliw do wymagań konkluzji BAT Ciepłownia MEC Sp. z o.o. jest zlokalizowana na działce położonej na obszarze CELSA Huta Ostrowiec Sp. z o.o. W obiekcie zainstalowanych jest sześć kotłów rusztowych przyłączonych do dwóch emitorów: kotły WR25-014M nr eksploatacyjny 1 i 2 oraz OR-16 nr 3 do komina nr 1 kotły WR25-014M nr eksploatacyjny 5 i 6 oraz OR-10 nr 4 do komina nr 2. Kotły WR M oraz OR 10 zostały na przełomie lat dziewięćdziesiątych i dwutysięcznych zmodernizowane w technologii ścian gazoszczelnych, kocioł OR 16 posiada tradycyjne obmurze ceramiczne. Nominalne moce kotłów i ich stosowane w eksploatacji zakresy przedstawiono poniżej: Nr ekspl. kotła Typ Moc nominalna K-1 WR MW 1,5-30 MW K-2 WR MW 5-30 MW Zakres pracy Uwagi K-3 OR MW 5-11 MW Ograniczenie mocy K-4 OR-10 7 MW 4-7 MW do 10 MW 29

30 K-5 WR MW 1,5-30 MW K-6 WR MW 5-30 MW Tabela 2 W poniższej tabeli przedstawiona jest struktura produkcji energii cieplnej w 2015 roku uwzględniająca poszczególne źródła wytwarzania lub pozyskania ciepła. Miesiąc Wytwarzanie ciepła w kotłach wodnych Średnia moc MW Wytwarzanie ciepła w kotłach gazowoolejowych 30 Wytwarzanie ciepła w kotłach parowych - wymiennikownia Ciepło zakupione GJ MW GJ GJ GJ Sty ,00 48,57 4, , ,00 Lut ,00 42,68 26, , ,00 Mar ,00 34,99 46, , ,00 Kwi ,00 24,11 16, , ,00 Maj ,00 6,23 22, , ,00 Cze 5 876,00 2,27 0, , ,00 Lip 4 123,00 1,59 1, , ,00 Sie 4 032,00 1,56 0, , ,00 Wrz 5 984,00 2,31 8, , ,00 Paz ,00 27,65 0, , ,00 Lis ,00 33,51 14, , ,00 Gru ,00 40,40 11, , ,00 Razem ,00 265,86 148, , ,00 Tabela 3 Zestawienie wskazuje na sposób eksploatacji źródła ciepła. Kocioł OR 10 nr 4 pracuje głównie na potrzeby pary technologicznej Huty CELSA. W związku z wymaganą pełną dyspozycyjnością kotła parowego i okresowością zapotrzebowań pary, jej część kierowana jest na stację wymienników para-woda i jest przeznaczona do wytwarzania ciepła na potrzeby systemu ciepłowniczego. Kocioł parowy OR-16 praktycznie stanowi rezerwę dla kotła OR 10. W okresie między sezonami grzewczymi jeden z kotłów WR -25 stanowi w zasadzie jednostkę szczytową uzupełniającą bilans zapotrzebowania ciepła na c.c.w.u., w którym podstawowe zasilanie jest realizowane z nadwyżek ciepła w parze z kotła OR 10, pokrywającego cykliczne zapotrzebowania pary technologicznej Huty i pozyskanego strumienia ciepła odpadowego. Wobec przyszłych działań związanych z głęboką redukcją zanieczyszczeń i budowy instalacji oczyszczania spalin eksploatacja kotła WR 25 z wydajnością poniżej 10% wydajności stanowić będzie znaczny problem wynikający ze względów zarówno formalnych jak i technicznych.

31 Art.7 ust.3 Decyzji Wykonawczej Komisji z dnia 7 maja 2012 r. dotyczącej określania okresów rozruchu i wyłączenia do celów dyrektywy PE i Rady 2010/75/UE, zawiera wymóg ustalenia w pozwoleniu zintegrowanym wartości progowych obciążenia i innych parametrów, jakie mają być stosowane do określenia końca okresu rozruchu oraz początku okresu wyłączenia dla obiektów energetycznego spalania wytwarzających energię cieplną, polegający na ustaleniu wielkości obciążenia odpowiadającej odsetkowi nominalnej wydajności cieplnej obiektu energetycznego spalania. Załącznik do powyższej decyzji określa parametry operacyjne związane z okresami rozruchu i wyłączenia: zawartość tlenu w spalinach, temperatura spalin, w odniesieniu do obiektów wytwarzających energię cieplną entalpia oraz natężenie przepływu nośnika ciepła oraz dla kotłów parowych ciśnienie i temperatura pary na wylocie z kotła. Jednocześnie art.4 ust.1 lit.a określa, że obiekt energetycznego spalania może stabilnie działać poniżej minimalnego obciążenia rozruchu taka sytuacja dotyczy kotłów wodnych, a więc w warunkach minimalnych obciążeń praca kotła będzie uznana jako funkcjonowanie w normalnych warunkach eksploatacji, co oznacza konieczność dotrzymania standardów emisji. Poza tym, ustalenia okresów rozruchu i wyłączeń związane są z określeniem czasu funkcjonowania, oznaczającym czas wyrażony w godzinach, w którym obiekt energetycznego spalania pracuje w całości lub części, odprowadzając emisje do powietrza, z wyłączeniem okresów rozruchu i wyłączenia i stanowiącym istotny element oceny zgodności z warunkami pozwolenia zintegrowanego. Niezależnie od tego praca którekolwiek z kotłów WR 25 z bardzo niskimi wydajnościami będzie kolidować z parametrami ustalonymi jako minima technologiczne instalacji oczyszczania spalin. W przypadku aplikacji SNCR, praktycznie wystąpi brak możliwości kontrolowania iniekcji sorbentu w technologicznym oknie temperaturowym z powodu zbyt niskich i niestabilnych temperatur spalania. Praca instalacji SNCR w takich warunkach może skutkować dużym unosem amoniaku zdecydowanie przekraczającym dopuszczalny poziom oraz doprowadzić do uszkodzenia analizatora ciągłego monitoringu spalin. Dla przykładu, fabryka Kotłów SEFAKO oferując SNCR gwarantuje poprawną pracę instalacji dla kotła typu WR w zakresie mocy %. 31

32 Możliwe są również problemy z funkcjonowaniem instalacji odpylania - filtrem workowym, wymagającym utrzymania minimalnej temperatury spalin, która przy niskich wydajnościach kotła może być niemożliwa do uzyskania i wówczas układ zabezpieczający filtr skieruje spaliny na bypas, co zostanie odnotowane jako stan przekroczenia dopuszczalnych poziomów emisji zarówno pyłu jak i SO2 (w przypadku łączonej technologii odsiarczania i odpylania). Niezależnie od powyższych aspektów, sprawność kotła jest na bardzo niskim, nieakceptowanym poziomie. Podsumowując, eksploatacja kotła WR 25 w okresie między sezonami grzewczymi może powodować okresy niedotrzymywania standardów emisji, spowodowane zakłóceniami pracy urządzeń ograniczających emisję. Rozwiązaniem tego problemu jest zmiana reżimu eksploatacji ciepłowni w okresie między sezonami, w wyniku której kotły WR 25 byłyby wyłączone z eksploatacji. W takim przypadku, z wstępnej oceny ilości ciepła niezbędnej do uzupełnienia, wynika, że można wykorzystać istniejący kocioł OR-16, po przeprowadzeniu jego rewitalizacji, z odtworzeniem go w istniejącej konstrukcji z obmurzem typu ciężkiego lub przewidzieć zabudowę kilkumegawatowego wodnego kotła rusztowego płomienicowopłomieniówkowego, np. typu KRm. W przypadku rewitalizacji kotła OR-16 należy wziąć pod uwagę, że jest on objęty dyrektywą IED i konkluzjami BAT, a więc podlega ograniczeniom emisji do poziomów wynikających z konkluzji BAT. Dodatkowo wymagana będzie przebudowa stacji wymienników para-woda, do poziomu mocy zapewniającej pełne wykorzystanie energii pary z kotła OR 16. Istotnym efektem tego rozwiązania będzie eksploatacja w okresie między sezonami grzewczymi tylko jednego kotła na poziomie optymalnych wydajności i sprawności. Przyjmując ten kierunek przebudowy obiektu można rozważyć zabudowę wspólnej instalacji oczyszczania spalin w zakresie redukcji pyłu dla kotłów WR 25 nr 2 i OR 16. Będzie to wymagało zmiany konfiguracji pracy urządzeń wytwórczych: w sezonie grzewczym kocioł OR -16 stanowi rezerwę dla eksploatowanego kotła OR-10 na potrzeby pary technologicznej, z zastosowaniem ograniczenia wykluczającego równoczesność pracy kotłów nr 2 z wydajnością powyżej 50% i kotła OR 16 nr 3. Takie rozwiązanie wymagać będzie dopracowania rozwiązań technicznych filtra workowego i układu przepływowego 32

33 spalin dla obu kotłów. Dla potwierdzenia możliwości realizacji tego wariantu konieczne będzie wykonanie bilansu ciepła dla okresów między-sezonowych. Drugie rozwiązanie polegające na zabudowie dodatkowego kotła wodnego może okazać się rozwiązaniem wymagającym niższych nakładów inwestycyjnych, jednak wiąże się z koniecznością rozwiązania kilku problemów. Pierwszym jest lokalizacja nowej jednostki jej wybór jest mocno utrudniony ze względu na skoncentrowaną zabudowę obiektu, do tego należy uwzględnić problem rozwiązania zasilania paliwem i wyprowadzenia mocy cieplnej. Kolejnym, jest ustalenie warunków emisji dla nowego kotła, podlegającego wymaganiom dyrektywy MCP (transpozycja tej dyrektywy 2015/2193 na polski grunt prawny przewidywana jest w terminie do r.) w przypadku przyłączenia instalacji wyprowadzenia spalin do emitora 1 lub 2 (analogiczna kwestia związana jest z kotłem OR- 10), aczkolwiek dyrektywa MCP przewiduje wyłączenie jej obowiązywania dla kotłów przyłączonych do obiektów LCP. Na gruncie obecnych przepisów trudno określić jakie przesłanki będą decydować o ustaleniu dopuszczalnych poziomów emisji dla takich kotłów. Standardy emisji w przypadku pojedynczego obiektu energetycznego spalania - kotła o mocy większej niż 1 MW i mniejszej niż 5 MW wyniosą: SO2 < 400 mg/mu 3, NOx <500 mg/mu 3 i pył < 50 mg/mu 3, a więc według wymagań dyrektywy MCP nowy kocioł, może poza tlenkami azotu będzie wymagać instalacji oczyszczania spalin. W tym przypadku, czyli równoległej eksploatacji kotła OR 10 i dodatkowego kotła wodnego, efektywność wytwarzania ciepła będzie niewątpliwie niższa niż dla wariantu wykorzystania kotła OR Plan sytuacyjny obiektu 33

34 Rysunek 2 Zabudowa instalacji kotłowych jest bardzo zwarta. Szczególnie niekorzystna, w świetle budowy instalacji oczyszczania spalin jest niewielka odległość od elewacji budynku kotłowni do tworzącej kominów, wynosząca 15 m. Również podziałka zabudowy kotłów, wynosząca około 9 m może ograniczać możliwości aplikacji instalacji technik oczyszczania spalin wymagających zabudowy urządzeń zewnętrznych w obrębie komór paleniskowych. Powyższe ograniczenia stanowią istotne kryterium zawężające możliwości wyboru mokrych technik oczyszczania spalin, w szczególności redukcji SOx lub łączonych technik redukujących emisje SOx i NOx wymagających zabudowy gabarytowych urządzeń peryferyjnych. Ograniczenia lokalizacyjne wpływają również na wybór rozwiązania konstrukcyjnego filtrów workowych i dobór figury wentylatorów wyciągowych spalin Stan techniczny urządzeń Ogólny stan techniczny urządzeń wytwórczych i instalacji odpowiada wymogom dyspozycyjności obiektu. Jednak z uwagi na niezbędne znaczne ograniczenie redukcji emisji zanieczyszczeń, kotły w zakresie urządzeń i instalacji mających bezpośredni wpływ na kształtowanie procesu spalania wymagają podjęcia działań zmierzających do ograniczania powstawania zanieczyszczeń w obrębie komory paleniskowej. Dodatkowo, w celu uzyskania zaawansowanej kontroli procesu spalania należy przeprowadzić walidację istniejącej 34

35 obiektowej AKPiA oraz przewidzieć jej rozbudowę w zakresie umożliwiającym pełniejsze monitorowanie jakości procesu spalania, niezależnie od docelowego systemu ciągłego monitoringu spalin. Ustalenie szczegółowego zakresu wymaganych działań powinno wynikać z jednej strony z przeglądu urządzeń i instalacji standardowej procedury obejmującej ocenę stopnia zużycia eksploatacyjnego lub uszkodzeń, w odniesieniu do stanu pierwotnego, a z drugiej z oceny parametrów funkcjonalnych (szczelność instalacji, parametry przepływowe traktu powietrze-spaliny, rozkład temperatur, emisje NOx, CO i zawartość O2 w spalinach), przeprowadzonej przy wykorzystaniu wszystkich dostępnych w istniejących warunkach eksploatacyjnych działań, w celu wyeliminowania zakłóceń mających wpływ na jakość procesu spalania (głównie zminimalizowanie zasysania fałszywego powietrza poprzez doszczelnienie komory paleniskowej). Wyeliminowanie przyczyn potencjalnych zakłóceń procesu spalania możliwe do przeprowadzenia zwykłymi działaniami obsługowymi instalacji kotłowej pozwoli na ocenę rzeczywistego zakresu wymaganej ingerencji w konstrukcję urządzeń, instalacji i osprzętu kotła. Przeprowadzona ocena stanu technicznego, poza wskazaniem działań modernizacyjnych określi również bieżące potrzeby z obszaru standardowej gospodarki remontowej. Opis podstawowych zakresów działań modernizacyjnych zamieszczono w dalszej części opracowania Podstawowe problemy eksploatacyjne wpływające na jakość organizacji procesu spalania i związaną z tym wielkość emisji NOx i CO. Wizje lokalne kotłów i pomiary emisji zanieczyszczeń gazowych przeprowadzone na kotłach WR- 25 nr 2 i OR- 10 nr 4 miały na celu ustalenie wpływu stanu elementów konstrukcyjnych paleniska na organizację procesu spalania i wielkości emisji przy parametrach eksploatacyjnych kotłów skonfigurowanych dla standardowych warunków eksploatacyjnych. Wyniki pomiarów emisji pozwoliły na ustalenie poziomu emisji zanieczyszczeń gazowych: NOx, SO2 i CO oraz wpływu sposobu regulacji niektórych parametrów na wielkość emisji tlenków azotu i tlenku węgla. Ze względu na warunki pracy ciepłowni w przypadku kotła WR 25 nr 2 pomiary były prowadzone w wąskim zakresie zmian nastaw regulacyjnych kotła, jednak pozwoliło to na ustalenie wielkości emisji dla przedziału mocy MW. Oceniono również wpływ zmian parametrów pracy kotła, 35

36 szczególnie zmiany wielkości strumienia powietrza podmuchowego i załączenia wentylatora wtórnego powietrza na wielkości emisji. Przy zwiększeniu wydajności wentylatora podmuchu o 10% i włączeniu wentylatora wtórnego powietrza zaobserwowano znaczący wzrost emisji NOx i CO. Należy przy tym zwrócić uwagę, że uzyskanych wyników pomiarów kotła WR 25 nr 2 nie można transponować na pozostałe kotły WR 25. Porównanie parametrów eksploatacyjnych kotła WR 25 nr z parametrami WR 25 nr 1 przy zbliżonym poziomie wydajności wskazuje na istotne różnice w parametrach spalin: temperaturach na wylocie z komory paleniskowej, za kotłem oraz zawartości O2 w spalinach, które świadczą o innych warunkach spalania, które skutkować będą innymi poziomami emisji tlenków azotu i tlenku węgla. Podobna sytuacja dotyczy kotłów WR 25 nr 5 i 6. Dla każdego z kotłów powinny zostać przeprowadzone pomiary bazowe emisji w zakresie NOx, CO i O2, w warunkach standardowej eksploatacji w celu zdefiniowania podstawowych problemów z optymalizacją procesu spalania, wynikających z możliwych wad konstrukcyjnych, różnego stopnia nieszczelności traktu spalin, nieprawidłowych wskazań obiektowej aparatury pomiarowej lub niewłaściwej lokalizacji punktów pomiarowych. NOx, [mg/nm 3 przy O 2 =6%] NOx str L NOx str P temp w komorze str L temperatura za kotłem [ o C] :00:00 13:12:00 14:24:00 15:36:00 16:48:00 18:00:00 19:12:00 Wykres 1 Stężenia NO x przeliczone na tlen odniesienia 6% i temp spalin u góry komory w trakcie pomiarów czas 36

37 Zarejestrowane wielkości emisji wskazują, że w warunkach aktualnego stanu technicznego paleniska i stosowanych algorytmach UAR emisja NOx utrzymuje się przy stabilnej wydajności kotła na poziomie ok. 290 mg/mu 3 i CO poniżej 50 mg/mu 3. W zaznaczonym zakresie najniższych wartości emisji tlenków azotu i tlenku węgla odnotowano najniższe zawartości O2 w spalinach za kotłem 5,8 oraz 7,2% (wskazania aparatury obiektowej) i jednocześnie najwyższe temperatury spalin na wylocie z komory paleniskowej 753 i 764 C, odpowiednio lewa i prawa strona. Parametry te zostały odnotowane w końcowej fazie wzrostu mocy kotła, przed włączeniem wentylatora wtórnego powietrza. Dotyczy to obydwu ciągów spalin. pomimo znacznych różnic w przebiegu spalania na lewym i prawym ruszcie. Dodatkowo, zwiększenie strumienia powietrza podmuchowego o 10% spowodowało dalszy wzrost emisji obu gazów. Kolejno zmniejszenie wydatku powietrza podmuchowego o 10% i pozostawienie włączonego wentylatora powietrza wtórnego przy spadku wydajności spowodowało ustabilizowanie emisji na wyższym jednak poziomie niż w pierwszej części sesji pomiarowej. Emisja SO2 kształtowała się na stabilnym poziomie niezależnie od parametrów spalania i wydajności kotła. Utrzymywała się na poziomie ok mg/mu 3, przy zawartości siarki w paliwie 0,58%, praktycznie bez fluktuacji stężenia wynikającej ze zmian parametrów paleniska SOx [mg/nm 3 przy O 2 =6%] SO2 str L 0 13:12:00 14:24:00 15:36:00 16:48:00 18:00:00 czas Rysunek 3 Stężenia SO x przeliczone na O 2 odniesienia w trakcie pomiarów Pomiarów emisji pyłu nie prowadzono z uwagi na wymaganą docelowo głęboką redukcję emisji pyłu, wymagającą zastosowania wysokosprawnych technik odpylania, dla których 37

38 problem poziomu bazowego stężenia pyłu nie ma istotnego znaczenia i jest rozwiązywany na etapie projektowania urządzeń Rozdział powietrza podmuchowego na powierzchni rusztu Przeprowadzone zostało badanie rozpływu powietrza na powierzchni rusztu kotła WR 25 nr1 w celu określenia stopnia nierównomierności jego rozdziału na szerokości rusztu. Zastosowane rozwiązanie konstrukcji stref podmuchowych i wlotów powietrza do stref nie gwarantuje zrównoważonego rozpływu na powierzchni rusztu. Wykazane różnice prędkości przepływu strumieni powietrza szczelinami międzyrusztowymi skutkują nierównomiernością ilości dostarczanego tlenu w poszczególnych strefach spalania. Powoduje to zmiany warunków przebiegu reakcji chemicznych w procesie spalania i jest w strefach płomienia, przy dużych nadmiarów tlenu przyczyną pików temperaturowych, a w miejscach dopalania karbonizatu nadmiar tlenu nie biorący udziału w reakcjach podnosi zawartość tlenu w spalinach. Dodatkowo, w strefie dopalania karbonizatu nadmiar powietrza obniża lokalne temperatury, utrudniając dopalanie. W kotle WR 25 nr 1 wykonane zostały siatkowe pomiary prędkości powietrza nad powierzchnią pojedynczego (prawego) rusztu i przedstawione na poniższym diagramie. Rysunek 4 Przy 70% wydajności wentylatora powietrza podmuchowego prędkości nad strefami (2,3 i 4 strefa 100% otwarcia) są bardzo zróżnicowane, od 4 do 14 m/s. Należy zauważyć, że 38

39 w przypadku przykrycia pokładu rusztu warstwą węgla, wskutek zwiększonego oporu hydraulicznego gradienty prędkości się zmienią, ale miejsca dysproporcji pozostaną te same. W połączeniu z nierównomiernym rozkładem wielkości ziaren węgla na szerokości rusztu lokalne koncentracje podziarna lub większych ziaren paliwa - mogą powodować w jednych miejscach w pierwszym przypadku minimalny przepływ powietrza, zaś w drugim intensywny. Dla przebiegu spalania powoduje to lokalne zakłócenia w poszczególnych strefach procesu, spowodowane dużymi lokalnymi zmianami koncentracji tlenu. Skutkiem jest powstawanie obszarów kraterowego lub bruzdowego spalania, co może powodować nadmierną emisję tlenków azotu, a w miejscach niedoboru tlenu generowanie tlenku węgla Rozdział powietrza podmuchowego do poszczególnych stref Kolejny problem stanowi rozdział powietrza podmuchowego do poszczególnych stref. Konstrukcja kolektora powietrza podmuchowego przedstawiona na poniższym rysunku, nie zapewnia równomiernego rozdziału powietrza na poszczególne strefy, co utrudnia właściwą regulację ilościową dostarczanego do nich powietrza. Rysunek 5 Wizualizacja uśrednionych Uśrednione Rozdział powietrza na strefy kotła WR M nr 1 przy 100% otwarcia klap regulacyjnych Powyższy diagram ilustruje rozdział powietrza dla warunków całkowitego otwarcia (100%) stref 2, 3 i 4 przy zamkniętych strefach 1,5 i 6. 39

40 Rysunek 6 Instalacja powietrza podmuchowego WR M. Takie rozwiązanie konstrukcyjne, nie uwzględniające warunków przepływów czynnika gazowego skutkuje nierównomiernym rozdziałem powietrza, odbiegającym od przebiegu linii zapotrzebowania powietrza do spalania dostarczanego do poszczególnych stref i utrudnia właściwą regulację dostosowania dystrybucji powietrza do rzeczywistego zapotrzebowania, w znacznej mierze polegającej na ocenie stopnia otwarcia klap regulacyjnych (bez względu na ich charakterystykę przepływową). Stosowany jest również pomiar ciśnienia w strefach, jednak ze względu na bardzo turbulentny przepływ powietrza w skrzyniach i niereprezentatywną lokalizację sond poboru powietrza wskazania ciśnienia nie mogą stanowić podstawy do oceny ilości powietrza dostarczanego do stref Zmiany granulacji paliwa Wadą standardowego sposobu podawania paliwa w kotłach rusztowych stanowiącego istotną przyczyną zakłóceń w równomiernym przebiegu spalania i asymetrii parametrów lewego i prawego ciągu spalin jest nierówny rozkład granulacji paliwa w wymiarze szerokości pokładów rusztowych. Lewa strona wykazuje koncentrację grubszych frakcji paliwa, natomiast z prawej przeważają drobne frakcje z przewagą podziarna. Skutkiem jest mniejszy opór dla przepływu powietrza w obszarze grubszych frakcji i zdecydowanie wyższe lokalne stężenia tlenu, a odwrotnie w obszarach drobnych frakcji, co jest spowodowane większym zagęszczeniem warstwy paliwa, gdzie przepływ powietrza przez warstwę jest 40

41 utrudniony. Spowodowane to jest kształtem zasobnika węgla i leja zsypowego oraz tendencją do rozsortowywania się grubszych frakcji na zewnątrz stożka zsypowego. Stanowi to istotną przyczynę pogorszenia jakości spalania w palenisku warstwowym z powodu nierównomiernej struktury warstwy paliwa pod względem jej lokalnego zagęszczenia i niejednorodności rozkładu uziarnienia w wymiarze poprzecznym rusztu. W przypadku stosowania standardowego rozwiązania nadawy paliwa na ruszt z kosza węglowego i regulacji wysokości warstwy za pomocą warstwownicy, paliwo jest lekko zagęszczane i z przypadkowo rozsortowanymi grubszymi frakcjami szczególnie przy bocznych ścianach rusztów. Zagęszczenie i jednoczesna nierównomierność frakcyjna na długości strefy podmuchowej powoduje różną zdolność penetracji powietrza podmuchowego przez pokład z warstwą paliwa. Skutkiem są lokalne zmiany miejsca inicjowania i przebiegu faz spalania: odgazowania, spalania części lotnych i pozostałości koksowej, co uwidacznia się na ruszcie lokalnymi ogniskami spalania kraterowego i przesunięciem spalania pozostałości koksowej do ostatnich stref podmuchowych rusztu. Spalanie kraterowe i bruzdowe przebiega w obszarach intensywnego przepływu powietrza, gdzie wytwarza się lokalnie wysoka koncentracja tlenu (występuje również lokalna fluidyzacja warstwy) i płomień osiąga wysokie temperatury stwarzając korzystne warunki dla tworzenia termicznych tlenków azotu. Rysunek 7 Zmiany granulacji paliwa na szerokości rusztu 41

42 Stan techniczny rusztu Kolejnym istotnym czynnikiem wpływającym na prawidłowy dopływ podrusztowego powietrza do spalania jest stan techniczny rusztu. Istotne jest zminimalizowanie możliwych nieszczelności pomiędzy strefami poprzez właściwy stan blach uszczelniających jezdni górnej, dotrzymanie tolerancji wymiarowych konstrukcji rusztu, co zapewnia minimalizację przedmuchów w obrębie uszczelnień ścian rusztu, oraz odpowiedni stan pokładu rusztu, w tym rusztowin zapewniający zachowanie równych szczelin pomiędzy nimi, umożliwiających stabilny, równomierny przepływ powietrza przez pokład. Rysunek 8 Różnice wielkości szczelin pomiędzy pokładami a ścianą środkową rusztów Przedstawione na zdjęciu różnice szerokości szczelin pomiędzy pokładami rusztów a ścianą środkową są przyczyną nierównomiernego, szczególnie intensywnego po prawej stronie przepływu powietrza. Może to być jednym z powodów nierównomierności parametrów przepływu spalin między lewym a prawym ciągiem spalin różnice temperatur w obrębie festonu, zawartości tlenu w spalinach i wartości podciśnienia. Porównanie danych pomiaru zawartości tlenu w spalinach z systemu obiektowego i mobilnych analizatorów wykazało znaczące różnice wskazań zilustrowane na poniższych wykresach. Nierównomierność różnicy wskazań dla obu urządzeń pomiarowych wskazuje na znaczną niejednorodność koncentracji tlenu w spalinach. Pomimo stosunkowo niewielkich 42

43 wymiarów kanałów spalin, wskazania z sond umieszczonych w niewielkiej odległości od siebie znacznie się różnią. Poza tym różnica nie jest stała, co świadczy o zmiennym rozkładzie koncentracji tlenu w spalinach. Poza tym, wskazania aparatury obiektowej wskazują generalnie niższe zawartości O2 w spalinach, niż notowane aparaturą mobilną i tym samym układy automatycznej regulacji wykorzystujące w algorytmach ten parametr nie mogą poprawnie sterować układem powietrze spaliny, wykazując tendencję do zwiększania ilości powietrza do spalania Pomiar tlenu strona lewa $Time 14:00:00 14:04:45 14:09:30 14:14:15 14:19:00 14:23:45 14:28:30 14:33:15 14:38:00 14:42:45 14:47:30 14:52:30 14:57:15 15:02:00 15:06:45 15:11:30 15:16:15 15:21:00 15:25:45 15:30:30 15:35:15 15:40:00 15:44:45 15:49:30 15:54:15 15:59:00 16:03:45 16:08:30 16:13:15 16:18:00 16:22:45 16:27:30 16:32:15 16:37:00 TLENLEWYK2 8,1 TLE L analizator Multilyzer STe Wykres 2 Pomiar tlenu strona prawa $Time 14:00:00 14:04:45 14:09:30 14:14:15 14:19:00 14:23:45 14:28:30 14:33:15 14:38:00 14:42:45 14:47:30 14:52:30 14:57:15 15:02:00 15:06:45 15:11:30 15:16:15 15:21:00 15:25:45 15:30:30 15:35:15 15:40:00 15:44:45 15:49:30 15:54:15 15:59:00 16:03:45 16:08:30 16:13:15 16:18:00 16:22:45 16:27:30 16:32:15 16:37:00 TLENPRAWYK2 8,63 TLEPP analizator GA20 Wykres 3 43

44 4.4. Wnioski: Rozwiązanie instalacji wtórnego powietrza, w szczególności lokalizacja i konstrukcja dysz w przypadku jej stosowania powoduje pogorszenie warunków spalania. Obniżenie temperatury spowodowane wprowadzeniem powietrza powoduje pogorszenie warunków dopalania CO i dodatkowo zwiększenie ilości tlenu wpływające na wzrost emisji NOx. W pracy kotła w zakresie wydajności 70-80% na wpływ powstawanie tlenków azotu ma głównie ilość tlenu dostarczanego do paleniska, natomiast wpływ temperatury płomienia jest w tych warunkach mniejszy. Niezbędne jest przeprowadzenie walidacji AKPiA kotła z uwzględnieniem lokalizacji portów pomiarowych i kalibracji urządzeń pomiarowych. Ze względu na charakterystyczne kształtowanie się przepływów spalin można rozważyć przeprowadzenie procedury wyznaczenia reprezentatywnych punktów pomiarowych lub zdublować punkty pomiarowe tych samych parametrów w celu uśrednienia ich wskazań. Z zaobserwowanych powyższego wynika, że kocioł WR 25 nr 2 posiada potencjał redukcji tlenków azotu i tlenku węgla możliwy do wykorzystania poprzez poprawę organizacji spalania uzyskaną polepszeniem dystrybucji powietrza podrusztowego, zmianami algorytmów regulacji podstawowych parametrów paleniska oraz aplikacją metod pierwotnych redukcji NOx. Pomiary emisji kotła OR 10 prowadzone były głównie w celu ustalenia poziomów emisji w różnych stanach obciążeń i określenia występujących zależności wielkości emisji od zmiennych parametrów eksploatacyjnych kotła dla warunków standardowej eksploatacji. 44

45 NOx, CO [mg/nm 3 przy O 2 =6%] NOx CO :00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12 Wykres 4 Stężenia NOx, CO i SO2 przeliczone na tlen odniesienia 6% w trakcie pomiarów czas SO 2, [mg/nm 3 przy O 2 =6%] NOx NOx [mg/nm3 przy O 2 =6%] wydajność kotła [t/h] :00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12 czas Wykres 5 Stężenia NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz wydajność kotła w trakcie pomiarów 45

46 NOx [mg/nm3 przy O 2 =6%] NOx O2 [%] O 2 [%] :00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12 czas Wykres 6 Stężenia NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz zawartość tlenu w trakcie pomiarów NOx [mg/nm3 przy O 2 =6%] NOx temp góra II ciągu [oc] temp u góry II ciągu [ o C] :00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12 czas Wykres 7 Stężenia NO przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz temperatura spalin u góry II ciągu w trakcie pomiarów 46

47 NOx [mg/nm3 przy O 2 =6%] NOx temp za kotłem [oc] temp za kotłem [ o C] :00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12 czas Wykres 8 Stężenie NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz temperatura spalin za kotłem w trakcie pomiarów W przypadku kotła OR 10 nr 4 pomiary wykazały istotne różnice w zależnościach emisji NOx od parametrów eksploatacyjnych w porównaniu z kotłem WR 25 nr 2. W kotle WR 25 występowała większa korelacja pomiędzy zawartością tlenu w spalinach za kotłem, a emisją NOx, a w mniejszym stopniu emisja tlenków azotu zależała od temperatury na wylocie z komory paleniskowej. W przypadku kotła OR korelacje kształtowały się odmiennie emisja NOx była bardziej skorelowana temperaturą za komorą paleniskową. Inaczej kształtowała się emisja CO osiągając bardzo wysokie wartości, szczególnie przy gwałtownym wzroście wydajności kotła. Charakter pracy tego kotła, może stwarzać istotne problemy z dotrzymaniem przyszłych dopuszczalnych poziomów emisji. Gwałtowne zmiany obciążenia do wartości przekraczających jego wydajność znamionową w połączeniu z cechami konstrukcyjnymi i geometrycznymi kotła mogą stanowić istotną przeszkodę w jego eksploatacji w warunkach wymaganej głębokiej redukcji emisji. Istotne znaczenie będą miały poziomy dopuszczalnych emisji ustalone w pozwoleniu zintegrowanym. W przypadku przyjęcia innych poziomów emisji niż dla kotłów WR 25 przyłączonych do komina 2 może być wymagany oddzielny monitoring spalin dla kotła OR 10. Powyższe kwestie są przesłanką do rozważenia wariantu rewitalizacji kotła OR 16 jako kotła podstawowego po upływie okresu derogacji, natomiast kocioł OR 10 mógłby być kotłem rezerwowym. Ze względu, 47

48 że dyrektywa IED nie uwzględnia pojęcia kotła rezerwowego, kocioł OR miałby status kotła szczytowego. 5. Rekomendowane zakresy modernizacji palenisk kotłów Konstrukcja paleniska kotła rusztowego jest dostosowana jest do techniki spalania stacjonarnego w sposób umożliwiający jak najefektywniejsze przekształcenie termiczne paliwa. Decydujące znaczenie ma ukształtowanie elementów pokładu rusztowego i sposób doprowadzania powietrza do spalania. Przepływ podmuchowego powietrza podrusztowego realizowany jest szczelinami między rusztowinami. Powinny one mieć równy wymiar dla ujednolicenia ilości przepływającego powietrza na szerokości rusztu. Ze względu na stosunkowo niewielkie pojemności skrzyń powietrznych i duże prędkości doprowadzanego powietrza powstaje problem z równomiernym rozprowadzeniem powietrza na otwartej powierzchni skrzyni, zapewniającym jego równomierny wypływ przez zamykający ją fragment pokładu rusztu. W praktyce, w kotłach rusztowych stosowane są różne rozwiązania sposobu wprowadzania powietrza do skrzyń w celu uzyskania jego równomiernego rozdziału, jednak są one mało skuteczne. Nierównomierność przepływu powietrza przez pokład rusztowy powoduje powstawanie obszarów niestabilnego przebiegu spalania warstwy paliwa, w miejscach nadmiernej penetracji powietrza następuje intensyfikacja spalania, powodująca lokalny wzrost temperatury i jednocześnie nadmiar tlenu, sprzyjający lokalnemu wzrostowi koncentracji tlenków azotu. Z kolei powoduje to niedobór tlenu w pozostałych miejscach strefy i przejście części paliwa wymagającego większej ilości tlenu do kolejnej strefy gdzie podaż powietrza jest mniejsza i niewystarczająca do zupełnego i całkowitego spalania. Paleniska z rusztem ruchomym charakteryzują się szeregiem niekorzystnych właściwości utrudniających kontrolowanie i kształtowanie procesu spalania: nierównomierną dynamiką wprowadzania substratów do spalania z uwagi na stabilną warstwę paliwa na ruszcie ruchomym, sposobem podawaniem powietrza do spalania szczelinami między rusztowymi, który utrudnia wymieszanie paliwa z zawartym w powietrzu tlenem i jest zależne od stanu pokładu rusztu, właściwości fizycznych paliwa, takich jak granulacja, wilgotność, temperatury charakterystyczne popiołu 48

49 geometrią komory paleniskowej, wpływająca na niekorzystny, ze względu na spalanie części lotnych, ruch spalin z tendencją do kształtowania przepływu kominowego, skutkującym słabym wymieszaniem palnych składników gazowych z dostarczanym wraz z powietrzem tlenem. Jakiekolwiek zakłócenia wprowadzone do układu paleniska, czy to w postaci wad rozwiązań konstrukcyjnych wpływających na kształtowanie dystrybucji powietrza, czy parametrów paliwa odbiegających od gwarancyjnych dla danego kotła, mają duży wpływ na destabilizację spalania, powodującą obniżenie efektywności spalania i zwiększoną emisję zanieczyszczeń głównie NOx i CO. Wymienione wyżej uwarunkowania ograniczają pole możliwych do zastosowania rozwiązań dedykowanych do kształtowania procesu spalania. Najkorzystniejszym rozwiązaniem mającym na celu poprawę organizacji spalania połączoną z ograniczeniem powstawania NOx i CO jest doprowadzenie elementów konstrukcyjnych \paleniska do stanu eliminującego zakłócenia procesu spalania, wynikające z nieskutecznych rozwiązań konstrukcyjnych, szczególnie w zakresie podawania substratów, tj. paliwa i powietrza. W tym celu wskazane jest zastosowanie rozwiązań eliminujących problemy niewłaściwej dystrybucji podrusztowego powietrza podmuchowego i rozsortowywania paliwa podawanego na ruszt Zmiana sposobu podawania paliwa na ruszt. Skutecznym rozwiązaniem jest wózek rewersyjny opracowany w FPM SA. Jego zaletą jest wyeliminowanie nierównomiernego rozdziału granulacji węgla na szerokości rusztów spowodowanego wtórną separacją frakcji węgla podczas nawęglania zasobników, której intensywność zależy od udziału podziarna w stosowanym paliwie. Efektem jest ujednorodnienie oporu hydraulicznego warstwy paliwa dla przepływającego powietrza, poprzez wyeliminowanie lokalnych koncentracji grubszych i mniejszych frakcji węgla na ruszcie zakłócających równomierny przebieg spalania w jego poszczególnych fazach oraz zmniejszenie zagęszczenia warstwy węgla (w obszarach koncentracji podziarna), co wpływa na lepszą penetrację powietrza podmuchowego. Efektem jest ograniczenie występowania dużych różnic koncentracji tlenu w obrębie poszczególnych stref podmuchowych, co w istotny sposób wpływa na ograniczenie występowania lokalnych pików temperaturowych, powodujących 49

50 lokalne wzrosty koncentracji tlenków azotu oraz lepszym wypaleniem karbonizatu co zmniejsza zawartość części palnych w żużlu. Dodatkowo, dzięki przerwaniu strugi paliwa zabezpiecza zasobnik przed cofnięciem płomienia. Konstrukcja wózka wsparta jest na koszach zasypowych, nad którymi zamontowana jest konstrukcja jezdna. Dla paleniska dwurusztowego napęd jest wspólny dla obu koszy zasypowych. Połączenie z przednią częścią rusztu oraz przednią ścianą kotła jest szczelne i uniemożliwia zasysanie niekontrolowanego powietrza do komory paleniskowej. Rysunek 9 Ruszt RTW 2,5x7,0 z zabudowanym wózkiem rewersyjnym Zabudowa wózka rewersyjnego wymaga demontażu kosza zasypowego z warstwownicą i zasuwą łukową. Instalacja wózka może być połączona z remontem rusztu lub wykonana odrębnie. Powyższe rozwiązanie zaczyna być powszechnie stosowane przez niektórych producentów rusztów. 50

51 Rysunek 10 Widok kotła WR 25 z zabudowanym wózkiem rewersyjnym 5.2. Rozdział powietrza podmuchowego Poprawa rozdziału i rozpływu powietrza podmuchowego wymaga ingerencji w konstrukcję skrzyni stref podmuchowych oraz instalację doprowadzenia i rozdziału powietrza do stref podmuchowych. W rozdziale przedstawiono rozwiązanie konstrukcyjne istniejącego kolektora powietrza podmuchowego i rozkład prędkości powietrza na powierzchni rusztu. Rozdział powietrza do stref co najmniej 2, 3, 4 i 5 umożliwiający kontrolowalną regulację, powinien być zapewniony konstrukcyjnie, zmodyfikowanym rozwiązaniem instalacji doprowadzenia powietrza, niezależnie od wykonawczych urządzeń regulujących ilościowo strumień powietrza. Rozdział powietrza dostosowany geometrią konstrukcji traktu powietrza do występującego, rzeczywistego zapotrzebowania powietrza do stref spalania umożliwia skuteczniejszą regulację ilościową za pomocą klap. Równomierność rozdziału powietrza można zapewnić przebudową kanałów tłocznych wentylatorów powietrza podmuchowego, kolektora i kanałów do stref, w sposób uwzględniający indywidualne warunki zabudowy kotła lub wykorzystanie istniejących rozwiązań z wprowadzeniem korekty kierownic kształtujących oczekiwany rozdział strumieni powietrza. Zastosowanie poniższego rozwiązania instalacji powietrza podmuchowego poprawiającego rozdział powietrza do stref wymaga jej istotnej przebudowy i jest ograniczone możliwościami lokalizacyjnymi. 51

52 Rysunek 11 Rozwiązanie bezpośredniego wprowadzenia powietrza od czoła stref podmuchowych Bez względu na zastosowane rozwiązanie rozdziału powietrza, istotne jest uwzględnienie zmienności prędkości w kanałach doprowadzających powietrze czołowo do stref. Ukształtowanie profilu prędkości powietrza w przewodzie wpływa na jego przepływ przez ruszt. Rysunek 12 Rozkład prędkości powietrza w kanale o przekroju kołowym dla różnych przepływów powietrza: 2,15 m 3 /s (lewy przekrój) i 1,18 m 3 /s 52

53 Powyższe profile uzyskane dla rozwiązania przedstawionego na rys. 12 wskazują na sposób kształtowania się strumienia powietrza przy różnych wydatkach. W przypadku większych wydatków strumienia, profil prędkości przyjmuje stożkowy kształt, z największymi prędkościami w osi kanału. W przypadku kanałów o przekroju prostokątnym zróżnicowanie profilu prędkości jest jeszcze większe, niż o przekroju kołowym, co ma szczególnie istotne znaczenie przy wprowadzaniu powietrza od czoła stref. Zastosowanie rozwiązań z odpowiednio dobranymi kierownicami i turbulizatorami korygujących przepływ powietrza wewnątrz skrzyń podmuchowych pozwala na uzyskanie bardziej wyrównanego przepływu powietrza przez pokład rusztowy. Obydwa rozwiązania optymalizujące rozdział powietrza do stref powodują różne skutki w kształtowaniu przepływu powietrza przez pokład rusztu. Ze względu na duże prędkości powietrza wpływającego do skrzyń ponad 20 m/s i ich niewielką pojemność, przepływy wewnątrz skrzyni są bardzo burzliwe i zmienne - zależnie od wielkości strumienia - i w efekcie nieprzewidywalne. Rozwiązaniem pozwalającym na zmniejszenie dysproporcji przepływu przez pokład rusztowy jest zastosowanie elementów korygujących rozpływ powietrza w skrzyniach. FPM SA opatentowała rozwiązanie poprawiające rozdział powietrza na szerokości rusztu. Jednak poniższa analiza CFD wskazuje, że proponowane konstrukcja nie rozwiązuje całkowicie problemu. 53

54 Rysunek 13 Podobnie jak rozwiązanie proponowane przez Fabrykę Kotłów SEFAKO przedstawione na poniższym rysunku. Rysunek 14 54

55 Z doświadczeń autorów opracowania wynika, że aplikacja takiego rozwiązania wymaga wstępnej indywidualnej oceny pola prędkości przepływu dla określonego rusztu i doświadczalnego doboru geometrii elementów korygujących. Stabilne funkcjonowanie układu powietrze-spaliny wymaga także dobrej szczelności całej instalacji, zapobiegającej zasysaniu niekontrolowanego powietrza w jej podciśnieniowej części. Pozostawienie potencjalnych nieszczelności spowoduje zniwelowanie efektów działań związanych z korektą przepływów powietrza podrusztowego. Należy dokonać kompleksowego przeglądu instalacji kotłowej i przeprowadzić próbę szczelności komory paleniskowej, układu wyprowadzenia spalin i powietrza podmuchowego. Bardzo istotnym elementem powiązanym z gospodarką powietrza do spalania jest kontrola jego nadmiaru. Jak wykazano w poprzednim rozdziale, istnieje problem z określeniem rzeczywistej zawartości O2 w spalinach za kotłem, stanowiącej element kontroli ilości powietrza do spalania. Niezbędna jest walidacja układu pomiarowego tlenu i na jej podstawie określenie sposobu rozwiązania zmierzającego do uzyskania reprezentatywnych wyników pomiaru. Duży wpływ na przebieg procesu spalania ma stabilizacja wilgoci przemijającej paliwa. Nadmierna zawartość wilgotności utrudnia wymieszanie paliwa z tlenem zawartym w dostarczanym powietrzu podrusztowym, wydłuża przebieg fazy suszenia i zapłonu paliwa. Konieczność utrzymania właściwej strefy zapłonu wymaga w takiej sytuacji intensyfikacji podawania powietrza podmuchowego w I strefie rusztu i w efekcie nadmiar powietrza w obszarze gdzie duża podaż tlenu nie jest wymagana. Dla utrzymania stabilnego poziomu wilgoci wystarczające jest zabezpieczenie składowanego paliwa przed absorpcją wody z opadów atmosferycznych, co najmniej w obrębie zasypu przenośnika nawęglania Wnioski Przedstawione powyżej działania poprawiające proces spalania i umożliwiające jego większą podatność na czynności regulacyjne spowodują uzyskanie zdecydowanie lepszych efektów zastosowania metod pierwotnych dla redukcji tlenków azotu i spowodują już na etapie ich wdrożenia ograniczenie emisji tlenków azotu, tlenku węgla oraz w efekcie synergii zwiększenie sprawności kotła. Nie do pominięcia jest również uzyskanie stabilizacji spalania w kontekście zastosowania metod wtórnych oczyszczania spalin, co wpłynie korzystnie na ich 55

56 funkcjonowanie szczególnie ze względu na częściowe, lokalne ustabilizowanie rozkładu temperatur w komorze paleniskowej. Stabilniejsza praca kotła zmniejsza także ryzyko związane z doborem technik oczyszczania spalin, umożliwiając precyzyjniejszy opis instalacji kotłowej za pomocą parametrów eksploatacyjnych, będący podstawą opracowania założeń technicznych IOS. Powyższe działania są dedykowane do realizacji w ramach standardowej gospodarki remontowej i mogą stanowić rozszerzenie planowanych zakresów remontów. 6. Struktura chemiczna paliwa Węgiel jest najważniejszym pod względem ilościowym i jakościowym stałym paliwem kopalnym w Polsce. Występuje jako palna heterogeniczna skała osadowa pochodzenia organicznego, w formie złożonej struktury cząsteczkowej mieszaniny substancji organicznej, nieorganicznej substancji mineralnej i wody. Podstawowe pierwiastki tworzące bazowe związki występujące w tym paliwie to węgiel, wodór, tlen, azot i siarka. Ich udziały ilościowe zależne są od stopnia uwęglenia, związanym ze stopniem metamorfizmu węgla co decyduje o własnościach fizykochemicznych jako paliwa. Własności te w istotny sposób wpływają na kształtowanie się procesu spalania prowadzonego w określonym konstrukcyjnie palenisku. Rysunek 15 Zmiany zawartości węgla, wodoru i tlenu ze stopniem uwęglenia węgla Substancja mineralna węgla zawiera głównie związki takie jak glinokrzemiany, tlenki głównie hematyt, węglany, siarczany, minerały o charakterze soli, kwarc, związki żelaza wchodzące w skład popiołu stanowiącego produkt stały termicznego przekształcania węgla. 56

57 W skład węgla wchodzą poza pierwiastkami C, H i O dodatkowo pierwiastki będące głównym źródłem zanieczyszczeń gazowych, których emisja podlega monitorowaniu i wymaganiom redukcji. Poniższa tabela przedstawia zakres ich zawartości w polskich węglach. Pierwiastek Udział procentowy, masowy Siarki 0,6-1,3 Fosforu 0,02-0,14 Chloru 0,09-0,30 Fluoru 0,04-0,11 Tabela 4 Zawartość wybranych pierwiastków w polskich węglach Poza pierwiastkami o najwyższych udziałach występuje znaczna ilość pierwiastków w śladowych ilościach: chlor, fluor, fosfor, molibden, wanad, mangan, tytan i inne, zawarte w substancji mineralnej. Niektóre ze związków substancji mineralnej, takie jak: tlenki manganu, wanadu, żelaza, tytanu, piryt i inne, mają właściwości katalityczne, przez co wpływają na przebiegi reakcji zachodzących podczas procesu spalania. Koncentracje pierwiastków metalicznych i innych, występujących w śladowych ilościach w węglach, pochodzących z różnych regionów. Zawartość Australia Kanada USA Polska Rosja Europa w mg/kg As Cd Cr Cu bd bd bd Cl bd bd bd Co bd bd F bd bd bd Hg Mn Ni < < 12.5 Pb Sb bd bd Ti bd bd bd V Zn < 27 < 6.6 < 3.2 Tabela 5 Koncentracje wybranych pierwiastków w węglach z różnych regionów 57

58 Dla celów energetycznego spalania węgiel traktowany jest jako mieszanina związków organicznych o określonym, zmiennym składzie elementarnych pierwiastków decydującym o podstawowych własnościach fizycznych jak wartość opałowa (ciepło spalania), zawartość wilgoci i popiołu, które decydują o walorach ekonomicznych uzyskanej ilości ciepła z jednostki masy paliwa. W rzeczywistości struktura węgla jest bardzo skomplikowana i do jej opisu stosowane są modele chemiczne. Rysunek 16 Model molekularnej struktury węgla bitumicznego według Heredy i Wenderal Przedstawione powyżej aspekty wskazują na złożoność struktury węgla, dużą zmienność jego składu elementarnego w zależności od miejsca pochodzenia. Konsekwencją skomplikowanej budowy węgla są złożone procesy zachodzące podczas jego termicznego przetwarzania, podczas których zachodzą nie tylko proste procesy utleniania węgla C i wodoru H Odniesienie do procesu spalania Kształtowanie procesu spalania ukierunkowane wyłącznie na maksymalizację efektywności energetycznej w świetle rosnących wymagań dotyczących redukcji emisji zanieczyszczeń powstających podczas procesów spalania, wymusza zmianę podejścia do sposobu jego prowadzenia lub stosowania technik redukujących ich zawartość w spalinach. To wymaga dysponowania danymi dotyczącymi składu elementarnego węgla używanego w procesie spalania w zakresie poszerzonym o pierwiastki tworzące substancje podlegające (lub wkrótce włączone do obowiązku redukcji zanieczyszczeń) ograniczeniom emisji do powietrza, takich jak azot, chlor, fluor, rtęć poza już wcześniej ocenianą zawartością siarki. 58

59 Określenie zawartości określonych pierwiastków w analizie elementarnej węgla pozwoli na dostosowanie parametrów procesowych spalania do ograniczania emisji poszczególnych zanieczyszczeń, a w przypadku, gdy na ich emisję prowadzenie procesu nie ma wpływu zastosowanie odpowiednich technik ich usuwania. Dobór instalacji redukujących zanieczyszczenia ze spalin należy określić na podstawie parametrów spalania oraz cech konstrukcyjnych instalacji, odpowiednio do zastosowanej technologii - definiując optymalną skuteczność. Możliwa duża zmienność składu elementarnego węgla w zakresie wymagających redukcji substancji i optymalizacja techniczno-ekonomiczna instalacji oczyszczania spalin wymagają kontrolowania składu elementarnego stosowanych węgli i zawężenia ich parametrów do zakresów umożliwiających optymalną pracę instalacji oczyszczania spalin, zgodnie z wymaganiami BAT 5. Dotychczasowe warunki prowadzenia kotłów wymagały stosowania kontroli zawartości siarki w paliwie (poza podstawowymi parametrami analizy technicznej) i kontraktowania paliwa umożliwiającego nie przekraczanie dopuszczalnych poziomów emisji SO2. W sytuacji znaczącego obniżenia dopuszczalnych poziomów emisji i wprowadzenia ograniczeń dla kolejnych substancji niezbędne staje się z jednej strony poszerzenie kontroli stosowanego paliwa, a z drugiej zmiana podejścia do procedur kontraktowania dostaw paliwa. Obecnie rynek węgla nie jest przygotowany do zapewnienia paliw o w miarę stabilnych własnościach fizykochemicznych co wymusza na użytkownikach konieczność dostosowywania sposobu prowadzenia urządzeń wytwórczych i instalacji oczyszczania spalin do zmiennych warunków procesowych. Istotne dla użytkowników będzie pozyskiwanie paliw o jak najmniejszym zróżnicowaniu parametrów jakościowych oraz niskiej zawartości pierwiastków będących źródłem emisji zanieczyszczeń generowanej w procesie spalania. BAT 5. W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej obiektów energetycznego spalania oraz/lub zgazowywania oraz zredukowania emisji do powietrza, najlepszą dostępną techniką jest włączenie poniższych elementów do programów zapewnienia/kontroli jakości dla wszystkich stosowanych paliw, w ramach systemu zarządzania środowiskiem (patrz BAT 1): i. Wstępna pełna charakterystyka stosowanych paliw, w tym co najmniej parametry wymienione poniżej, zgodnie z normami EN. Normy ISO, krajowe lub inne normy międzynarodowe można stosować, o ile zapewniają one dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej. ii. Regularne badania jakości paliwa w celu sprawdzenia, czy jest ono zgodne z charakterystyką wstępną i specyfikacjami projektowymi obiektu. Częstotliwość badania i oraz 59

60 wybór parametrów z tabeli poniżej zależy od zmienności paliwa i oceny odpowiedniości emisji substancji zanieczyszczających (np. stężenie w paliwie, wdrożony system oczyszczania gazów odlotowych). iii. Kolejne regulacje konfiguracji obiektu, o ile i gdy jest to niezbędne i praktyczne (np. integracja charakterystyki paliwa i kontroli w zaawansowanym systemie kontroli (patrz opis w Sekcji 10.8)). Opis Wstępna charakterystyka i regularne badania paliwa może wykonywać operator oraz/lub dostawca paliwa. W przypadku przeprowadzania ich przez dostawcę, pełne wyniki są dostarczane operatorowi w postaci specyfikacji produktu (paliwa) dostawcy oraz/lub gwarancji. Paliwo(a) Charakteryzowane substancje/parametry Węgiel kamienny/brunatny LHV wilgotność substancje lotne, popiół, węgiel związany, C, H, N, O, S Br, Cl, F metale i metaloidy (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn) 7. Spalanie W rozdziale przedstawiono skrócony opis procesu spalania paliw stałych pokazujący jego złożony charakter, istotnie wpływający na proces powstawania zanieczyszczeń gazowych emitowanych z paleniska. Spalanie cząstki paliwa stałego - węgla, można z punktu widzenia procesu chemicznego podzielić na trzy etapy zachodzące równocześnie w przestrzeni paleniska: nagrzewanie cząstki połączone z odparowaniem wody zawartej w wilgotnym paliwie, pirolizę - termiczny rozkład węgla z wydzieleniem części lotnych i ich spalaniem spalanie powstającego karbonizatu - pozostałości koksowej. Podczas spalania cząstki węgla zachodzą prawie równocześnie procesy: odparowania wilgoci, odgazowania - pierwotnej pirolizy, wtórnej pirolizy, spalania homogenicznego lotnych produktów termolizy substancji węglowej i spalania heterogenicznego powstałego karbonizatu. 60

61 Rysunek 17 Uproszczony model przemiany substancji organicznej paliwa w trakcie jego spalania Ważnym momentem procesu jest zapłon części lotnych, rozgraniczający nagrzewanie cząstki paliwa od spalania części lotnych i pozostałości koksowej - karbonizatu. Cząstka paliwa nagrzewana jest energią promieniowania płomienia i zawartą w gorących gazach reakcyjnych - spalinach - w tym okresie następuje odparowanie zawartej w paliwie wody. Równocześnie następuje pierwsze stadium odgazowania niskocząsteczkowych substancji ze struktury paliwa (powyżej 250 C). Podwyższenie temperatury powoduje wzrost dekompozycji struktury chemicznej paliwa polegającej na dalszym przebiegu odgazowania i pirolizie (powyżej 500 C), inicjującej powstawanie wolnych rodników węglowodorowych i zapłon części lotnych. W miarę postępującego procesu odgazowania i głębszej pirolizy lotnych produktów odgazowania wzrasta temperatura i następuje zapłon powstającego karbonizatu i jego spalanie. Temperatura zapłonu części lotnych oraz czas jej osiągnięcia zależą od szybkości nagrzewania, ta z kolei zależy od rozmiaru cząstek paliwa i temperatury paleniska. Szybkość w warstwie nieruchomej wynosi około 1 K/s (dla rozmiaru ziarna 5-50 mm). Czas zapłonu zależy także od zawartości wody w węglu oraz temperatury zapłonu części lotnych, zależnej od właściwości fizykochemicznych paliwa, szczególnie zawartości części lotnych oraz ich składu chemicznego. Dynamika przebiegu spalania, niezależnie od techniki jej realizacji zależy zarówno od procesów fizycznych jak i chemicznych: oddestylowanie wody, tworzenie struktury porowatej karbonizatu, odgazowanie i piroliza substancji węglowej, spalanie homogeniczne części lotnych, heterogeniczne spalanie powstającego karbonizatu, przemiany i dekompozycja związków wchodzących w skład substancji mineralnej węgla, wśród których 61

62 występują również pierwiastki wykazujące właściwości katalityczne. Spalanie w fazie gazowej zależne jest od temperatury, ilości tlenu w strefie i stopnia jego wymieszania z substratami. Procesu spalania nawet najprostszego węglowodoru, tym bardziej paliw stałych, nie można opisać jednym prostym równaniem ponieważ paliwo w reakcji utleniania daje obok CO 2, CO, C (karbonizatu), H2O, H 2, wolne rodniki CH, OH oraz inne substraty, w tym także rodniki zawierające heteroatomy S, N, CI, itp., które w reakcjach: C+2S CS2 CO+S COS H2 +S H2S 2CO2+S SO2 +2CO 3H2 +N2 2 NH3 C+ NH3 HCN + H2 O2 +N2 2NO oraz w reakcjach całkowitego utleniania wytwarzają substancje zanieczyszczające spaliny. Powyżej opisane procesy odgazowania i pirolizy są etapem termicznej dekompozycji struktury chemicznej paliwa. Spalanie lotnych produktów dekompozycji struktury chemicznej paliwa jest procesem o wysokim stopniu złożoności reakcji i interakcji wolnych rodników i związków chemicznych, w tym także o charakterze węglowodorów alifatycznych, aromatycznych oraz związków heterocyklicznych S, O, N. Dynamika spalania części lotnych zależy nie tylko od ich udziałów w paliwie, składu chemicznego, ale także od szybkości i sposobu ich uwalniania się ze struktury porowatej powstającego karbonizatu. Szybkość odgazowania jest uzależniona od transportu ciepła do powierzchni ziarna oraz od zmian jego struktury chemicznej w trakcie postępującego procesu odgazowania. Poza reakcjami substancji w fazie gazowej, na zewnątrz płomienia zachodzi spalanie substancji smołowych, tworzących sadzę. Spalanie będące procesem utleniania, jak każdy proces chemiczny, osiąga poziom równowagi w pewnych warunkach, czyli stan, w którym tyle samo produktów powstaje ile ulega rozkładowi. W przypadku spalania złożonej mieszaniny lotnych produktów odgazowania paliw stałych, będzie powstawać mieszanina produktów spalania oraz substratów. Spalanie karbonizatu - pozostałości koksowej wytwarza ponad dwukrotnie więcej energii niż spalanie części lotnych, spala sie on znacznie trudniej niż części lotne i jest źródłem 62

63 niecałkowitego spalania paliwa w palenisku. Spalanie karbonizatu obejmuje szereg bardzo złożonych reakcji chemicznych zachodzących pomiędzy pierwiastkiem C na powierzchni cząstki a otaczającymi ją gazami. O chemicznej kinetyce tych reakcji decydują także procesy fizyczne: dyfuzja reagentów do powierzchni cząstki karbonizatu, adsorpcja na powierzchni cząstki produktów reakcji zachodzących na powierzchni i ich dyfuzja do strefy gazów reakcyjnych. Chemizm spalania karbonizatu można w uproszczeniu przedstawić za pomocą czterech reakcji sumarycznych ( heterogenicznych): C+0,5O2 CO C+O2 CO2 C+CO2 2 CO oraz homogeniczna reakcja w fazie gazowej: CO+0,5 O2 2 CO Pierwotnymi produktami utleniania karbonizatu są dwutlenek i tlenek węgla, który jest dominującym produktem w temperaturach K. Szybkość całkowitego spalania cząstki karbonizatu jest uzależniona od jej wielkości, temperatury spalania oraz od stężenia tlenu przy powierzchni cząstki węgla i w jej otoczeniu. Utlenianie czystego tlenku węgla w atmosferze pozbawionej wilgoci, wodoru i węglowodorów przebiega bardzo wolno. Jest ono katalizowane przez niewielkie nawet ilości wodoru lub jego związków, czyli wodę i węglowodory, i przebiega zgodnie z reakcją CO+ OH CO2+H. Spalanie cząstki karbonizatu zależy od wielu czynników: jej wielkości, kinetyki chemicznej utleniania, transportu tlenu do powierzchni cząstki zależnego od temperatury spalania i reaktywności karbonizatu, powiązanej z reaktywnością paliwa. 63

64 Rysunek 18 Systematyka spalania wg Aufhäusera (T. Wróblewski i in. Urządzenia kotłowe WNT 1973) 7.1. Proces spalania paliwa stałego w kotle rusztowym Spalanie węgla w kotle z paleniskiem wyposażonym w ruszt ruchomy przebiega zgodnie z wcześniejszym opisem procesów chemicznych i fizycznych, w sposób uwarunkowany konstrukcją paleniska. Poniżej przedstawiono w sposób uproszczony etapy spalania zmieniające się wzdłuż czynnej długości pokładu rusztowego. W rzeczywistości wyraźne granice pomiędzy poszczególnymi etapami nie istnieją, a jedynie wskazują obszary dominujących procesów, szczególnie w obszarach intensywnego odgazowania i inicjowania zapłonu części lotnych i pozostałości koksowej. Ich rozmieszczenie na długości rusztu zależne jest od granulacji paliwa, grubości warstwy, parametrów fizykochemicznych i sposobie dystrybucji powietrza do spalania, w szczególności podmuchowego powietrza podrusztowego. 64

65 Rysunek 19 Spalanie paliwa na ruszcie ruchomym Na rysunku przedstawiono umowny rozkład etapów spalania na ruszcie i skład gazu opuszczającego warstwę paliwa. Pierwszym etapem jest nagrzewanie poprzez promieniowanie od płomienia i dodatkowo od sklepienia zapłonowego. W górnej warstwie węgla rozpoczyna się proces termicznego rozkładu substancji węgla, w czasie którego uwalniane są lotne związki organiczne, przede wszystkim węglowodory. Ich ilość jest zależna od zawartości części lotnych w paliwie. Uwolnione węglowodory, w obecności tlenu w powietrzu dostarczanym od spodu warstwy, ulegają zapłonowi i podczas spalania dostarczają energii nagrzewającej wierzchnią warstwę węgla. Zbyt duża ilość dostarczanego powietrza w obszarze zapłonu powoduje wychładzanie warstwy paliwa i opóźnienie zapłonu. Proces zapłonu jest zakończony, gdy w warstwie węgla utworzy się front spalania rozprzestrzeniający się do powierzchni pokładu rusztu, z prędkością kilku milimetrów na minutę. Poniżej frontu, paliwo pozostaje zimne i nie przebiegają w nim reakcje chemiczne. Natomiast w samym froncie następuje uwalnianie części lotnych w kolejnych warstwach paliwa, a do ich spalania zużywany zostaje cały dostarczany w powietrzu tlen. Nad frontem spalania w paliwie powstaje mieszanina substancji mineralnych i węgla (C), w formie karbonizatu, w której zachodzą procesy pirolizy lub zgazowania w zależności od lokalnego stężenia tlenu. Rozprzestrzenianie się frontu spalania oraz towarzyszące mu procesy tworzą drugi etap spalania. Każda ze stref charakteryzuje się innym gazem dominującym w mieszaninie uwalnianej z warstwy węgla i temperaturami. W strefie nagrzewania, bezpośrednio nad warstwą węgla, dominującym gazem jest tlen, odgazowania węglowodory, w strefie rozprzestrzeniania frontu spalania - tlenek węgla i w strefie 65

66 dopalania karbonizatu tlen i tlenek węgla. Front spalania po dotarciu do powierzchni rusztu zanika i rozpoczyna się trzeci etap spalania, w którym reakcja między powietrzem, a węglem pozostałym w złożu po przejściu frontu spalania, zachodzi w całej wysokości złoża. W miarę postępującego utleniania węgla zachodzi ono coraz wolniej, co powoduje wzrost zawartości tlenu w gazach emitowanych z warstwy karbonizatu i przy zbyt dużym spadku temperatury, dodatkowo wywołanym przepływającą dużą ilością powietrza podrusztowego powodującym wysoki udział tlenku węgla w gazach opuszczających warstwę. Powyżej opisane procesy przebiegają łącznie z procesami zachodzącymi w fazie gazowej, głównie ze spalaniem gazów palnych emitowanych z górnej powierzchni warstwy węgla. O optymalnym przebiegu procesu spalania części lotnych stanowiących mieszaninę gazów nad warstwą węgla, decyduje odpowiednie stężenie tlenu wymagane dla właściwego ukształtowania reakcji prowadzących do pełnego utlenienia palnych składników. Szczególnie istotne jest stworzenie właściwych warunków do całkowitego spalenia tlenku węgla, który generowany jest w strefie spalania części lotnych i karbonizatu. Najbardziej niekorzystne warunki dopalania CO występują w końcowej strefie rusztu, gdzie temperatura jest już obniżona i brak jest rodników OH, pochodzących ze spalania części lotnych, mających duże znaczenie w procesie dopalania tlenku węgla. Sposób dystrybucji powietrza ma podstawowe znaczenie dla prawidłowego przebiegu procesu spalania, zapewniając jego odpowiednią ilość w obszarach rzeczywistego zapotrzebowania, które wynika z rodzaju przebiegających reakcji, co z kolei wynika z parametrów fizykochemicznych paliwa i ukształtowania warstwy paliwa. W tym przypadku, sama regulacja ilości powietrza dostarczanego do stref podmuchowych jest niewystarczająca i wymaga zastosowania dodatkowych technik wpływających na kształtowanie poziomu stężenia tlenu w określonych obszarach komory paleniskowej, powiązanych z kształtowaniem stref spalania. Dodatkowo należy wziąć pod uwagę fakt, że stref procesu spalania nie można trwale powiązać z elementami konstrukcji paleniska, w szczególności ze strefami podmuchowymi i należy zapewnić możliwość regulacji dystrybucji powietrza, uwzględniając ograniczoną liczbę stref, która umożliwia jedynie stopniowanie ilości powietrza i nieszczelności powodujące niekontrolowany przepływ powietrza pomiędzy jezdnią górną, a pokładem rusztu. 66

67 Rysunek 20 Kształtowanie zapotrzebowania powietrza do spalania różnych typów węgli Właściwe kształtowanie procesu spalania warstwowego wymaga dostosowywania warunków prowadzenia procesu, w przypadku palenisk rusztowych ograniczających się do regulacji strefowej ilości powietrza do spalania, czasu przebywania paliwa na ruszcie oraz grubości warstwy, do właściwości fizykochemicznych paliwa, w szczególności zawartości części palnych i stopnia uwęglenia. Krzywe zapotrzebowania powietrza do spalania dla różnych typów węgli w funkcji długości czynnej rusztu przedstawia rys. 20. Dobór parametrów regulacyjnych paleniska powinien uwzględniać typ węgla, uwzględniając fakt istotnych różnic w kształtowaniu zapotrzebowania powietrza, wynikających głównie z zawartości części lotnych w paliwie. Podstawowe problemy niekorzystnie wpływające na organizację spalania techniką stacjonarną.: rozmiary ziarna zróżnicowane od 0-20 mm, duże stężenie fazy stałej, szybkość ogrzewania ok. 1 K/s, czasy przebiegu reakcji spalania: o części lotnych do 100 s, o karbonizatu ok s (w zależności od wielkości cząstki), przepływ fazy stałej i gazowej następuje w strumieniach krzyżowych, dyfuzja zewnętrzna jest procesem decydującym o szybkości spalania Kształtowanie strumienia spalin w komorze paleniskowej Duży wpływ na przebieg spalania i powstawania zanieczyszczeń produktami gazowymi procesu ma także sposób kształtowania się strumienia spalin w obszarze komory paleniskowej. Symulacje przepływu spalin w komorze paleniskowej wykonywane przy pomocy analizy CFD wskazują na tendencje do kominowego przepływu spalin, 67

68 kształtowanego głównie przepływem podrusztowego powietrza podmuchowego. Rysunek 21 Symulacja CFD rozkładu temperatur w kotle WR 25 ( Wpływa to na nierównomierność obciążeń cieplnych szczególnie między ekranem przednim i tylnym, powodowanych dużymi gradientami temperatur spalin w przekroju poprzecznym komory paleniskowej. Skraca to czas przebywania gazów w strefie spalania części lotnych co jest szczególnie niekorzystne w przypadku CO, który w określonych warunkach może nie ulegać dopaleniu. Stosowanym powszechnie rozwiązaniem zapobiegającym niedopalaniu CO jest doprowadzenie wtórnego powietrza do stref ubogich w tlen, ale jeszcze w obszarach temperatur umożliwiających jego spalanie, wyższych niż 750 C. Standardowe rozwiązania instalacji powietrza wtórnego dla kotłów typoszeregu WR i sposób ich eksploatacji nie są przeważnie efektywne, w niektórych konfiguracjach parametrów eksploatacyjnych kotła powodują skutki odwrotne od zamierzonych: wzrost emisji CO, wzrost emisji NOx oraz wzrost zawartości O2 w spalinach za kotłem. Sposób podawania powietrza wtórnego dyszami zabudowanymi na przednim lub tylnym ekranie jedynie przemieszcza w niewielkim stopniu główny strumień spalin odpowiednio w stronę tylnego lub przedniego ekranu. Innym sposobem zdecydowanie rzadziej i niezbyt skutecznie stosowanym jest recyrkulacja spalin. Przy właściwej konfiguracji konstrukcji instalacji i parametrów strumienia spalin umożliwia uzyskanie istotnego wpływu na kształtowanie procesu spalania pod względem stworzenia lepszych warunków ilościowej kontroli tlenu dostarczanego do komory paleniskowej, umożliwienia wymieszania w niej spalin w komorze, 68

69 co skutkuje dłuższym czasem przebywania palnych gazów w strefie spalania oraz zredukowaniem pików temperaturowych, powodujących intensywne powstawanie termicznych tlenków azotu. Proces spalania węgla w palenisku rusztowym z uwagi na jego złożoność i ograniczoną możliwość wpływu na jego kształtowanie sprowadzającą się do regulacji strefowej stopniowanej dystrybucji powietrza podmuchowego podrusztowego, grubości warstwy i prędkości posuwu rusztu wymaga dodatkowych informacji do oceny jakości spalania, poza zawartością O2 w spalinach za kotłem i temperaturami spalin w obrębie festonu. Do szerszej oceny jakości procesu spalania, szczególnie w sytuacji konieczności znacznych redukcji emisji zanieczyszczeń niezbędne jest zwiększenie zakresu monitorowanych parametrów procesu. Do stabilnego, pod względem wymagań wydajności kotła oraz emisji zanieczyszczeń głównie gazowych niezbędne jest wypracowanie algorytmów regulacji kotła optymalizujących poziomy emisji i efektywności wytwarzania ciepła w pełnym zakresie stosowanych obciążeń. Do przeprowadzenia testów umożliwiających wyznaczenie charakterystyk regulacyjnych poszczególnych elementów wykonawczych urządzeń wpływających na przebieg spalania wymagany jest pomiar ilościowy niepożądanych składników spalin generowanych, których stężenie w dużej mierze jest wynikiem przebiegu złożonych reakcji chemicznych zachodzących podczas procesu spalania Przykładowe zależności wielkości emisji NOx i CO od ilości powietrza do spalania W celu ustalenia zależności pomiędzy ilością podrusztowego powietrza podmuchowego i wpływu podawania powietrza wtórnego a wielkością emisji zanieczyszczeń gazowych przeprowadzono testy polegające na zmianie wydajności kotła, wydajności wentylatora powietrza podmuchowego i uruchomieniu instalacji powietrza wtórnego. Pierwsza sesja pomiarowa przebiegała w stabilnych warunkach i w lewym ciągu spalin emisja tlenków azotu była wyraźnie poniżej 300 mg/mu 3, a CO poniżej 50 mg/mu 3. W drugiej sesji pomiarowej włączono wentylator powietrza wtórnego i zwiększono wydajność wentylatora powietrza podmuchowego o 10%. Nastąpił znaczący wzrost emisji NOx z niespełna 300 do ponad 400 mg/mu 3 i CO do mg/mu 3. Po zmniejszeniu wydajności wentylatora podmuchu emisja tlenków azotu znacząco sie obniżyła, natomiast poziom CO pozostał na tym samym 69

70 poziomie. Uzyskane wyniki testu świadczą o możliwości stabilizacji procesu spalania z niskimi poziomami emisji tlenków azotu i tlenku węgla, nawet przy istniejących wadach zaobserwowanych w funkcjonowaniu paleniska, pod warunkiem dopracowania algorytmów regulacji urządzeń oddziaływujących na proces spalania. Wykres 9 Stężenia NO x i CO przeliczone na tlen odniesienia w trakcie pomiaru Powyższy wykres ilustrujący emisje tlenków azotu i tlenku węgla w trakcie testu kotła WR 25 nr 2 wskazuje na duże zmiany wielkości emisji NOx i CO w zależności od zmiany ilości powietrza do spalania i uruchomienia instalacji wtórnego powietrza. Przeprowadzone testy wskazują jak duże znaczenie ma sposób kształtowania procesu spalania warstwowego poprzez dystrybucję powietrza do spalania. Nawet niewielkie zmiany stężenia tlenu dostarczanego z powietrzem podmuchowym mają duży wpływ na emisję zanieczyszczeń gazowych głównie NOx i CO. Pomiar stężeń NOx oraz CO w spalinach, będący jednocześnie kontrolą emisji zanieczyszczeń z paleniska umożliwi dodatkową ocenę procesu spalania. W celu poprawy procesu spalania i ograniczania powstawania niepożądanych produktów spalania, algorytmy regulacji nastaw elementów wykonawczych urządzeń paleniska powinny uwzględniać także wielkość emisji NOx oraz CO. Ustalenie nastaw powinno poprzedzać przeprowadzenie szerokich testów w zakresie stosowanych wydajności kotła. Dostosowanie algorytmów regulacyjnych będzie polegać na doświadczalnym wyznaczeniu zależności pomiędzy parametrami nastaw poszczególnych elementów wykonawczych. 70

71 8. Oczyszczanie gazów odlotowych Opublikowanie konkluzji BAT odnoszących się do dużych obiektów energetycznego spalania wprowadziło obowiązek ich dostosowania do określonych w nich wymagań, w tym zdecydowanie obniżonych dopuszczalnych poziomów emisji zanieczyszczeń w spalinach odprowadzanych do środowiska. Zaostrzenie wymagań powoduje konieczność zastosowania wielostopniowego systemu oczyszczania spalin, ograniczającego emisję zanieczyszczeń pyłowych i gazowych objętych obowiązkiem głębokiej redukcji. W odniesieniu do źródeł spalania paliw o mocy dostarczonej w paliwie powyżej 50 MWth redukcji wymagają emisje pyłu, NOx, SO2, HCl, HF, CO i rtęci. Metody redukcji zanieczyszczeń można podzielić według kryterium miejsca ich stosowania na dwa rodzaje: metody pierwotne - polegające na ingerencji w proces technologiczny powodującej zapobieganie lub co najmniej ograniczanie ilości zanieczyszczeń powstających w prowadzonym procesie, metody wtórne wykorzystujące dodatkowe urządzenia lub instalacje ochronne zabudowane w układzie wyprowadzenia spalin, usuwające nadmiar powstałych w wyniku procesu zanieczyszczeń i określane jako technologia końca rury. Metody pierwotne powinny być stosowane w pierwszej kolejności, ze względu na ich zdecydowanie niższy koszt niż metod wtórnych oraz jednoczesny wpływ na poprawę jakości procesu spalania. Wymagają one rozbudowanego systemu monitoringu procesu w celu uzyskania danych służących do skutecznej regulacji parametrów wpływających na kształtowanie procesu spalania, urządzeń wykonawczych realizujących w sposób kontrolowany zmiany nastaw ich parametrów oraz właściwie skonfigurowanych algorytmów układów automatycznej regulacji. Ze względu na charakterystyczne reakcje chemiczne zachodzące w procesie spalania szczególnie istotne znaczenie ma właściwa dystrybucja powietrza, stanowiąca podstawę skuteczności zastosowania metod pierwotnych obejmujących szereg technik wykorzystywanych głównie do ograniczania powstawania tlenków azotu, przy kontrolowanej emisji tlenku węgla. Metody wtórne polegają na zastosowaniu dodatkowych urządzeń i instalacji zabudowanych w układzie szeregowym, w ciągu wyprowadzenia spalin do emitora. Kompleksowe instalacje oczyszczania spalin służą do usuwania cząstek stałych popiołu lotnego, unoszonego 71

72 w strumieniu spalin i podstawowych zanieczyszczeń gazowych tlenków kwasowych siarki i azotu oraz chloro- i fluorowodoru. W praktyce, w źródłach spalania paliw stałych stosowane są różne rozwiązania technologiczne instalacji oczyszczania spalin, w zależności od wymaganych dopuszczalnych poziomów emisji, wielkości urządzeń wytwórczych oraz ograniczeń technologicznych związanych z możliwością zabudowy dodatkowych urządzeń i instalacji. Rozwiązania technologiczne mogą polegać na wykorzystywaniu technik łączonych lub odrębnych. Ze względu na cel zastosowania technologie oczyszczania spalin można podzielić na dwie funkcjonalne grupy: systemy redukcji zanieczyszczeń stałych unoszonych ze spalinami systemy redukcji zanieczyszczeń gazowych System odpylania spalin Wielkość emisji pyłu zależna jest od cech charakterystycznych źródeł emisji: techniki spalania, konstrukcji i wydajności kotła, metody oczyszczania spalin, składu chemicznego i ziarnowego paliwa, wpływających na kinetykę spalania oraz parametrów procesu. Te czynniki decydują o składzie frakcyjnym pyłów emitowanych z paleniska. Redukcja ilości pyłów uwalnianych do powietrza ma również znaczenie ze względu na fakt, że są one nośnikiem metali ciężkich, których emisja w świetle wymagań konkluzji BAT, również podlega obowiązkowej redukcji. Wymagana wysoka skuteczność odpylania do poziomów poniżej 20 mg/mu 3 i warunki eksploatacyjne oraz lokalizacyjne ciepłowni ograniczają w praktyce możliwość zastosowania technik do elektrostatycznych i filtracyjnych spośród technik wskazanych w konkluzjach BAT. Obie metody pozwalają na uzyskanie wymaganej skuteczności odpylania i stanowią jedne z najlepszych dostępne techniki (zgodnie z BAT 22 ). Zastosowanie jednej z tych metod wiąże się z określeniem warunków eksploatacyjnych decydujących o ich skuteczności oraz wymaga ustalenia wpływu stosowania technik redukcji zanieczyszczeń gazowych na pracę urządzeń odpylających. Na skuteczność elektrofiltrów ma istotny wpływ rezystywność pyłu, co w przypadku spalania węgli o niskiej zawartości siarki i/lub stosowania wcześniejszej redukcji SOx wymaga kondycjonowania spalin wprowadzanych do elektrofiltru, a więc zabudowy dodatkowej instalacji. Poza tym, należy zdefiniować, w oparciu o wybrane techniki redukcji zanieczyszczeń gazowych, właściwości układu gazowo-pyłowego 72

73 decydującego o zastosowaniu elektrofiltru suchego lub mokrego. Funkcjonalność elektrofiltru w oczyszczaniu spalin ogranicza się wyłącznie do usuwanie stałych zanieczyszczeń. W przypadku filtra tkaninowego, pomimo ograniczeń w stosowalności, wynikających z zakresu temperaturowego, istnieje możliwość rozszerzenia funkcjonalności filtra o wykorzystanie go w technologii redukcji zanieczyszczeń gazowych. Jednocześnie powinna być brana pod uwagę skuteczność redukcji emisji metali ciężkich, która w przypadku filtra tkaninowego może być wyższa niż w przypadku elektrofiltru. Ma to znaczenie ze względu na wysokie zawartości głównie rtęci i kadmu w polskich węglach, w porównaniu z węglami pozyskiwanymi w innych rejonach, co może spowodować konieczność zastosowania dodatkowych technologii, np. usuwania rtęci. Skuteczność redukcji rtęci jest zależna od rodzaju spalanego węgla oraz urządzeń oczyszczania spalin i może być bardzo zróżnicowana. Adsorpcja rtęci na ziarnach popiołu lotnego wzrasta ze spadkiem temperatury, co oznacza, że na skuteczność jej usuwania można wpływać obniżeniem temperatury spalin. Filtry tkaninowe mogą usuwać do 90% rtęci skumulowanej w popiele lotnym (w żużlu koncentracja rtęci jest co najmniej kilkukrotnie mniejsza z zastrzeżeniem, że ta zależność jest ustalona dla kotłów pyłowych, dla kotłów rusztowych nie jest znana), natomiast elektrofiltry od 30 do 60%. Wielkość emisji rtęci zależna jest nie tylko od ograniczonej skuteczności redukcji, wynikającej z rodzaju zastosowanej metody odpylania, ale również z zawartości rtęci w paliwie, która może być zmienna w bardzo szerokim zakresie od kilku do kilkuset ppb w zależności od pochodzenia węgla, przy średniej zawartości ppb. Ze względu na brak danych dotyczących analizy elementarnej stosowanego paliwa i poziomu emisji rtęci z eksploatowanych kotłów najkorzystniejszym rozwiązaniem będzie przeprowadzenie pomiarów w trakcie testów optymalizacyjnych technologii odsiarczania Redukcja zanieczyszczeń gazowych Do oczyszczania spalin z zanieczyszczeń gazowych wykorzystuje się podstawowe procesy wymiany masy: absorpcję, adsorpcję, katalizę heterogeniczną. 73

74 Absorpcja jest to dyfuzyjne przenoszenie cząsteczek substancji z fazy gazowej przez granicę faz, do fazy ciekłej, wskutek różnicy stężeń w obu fazach (wchłanianie zanieczyszczeń gazowych przez ciecz - absorbent). Stosowana przy kilkuprocentowym stężeniu zanieczyszczeń łatwo rozpuszczalnych w absorbencie. W procesach odsiarczania spalin dobór absorbentu ma na celu doprowadzenie do reakcji chemicznych wiążących SO2. Procesy absorpcji prowadzone są w absorberach o konstrukcjach umożliwiających jak największe rozwinięcie powierzchni dyfuzji i zwiększające jej szybkość poprzez elementy zwiększające turbulencję przepływu obu faz. Adsorpcja jest procesem wiązania, o charakterze chemicznym lub fizycznym substancji gazowej na powierzchni substancji ciekłej lub stałej, Adsorpcja przebiega na powierzchni substancji przyjmującej - adsorbentu. W instalacjach oczyszczania spalin adsorpcja zachodzi w warunkach dynamicznych. Proces adsorpcji zależny jest od wielu zmiennych: ciśnienia, temperatury, rodzaju substancji i czasu ich kontaktu. Intensyfikacja procesu adsorpcji następuje poprzez zwiększenie powierzchni kontaktu międzyfazowego osiągane zmniejszaniem ziaren adsorbentu i zwiększaniem burzliwości przepływu obu faz. Kataliza polega na przyspieszeniu szybkości reakcji chemicznej wskutek obecności katalizatora, który nie ulega przekształceniom tylko tworzy z innymi substratami związki przejściowe. Katalizator wpływa na przyspieszanie i intensyfikację reakcji chemicznych poprzez obniżenie energii aktywacji reakcji. Stosowanie metod katalitycznych wiąże się z ryzykiem dezaktywacji katalizatorów będącej skutkiem blokowania powierzchni przez odkładające się pyły, jego sublimację i reakcje z niektórymi substancjami obecnymi w spalinach takimi jak: siarkowodór, siarczki organiczne i nieorganiczne, związki arsenu, związki fosforu, ołowiu, rtęci Kryteria wyboru optymalnych technik oczyszczania spalin Analiza warunków funkcjonowania ciepłowni pod względem urządzeń wytwórczych, infrastruktury technicznej i reżimów eksploatacyjnych pozwala na ustalenie wiodących kryteriów, którymi powinien kierować się przy wyborze najkorzystniejszej kombinacji technik oczyszczania spalin w zakresie wymaganym konkluzjami BAT i wynikającymi z nich warunkami zmienionego pozwolenia zintegrowanego. Kluczowe aspekty funkcjonowania ciepłowni determinujące przyjęcie kryteriów to: 74

75 Ograniczony wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej, mający istotny wpływ na wysokość kosztów inwestycyjnych na jednostkę usuwanych zanieczyszczeń, co dotyczy w głównej mierze redukcji zanieczyszczeń gazowych: NOx i SO2. Bardzo duża zmienność wydajności kotłów, powodująca szeroki zakres zmian parametrów spalin, głównie wydatku i temperatury, co wymaga aplikacji metod wtórnych o dużym zakresie warunków ich eksploatacji i parametrów gwarantowanych Skoncentrowana zabudowa urządzeń i infrastruktury technicznej ciepłowni, mocno ograniczająca zabudowę ewentualnych dodatkowych peryferyjnych urządzeń i instalacji technologicznych oraz skutkująca istotnymi technicznymi ograniczeniami przy projektowaniu systemu ciągłego monitoringu. Brak możliwości długoterminowego prognozowania stabilnych parametrów fizykochemicznych stosowanego węgla Istotny potencjał modernizacyjny kotłów w zakresie poprawy organizacji spalania Możliwość zmian sposobu eksploatacji ciepłowni uwzględniających zwiększenie efektywności wytwarzania ciepła na potrzeby c.c.w.u. w okresach między sezonowych oraz wykorzystanie faktu dysponowania dwoma źródłami spalania paliw. Wymóg wysokiej dyspozycyjności instalacji oczyszczania spalin, wynikający z systemu oceny zgodności. Duża niestabilność rynku urządzeń i materiałów związanych z branżą energetyczną. Możliwość wykorzystania synergii poszczególnych technik lub technik łączonych Optymalną sytuacją, z punktu widzenia użytkownika będzie uwzględnienie wszystkich istotnych kryteriów, które uwzględniają jednocześnie kryteria ekonomiczne, techniczne, formalno-prawne i eksploatacyjne. Przyjęcie takiego założenia zapewnia uzyskanie najniższego kosztu cyklu życia projektu, obejmującego koszty zakupu technologii, instalacji, eksploatacji, utrzymania i remontów oraz likwidacji. W tym przypadku spełnienie kryteriów ekonomicznych jest konsekwencją przyjęcia właściwie zdefiniowanych kryteriów technicznych, dlatego przedstawione zostały w tej kolejności: Dostosowanie technologii do wymagań konkluzji BAT z jednoczesnym uwzględnieniem uwarunkowań eksploatacyjnych źródeł spalania paliw. Zastosowanie rozwiązań wymagających ograniczonej przestrzeni. 75

76 Kombinacja technik oczyszczania spalin powinna wykazywać możliwość zachodzenia pozytywnych interakcji procesów technologicznych. Optymalizacja kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych. Wysoka dyspozycyjność instalacji. Poniższe zestawienie obejmuje najlepsze dostępne techniki w zakresie oczyszczania spalin, wymienione w konkluzjach BAT dotyczących LCP. Techniki, których zastosowanie spełni powyższe kryteria optymalnego wyboru dla kotłów rusztowych zostały zaznaczone pogrubiona czcionką. BAT 12. W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania, zgazowania lub jednostek IGCC użytkowanych godz./rok, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych poniżej Ogólne techniki Technika Opis Zaawansowany system kontroli Użycie automatycznego systemu komputerowego do kontroli wydajności spalania oraz wspieranie zapobiegania emisjom lub ich redukcji. Obejmuje również stosowanie wysoce wydajnego monitorowania Optymalizacja spalania Środki podjęte w celu zmaksymalizowania sprawności konwersji energii, np. w palenisku/kotle, przy jednoczesnym ograniczeniu do minimum emisji (w szczególności emisji CO). Jest to osiągalne poprzez kombinację technik, w tym dobre zaprojektowanie urządzeń do spalania, optymalizację temperatury (np. skuteczne mieszanie paliwa i powietrza spalania) i czasu przebywania w strefie spalania oraz stosowanie zaawansowanego systemu kontroli BAT 20. Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO i N2O ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację Techniki redukcji emisji NOX lub CO Technika Opis Zaawansowany system kontroli Zob. sekcja

77 Stopniowane podawanie powietrza Techniki łączone w celu ograniczenia NOX i SOX. Optymalizacja spalania Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN) Recyrkulacja spalin lub gazu spalinowego (FGR/EGR) Dobór paliwa Stopniowane podawanie paliwa Koncepcja spalania ubogiej mieszanki i zaawansowana koncepcja spalania ubogiej mieszanki Utworzenie kilku stref spalania w komorze spalania, o różnej zawartości tlenu w celu ograniczenia emisji NOX oraz zagwarantowania optymalnego spalania. Technika ta wiąże się z substechiometrycznym spalaniem w pierwotnej strefie spalania (tzn. przy niedoborze powietrza) i dopalaniem w drugiej strefie spalania (przy nadmiarze powietrza) w celu poprawy spalania. W przypadku niektórych starych, małych kotłów może być konieczne ograniczenie wydajności, aby zrobić miejsce dla stopniowania podawania powietrza Zastosowanie kompleksowych i zintegrowanych technik redukcji emisji w celu łącznej redukcji NOx, SOx i często innych zanieczyszczeń ze spalin, np. za pomocą węgla aktywnego i metody DeSONOX. Mogą one być stosowane oddzielnie lub w połączeniu z innymi technikami podstawowymi w kotłach pyłowych opalanych węglem kamiennym Zob. sekcja 8.1 Palniki turbiny gazowej, które obejmują wstępne mieszanie powietrza i paliwa przed wejściem do strefy spalania. Mieszanie powietrza i paliwa przed spalaniem powoduje równomierny rozkład temperatury i niższą temperaturę płomienia, co prowadzi do niższych emisji NO x Recyrkulacja części spalin do komory spalania w celu zastąpienia części świeżego powietrza do spalania, o podwójnym efekcie: obniżenia temperatury chłodzenia i ograniczenia zawartości O2 do utleniania azotu, ograniczająca w ten sposób wytwarzanie NOx. Technika polega na wprowadzeniu spalin z paleniska do płomienia w celu zmniejszenia zawartości tlenu, a tym samym temperatury płomienia. Zastosowanie specjalnych palników lub innych środków polega na wewnętrznej recyrkulacji gazów spalinowych, które chłodzą rdzenie płomieni i ograniczają zawartość tlenu w najgorętszej części płomieni Korzystanie z paliw o niskiej zawartości azotu Technika ta opiera się na redukcji temperatury płomienia lub zlokalizowanych hotspotów poprzez utworzenie kilku stref spalania w komorze spalania o różnych poziomach wtrysku paliwa i powietrza Modernizacja może być mniej efektywna w małych obiektach niż w dużych obiektach Kontrola szczytowej temperatury płomienia za pomocą mieszanki ubogiej jest podstawowym podejściem w celu ograniczania powstawania NO x w silnikach gazowych. Spalanie mieszanki ubogiej zmniejsza ilość paliwa w stosunku do powietrza w strefach, w których wytwarza się NO x, w taki sposób, że szczytowa wartość temperatury płomienia jest mniejsza niż stechiometryczna adiabatyczna temperatura płomienia, co redukuje powstawanie termicznych NO x. Optymalizację tej koncepcji tę nazywa się zaawansowaną koncepcją spalania ubogiej mieszanki 77

78 Palniki o niskiej emisji NO x (LNB) Katalizatory utleniające Zmniejszenie temperatury powietrza spalania Selektywna redukcja katalityczna (SCR) Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR) Dodawanie wody/pary Technika ta (obejmująca ultra i zaawansowane palniki o niskiej emisji NO x ) opiera się na zasadzie redukcji szczytowych temperatur płomienia; palniki kotła są tak zaprojektowane, aby opóźnić, ale poprawić spalanie oraz zwiększyć transfer ciepła (zwiększona emisyjność płomienia) Mieszanie powietrza/paliwa ogranicza dostępność tlenu i zmniejsza maksymalną temperaturę płomienia, tym samym opóźniając przekształcanie występującego w paliwie azotu w NO x i powstawanie termicznych NO x przy jednoczesnym utrzymaniu wysokiej sprawności spalania. Z zastosowaniem palnika o niskiej emisji może wiązać się modyfikacja konstrukcji komory spalania paleniska Konstrukcja palników o ul tra niskiej emisji NO x (ULNB) obejmuje stopniowe podawanie do spalania (po- wietrza/paliwa) i recyrkulację gazów w komorze ogniowej paleniska (wew- nętrzną recyrkulację spalin) Skuteczność tej techniki może zależeć od projektu kotła przy modernizacji starych obiektów. Wykorzystanie katalizatorów (które zazwyczaj zawierają metale szlachetne, takie jak pallad lub platyna) do utleniania tlenku węgla oraz niespalonych węglowodorów tlenem w celu wytworzenia CO 2 i pary wodnej Wykorzystanie powietrza do spalania w temperaturze otoczenia. Powietrze spalania nie jest wstępnie podgrzewane w regeneracyjnym podgrzewaczu powietrza Selektywna redukcja tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem w obecności katalizatora. Technika ta opiera się na redukcji NO x do azotu w złożu katalitycznym w wyniku reakcji z amoniakiem (na ogół w roztworze wodnym) w optymalnej temperaturze roboczej około C Można stosować wiele warstw katalizatora. Większą redukcję NO x osiąga się dzięki zastosowaniu wielu warstw katalizatora. Konstrukcja tej techniki może być modułowa i specjalne katalizatory lub wstępne podgrzewanie mogą być wykorzystywane do radzenia sobie z niskimi obciążeniami lub szerokim oknem temperaturowym spalin. Technika w kanale lub SCR z efektem slip jest techniką, która łączy SNCR z późniejszą SCR, która redukuje ucieczkę amoniaku z jednostki SNCR Selektywna redukcja tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem bez katalizatora. Technika polega na redukcji NOx do azotu w wyniku reakcji z amoniakiem lub mocznikiem w wysokiej temperaturze. Przedział temperatur roboczych jest utrzymywany w granicach C w celu zapewnienia optymalnych warunków reakcji Woda lub para są stosowane jako rozcieńczalnik do obniżania temperatury spalania w turbinach gazowych, silnikach lub kotłach, a co za tym idzie do ograniczania powstawania NOx. Są one wstępnie mieszane z paliwem przed jego spalaniem (paliwo emulsyjne, nawilżone lub nasycone) lub bezpośrednio wtryskiwane do komory spalania (wtrysk wody/pary) BAT 21. Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. 78

79 8.4. Techniki redukcji emisji SOX, HCl lub HF do powietrza Technika Opis Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża) Bezpośrednie wstrzyknięcie suchego sorbentu do komory spalania lub dodawanie adsorbentów na bazie magnezu lub wapnia do koryta kotła ze złożem fluidalnym. Powierzchnia cząsteczek sorbentu reaguje z SO2 w spalinach lub w kotle ze złożem fluidalnym. Technika ta jest głównie stosowana w połączeniu z techniką redukcji emisji pyłów Techniki łączone w celu ograniczenia NOx i SOx. Zob. sekcja 8.3 Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI) Dobór paliwa Odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską Wstrzyknięcie i dyspersja suchego sorbentu w proszku w strumieniu spalin. Sorbent (np. węglan sodu, wodorowęglan sodu, wodorotlenek wapnia) reaguje z kwaśnymi gazami (np. formami gazowej siarki i HCl), tworząc substancję stałą, którą usuwa się przy pomocy technik redukcji emisji pyłów (filtr workowy lub elektrofiltr). DSI jest stosowane głównie w połączeniu z filtrem workowym Stosowanie paliw o niskiej zawartości siarki, chloru lub fluoru Szczególny nieregeneracyjny rodzaj oczyszczania na mokro przy wykorzysta- niu naturalnej zasadowości tej wody do absorpcji kwaśnych związków w spali nach. Technika ta zasadniczo wymaga uprzedniej redukcji emisji pyłu Absorber suchego rozpylania (SDA) Zawiesina/roztwór odczynnika zasadowego są wprowadzane do strumienia spalin i rozprowadzane w nim. Materiał reaguje z formami gazowej siarki, two rząc substancję stałą, którą usuwa się przy pomoc technik redukcji emisji pyłów (filtr workowy lub elektrofiltr). SDA jest stosowany głównie w połączeniu z filtrem workowym Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS) Technika lub kombinacja technik oczyszczania na mokro, za pomocą których tlenki siarki są usuwane ze spalin w drodze różnych procesów zasadniczo polegających wychwytywaniu gazowego SO 2 przez sorbent alkaliczny i przekształcaniu go w substancję stałą. W procesie oczyszczania na mokro związki gazowe rozpuszcza się w odpowiedniej cieczy (woda lub roztwór zasadowy). Jednocześnie można usuwać związki stałe i gazowe. Po przejściu przez płuczkę gazową mokrą spaliny są nasycane wodą i konieczne jest oddzielenie kropelek przed ich odprowadzeniem do atmosfery. Ciecz powstała w rezultacie oczyszczania na mokro jest wysyłana do oczyszczalni ścieków, a nierozpuszczalny materiał usuwa się w procesie osadzania lub filtracji Oczyszczanie na mokro Stosowanie cieczy, zazwyczaj wody lub roztworu wodnego w celu wychwytywania kwaśnych związków ze spalin poprzez absorpcję BAT 22. Aby ograniczyć emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. 79

80 8.5. Techniki ograniczania emisji pyłów, metali, w tym rtęci, lub PCDD/F do powietrza Technika Opis Filtr workowy Filtry workowe lub tkaninowe są wykonane z porowatej, plecionej lub filcowanej tkaniny, przez którą przepuszcza się gazy w celu zatrzymania na niej cząstek. Zastosowanie filtra workowego wiąże się z koniecznością wyboru tkaniny, która będzie odpowiednia dla właściwości spalin i maksymalnej temperatury pracy Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża) Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali Sorbent węglowy (np. węgiel aktywny lub halogenowany węgiel aktywny) Adsorpcja rtęci lub PCDD/F przez sorbenty węglowe, takie jak halogenowany węgiel aktywny, z obróbką chemiczną lub bez niej. System wstrzykiwania sorbentu można wzmocnić poprzez dodanie dodatkowego filtra workowego Suchy lub półsuchy system IOS Zob. ogólny opis każdej techniki (tj. absorber suchego rozpylania (SDA), dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI), płuczka sucha działająca w oparciu o cyrkulacyjne złoże fluidalne (CFB)) w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali Elektrofiltr (ESP) Dobór paliwa Multicyklony Działanie elektrofiltrów polega na tym, że cząsteczkom nadawany jest ładunek elektryczny, co pozwala oddzielić je pod wpływem pola elektrycznego. Elektrofiltry mogą działać w bardzo różnych warunkach. Skuteczność redukcji zazwyczaj zależy od liczby pól, czasu przebywania (rozmiaru), właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczek poprzedzających filtr. Elektrofiltry zazwyczaj obejmują od dwóch do pięciu pól. Najbardziej nowoczesne (wysokowydajne) elektrofiltry mają siedem pól Stosowanie paliw o niskiej zawartości popiołu lub metali (np. rtęci) Zestaw systemów ograniczenia emisji pyłów w oparciu o siłę odśrodkową, w których cząstki są oddzielane od gazu nośnego, połączony w jednej lub kilku obudowach Stosowanie halogenowych Dodawanie związków fluorowcowanych (np. dodatków bromowanych) do dodatków do paliwa lub pale- niska w celu utlenienia rtęci pierwiastkowej do formy rozpuszczalnej wtryskiwanych do paleniska lub cząsteczkowej, zwiększając tym samym usuwanie rtęci w dalszych systemach redukcji zanieczyszczeń Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS) Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali BAT 23. Aby zapobiec emisjom rtęci do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. 80

81 8.5. Techniki ograniczania emisji rtęci do powietrza Filtr workowy Filtry workowe lub tkaninowe są wykonane z porowatej plecionej lub filcowanej tkaniny, przez którą przepuszcza się gazy w celu zatrzymania na niej cząstek. Zastosowanie filtra workowego wiąże się z koniecznością wyboru tkaniny, która będzie odpowiednia dla właściwości spalin i maksymalnej temperatury pracy Suchy lub półsuchy system IOS Zob. ogólny opis każdej techniki (tj. absorber suchego rozpylania (SDA), dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI), płuczka sucha działająca w oparciu o cyrkulacyjne złoże fluidalne (CFB)) w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali Elektrofiltr (ESP) Działanie elektrofiltrów polega na tym, że cząsteczkom nadawany jest ładunek elektryczny, co pozwala oddzielić je pod wpływem pola elektrycznego. Elektrofiltry mogą działać w bardzo różnych warunkach. Skuteczność redukcji zazwyczaj zależy od liczby pól, czasu przebywania (rozmiaru), właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczek poprzedzających filtr. Elektrofiltry zazwyczaj obejmują od dwóch do pięciu pól. Najbardziej nowoczesne (wysoko wydajne) elektrofiltry mają siedem pól Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS) Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali Przyjęto założenie budowy indywidualnej kompleksowej instalacji oczyszczania spalin dla każdego kotła. Dokonując doboru optymalnych wtórnych technologii redukcji zanieczyszczeń przed ustaleniem dopuszczalnych poziomów emisji zanieczyszczeń, uwzględniających ewentualne odstępstwa od konkluzji BAT lub złagodzenia standardów dla kotłów szczytowych, należy uwzględnić możliwość osiągania dolnych przedziałów emisji powiązanych z BAT. Korzystne będzie także zastosowanie tych samych, powtarzalnych technik i powiązanych z nimi urządzeń i instalacji dla każdego z kotłów WR 25. Dla kotła OR 16 i OR 10 można przyjąć zastosowanie analogicznych technik jak dla pozostałych kotłów. Dobrane techniki powinny zapewniać właściwą pracę z wymaganą skutecznością w szerokim zakresie parametrów strumienia spalin oraz proste procedury uruchamiania i zatrzymywania instalacji. Urządzenia i instalacje wybranych technik metod wtórnych powinny umożliwiać ich dalsze wykorzystanie w przypadku przyszłych modernizacji kotłów. Jednocześnie, zastosowane techniki powinny być przystosowane do zmiennego składu chemicznego paliwa. 81

82 Wymagana jest także bardzo wysoka dyspozycyjność urządzeń ograniczających emisję. W przypadku awarii wymagane jest przywrócenie normalnych warunków eksploatacji w ciągu 24 godzin lub wstrzymanie eksploatacji obiektu. Może to powodować w warunkach zapotrzebowania mocy cieplnej powyżej 50% mocy zainstalowanej, ograniczenie mocy dyspozycyjnej. Ten warunek sugeruje, że dobór technologii oczyszczania spalin musi zapewniać bardzo wysoką dyspozycyjność i jednocześnie zapewniać technologiczność napraw lub wrażliwych elementów i podzespołów instalacji, niezależnie od rygorystycznych warunków jej serwisowania. 9. Redukcja tlenków azotu (NOx) 9.1. Wprowadzenie teoretyczne Dla realizacji działań związanych z kontrolowaniem emisji tlenków azotu niezbędne jest zdefiniowanie mechanizmów tworzenia NOx podczas spalania węgla kamiennego. Oznaczenie NOx określa sumę udziałów w spalinach NO i NO2 przeliczonych na NO2: NOX = NO + NO2 Wartość liczbowa emisji odnoszona jest do warunków normalnych, przy zawartości O2 na poziomie 6% w spalinach suchych. Azot jest pierwiastkiem występującym w węglu głównie w jego substancji organicznej. Udział azotu w węglach jest zróżnicowany i mieści się w granicach 0,5 do 2,9 %, w zależności od stopnia uwęglenia. Przeważająca część tlenków azotu powstaje z azotu paliwowego. Szczególnie w przypadku palenisk warstwowych nie jest powszechnie stosowana praktyka kontrolowania zawartości azotu w paliwie. W sytuacji istotnego ograniczenia dopuszczalnych poziomów emisji informacja o zawartości azotu w paliwie powinna mieć analogiczne znaczenie dla prowadzącego instalację, jak zawartość siarki. W przypadku obu zanieczyszczeń gazowych zawartość związków siarki i azotu w paliwie decyduje o poziomie emisji, powstałych na ich bazie zanieczyszczeń gazowych i wymaga zastosowania dostosowanych do wymaganego stopnia redukcji odpowiednich technologii. Dla przykładu, zastosowanie technologii odsiarczania o określonej na etapie projektowania wielkości redukcji SO2, będzie skutkowało różnym poziomem emisji dla węgli o różnej zawartości siarki, z ryzykiem przekroczenia standardów emisyjnych w sytuacji użycia paliwa o jej zbyt wysokiej zawartości. Realizacja projektu procesowego, a taki musi poprzedzać etap projektowania instalacji, wymaga ustalenia danych procesowych, których podstawą jest 82

83 określenie wielkości strumieni substratów w zachodzących reakcjach. Podstawowym elementem związanym z wyborem technik redukcji tlenków azotu jest określenie wielkości ich bazowej emisji, zależnej zarówno od zawartości azotu w paliwie jak i warunków spalania, po uwzględnieniu ich optymalizacji w zakresie istniejących warunków eksploatacyjnych. W procesie spalania występują trzy mechanizmy powstawania NOx: termiczne - źródło: azot zawarty w powietrzu szybkie - źródło: azot zawarty w powietrzu paliwowe - źródło: związki azotowe zawarte w paliwie. Termiczne określają NOx powstałe w trakcie procesu spalania paliwa na wskutek wysokotemperaturowego utleniania azotu zawartego w powietrzu, w procesie opisanym poniższym równaniem Zeldovicha: Powyższa zależność wskazuje że ilość powstających NOx wzrasta wykładniczo wraz ze wzrostem temperatury oraz wzrostem udziału koncentracji tlenu w strefie płomienia. W celu ograniczania ilości tworzących się NOx należy kontrolować temperaturę płomienia oraz ilość tlenu w strefie płomienia. Technika kontroli zawartości tlenu w strefie spalania jest tożsama ze stechiometryczną kontrolą procesu spalania. Ze względu na fakt powstawania NOx w zależności wykładniczej od koncentracji tlenu, możliwości redukcji przez stechiometrię spalania są ograniczone w stopniu zależnym od techniki spalania. Powstawanie większej ilości NOx zachodzi przy wzroście koncentracji tlenu dostarczanego do strefy występowania najwyższych temperatur płomienia. Kontrolowane obniżenie temperatury płomienia połączone z ograniczeniem ilości tlenu w strefie spalania redukuje ilość powstających NOx. Sposób kontrolowania O2 w strefie płomienia wymaga indywidualnego podejścia dla każdego kotła. Tlenki azotu - szybkie (z ang. prompt) stanowią niewielki udział ogólnej ilości NOx powstających w wyniku reakcji azotu molekularnego N2 z rodnikami węglowodorowymi CH2, CH3, C2H4 itd. W wyniku tej reakcji rodniki HCN, CN, NH, utleniają się do NO w płomieniu. Kontrola tego procesu może odbywać się przez ograniczenie czasu przebywania rodników węglowodorowych w płomieniu. Zastosowanie jakiejkolwiek kontroli ich powstawania nie jest możliwe w przypadku kotłów rusztowych. 83

84 Paliwowe tlenki azotu stanowią dominujący udział w całkowitej ilości emitowanej podczas spalania węgla kamiennego techniką warstwową. Azot występuje głównie w organicznej materii węglotwórczej (87 do 94% azotu całkowitego). Pozostały azot związany jest z substancją mineralna węgla. Rysunek 22 Przemiany azotu w procesie pirolizy i spalania paliw Podczas spalania paliwa azot związany chemicznie z substancją organiczną jest utleniany do tlenków azotu. W procesie koksowania około % azotu zawartego w substancji organicznej węgla pozostaje w koksie, natomiast reszta przechodzi do produktów lotnych w postaci m.in.: azotu elementarnego, podtlenku azotu (który utleniany jest do NO2), zasad pirydynowych i innych związków organicznych. Poniżej przedstawiono wykresy ilustrujące w sposób uproszczony zależności procesowe związane z tworzeniem tlenków azotu: 84

85 Rysunek 23 Wpływ współczynnika nadmiaru utleniacza λ na mechanizm tworzenia NO x Powyższy rysunek przedstawia wzrost ilości powstających tlenków azotu podczas spalania w funkcji nadmiaru powietrza. Rysunek 24 Wpływ warunków temperaturowych na mechanizm tworzenia NO x Powyższy rysunek przedstawia wzrost ilości powstających tlenków azotu podczas spalania w funkcji wzrostu temperatury procesu spalania. 85

86 Rysunek 25 Powstawanie NO x w funkcji nadmiaru powietrza Powyżej ukazana zależność od stopnia przemiany azotu paliwowego w NOx od stosunku O/N w paliwie i nadmiaru utleniacza w procesie spalania (Zawartość N w węglu kamiennym 0,8-1,5, zawartość O w węglu kamiennym 5-15%. Co daje stosunek 3-15). Podsumowując, najważniejsze czynniki wpływające na emisję NOx to: Udział azotu (N) w paliwie. Temperatura spalania. Nadmiar powietrza. Czas przebywania w płomieniu Limity emisji Do każdej BAT zostały określone limity emisji określane jako BAT-AEL. Limity dla instalacji o mocy wprowadzonej w paliwie 50 i <100 MW opalanych węglem kamiennym przedstawiono w poniższej tabeli: Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania (MWth) BAT-AEL (mg/m u 3 ) Średnia roczna Średnia dzienna lub średnia z okresu pobierania prób Nowy obiekt Istniejący obiekt ( 1 ) Nowy obiekt Istniejący obiekt ( 2 ) ( 3 ) < (1) Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < godz./rok. (2) W przypadku obiektów z kotłami pyłowymi opalanymi węglem kamiennym oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 1 lipca 1987 r., które są użytkowane < godz./rok i w odniesieniu do których SCR lub SNCR nie mają zastosowania, górna granica zakresu wynosi 340 mg/nm3. (3) W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy. 86

87 9.3. Ocena wymaganego stopnia redukcji NOx dla kotła WR 25 nr2 Wykres 10 Poziomy BAT-AEL w zestawieniu z emisją K2 dla tlenków azotu Na wykresie ilustrującym przebiegi stężeń NOx linie ciągłe oznaczają granice górną i dolną poziomów emisji średnich dobowych, natomiast przerywane - granice poziomów średniorocznych. Ponadto, dla części instalacji spalania paliw pracujących mniej niż 1500h w ciągu roku, górna granica poziomu emisji średniej dobowej podniesiona jest do wartości 340 mg/ mu 3. Jak wynika z powyższego wykresu, możliwa jest eksploatacja kotła z wydajnością cieplną ok. 22,5 MW, w stosowanych standardowo warunkach eksploatacyjnych z emisją w granicach 300 mg/ mu 3. Zwiększenie ilości powietrza dostarczanego do komory spalania poprzez załączenie wentylatora wtórnego powietrza spowodowało znaczące obniżenie temperatur w komorze paleniskowej, pomimo zwiększenia wydajności kotła o 14% i w efekcie znaczący wzrost stężenia tlenków azotu. Zwiększenie o ok. 10% podaży powietrza podmuchowego spowodowało dalsze niewielkie obniżenie temperatury spalin na wylocie z komory paleniskowej, ale znaczny wzrost emisji NOx. Zmniejszenie mocy kotła do 20,5 MW i zmniejszenie wydajności wentylatora podmuchowego powietrza do wartości nastaw UAR oraz pozostawienie w ruchu wentylatora powietrza podmuchowego, skutkowało dalszym obniżeniem temperatury spalin na wylocie z komory paleniskowej i spadkiem stężeń tlenków azotu do wyższych wartości odpowiednio o ok. 30 mg/ mu 3 i ok. 80 mg/ mu 3 niż przy większej o 2 MW mocy kotła. W przebiegach parametrów obu ciągów spalin występują znaczne, 87

88 zmienne w czasie różnice. Wynika to najprawdopodobniej z różnic konstrukcyjnych, nawet niewielkich w instalacjach powietrza podmuchowego, traktu spalin i parametrów wentylatorów powietrza podmuchowego wtórnego. Analiza zależności parametrów eksploatacyjnych kotła WR 25 nr 2 oraz wartości stężeń NOx, CO oraz O2 w spalinach za kotłem pokazuje, że nie występują proste, przebiegające proporcjonalnie zależności pomiędzy standardowo opomiarowanym parametrem kotła a stężeniem tlenków azotu lub tlenku węgla, są one złożone i wzajemnie powiązane Metody redukcji tlenków azotu Metody redukcji NOx można podzielić na pierwotne i wtórne. Metody pierwotne modyfikują proces spalania w celu ograniczenia powstawania NOx w komorze spalania. Wykorzystują regulację ilości tlenu dostępnego dla paliwa i ograniczanie najwyższych temperatur płomienia. Metody wtórne redukują NOx wytworzone w procesie spalania. Metody usuwania NOx (NO i NO2) ze spalin dzielą się na dwa rodzaje - z katalizatorem i bez katalizatora. Najczęściej stosowane procesy dedykowane przede wszystkim do usuwania NOx (niektóre technologie usuwają również SO2). Wszystkie techniki redukcji które mogą mieć praktyczne zastosowanie w kotłach rusztowych są najlepszymi dostępnymi technikami zgodnie z BAT Metody pierwotne Metody pierwotne redukcji NOx polegają na ograniczaniu powstawania związków azotu poprzez zmiany warunków w komorze spalania, wpływające na ograniczanie powstawania tlenków azotu w kotle rusztowym opalanym węglem kamiennym: 1. Obniżenie maksymalnych temperatury w strefie płomienia. 2. Uzyskanie stężeń tlenu w odpowiadających jego lokalnemu zapotrzebowaniu w obszarach faz spalania. Uzyskanie powyższych efektów umożliwiają technologie oddziaływujące bezpośrednio na warunki przebiegu procesu spalania. Właściwe ich zastosowanie umożliwia w redukcję tlenków azotu w stopniu zależnym od cech konstrukcyjnych paleniska oraz od założonego celu optymalizacyjnego. Dodatkowo mogą wpływać na redukcję innych zanieczyszczeń i efektywność energetyczną procesu. 88

89 Recyrkulacja spalin (flue gas recirculation - FGR) Recyrkulacja gazu spalinowego (FGR) jest techniką ograniczania szczytowych temperatur płomienia. Dodawanie spalin do powietrza spalania zmniejsza stężenie tlenu w doprowadzanej mieszaninie przez co ogranicza występowanie pików temperaturowych w strefie płomienia, ograniczając tworzenie termicznych NOx. Ta metoda ogranicza powstawanie NOx o kilkanaście do kilkudziesięciu procent. Uzyskany efekt zależny jest od wielu czynników takich jak: wielkość strumienia recyrkulowanych spalin, parametry recyrkulowanych spalin, miejsce ich podawania, zawartości azotu w paliwie (im niższy stopień uwęglenia tym mniejsza zawartość azotu w paliwie). Publikacje potwierdzają, że niższy poziom emisji wiąże się z węglami o niższej wartości opałowej, która charakteryzuje węgle geologicznie młode. Rysunek 26 Schemat systemu recyrkulacji 89

90 Dodatkowym efektem recyrkulacji spalin jest obniżenie nadmiaru powietrza i jego dokładne kontrolowanie (zwiększanie nadmiaru powietrza skutkuje wzrostem emisji). Recyrkulacja spalin umożliwia utrzymanie funkcji chłodzenia rusztowin bez zwiększania nadmiaru powietrza i kontrolowanie lokalnego stężenia tlenu w poszczególnych strefach spalania poprzez zmieszanie z powietrzem lub zastąpienie go całkowicie spalinami (szczególnie 1 oraz 5 i 6 strefa podmuchowa). Stosując FGR łącznie z powietrzem wtórnym lub całkowicie go zastępując doprowadza się do intensywnego mieszania spalin w strefie spalania oraz zmniejszenia gradientu temperatur w komorze paleniskowej. Dodatkowym, możliwym do uzyskania efektem, aczkolwiek trudno mierzalnym, jest redukcja NOx w strefie dopalania węgla dzięki potencjalnym właściwościom karbonizatu redukującym NOx w określonych warunkach. Ponadto, recyrkulacja spalin pozwala obniżyć poziom emisji pyłu w zakresie zależnym od rozwiązania technologicznego instalacji. Na poniższym rysunku zostały przedstawione wielkości nadmiaru tlenu i powietrza dla tego samego kotła opalanego tym samym paliwem. Różnice wynikają z uruchomionego systemu recyrkulacji spalin - wymagany naddatek powietrza może być zmniejszony o 50%. Ponadto praca kotła jest bardziej stabilna co pokazuje rysunek 28. Rysunek 27 Porównanie emisji NOx przy recyrkulacji spalin i bez recyrkulacji 90

91 Rysunek 28 Porównanie wymaganego naddatku powietrza dla kotła z recyrkulacją spalin i bez. Rysunek 29 Porównanie możliwości redukcji NO x przy stosowaniu recyrkulacji dla kotłów rusztowych o różnych mocach Powietrze wtórne - dodatkowy strumień powietrza nad paleniskiem Polega na doprowadzeniu dodatkowego powietrza do komory spalania, ponad rusztem. Powinno zwiększać koncentrację tlenu w strefie spalania części lotnych, powodując obniżenie temperatury w strefie płomienia oraz umożliwiać dopalenie CO i sadzy. Realizowane jest to systemem dysz, np. OFA. Umożliwia głęboki rozdział powietrza do spalania pomiędzy pierwotne a wtórne, co ogranicza tworzenie tlenków azotu. Ilość powietrza pierwotnego nie powinna być niższa niż 90 95% powietrza potrzebnego do spalania. Rozwiązanie technologiczne polegające na wprowadzeniu spalin w komorze paleniskowej w ruch wirowy pozwala na wyeliminowanie ryzyka zjawiska korozji niskotlenowej, ogranicza emisję CO 91

92 i zawartość węgla w popiele lotnym. Wirowy ruch spalin powoduje intensywne wymieszanie spalin, co pozwala na uzyskanie równomiernego rozkładu temperatury i wydłużenie czasu przebywania lotnych części palnych w strefie spalania. Niewłaściwe zastosowanie technologii wtórnego powietrza polegające na niepoprawnie dobranej lokalizacji i konstrukcji dysz może powodować zwiększenie emisji NOx i CO. Rysunek 30 Zabudowa dyszy OFA w ścianie szczelnej Inną technologią stosowaną w kotłach rusztowych jest Air Ecotube polegająca na zastosowaniu rur perforowanych, zainstalowanych w komorze paleniskowej, wprowadzających powietrze z wysokimi prędkościami do komory spalania. Metoda umożliwia dwustrefowe spalanie w kotle (λ<1 oraz λ>1), intensywne mieszanie spalin wyrównuje rozkład temperatur, umożliwia przebieg spalania zbliżony do warunków spalania objętościowego oraz w efekcie ograniczenie powstawania NO nawet o 50% emisji podstawowej, redukcję stężeń CO do wartości poniżej 100 mg/mu 3, zmniejszenie zawartości O2 w spalinach za kotłem do poziomu 2-3%. Możliwe jest połączenie tej metody wraz z metodą SNCR, szerzej opisaną w rozdziale dotyczącym metod wtórnych. 92

93 Rysunek 31 Porównanie przebiegu spalin z kotłem bez systemu ECOTUBE i z systemem Reburning (dopalanie) W tej metodzie strefę bogatą w paliwo (niedomiar tlenu) otrzymuje się poprzez doprowadzenie w górnej części paleniska, paliwa dodatkowego (przeważnie gazowego) zwykle w ilości odpowiadającej % całkowitej ilości doprowadzanej energii w paliwie. Powyżej dodatkowych palników doprowadza się powietrze dopalające, które ma zapewnić spalanie zupełne cząstek palnych. Dodatkowe paliwo wprowadzane jest w strefę popłomienną, gdzie tworzą się CH-rodniki, które reagując z NO tworzą w rezultacie azot molekularny. Skuteczność procesu reburningu jest znaczna i mieści się w zakresie 45-70% Iniekcja pary wodnej (lub wody) do komory paleniskowej Metoda polega na wprowadzeniu dyszami do komory paleniskowej w obszar najwyższych temperatur niskoprężnej pary lub wody pod ciśnieniem, w celu obniżenia temperatury spalania. Istnieje możliwość połączenia tej metody z metodą wtórną SNCR, ze względu na stosowanie wody jako bazy do roztworu mocznika. Publikowane w USA źródła podkreślają dużą efektywności tej metody do ograniczania powstawania NOx w kotłach rusztowych Metody wtórne Metody wtórne powinny być brane pod uwagę dopiero po wyczerpaniu możliwości ograniczenia powstawania tlenków azotu metodami pierwotnymi. Należy podkreślić, że znane 93

94 technologie redukcji NOx z powodzeniem wykorzystywane w energetyce zawodowej, przed aplikacją w kotłach rusztowych muszą zostać zaadaptowane do warunków spalania techniką warstwową. Poniżej przedstawiono dwie metody wtórne które mogą mieć zastosowanie kotłach rusztowych: Selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) W tym procesie, znanym również jako proces cieplny DeNOx, reagent (amoniak w postaci wody amoniakalnej lub mocznik) jest podawany bezpośrednio do spalin o wysokich temperaturach w celu redukcji NO do N2 bez udziału katalizatora. Należy uwzględnić różnice w zakresach temperatur właściwych dla różnego rodzaju reagentów: dla amoniaku (woda amoniakalna) zakres ten wynosi pomiędzy 850 C i 1000 C, natomiast dla mocznika 950 C 1100 C. Poniżej przedstawiono reakcję: NH2 + NO N2 + H20 N2+H+OH Reakcja wytwarzająca rodniki jest decydująca dla przebiegu procesu redukcji, ograniczając reakcje NH2 z rodnikami H i OH prowadzącymi do powstawania NO, co związane jest z ograniczonym zakresem temperatur jej przebiegu. W temperaturach poniżej dolnej granicy temperatury, redukcja NOx jest ograniczana zanikiem reakcji wytwarzania rodników. W temperaturach powyżej górnej granicy temperatury utlenianie NH3 dominuje nad redukcją NO, prowadząc do tworzenia dodatkowych NO. Możliwe jest dodawanie do reagenta związków wpływających na zmianę równowagi pomiędzy reakcjami decydującymi o efekcie procesu redukcji NOx ograniczających negatywne skutki podawania reagenta poza nominalne okna temperaturowe. Uproszczone reakcje:

95 4 NH NO + O 2 4 N H 2 O Biorąc pod uwagę fakt, że z 1 kg mocznika powstaje 466,7 g CO, co trzeba uwzględnić w bilansie cieplnym kotła. Dodatkowo w spalinach wymagany jest nadmiar O2 oraz czas działania reagenta od 0,1 do 0,4 sekundy. Zastosowanie tej metody wiąże się z doprowadzeniem do komory paleniskowej wody jako bazy roztworu sorbentu o odpowiednim stężeniu, która zostanie odparowana i odprowadzona wraz ze spalinami. Negatywnym skutkiem metody SNCR jest emisja nieprzereagowanego amoniaku (w lit. angielskiej określana jako ammonia slip) - jest to jest zawartość nieprzereagowanego amoniaku w spalinach. Jego stężenie nie powinno przekraczać 3-5 ppm, co jest zgodne z BAT-AEL. Przy doborze reagenta do instalacji SNCR należy uwzględnić różnice w zakresach okna temperaturowego dla wybranego reagenta. Z tego względu należy po aplikacji metod pierwotnych wykonać szczegółowe pomiary rozkładu temperatur i lokalnych koncentracji emisji tlenków azotu w obszarze komory paleniskowej dla różnych obciążeń kotła w celu optymalizacji technologii procesu i lokalizacji zabudowy dysz wtryskowych Ryzyka związane z zastosowaniem technologii SNCR Podstawowym niepożądanym efektem stosowania technologii SNCR jest możliwość wystąpienia niekontrolowanej emisji amoniaku lub wzrostu emisji NO spowodowanych iniekcją reagenta w obszary występowania temperatur poza technologicznymi zakresami. W niższych temperaturach w spalinach pozostaje nieprzereagowany amoniak (w przypadku wody amoniakalnej), a w wyższych intensyfikuje się proces tworzenia tlenków azotu, co opisuje reakcja : 4 NH3 + 5 O2 4 NO + 6 H2O. Nieprzereagowany reagent powoduje, poza przekroczeniem dopuszczalnego poziomu emisji, nadmierną korozję instalacji spalin i możliwość uszkodzenia analizatora spalin, wywołaną wytworzeniem soli amonowych. Dodatkowe ryzyko związane jest z możliwością występowania nierównomiernego i niestabilnego rozkładu pola temperatur w obszarze iniekcji reagenta, co może wynikać ze zmian wydajności kotła oraz zakłóceń w procesie spalania spowodowanym niewłaściwą 95

96 lub zaburzoną dystrybucją powietrza do spalania. Te problemy nasilają się szczególnie w miarę obniżania wydajności kotłów rusztowych. Kotły rusztowe wodne, których główne parametry eksploatacyjne określone są wielkością przepływu czynnika grzewczego i różnicą temperatur, praktycznie nie mają jednoznacznie ustalonego minimum technologicznego. Powoduje to ograniczony zakres stosowalności technologii SNCR. Przykładowo, gwarantowane redukcje emisji NOx podawane są przez dostawców technologii dla ograniczonych zakresów wydajności kotłów (SEFAKO S.A. gwarantuje wymagany poziom redukcji NOx dla zakresu % obciążenia kotła). Głęboka redukcja NOx metodą SNCR w paleniskach warstwowych jest przyczyną powstawania podtlenku azotu, którego emisja jest znacząca. Badania kotła rusztowego z zastosowaną technologią SNCR wykorzystującą mocznik wykazały zależność pomiędzy redukcją NOx a wzrostem stężenia N2O prowadzącą do jego stężeń znacznie przekraczających 50 mg/mu 3. Stanowić to może w przyszłości istotny czynnik ograniczający stosowanie tej metody Selektywna redukcja katalityczna (SCR) W wysokiej temperaturze amoniak NH3 (lub jego wodny roztwór) reaguje z tlenkami azotu. Produktami tej reakcji jest azot elementarny N2 oraz para wodna H2O. Dzięki zastosowaniu katalizatora zawierającego metale szlachetne (Pt, Pd, Rh) i/lub tlenki metali przejściowych (V2O5, TiO2, MoO3) możliwa jest reakcja w temperaturze spalin między 250 C do 400 C oraz uzyskanie stopnia redukcji do 95%. Spaliny kierowane na katalizator muszą być odpylone oraz wolne od związków zawierających Na2, K2 oraz Pb, HCl, As. Poniżej przedstawiono 2 główne reakcje jakie zachodzą w tym procesie: W skład kompletnego system SCR wchodzą: - katalizator zabudowany w kanale spalin, podlegający wymianie co kilka lat, - wentylator pomocniczy, - system dysz wtryskujących czynnik do spalin, - zbiornik czynnika wraz ze stacją rozładowczą cysterny, 96

97 - układ rurociągów doprowadzających czynnik do kanału spalin, - opomiarowanie kanału spalin, rozdziału czynnika oraz układ sterujący. spaliny zawierające NO x wlot czynnika Rysunek 32 Zabudowa katalizatora w kanale spalin Rysunek 33 Schemat instalacji SCR System SCR wymaga modyfikacji istniejącego kanału spalin dla zabudowy warstw katalizatora, zabudowy dysz wtryskowych czynnika (amoniak) do spalin. Należy również uwzględnić odpowiednią odległość między dyszami a katalizatorem w celu uzyskania wymaganego stopnia wymieszania czynnika ze spalinami. Dodatkowo należy przewidzieć 97

98 zabudowę zbiornika amoniaku wraz z instalacją rozładunku z cysterny, układu pompowego, układu z instalacją dozowania czynnika do kanału spalin. Układ sterowania systemem SCR musi zostać uwzględniony w logice sterowania kotła. Kompletna dostawa systemu SCR obejmuje również kompletną dokumentację projektową wraz z analizą CFD rozpływu reagenta przed katalizatorem. Skuteczność redukcji NOx przez SCR zależy od stosowanego katalizatora i początkowego stężenia NOx. Praktyczny zakres redukcji mieści się w granicach 70-95% Ryzyka w stosowaniu SCR Jednym z głównych ryzyk przy stosowaniu tej metody jest wymóg ustalenia warunków pracy kotła zapewniający iniekcję reagenta w oknie temperaturowym w przedziale 250 C do 400 C dla zapewnienia optymalnych warunków reakcji. Wymagana jest kontrola paliwa pod kątem zawartości substancji dezaktywujących katalizator, takich jak: sód, potas, arsen, chlor. Istotny dla użytkownika będzie również wzrastający poziom cen katalizatora, ze względu na zastosowane metale szlachetne. Katalizator podlega wymianie co kilka lat - częstotliwość tej wymiany zależy od jakości spalin. 9.5 Podsumowanie Metody pierwotne powinny być stosowane jako podstawowe, ze względu na korzystną relację wielkości redukcji emisji tlenków azotu do kosztów inwestycyjnych i niskich lub wręcz zerowych kosztów eksploatacyjnych, w zależności od zastosowanych metod. Wymagają jednak zaawansowanych systemów kontroli i sterowania procesem spalania oraz stwarzają ryzyko zwiększenia skali niekorzystnych zjawisk niecałkowitego i niezupełnego spalania, takich jak: wzrost spalania niecałkowitego przejawiający się wzrostem zawartości części palnych w popiele lotnym i żużlu, wzrost stężenia CO w spalinach, wzrost zagrożenia ekranów korozją niskotlenową w obszarach występowania atmosfery redukcyjnej, wzrost szlakowania dolnych stref ekranów bocznych, sklepień przedniego i tylnego. Ryzyko wystąpienia powyższych zjawisk można ograniczyć przyjęciem właściwych założeń procesowych i konstrukcyjnych, uwzględniających możliwie szeroki zakres warunków eksploatacyjnych oraz zaawansowaną kontrolą procesu spalania. 98

99 Wybór metod pierwotnych, które są bezpośrednio związane z kształtowaniem procesu spalania powinien być poprzedzony działaniami zmierzającymi do optymalizacji, w standardowych warunkach eksploatacyjnych kotła, determinowanych jego cechami konstrukcyjnymi. W sytuacji poprawnego procesu spalania możliwe jest uzyskanie maksymalnego, stabilnego efektu ograniczania powstawania tlenków azotu. Zapewnia to mniejszy stopień ich redukcji metodami wtórnymi, ponieważ możliwe jest uzyskanie ograniczenia emisji NOx metodami pierwotnymi nawet o kilkadziesiąt procent. Wielkość uzyskanego efektu jest zależna od szeregu czynników: zawartości azotu w paliwie, stopnia możliwości kontrolowania procesu spalania, rozwiązań technologicznych pojedynczych metod pierwotnych lub ich kombinacji. W drugim przypadku duże znaczenie ma wzajemne dostosowanie poszczególnych metod w taki sposób, aby wytworzyć efekt ich synergii, a co najmniej nie dopuścić do niekorzystnych interakcji między poszczególnymi metodami. Przy projektowaniu tych metod należy również uwzględnić wpływ planowanej do zastosowania metody wtórnej, która w różnym stopniu może oddziaływać na efekt uzyskiwany metodami pierwotnymi (SNCR lub pozostałe techniki usuwania zanieczyszczeń gazowych). Podstawowym elementem przygotowania kotła jest właściwa dystrybucja powietrza podmuchowego, podrusztowego, zarówno w zakresie doprowadzenia go w ilości zapewniającej poprawne spalanie, jak również jego równy przepływ przez szczeliny międzyrusztowe na całej szerokości rusztu. Zapewniając warunki równej i kontrolowanej penetracji powietrza na całej szerokości rusztu przez warstwę paliwa w różnych fazach spalania, można w pełni uzyskać efekty właściwie dobranych i zaprojektowanych metod pierwotnych. W przypadku kombinacji tych metod, korzystnie jest wprowadzać je kolejno i oceniać po każdym etapie ich efekty pomiarami. Pozwoli to na optymalizację aplikowanych rozwiązań, a jednocześnie pozwoli na uzyskanie informacji o ich wpływie na zapobieganie powstawaniu NOx. Ograniczenie powstawania tlenków azotu wpływa na zmniejszenie stopnia redukcji tlenków azotu metodą wtórną, do wymaganego poziomu. Skutkuje to niższymi nakładami na budowę instalacji i mniejszymi kosztami reagenta. Dodatkowym efektem jest ustabilizowanie warunków w oknie temperaturowym właściwym dla przyjętej technologii, co zapewnia optymalne warunki dla reakcji redukujących, a tym samym ogranicza możliwość niekontrolowanej emisji nieprzereagowanego amoniaku lub wtórnego powstawania tlenków azotu z reagentów. Dobór metody redukcji NOx powinien być dostosowany indywidualnie 99

100 dla każdego kotła. Poniżej przedstawiono emisję tlenków azotu z dwóch kotłów OR 10 pracujących w podobnych reżimach eksploatacyjnych ale o różnej konstrukcji. Stężenia NO x przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz zawartość tlenu w trakcie 500 pomiarów ,00 12,00 NOx [mg/nm3 przy O 2 =6%] NOx O2 [%] 10,00 8,00 6,00 4, ,00 12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12 czas O 2 [%] Wykres 11 Emisja z kotła OR 10 nr 4 w technologii ścian szczelnych Stężenie NOx [mg/um3], CO/10[mg/um3] nox co o Pomiar tlenu w spalinach [%] Wykres 12 Emisja z kotła OR 10 w technologii obmurza typu ciężkiego Powyższe wykresy wskazują na duży wpływ głównych cech konstrukcyjnych paleniska na poziom emisji bez uwzględniania metod pierwotnych Rekomendowane postępowanie przy aplikacji metod ograniczania emisji Wdrażanie zmian konstrukcyjnych w palenisku i instalacjach towarzyszących ogólnie traktowanych jako metody pierwotne redukcji tlenków azotu jest uzasadnione po wcześniejszym wprowadzeniu zmian konstrukcyjnych paleniska mających istotny wpływ na organizację spalania zmniejszenia dysproporcji rozdziału powietrza podrusztowego w poszczególnych strefach podmuchowych, zmniejszenia dysproporcji parametrów lewego 100

101 i prawego ciągu spalin, zapewnieniu jak najwyższej szczelności traktu spalin i zweryfikowaniu procedur regulacyjnych AKPiA kotła. Po aplikacji każdej z metod realizowanych w przedstawionej kolejności uzasadnione jest sprawdzanie poziomu emisji i podjęcie decyzji o aplikacji kolejnej metody, po porównaniu z ustalonym w pozwoleniu zintegrowanym poziomie. Wstępnie można założyć, że ustalony w pozwoleniu zintegrowanym dopuszczalne poziomy emisji NOx będą ustalone w wysokości górnego poziomu BAT-AEL, tj 270 mg/mu 3 średnia roczna i 330 mg/mu 3 - średnia dzienna. Biorąc pod uwagę wyniki pomiarów emisji kotła nr 2 w warunkach standardowo prowadzonej eksploatacji i przy znacznie nierównomiernym rozkładzie podmuchowego powietrza podrusztowego w polach pokładu rusztowego nad poszczególnymi strefami powodującego nierównomierną koncentrację tlenu, szczególnie w strefie spalania oraz piki temperaturowe, można założyć, że wyeliminowanie tej wady w połączeniu z metodami pierwotnymi: recyrkulacją spalin, stratyfikacją powietrza do spalania, stosowaniem paliwa o niskiej kontrolą zawartości azotu i zaawansowanej kontroli procesu spalania znacząco wpłynie na ograniczenie powstawania NOx. Zastosowanie dodatkowo metody wtórnej SNCR pozwoli na możliwość dodatkowej redukcji emisji tlenków azotu w przypadku nieuzyskania wystarczającego efektu metodami pierwotnymi lub jako instalację interwencyjną w przypadku okresowego przekraczania dopuszczalnych poziomów dobowych w wyniku zmian jakości paliwa lub niewłaściwej pracy któregokolwiek urządzenia bądź instalacji wpływającej na organizację procesu spalania. Decyzja o aplikacji SNCR powinna być podjęta po testach instalacji zintegrowanego odsiarczania i odpylania spalin. Istotnym jest możliwość połączenia dwóch systemów: odsiarczania i odazotowania wykorzystując surowy wodorowęglan sodu zawierający związki amonowe. Może on brać jednocześnie udział w procesie odsiarczania i redukcji tlenków azotu ze spalin kotłowych. Węglan sodu reaguje z gazami o charakterze kwasowym, np. z SO2. Obecność związków amonowych przyczynia się do zmniejszenia stężenia NOx w spalinach. Najwyższą skuteczność redukcji tlenków azotu i siarki ze spalin (48%) uzyskuje się przy stosunku masowym Na/S 3,0. Reakcja przebiega częściowo w trakcie przepływu spalin, a częściowo na powierzchni filtra workowego. 101

102 10. Odpylanie Odpylanie polega na oczyszczaniu gazów spalinowych ze stałych cząstek. Przy obecnych wymaganiach wynikających z konkluzji BAT stosowane są 2 podstawowe technologie: elektrofiltr, filtr tkaninowy Odpylacze elektrostatyczne Elektrofiltr jest urządzeniem wykorzystującym zjawiska elektrostatyczne do odpylania gazów. Proces odpylania odbywa się w przestrzeni pomiędzy dwiema elektrodami, przez którą przepływa strumień odpylanego gazu. Zasada działania elektrofiltru oparta jest na wpływie jaki wywiera jednokierunkowe pole elektryczne na swobodne ładunki elektryczne. Rysunek 34 Schemat elektrofiltru Zanieczyszczony gaz wprowadza się do komory między elektrodą ulotową, a elektrodą zbiorczą. Między uziemioną elektrodą zbiorczą a elektrodą ulotową, podłączoną do ujemnego bieguna źródła prądu wysokiego napięcia (do 100 kv), wytwarza się silne jednokierunkowe pole elektryczne. Po przekroczeniu krytycznej wartości napięcia (ok. 30 kv) przyłożonego na elektrody ulotowe, przy ich powierzchni powstaje zjawisko ulotu będące źródłem elektronów. Elektrony, poruszając się do elektrod przeciwnej biegunowości (elektrod zbiorczych), powodują jonizację gazu w przestrzeni międzyelektrodowej. Jony zderzając się z napotkanymi cząstkami pyłu lub przez dyfuzję powodują ich ładowanie. Pod 102

103 działaniem sił pola elektrycznego ujemnie naładowane cząstki osiadają na uziemionej elektrodzie zbiorczej, oddając pozyskany ładunek elektryczny. Na wskutek działania siły ciężkości, lub drgań mechanicznych wywołanych działaniem strzepywaczy opadają do leja zbiorczego. Wyposażenie komory elektrofiltru zależy od jego typu. W elektrofiltrach typu suchego wyposażenie komory elektrofiltru stanowią: zespół elektrod ulotowych zespół elektrod zbiorczych zawieszenie elektrod strzepywacze elektrod zbiorczych i ulotowych oraz ich napędy. W górnej części komory zlokalizowane są izolatory wysokiego napięcia, w dolnej części znajdują się leje zsypowe. Komora posadowiona na konstrukcji wsporczej poprzez system łożysk, umożliwiających przemieszczanie po rozszerzeniu pod wpływem temperatury. W elektrofiltrach typu mokrego dodatkowe wyposażenie komory stanowią urządzenia nawilżające, urządzenia spłukujące. Konstrukcja wielostrefowa elektrofiltru umożliwia wyposażenie poszczególnych stref odpylania w odrębne zespoły zasilające. Przy odrębnym zasilaniu poszczególnych stref odpylania, wysokość napięcia zasilającego można w kolejnych strefach lepiej dostosować do występujących w nich warunków gazowo-pyłowych i tym samym uzyskać wyższą skuteczność odpylania niż przy zasilaniu całego elektrofiltru z jednego źródła wysokiego napięcia. Podział elektrofiltru na większą liczbę niezależnie zasilanych obszarów odpylania, bliżej odwzorowuje rzeczywistą wartość napięcia przebicia, co w konsekwencji pozwala na osiągnięcie większych skuteczności odpylania Czynniki wpływające na proces odpylania: Ziarnistość pyłu Dobór odpowiedniego typu odpylacza przeprowadzany jest głównie w zależności od charakterystyki pyłu. Istotne jest, oprócz stężenia pyłów w gazach, skład frakcyjny i chemiczny z uwagi na selektywność elektrofiltru w zakresie odpylania najdrobniejszych frakcji pyłowych. Typowy zakres spotykanych składów frakcyjnych pyłów z węgla kamiennego spalanego w kotłach pyłowych przedstawia rysunek poniżej. 103

104 Rysunek 35 Typowe frakcje pyłu z kotła pyłowego opalanym węglem kamiennym Prędkość przepływu Sprawność elektrofiltru zależna jest od prędkości przepływu gazu przez elektrofiltr. Stosowane w elektrofiltrach prędkości przepływu to 0,4 do 2,5 m/s, zależnie od rodzaju układu gazowo pyłowego i żądanej skuteczności odpylania. Prędkość przepływu gazu musi być mniejsza od prędkości porywanego pyłu. W praktyce za równomierny uważa się taki przepływ, w którym różnice prędkości w poszczególnych punktach przekroju pola elektrycznego nie przekraczają %, przy spadku ciśnienia Pa. Oporność elektryczna Oporność elektryczna pyłu ma wpływ na przebieg procesu odpylania w elektrofiltrze. Wysoka oporność elektryczna pyłu powoduje dławienie ulotu elektrody i wpływa bardzo niekorzystnie na gęstość prądu w elektrofiltrze, powodując ulot wsteczny i obniżenie skuteczności odpylania. Korzystny w procesie odpylania elektrostatycznego zakres oporności właściwej pyłu mieści się w granicach od 10 4 do m. Temperatura i wilgotność Oporność elektryczna pyłu oraz wytrzymałość elektryczna gazu na przebicie zmieniają się w zależności od temperatury i wilgotności gazu. Należy również wziąć pod uwagę temperaturę punktu rosy spalin. Kondycjonowanie spalin Kondycjonowanie spalin ma na celu podwyższenie skuteczności odpylania poprzez zmianę rezystywności cząstek pyłu. Najczęściej stosowanym rozwiązaniem technicznym 104

105 kondycjonowania spalin jest aplikacja gazowego SO3 do kanałów spalin za podgrzewaczem powietrza. Instalacje charakteryzują się zwartą budową, pełną automatyzacją ruchu i odstawiania oraz samoczynną regulacją wydajności. Przy dawce SO ppm możliwa jest redukcja emisji pyłu w zakresie 60 90%. Wymusza to lokalizację instalacji elektrofiltru przed instalacją odsiarczania spalin Filtracja Proces osadzania rozdrobnionej fazy stałej w medium porowatym (model zderzenia nieelastycznego ziarno, które zetknie się pojedynczym włóknem uznaje się za odseparowane od gazu). Sposób działania filtrów tkaninowych: zapylony gaz wprowadzany jest w dolnej części komory w ten sposób, że wymusza się gwałtowną zmianę kierunku jego przepływu. Na skutek efektu bezwładnościowego większe ziarna pyłu już usuwane są do zbiornika pyłu. Drobniejsze frakcje pyłu osiadają na powierzchni a bardzo drobne wewnątrz struktury filtracyjnej. Nagromadzony pył jest okresowo usuwany ze struktury na skutek jej odkształceń wywołanych mechanicznie lub pneumatycznie. Właściwości struktury filtracyjnej w dużej mierze są pochodną własności włókien: naturalne, sztuczne, szklane silikonowane, mineralne, elektretowe (dielektryki, które przez pewien czas utrzymują stan naelektryzowania i wytwarzają pole elektryczne w swoim otoczeniu), typu Spun naładowana unipolarnie warstwa bardzo cienkich włókien poliwęglanowych umieszczona pomiędzy warstwami włókien polipropylenowych, typu Split pojedyncza warstwa dipolarnie naładowanych włókien polipropelynowych. Dobre materiały filtracyjne powinny charakteryzować się: wysoką wytrzymałością mechaniczną zwłaszcza w zakresie odporności na zerwanie i na ścieranie (tergal) - wydłuża to okres użytkowania materiału filtracyjnego podwyższając średnią eksploatacyjną skuteczność odpylania, odpowiednią odpornością chemiczną na działanie agresywnych związków chemicznych teflon, odpornością na wilgoć (nie powinny być higroskopijne, pęcznieć pod wpływem wody 105

106 ani zmieniać własności wytrzymałościowych) - włókna szklane, teflon, niskimi oporami przepływu, wysoką skutecznością przechwytywania ziaren pyłu Dobór powierzchni filtracyjnej Powierzchnia filtracyjna jest parametrem wpływającym bezpośrednio na: koszty inwestycyjne (wielkość odpylacza i koszt zakupu materiału filtracyjnego), koszty eksploatacyjne (koszt wymiany i utylizacji materiału filtracyjnego). Przy określaniu powierzchni filtracyjnej korzysta się ze wskaźnika wyrażającego stosunek strumienia objętości gazu do powierzchni filtracyjnej: obciążenie gazowe powierzchni filtracyjnej, prędkość filtracji, gęstość strumienia filtracji. Wartości te należy traktować orientacyjnie, ponieważ wielkość powierzchni filtracyjnej przy określonym strumieniu objętości gazu zapylonego zależy od: stężenia pyłu w gazie, wilgotności pyłu (suchy, wilgotny), składu ziarnowego pyłu, innych własności pyłu takich jak np. skłonność do koagulacji, spójność, itp., rodzaju materiału filtracyjnego (przepuszczalność), zastosowanego systemu regeneracji materiału. Rysunek 36 Nomogram doboru materiału filtracyjnego 106

107 Odpylanie gazów silnie zapylonych pyłami o własnościach koagulacyjnych oraz lub temperaturze bliskiej temperaturze punktu rosy dla wody lub kwasu należy poprzedzić dokładną analizą procesu i dobranego materiału Metody regeneracji struktur filtracyjnych Od sposobu i stopnia oczyszczenia materiału filtracyjnego zależą opory przepływu gazu i trwałość materiału - w efekcie skuteczność odpylania oraz jego koszty. Szybkie i głębokie oczyszczenie struktury filtracyjnej umożliwia bowiem zastosowanie większych prędkości filtracji, czyli zmniejszenie powierzchni filtracyjnej. W nowoczesnych konstrukcjach stosuje się metody pneumatyczne polegające na wykorzystaniu fali uderzeniowej sprężonego powietrza. Zapylony gaz przepływa od zewnątrz do wnętrza worka. Naprzeciw wylotu gazu z worków umieszczone są wysokociśnieniowe dysze podające powietrze o ciśnieniu 4-6 bar. Regeneracja dokonuje się poprzez krótkotrwały (0,1-0,2 s) impuls powietrza wypływającego z dyszy z bardzo dużą prędkością. Impuls ten powoduje równoczesne iniekcyjne zassanie części odpylonego gazu ponownie do worka i nagły wzrost ciśnienia wewnątrz worka. Worek ulega odkształceniu. To gwałtowne odkształcenie worka połączone z przedmuchem gazu powoduje usunięcie warstwy pyłu. Dobór metody regeneracji i częstotliwości jej stosowania należy uwarunkować skutecznością procesu odsiarczania. Rysunek 37 Zmiany skuteczności odpylania i oporów filtracji P w regenerowanych warstwach filtracyjnych 107

108 Rysunek 38 Porównanie budowy filtrów workowych w układzie poziomym i pionowym Pionowe filtry workowe Pionowe filtry workowe stanowią linię tradycyjnych odpylaczy z workami mocowanymi w układzie pionowym. Charakteryzują się możliwością oczyszczenia znacznych ilości gazów nawet powyżej m 3 /h. Czysty gaz przechodzi do wnętrza worka, skąd poprzez komorę czystą filtra wyprowadzany jest na zewnątrz urządzenia. Odseparowane pyły spadają do leja zsypowego filtra, skąd poprzez różnego rodzaju układy odbiorowe odprowadzane są na zewnątrz. W celu wstępnego odseparowania części pyłu (grubsze frakcje, cząstki ścierne lub żarzące się) przed filtrami stosujemy odpylacze mechaniczne jako pierwszy stopień filtracji lub wykorzystujemy część komory brudnej filtra w roli wstępnej komory separacyjnej. Gabaryty instalacji z zastosowaniem filtrów pionowych są znacznie większe niż instalacji z filtrami poziomymi. Powierzchnia zabudowy dla niektórych aplikacji z długimi workami może jednak okazać się mniejsza niż dla filtrów z workami poziomymi, ze względu na możliwość wykorzystania długich worków (nawet do 10 m). Wykorzystywane są w nich standardowo worki okrągłe o średnicy 130, 150 lub 160 mm o długościach od 2 do 7 m. W pionowych filtrach workowych wlot gazu znajduje się w dolnej części komory filtra, a wylot w części górnej. Obie części oddzielone są ścianą sitową, w której mocowane są worki filtracyjne. Stosowane jest mocowanie za pomocą pierścienia rozprężnego. 108

109 Bardzo ważnym elementem w pracy całego filtra jest tzw. układ regeneracji. Jest to oczyszczanie worków filtracyjnych z osiadłego na nich pyłu podczas procesu filtracji. Medium czyszczącym worki jest sprężone powietrze. Możliwe są następujące systemy regeneracji: system on-line (regeneracja podczas normalnej pracy filtra) - najtańszy i szeroko stosowanym dla większości pyłów, system off-line (regeneracja worków w komorze całkowicie odciętej od normalnej pracy filtra, odcinanie następuje sekwencyjnie) - dla pyłów trudnych do usunięcia z powierzchni worka oraz w przypadku konieczności pracy filtra non-stop. Prace konserwacyjne, wymiana worków, itp. są prowadzone na odciętej komorze w czasie gdy reszta filtra pracuje. Wadą systemu jest konieczność budowy filtra powiększonego o jedną komorę - na czas regeneracji jedna komora jest wyłączona z pracy Poziome filtry workowe Poziome filtry workowe działają w oparciu o sprawdzoną i najbardziej skuteczną metodę filtracji. Zanieczyszczony gaz doprowadzany jest do górnej części filtra tzw. czopucha filtra. Następuje w nim ustabilizowanie i rozprowadzenie strugi gazu do poziomu, który zapewnia równomierne wykorzystanie całej powierzchni filtracyjnej. Separacja pyłów ze strugi gazów, odbywa się na zewnętrznej powierzchni worka filtracyjnego. Czysty gaz przechodzi do wnętrza worka, skąd poprzez komorę czystą filtra przechodzi na zewnątrz urządzenia. Odseparowane pyły opadają do leja zsypowego filtra. W celu wstępnego odseparowania części pyłu (grubsze frakcje), stosuje się zintegrowane komory wstępne. Wpływa to na ochronę worków filtracyjnych, w których odbywa się końcowy etap oczyszczania gazów. Zalety systemu takiej budowy: kierunek opadania pyłów do leja zsypowego taki sam jak kierunek przepływu gazu przez filtr ma zasadniczy wpływ na żywotność worków filtracyjnych, zużycie sprężonego powietrza, koszty eksploatacji, a także opory przepływu przez urządzenie, zapewnienie prawidłowego i stabilnego rozkładu worków w komorze filtracyjnej, stosowanie krótkich worków zapewnia doskonałą regenerację na całej ich długości, poziome ułożenie dwustronnie podpartych worków redukuje obciążenie włókniny wywołane ciężarem placka filtracyjnego na powierzchni materiału filtracyjnego - przedłużenie trwałości worków o około 300% w stosunku do układów pionowych. 109

110 W filtrach poziomych może być zastosowany układ regeneracji sprężonym powietrzem, pracujący w systemie on-line lub off-line z odcinanymi na czas regeneracji rzędami worków filtracyjnych bądź zamykanymi całymi sekcjami filtra. Układ regeneracji w systemie off-line z zamykanymi sekcjami filtra umożliwia całkowite odcięcie komór filtracyjnych od przepływu gazów w czasie regeneracji materiału filtracyjnego. Filtry te podzielone są na niezależne pojedyncze sekcje, z których każda posiada własny lej zsypowy z oddzielnym zamknięciem. Takie rozwiązanie pozwala na usunięcie z powierzchni worków filtracyjnych nawet najbardziej trudnych do regeneracji pyłów. Tego typu system separacji sekcji filtra daje możliwość przeprowadzenia przeglądów czy napraw w trakcie pracy, bez konieczności wyłączania urządzenia Synergia z technikami oczyszczania spalin W przypadku zastosowań metod redukcji zanieczyszczeń gazowych połączonych z jednoczesnym odpylaniem zalecane jest stosowanie worków w układzie poziomym. Spowodowane to jest tworzeniem się "placka filtracyjnego" który zwiększa prawdopodobieństwo kontaktu reagenta z cząsteczkami gazu podlegającego redukcji. Dotyczy to głównie tlenków siarki. W przypadku stosowania recyrkulacji spalin emisja pyłu z paleniska kotłów rusztowych jest niższa, co w przypadku stosowania suchych metod odsiarczania znacznie obniża obciążenie pyłem powierzchni filtracyjnych. Wpływ recyrkulacji spalin na emisję pyłu z paleniska ilustruje poniższy rysunek. Rysunek 39 Wpływ techniki recyrkulacji na obniżenie emisji pyłu w kotłach rusztowych Dodatkowo, prowadzone są obecnie badania nad zwiększeniem skuteczności usuwania rtęci w elektrofiltrach. 110

111 11. Odsiarczanie spalin Wprowadzenie teoretyczne - mechanizmy tworzenia SOx Siarka jest integralnym składnikiem węgla, wchodzącym w skład substancji organicznej i mineralnej paliwa. Występuje w trzech formach: organicznej, nieorganicznej i elementarnej. Całkowita zawartość masowa w węglu może osiągać wartość 3%. W występujących w Polsce węglach siarka organiczna stanowi 28-55% siarki całkowitej, a nieorganiczna występująca głównie w postaci pirytu i markazytu w granicach 45-72% siarki całkowitej. Zawartość organicznych form siarki powiązana jest z zawartością pirytu - im mniejszy jest jego udział tym niższa jest ich zawartość. Udział siarki w określonych połączeniach organicznych zależy od stopnia uwęglenia. W procesie spalania związki siarki są termicznie niestabilne - wiązania S-S i S-C łatwo ulęgają rozerwaniu i tworzą w atmosferze utleniającej tlenki siarki. W przypadku stechiometrycznego spalania, zależność zawartości dwutlenku siarki w spalinach, od zawartości siarki w węglu można oszacować uproszczonym wzorem: 510 x zawartość siarki w paliwie. Ilość powstających tlenków siarki zależna jest od: zawartości siarki w paliwie, temperatury procesu spalania, współczynnika konwersji siarki do SO 2, stosunku nadmiaru powietrza. Siarka w węglach głównie występuje w trzech grupach związków: w pirycie (FeS2), w związkach organicznych i nieznacznych ilościach w siarczanach (CaSO4, FeSO4, NaSO4, K2SO4). W procesie spalania z nadmiarem powietrza siarka ulega utlenieniu do dwutlenku siarki SO2 według równania: S + O = SO 2 Podczas nagrzewania węgla związki siarki ulegają rozkładowi. Podstawowe reakcje rozkładu związków siarki zawartych w substancji mineralnej przedstawiają kolejne równania: Piryt FeS 2 2FeS 2 +11/2O 2 Fe 2 O 3 + 4SO 2 111

112 Siarczany CaSO 4 MgSO 4 Fe(SO 4 ) 3 CaSO 4 CaO + SO 3 MgSO 4 MgO + SO 3 Fe(SO 4 ) 3 Fe 2 O 3 + 3SO 3 Siarka organiczna jest wyzwalana w rezultacie złożonych reakcji, głównie w formie dwutlenku siarki SO2. W czasie spalania węgla konwersja siarki do tlenków siarki dochodzi do 90 95%. Reszta siarki pozostaje w popiele i jest zatrzymywana w kotle poprzez związanie jej przez CaO zawarte w paliwie. Proces powstawania SO3 przebiega według reakcji: SO2 + 1/2 O2 = SO3 Ze względu na charakter reakcji prowadzących do powstawania tlenków siarki nie jest możliwe stosowanie metod ograniczających ich powstawanie podczas procesu spalania. Rysunek 40 Związki siarki występujące w węglu Znajomość procesów powstawania SO2 i SO3 umożliwia właściwy dobór sposobu ich usuwania w palenisku (metoda wiązania SO2 lub w strumieniu spalin metodami sucha, półsuchą lub mokrą ) poprzez zastosowanie związków pierwiastków alkalicznych. Powszechnie stosowane są związki wapnia odpowiednio do metod: kamień wapienny (CaCO3), dolomit (CaCO3+MgCO3), 112

113 wapno hydratyzowane (Ca(OH)2), wodny roztwór Ca(OH)2), wodny roztwór CaCO. Identyfikacja związków siarki umożliwia dobór działań w celu optymalizacji warunków procesowych. Podczas spalania węgla w wysokich temperaturach (ok C) prawie cała siarka zawarta w węglu przechodzi do spalin głównie jako SO 2 i częściowo SO Odsiarczanie spalin kotłowych. Poniższy diagram ukazuje możliwe technologie odsiarczania według kryterium katalizatora. Jednak ze względu na praktyczne i ekonomicznie uzasadnione zastosowanie w kotłach rusztowych opisane będą tylko wybrane metody. ` Metody odsiarczania spalin metody katalityczne metody niekatalityczne Wellman Lord półsuche mokre suche Bergabau Forschung dodawanie sorbentu wapienno gipsowa dodawanie sorbentu DESONOX rozpylanie adsorbera z użyciem wodorotlenku wapnia z uciem amoniaku alkaliczna inne (np. użycie wody morskiej) Rysunek 41 Zestawienie metod oczyszczania spalin 113

114 Metody mokre: - wapienne polegają na przemywaniu spalin wodną zawiesiną naturalnych minerałów - takich jak wapień, dolomit, kreda, zawierających węglany wapnia i magnezu. W trakcie przepływu spalin przez kolumny absorpcyjne następuje wiązanie SO 2 i SO 3 przez węglany z utworzeniem siarczynów i siarczanów wapnia i magnezu, a także częściowo gipsu: CaCO 3 + SO 2 CaSO 3 + CO 2 ; MgCO 3 + SO 2 MgSO 3 + CO 2 - wapniowe w metodzie tej stosuje się do przemywania spalin wodną zawiesinę wapna palonego (CaO) lub hydratyzowanego [Ca(OH) 2 ], przy czym prowadzi się wymuszone utlenianie w węźle sorpcji co pozwala na uzyskiwanie produktu o wysokiej zawartości gipsu (CaSO 4 2H 2 O): CaO + SO 2 CaSO O 2 + 2H 2 O CaSO 4 2H 2 O Ca(OH) 2 + SO O 2 + H 2 O CaSO 4 2H 2 O - sodowe w których stosuje się wodny roztwór węglanu sodowego, w którym w wyniku reakcji dwutlenku siarki z węglanem sodowym tworzy się kwaśny siarczyn sodu: 2SO 2 + Na 2 CO 3 + H 2 O 2NaHSO 3 + CO 2 - magnezytowe są metodami regeneracyjnymi i polegają na absorpcji SO 2 w wodnej zawiesinie tlenku magnezowego: MgO + SO 2 MgSO 3 ; MgSO O 2 MgSO 4 - dwualkaliczne, charakteryzujące się tym, że do absorpcji SO 2 ze spalin stosuje się wodny roztwór siarczynu sodu i wodorotlenku sodu, według reakcji: Na 2 SO 3 + NaOH + SO O 2 Na 2 SO 4 + NaHSO Metody półsuche - zasada metody polega na wprowadzeniu (rozpylaniu) do gorących spalin zawiesiny lub roztworu alkalicznego reagującego z tlenkami siarki. Najczęściej stosuje się mleczko wapienne: 114

115 Ca(OH) 2 + SO 2 CaSO 3 + H 2 O; Ca(OH) 2 + SO 3 CaSO 4 + H 2 O Ca(OH) 2 + SO 3 + H 2 O CaSO 4 2H 2 O Metody suche: - metoda suchych addytywów polega na dozowaniu sorbentu (addytywu) bezpośrednio do węgla, albo na wprowadzaniu rozdrobnionego sorbentu do wysokotemperaturowej strefy komory paleniskowej za pomocą odrębnego układu dysz. Jako sorbenty mogą być stosowane naturalne minerały takie jak wapień - CaCO 3, dolomit (CaCO 3 + MgCO 3 ) i kreda - CaCO 3, albo wapno palone - CaO, lub wapno hydratyzowane - Ca(OH) 2. Najczęściej stosuje się łatwo dostępny i tani wapień, który w temperaturze 900 C ulega rozkładowi do tlenku wapnia CaO i dwutlenku węgla CO 2. Tlenek wapnia wiąże tlenki siarki wg następujących reakcji chemicznych: CaO + SO o C CaSO 3 ; CaO + SO O o C CaSO 4 - adsorpcja na sorbentach węglowych metoda polega na adsorpcji SO 2 na aktywowanym koksie z węgla kamiennego i jednoczesnym utlenieniu w obecności tlenu i pary wodnej do kwasu siarkowego, który pozostaje zaadsorbowany na koksie. 2SO 2 + O 2 + 2H 2 O 120o C 2H 2 SO 4 - metoda wodorowęglanu sodu (NaHCO3) jest niezależny od wilgotności gazu spalinowego. Wodorowęglan sodu rozkłada się w gazach spalinowych w temperaturze około 140 C do węglanu sodu (Na2CO3), dwutlenku węgla (CO2) i pary wodnej (H2O). Gazowe produkty osadzania wodorowęglanu sodowego, cząsteczki CO2 i H2O pozostawiają szczeliny lub otwory w ziarnie cząstek reagenta, tworząc węglan sodu o wysokiej specyficznej powierzchni. Węglan sodu jest więc bardziej reaktywny niż zwykły wapno hydratyzowane. W porównaniu z wodorotlenkiem wapnia, który ma stechiometryczną wartość 2, wodorowęglan sodu ma tylko jedną wartość stechiometryczną odpowiadającą równoważności reakcji chemicznych. W przypadku wodorowęglanu sodu korzyść z większej pożądanej ilości dodatku jest kompensowana 115

116 wadą jego wartości stechiometrycznej, tak że nie ma zmniejszenia całkowitego zapotrzebowania na odczynniki Ogólne zasady odsiarczania Ogólną zasadą odsiarczania spalin jest takie przekształcenie SO₂, aby można było go łatwo usunąć ze spalin i układu oczyszczania. Wszystkie obecne technologie usuwania są oparte na absorpcji lub adsorpcji. Absorpcja oznacza, że gaz spalinowy jest zmieszany z dodatkami, które reagują z gazami zanieczyszczającymi i przekształcają je w produkty nie zanieczyszczające, podczas gdy w procesach adsorpcyjnych cząsteczki zanieczyszczeń przylegają do powierzchni adsorbentów Proces mokry Gazy spalinowe są w bezpośrednim kontakcie z roztworem wodnym czynnika wiążącego. Zaletą tego procesu jest wysoka wydajność. Wadą jest obniżenie temperatury gazów, które muszą być ponownie podgrzane. Oznacza to dodatkowy koszt inwestycyjny. Odpady z mokrej instalacji odsiarczania spalin powstają w absorberze jako osad, który jest głównie mieszaniną siarczynów i siarczanów wapnia. Jest on poddawany intensywnemu natlenianiu w celu zamiany siarczynów na siarczany wapnia, które po odwodnieniu do wilgotności poniżej 10 % przyjmują postać gipsu dwuwodnego. Może on być użyty jako surowiec do produkcji spoiwa gipsowego. Występuje problem chlorków, siarczanów i azotu w ściekach. Dodatkowo, brak komercyjnie pewnych technik usuwania tych zanieczyszczeń. O ile wymagania nie będą złagodzone prawdopodobnie trzeba będzie odparować ścieki z mokrych instalacji odsiarczania spalin. Parametr Jednostka Poziomy emisji związane z najlepszymi dostępnymi technikami BAT AELs, Średnia z próbek w ciągu roku Chlorki jako Cl [1] Siarczany jako SO 2 4 mg/l [2] Azot ogólny N 1-50 Częstotliwość pomiarów Pomiary okresowe raz na miesiąc 1 BAT AELs nie są mają zastosowania przy używaniu zasolonej wody np. wody morskiej dla instalacji mokrego odsiarczania spalin 2 Niższa granica zakresu osiągana w przypadku mieszania ścieków z mokrego oczyszczania spalin z innymi ściekami przed wprowadzeniem do odbiornika 116

117 Proces suchy W przypadku procesu suchego, temperatura gazów nie spada poniżej punktu rosy. Stosunkowo wysoka temperatura jest zaletą, ponieważ nie ma potrzeby podgrzewania spalin. Wadą tego procesu jest mniejsza skuteczność, konieczność instalowania dodatkowych urządzeń (np. elektrofiltry) oraz konieczność utylizacji odpadów stałych. Metoda ta polega na wdmuchiwaniu do spalin drobno zmielonego kamienia wapiennego lub mączki wapiennej. Kamień wapienny rozkłada się na CaO i CO 2 w wysokiej temperaturze panującej w komorze paleniskowej kotła. Tlenek wapnia wiąże dwutlenek i trójtlenek siarki na siarczyn i siarczan wapnia. Siarczyn i siarczan wapnia wraz z zanieczyszczeniami kamienia wapiennego lub mączki wapiennej są usuwane z odpylacza spalin razem z popiołem lotnym. Skuteczność procesu odsiarczania w tej metodzie jest zależna od stopnia rozdrobnienia addytywu, sposobu i miejsca jego wprowadzania do komory paleniskowej, czasu trwania reakcji oraz stosunku Ca/S tj. od nadmiaru wapnia wprowadzanego do spalin w stosunku do jego ilości niezbędnej do związania siarki zawartej w spalinach. Najprostszym sposobem jest dodawanie kamienia wapiennego do młynów węglowych, gdzie jest on mielony wraz z węglem i dostarczany do kotła. Skuteczność suchego odsiarczania wynosi: 20, 30, 40% przy stosunku Ca/S odpowiednio: 1,5; 2,5; 3,5. Rysunek 42 Przykład suchej instalacji odsiarczania 117

118 11.4. Porównanie metod Mocne strony Słabe strony METODA SUCHA METODA PÓŁSUCHA METODA MOKRA niskie koszty inwestycyjne elastyczność do zmian strumienia spalin łatwo osiągalna adsorpcja dioksan i furanów oraz Hg poprzez dodawanie węgla aktywnego. brak ścieków. duża pewność ruchowa prostota technologii i łatwość automatyzacji niski koszt sorbentu przeciętna skuteczność wyłapywania kwaśnych nieorg. składników spalin: wysokie zużycie reagentów. brak kontroli i regulacji rozprowadzania sorbentu w komorze paleniskowej przy zmiennych obciążeniach zanieczyszczenie powierzchni ogrzewalnych kotła wzrost unosu pyłu przed elektrofiltrem wysoka skuteczność wyłapywania kwaśnych nieorg. składników spalin: przeciętna elastyczność do zmian strumienia spalin łatwo osiągalna adsorpcja dioksan i furanów oraz Hg poprzez dodawanie węgla aktywnego. brak ścieków. suchy odpad mniejsze zużycie wody o 50 % prostota technologii i łatwość automatyzacji brak podgrzewu spalin wysokie zapotrzebowanie na sprężone powietrze duża ilość odpadów droższy sorbent niższa sprawność gorsze wykorzystanie sorbentu mała przydatność produktu odsiarczania wysoka skuteczność wyłapywania kwaśnych nieorg. składników elastyczność do zmian strumienia spalin wysoka sprawność niskie zużycie sorbentu wymywanie ze spalin związków chloru i fluoru odpad handlowy gips wysokie koszty inwestycyjne koszt dodatkowych instalacji procesowych. oczyszczalnia ścieków dodatkowy system usuwania Hg. konieczność podgrzewu spalin korozja materiałów w strefie mokrej duża powierzchnia zabudowy Tabela 6 Porównanie metod odsiarczania Dotychczas nie ma najlepszej metody odsiarczania spalin. Jest kilka dobrych metod, wdrożonych na dużą skalę, ale wybór powinien być poprzedzony szczegółową analizą techniczno-ekonomiczną uwzględniającą konkretne warunki. Należałoby również uwzględnić problem ograniczenia emisji tlenków azotu, gdyż w niektórych metodach odsiarczania istnieje również możliwość usunięcia części tych zanieczyszczeń. 12. Rekomendowane rozwiązanie technologiczne instalacji oczyszczania spalin W ostatnich latach zostały podjęte działania w kierunku obniżenia kosztów i uproszczenia instalacji oczyszczania spalin dedykowanych dla urządzeń spalania paliw, głównie dużych kotłów energetyki zawodowej. Ta tendencja jest wynikiem wprowadzania wymagań 118

119 głębokich redukcji zanieczyszczeń dla kotłów mniejszej mocy, stosowanych głównie w ciepłownictwie i energetyce przemysłowej. Stosowanie technologii sprawdzonych w dużych źródłach spalania o mocy kilkuset i więcej MW w kotłach rusztowych jest problematyczne ze względu na barierę kosztów inwestycyjnych. Dostosowując kotły rusztowe do zaostrzonych wymagań w zakresie emisji zanieczyszczeń należy ograniczyć obszar rozpatrywanych rozwiązań do prostszych technologicznie i wymagających niższych nakładów inwestycyjnych kosztownych niż powszechnie stosowanych dla dużych kotłów pyłowych. Usuwanie zanieczyszczeń gazowych w procesach absorpcji lub adsorpcji wymaga kontaktu cząsteczek gazów podlegających redukcji z sorbentem. W przypadku metod mokrych wymagających stosowania absorberów umożliwiających lepsze wymieszanie obu faz oraz stwarzających optymalne warunki przebiegu reakcji. Te czynniki decydują o wysokiej skuteczności metod mokrych i zużyciu absorbentu w ilości wynikającej ze stechiometrii reakcji. W metodach suchych i półsuchych (scrubbing) bez zastosowania reaktorów lub z reaktorami o uproszczonej konstrukcji, warunki przebiegu reakcji w obszarze podawania sorbentu nie zawsze są optymalne. W metodach suchych szczególne znaczenie ma prawdopodobieństwo kontaktu cząsteczki gazu z ziarnem adsorbentu, które jest zdecydowanie niższe niż w metodach mokrych. Stężenia obu faz: redukowanego gazu i adsorbentu są bardzo małe, co bardzo ogranicza prawdopobieństwo kontaktu ich cząsteczek. Powoduje to stosunkowo niską skuteczność redukcji gazowych zanieczyszczeń i wpływa na, w przybliżeniu wprost proporcjonalną, zależność skuteczności od ilości podanego sorbentu. Dla uzyskania oczekiwanej skuteczności zwiększa się ilość sorbentu 3-4 krotnie w stosunku do ilości wynikającej ze stechiometrii oczekiwanej reakcji chemicznej. Pozostaje wówczas duża ilość nieprzereagowanego sorbentu obciążającego układ odpylania, jednocześnie powodując wzrost kosztów eksploatacyjnych i w przypadku zastosowania częściowej recyrkulacji sorbentu wymaga rozbudowy instalacji oczyszczania spalin. Metodami wpływającymi na poprawę skuteczności metod adsorpcyjnych jest zwiększenie burzliwości przepływu faz gazowej i stałej. Takie warunki mogą być stworzone poprzez intensywne wymieszanie adsorbatu i adsorbentu, jednak w tym przypadku czynnikiem decydującym o prawdopodobieństwie kontaktu pozostaje czas przebywania w obszarze zachodzenia procesu, który jest konstrukcyjnie ograniczony. Intensywne mieszanie powoduje wydłużenie 119

120 drogi cząsteczek obu substancji zwiększając prawdopodobieństwo ich kontaktu. Ten sposób zwiększa prawdopodobieństwo kontaktu cząsteczek redukowanego gazu z sorbentem, dając ograniczony efekt zwiększenia skuteczności. Efekt w postaci zwiększenia skuteczności redukcji zanieczyszczeń gazowych i zmniejszenia zużycia sorbentu zależny jest od zastosowanych rozwiązań konstrukcyjnych i reaktywności zastosowanego sorbentu. Takie działania mogą okazać się niewystarczające w przypadku konieczności uzyskania bardzo niskich poziomów emisji, stosowania paliw o wysokiej zawartości pierwiastków toworzących zanieczyszczenia gazowe lub zachowania potencjału dalszego wzrostu skuteczności instalacji oczyszczania spalin. Najskuteczniejszym sposobem uzyskania wysokich sprawności procesu adsorpcji i w efekcie wysokiego poziomu redukcji jest uzyskanie warunków stwarzających jak największe prawdopodobieństwo kontaktu cząsteczek gazu z ziarnami adsorbentu. Można je uzyskać w przypadku stworzenia obszaru koncentracji fazy stałej adsorbentu, przez który musi przejść strumień oczyszczanego gazu. Takie warunki stwarzają powierzchnie filtracyjne filtra tkaninowego, na których powstaje warstwa zatrzymanych cząstek popiołu lotnego i adsorbentu, tworząc dodatkową warstwę filtracyjną dla najdrobniejszych cząstek pyłu i jednocześnie porowatą strukturę o rozwiniętej powierzchni czynnej dla przepływu gazu, stwarzając wysokie prawdopodobieństwo kontaktu cząsteczek gazu i sorbentu. Wykorzystanie filtra tkaninowego w łączonej technice odpylania i usuwania gazów daje możliwość uzyskania pożądanej redukcji zanieczyszczeń gazowych i jednocześnie możliwość wpływania na jej wielkość poprzez regulację procesu regeneracji. Skuteczność redukcji zanieczyszczeń gazowych będzie zależna od grubości warstwy mieszaniny popiołu lotnego (zawierającego także związki alkaliczne) i adsorbentu na powierzchni filtracyjnej. Sekcyjna regeneracja worków powinna być dostosowana do oczekiwanej wielkości redukcji tlenków siarki jako podstawowego zanieczyszczenia redukowanego ta metodą. Z zastosowaniem łączonej techniki odpylania i odsiarczania spalin wiąże się, oprócz dostosowania konstrukcji filtra do dodatkowych wymagań funkcjonalnych kwestia doboru wentylatora wyciągowego spalin. Skuteczność redukcji zarówno pyłu jak i SO2 będzie uzależniona od utrzymywanej warstwy pyłu z adsorbentem na powierzchni (od strony brudnej ) tkaniny filtracyjnej. Uzyskiwanie wysokich skuteczności redukcji zanieczyszczeń będzie powodować wzrost oporów przepływu spalin i tym samym wymagany wyższy spręż wentylatora wyciągowego spalin. Wynika stąd konieczność doboru charakterystyki wentylatora spalin uwzględniającej 120

121 możliwość eksploatacji kotła w warunkach maksymalnych osiągalnych wydajności z jednoczesna głęboką redukcją zanieczyszczeń. Instalacja oczyszczania spalin wykorzystująca synergię technik odpylania i odsiarczania oraz niewykluczone, że również odazotowania, pozwala na znaczące ograniczenie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych, a także dzięki nieskomplikowanej technologii jest łatwa w regulacji i czynnościach obsługowych i utrzymania ruchu. Ograniczony zakres dodatkowych urządzeń i instalacji zmniejsza potencjalną awaryjność i zapewnia technologiczność ewentualnych napraw sprowadzającą się do wymiany podzespołów, ograniczając konieczność utrzymywania specjalistycznego i kosztownego serwisu. W celu zwiększenia regulacyjności instalacji redukcji SO2 można wprowadzić dwustopniową redukcję pierwszy stopień w komorze paleniskowej i drugi na powierzchniach filtracyjnych, nawet przy zastosowaniu dwóch rodzajów sorbentów, np. związków sodu lub magnezu i wapnia w celu optymalizacji kosztu ich stosowania. Dobór adsorbentu można również ukierunkować na jednoczesną redukcję tlenków azotu. W przypadku zastosowania metod pierwotnych ich redukcji, nawet 20% redukcja może okazać się wystarczająca do utzrymania dopuszczalnego poziomu ich emisji. Umożliwi to całkowitą rezygnację z aplikacji metod wtórnych redukcji NOx i w efekcie znaczące ograniczenie kosztów inwestycyjnych. Dodatkowym argumentem za przyjęciem takiego rozwiązania, poza względami technicznymi i ekonomicznymi jest fakt coraz częstszego stosowania metod suchych oczyszczania spalin w obiektach spalania paliw stałych, w tym spalarni odpadów, ze względów ekonomicznych i technicznych oraz środowiskowych, min. ze względu na konieczność oczyszczania ścieków z chlorków, siarczanów i azotu. (Brak sprawdzonych technik usuwania tych zanieczyszczeń może powodować konieczność odparowywania ścieków powstających w mokrych instalacjach odsiarczania spalin). W ostatnich latach zostały podjęte działania w kierunku uproszczenia technologii i obniżenia kosztów instalacji oczyszczania spalin dla spalarni odpadów. Zastosowanie filtrów tkaninowych umożliwiło wykorzystanie metody suchej usuwania gazów kwasowych, nawet przy warunkach niższych dopuszczalnych poziomów emisji niż dla obiektów energetycznego spalania. Obecnie stosowane w instalacjach termicznego przekształcania odpadów suche metody oczyszczania spalin z nawilżaniem mają skuteczność porównywalną z metodami mokrymi, przy niższych kosztach inwestycyjnych i eksploatacyjnych. Poniżej przedstawiono diagram do ustalania skuteczności instalacji odsiarczania metodą 121

122 suchych addytywów, wymaganej dla wartości dopuszczalnych poziomów emisji średniorocznych (linie zielone) i średniodobowych (linie niebieskie) dla istniejących LCP o mocy nominalnej poniżej 100 MWt i dla wyjściowego stężenia SO2 w spalinach (linia czerwona). Rysunek 43 Diagram ustalania skuteczności odsiarczania metodą suchych addytywów Z diagramu wynika, że wymagana średnia skuteczność przy średniorocznym dopuszczalnym najniższym poziomie emisji wynoszącym 150 mg/mu 3 i dla wyjściowego stężenia SO2 wynoszącego 1400 mg/mu 3 (uzyskiwanym przy spalaniu węgla o zawartości 0,58% -wyniki analizy dla węgla stosowanego r.) wynosi niepełna 90%. Z kolei dla górnej granicy dopuszczalnego poziomu wynoszącej 360 mg/mu 3 wystarczająca jest średnia skuteczność na poziomie 74%. Są to skuteczności osiągalne dla metod suchych z jednoczesnym odpylaniem i przy zastosowaniu jako adsorbentu związków alkalicznych o wyższej reaktywności niż powszechnie stosowane związki wapnia, np.: wodorowęglanu lub węglanu sodowego. Dodatkowym aspektem jest możliwość zastosowania dwustopniowego systemu, z pierwszym stopniem iniekcją adsorbentu do komory paleniskowej w strefie temperatur zapewniającej optymalny przebieg chemisorpcji. 122

123 Rysunek 44 Schemat dwustopniowego systemu odsiarczania z iniekcją do komory paleniskowej i powierzchni reakcyjnej filtra tkaninowego. Przedstawione rozwiązanie umożliwia elastyczne kształtowanie skuteczności odsiarczania w zależności od dopuszczalnego poziomu emisji i zawartości siarki w węglu. Potencjalnie możliwe jest stosowanie różnych adsorbentów dostosowanych do parametrów spalin w obszarze iniekcji. W przypadku dawkowania sorbentu do komory paleniskowej należy przewidzieć dwa poziomy dysz wtryskowych dla zapewnienia właściwego okna temperaturowego przy różnych wydajnościach kotła Opis rekomendowanej instalacji odsiarczania z jednoczesnym odpylaniem Przewidywana jest zabudowa indywidualnych instalacji odsiarczania z jednoczesnym odpylaniem dla każdego z kotłów rusztowych. Podstawowymi elementami instalacji będą: odpylacz workowy przeznaczony do odpylania spalin odsiarczanych metodą suchą z adsorbentem wodorowęglanem sodu, wyposażony w komory mieszające, kanały spalin, wentylator wyciągowy spalin, układ rozładunku, magazynowania, dozowania i iniekcji sorbentu przed komorami mieszającymi odpylacza tkaninowego, układ odbioru i transportu pyłu, system sterowania instalacją odsiarczania zintegrowany z systemem odpylania i DCS ciepłowni oraz systemem ciągłego monitoringu spalin. 123

124 Opcjonalnie instalacja odsiarczania może zostać rozbudowana o I stopień odsiarczania polegający na iniekcji adsorbentu do komory paleniskowej (SNCR). Rysunek 45 Filtr workowy typu FDH-10x22/T60/8,50/1610 dla strumienia spalin o wielkości m 3 /h. Rysunek 46 Schemat instalacji podawania suchego addytywu do komory paleniskowej 124

125 12.2. Dobór podstawowego adsorbentu Najczęściej stosowanymi reagentami w procesach odsiarczania są związki wapnia: tlenek, wodorotlenek w metodach suchych i półsuchych lub węglan wapnia w metodach mokrych. Wzrost wymagań dotyczących redukcji emisji gazów o charakterze kwasotwórczym i rozszerzenie ich na większą ilość obiektów energetycznego spalania spowodował konieczność zastosowania reagentów zwiększających skuteczność procesów usuwania SO2. Stosowane powszechnie związki wapnia nie charakteryzują się wystarczającą reaktywnością szczególnie w najtańszych metodach suchych, które pod względem relacji kosztu do uzyskanego efektu środowiskowego są optymalne dla mniejszych obiektów spalania. W ostatnich latach pojawiła się alternatywa dla reagentów wapniowych - reagenty na bazie sodu: wodorowęglan oraz węglan sodu. Produkowane są sorbenty na bazie wodorowęglanu sodu, które po procesie odsiarczania, zmieszane z popiołem stanowią produkt bazowy dla przemysłu chemicznego. Prowadzone badania i liczne aplikacje metod suchych wykorzystujących związki sodu potwierdzają skuteczność tych adsorbentów, wyższą niż związków wapnia. W celu uzyskania wymaganego stopnia redukcji kwasowych składników spalin korzystniejsze jest zastosowanie addytywów o wyższej reaktywności w metodzie suchej niż budowa instalacji wykorzystującej metodę mokrą związanej z szeregiem wad skutkujących wysokimi kosztami inwestycyjnymi i eksploatacyjnymi oraz szeregiem problemów związanych z jej budową i eksploatacją, takimi jak wymagana duża powierzchnia zabudowy urządzeń instalacji, konieczność oczyszczania ścieków (brak sprawdzonych, skutecznych metod) wysokie koszty utrzymania i serwisu, podwyższona korozyjność elementów instalacji. Sucha technologia odsiarczania jest metodą najprostszą, uzyskanie wymaganej skuteczności wiąże się z doborem optymalnych parametrów procesu, ściśle związanych z rodzajem reagenta i sposobem jego przygotowania. Dostępne w opracowaniach wyniki badań i aplikacji instalacji odsiarczania wskazuję na duże różnice w ocenie skuteczności suchych metod, głównie ze względu na różne parametry procesowe i przygotowanie reagentów. Duże rozbieżności w ocenie efektów funkcjonowania instalacji w różnych warunkach procesowych wskazują na konieczność indywidualnego dostosowania parametrów procesu do konkretnego źródła spalania paliw, takich jak temperatura spalin, zawartość SOx, H2O w spalinach i przygotowanie sorbentu. Przykładem wskazującym na znaczenie przygotowanie sorbentu jest korelacja wielkości ziaren adsorbentu trony (minerał stanowiący surowiec do produkcji 125

126 sody - Na2CO3 NaHCO3 2H2O stosowanego w systemach iniekcji suchego reagenta sodowego firmy United Conveyor Corporation -USA) i skuteczności usuwania SO3. Przy tej samej osiąganej wielkości redukcji, zużycie bardziej rozdrobnionego sorbentu jest ponad dwukrotnie mniejsze. Rysunek 47 Zależność skuteczności usuwania SO 3 reagentem sodowym troną od uziarnienia Optymalizacja procesu obejmująca istotne parametry procesu ma kluczowy wpływ zarówno na osiągany poziom redukcji zanieczyszczeń jak i na koszty eksploatacyjne instalacji odsiarczania. Zastosowanie wodorowęglanu sodu umożliwia także redukcję tlenków azotu, co w przypadku zastosowania właściwie dobranych metod pierwotnych ograniczających ich emisję może pozwolić na uniknięcie konieczności zastosowania metody wtórnej redukcji NOx. Niewykluczone jest zastosowanie dwóch różnych reagentów, np. wapniowego, podawanego do komory paleniskowej i sodowego dawkowanego w kanale spalin przed filtrem. Dobór właściwego procesu redukcji zanieczyszczeń gazowych powinien zostać potwierdzony testami optymalizacyjnymi przeprowadzonymi w rzeczywistych warunkach eksploatacyjnych, z wykorzystaniem instalacji pilotowej. 126

127 13. Testy optymalizacyjne Wymienione w konkluzjach BAT techniki dotyczące redukcji zanieczyszczeń w spalinach opisują jedynie w sposób ogólny procesy, jakie mają w nich zastosowanie. Nie określają szczegółowych rozwiązań konstrukcyjnych, ani parametrów procesów. Zaawansowane technologie, które mają spełnić założone wymagania pod względem oczekiwanych parametrów procesu oczyszczania muszą być indywidualnie dostosowywane do istniejących warunków eksploatacyjnych pod względem parametrów oczyszczanego strumienia gazów oraz reżimów pracy kotłów. Ze względu na brak sprawdzonych w warunkach kotłów rusztowych opalanych węglem kamiennym suchych metod odsiarczania o wysokiej skuteczności zdefiniowanie wszystkich parametrów konstrukcyjnych i procesowych instalacji wymaga przeprowadzenia procesu ich optymalizacji. Ze względu na potencjalnie możliwe duże zmiany parametrów fizykochemicznych spalin modelowanie CFD procesu może być obarczone dużym błędem i powodować niedostosowanie parametrów instalacji do rzeczywistych warunków i może stanowić przesłankę do wstępnych analiz związanych z doborem parametrów procesu i rozwiązań konstrukcyjnych i współdziałaniem z innymi urządzeniami układu technologicznego. Najkorzystniejszym rozwiązaniem, pozwalającym na uzyskanie maksymalnego efektu optymalizacji będzie przeprowadzenie testów optymalizacyjnych na instalacji pilotowej z możliwością symulacji standardowych warunków eksploatacyjnych, uwzględniających zmienność podstawowych parametrów fizycznych strumienia spalin oraz sprawdzenia skuteczności odsiarczania z wykorzystaniem różnych rodzajów adsorbentów. Ze względu na możliwość prowadzenia testów instalacji pilotowej bez ograniczeń czasowych, najkorzystniejszym rozwiązaniem będzie jej zabudowa na instalacji wyprowadzenia spalin z kotła OR 10 nr 4, który jest eksploatowany praktycznie w okresie całego roku Cel testu: Przeprowadzenie testów umożliwi określenie optymalnych cech konstrukcyjnych i procesowych instalacji i umożliwi przeprowadzenie pełnej optymalizacji kosztów eksploatacyjnych, a także cech konstrukcyjnych instalacji w skali przemysłowej. Testy pozwolą również na określenie założeń konstrukcyjnych i procesowych. Wyniki testów pozwolą na ustalenie czy uzyskana skuteczność odsiarczania pozwoli na uniknięcie budowy instalacji dwustopniowej z pierwszym stopniem iniekcji sorbentu do komory paleniskowej. 127

128 Badanie skuteczności sorbentów w zakresie odsiarczania można rozszerzyć o sprawdzenie ich oddziaływania na redukcję tlenków azotu i innych zanieczyszczeń podlegających obowiązkowej redukcji Zakres rzeczowy instalacji: Zabudowa bypassu na kanale spalin przed odpylaczem cyklonowym, z zabudowanym filtrem tkaninowym (z poziomym układem worków) o przepustowości nominalnej spalin m 3 /s i wentylatorem spalin o zbliżonym wydatku (korzystnie będzie dobrać wentylator pomocniczy w takim wykonaniu, aby mógł być wykorzystany w układzie recyrkulacji spalin dla kotła OR 10, w której maksymalny strumień recyrkulowanych spalin będzie zbliżony). Tłoczny kanał spalin instalacji będzie włączony do kanału głównego za wentylatorem spalin kotła OR 10. Oba kanały bypassu o przekroju ok. 0,15 m 2 powinny być wyposażone w króćce pomiarowe do przenośnej kontroli stężenia SO2 przed i za filtrem tkaninowym oraz ręczne klapy odcinające instalację od głównego traktu spalin. Wentylator będzie zabudowany na podstawie wibroizolacyjnej w celu uniknięcia konieczności budowy standardowego fundamentu. Dodatkowo na kanale instalacji przed odpylaczem tkaninowym będą zabudowane co najmniej dwie dysze wtryskowe sorbentu o regulowanej wydajności do maksymalnej do 2 kg/godz. Zbiornik retencyjny sorbentu powinien mieć pojemność kilkudziesięciu kg do 100 kg. Wyposażenie układu dozującego adsorbent do dysz wtryskowych powinien umożliwiać ocenę jego chwilowych dawkowanych ilości. Pomiary stężeń dwutlenku siarki prowadzone przed miejscem iniekcji adsorbentu i za odpylaczem mogą być prowadzone aparaturą przenośną (mogą być prowadzone przez firmę zewnętrzną lub analizatorem zakupionym w ramach wyposażenia instalacji). Punkty pomiarowe powinny być umiejscowione zgodnie w wymogami normy ISO 9931, na prostych odcinkach kanałów, w minimalnej odległości równej 5- krotności średnicy (hydraulicznej w przypadku przekroju prostokątnego) kanału od zakłóceń poprzedzających punkt pomiarowy oraz w odległości równej 1 średnicy wewnętrznej kanału od zakłóceń w kierunku przepływu. Usytuowanie i wykonanie punktów pomiarowych powinno podlegać szczególnej uwadze ze względu na konieczność uzyskania reprezentatywnych wyników, dlatego można w przekroju pomiarowym wykonać więcej niż jeden punkt pomiarowy, pomimo niewielkiego pola przekroju kanału w celu sprawdzenia czy 128

129 w strumieniu spalin nie występują lokalne różnice w koncentracji mierzonych zanieczyszczeń Przebieg testu Prowadzenie testów obejmować będzie ocenę wpływu rodzaju adsorbentu na skuteczność odsiarczania (korzystnie będzie przeprowadzić z sorbentami dostępnymi w handlu, np. SORBECO oraz innymi związkami wapnia, sodu i magnezu występującymi jako odpad w produkcji nawozów sztucznych lub sody). Testy prowadzone będą według opracowanego szczegółowego programu obejmującego sprawdzenie osiągalnej skuteczności przy stosowaniu co najmniej 4 rodzajów adsorbentów: wodorowęglanu sodu, węglanu sodu i związków wapnia, oraz ich korelacji skuteczności z nadmiarem reagenta w stosunku do siarki zawartej w paliwie, wpływu wielkości uziarnienia na skuteczność odsiarczania oraz ilość zużytego adsorbentu. W trakcie testów musza być prowadzone analizy składu chemicznego paliwa pod względem zawartości siarki i odebranego pyłu pod kątem uzyskanych produktów reakcji. Prowadzone pomiary powinny uwzględnić poza SOx, NOx również poziom redukcji HCl i HF. Wstępnie przewidywany okres 8 miesięcy powinien być wystarczający na przeprowadzenie testów w zakresie umożliwiającym uzyskanie wystarczających danych do opracowania projektu procesowego instalacji odsiarczania z uwzględnieniem ewentualnej redukcji NOx. Elementem testów będzie również ustalenie reżimu regeneracji filtra tkaninowego o konstrukcji w celu ustalenia zależności skuteczności odsiarczania od grubości warstwy pyłu zmieszanego z sorbentem, co będzie wpływało na opory przepływu i na parametry pracy wentylatora pomocniczego. Istotne będzie również okresowe badanie składu chemicznego popiołu, dla każdego rodzaju sorbentu w celu ustalenia właściwości popiołu z produktami odsiarczania pod względem użytkowym i ustalenia dalszego postępowania z odpadem stałym. Podczas testów należy również określić optymalne uziarnienie adsorbentu zapewniające optymalną skuteczność odsiarczania. Zbyt drobne frakcje mogą nie być zatrzymane na powierzchniach filtracyjnych, natomiast zbyt duże mogą powodować zbyt mała powierzchnię rozwiniętą adsorbentu, co będzie skutkować jego nadmiernym zużyciem i znaczną ilością nieprzereagowanego sorbentu odebranego z odpylacza. Dodatkowo można dokonać oceny wpływu nawilżenia spalin na skuteczność odsiarczania przy określonym adsorbencie i parametrach strumienia spalin. 129

130 13.4. Oczekiwane efekty Istotną zaletą realizacji testów jest przeprowadzenie ich w rzeczywistych warunkach eksploatacyjnych, przy aktywnym udziale personelu inwestora oraz ze wsparciem konsultacyjnym w zakresie szerszym niż byłoby to możliwe w standardowych warunkach kontraktu realizowanego przez firmę zewnętrzną. Istotnym argumentem przemawiającym za przeprowadzeniem testów optymalizacyjnych jest fakt, że ryzyko niedopracowania instalacji budowanej w systemie pod klucz przez podmiot zewnętrzny będzie sprowadzone do minimum. Doświadczenia obiektów dysponujących instalacjami odsiarczania wskazują na liczne problemy związane z ich eksploatacją. Problemy powodowane niedopracowaniem instalacji pod względem procesowym lub konstrukcyjnym skutkują wysokimi kosztami eksploatacyjnymi lub wymagają ingerencji w konstrukcje instalacji są wielokrotnie wyższe niż koszt testów przeprowadzonych na instalacji przemysłowej. Niezależnie od tego zakup technologii wiąże się z określonym, dedykowanym do niej sorbentem. W przypadku zmian struktury cen sorbentów (wobec faktu konieczności budowy wielu instalacji odsiarczania wzrost cen substancji przypisanych do określonych technologii jest nieunikniony) prowadzący instalację ma ograniczone możliwości zmiany sorbentu na tańszy pod rygorem utraty gwarancji lub zmniejszenia skuteczności. Testy umożliwią określenie potencjalnych możliwości zmian sorbentów, pozwalających na pewną uniwersalność instalacji oraz wskażą słabe strony instalacji, co umożliwi podjęcie rozwiązań zapewniających jej dyspozycyjność i określą zakres czynności eksploatacyjnych i serwisowych. Spowoduje to, że eksploatacja instalacji w skali przemysłowej pozwoli na uniknięcie skutków bariery efektu wdrożenia. W celu opracowania założeń dla projektu instalacji testowej należy przeprowadzić inspekcję układu wyprowadzenia spalin kotła OR 10 nr 4 w celu ustalenia lokalizacji urządzeń instalacji, trasami kanałów spalin oraz opracować szczegółowy program testów. 14. Monitoring / monitorowanie Dyrektywa 2010/75/UE w istotny sposób zmieniła system pozwoleń zintegrowanych w zakresie wymagań dotyczących monitoringu spalin, wprowadzając wiążące prawnie konkluzje BAT. Określają one min. sposób monitorowania emisji substancji do powietrza dla obiektów energetycznego spalania paliw LCP. Przy określaniu wymagań monitoringu i jego częstotliwości najważniejszymi elementami 130

131 wpływającymi na ryzyko przekroczenia granicznych wielkości emisyjnych w rzeczywistej emisji są: prawdopodobieństwo przekroczenia granicznych wielkości emisyjnych, konsekwencje przekroczenia granicznych wielkości emisyjnych (zagrożenie dla środowiska). Ustalanie warunków monitoringu w pozwoleniach zintegrowanych obejmuje także czynniki czasowe: czas pobierania i/lub pomiarów próbek, czas uśredniania, częstotliwość. Przy ustalaniu granicznych wielkości emisyjnych uwzględniane są warunki: dopuszczalne poziomy emisji muszą być możliwe do monitorowania w praktyce, wymagania monitoringu muszą być określone razem z granicznymi wielkościami emisyjnymi, procedury oceny zgodności muszą być również określone razem z granicznymi wielkościami emisyjnymi Ogólne wymagania dotyczące monitoringu Wymagania ogólne dotyczące monitoringu, które będą uwzględnione w pozwoleniach wraz z granicznymi wielkościami emisji opisane są w rozdziale. 2.7 Dokumentu Referencyjnego BAT dla ogólnych zasad monitoringu (Zintegrowane Zapobieganie i Ograniczanie Zanieczyszczeń (IPPC) opublikowanym w lipcu 2003, na mocy art. 16 ust.2 Dyrektywy Rady nr: 96/61/EC), określającym poniższe kwestie: status prawny obowiązujących wymagań związanych z monitoringiem, substancje zanieczyszczające podlegające ograniczeniom emisji, miejsce i wymagania czasowe pobierania próbek i wykonywania pomiarów, realność wielkości granicznych emisji w świetle dostępnych metod pomiarowych, ogólne sposoby monitoringu dostosowane do indywidualnych warunków technicznych obiektu, szczegóły techniczne związane z poszczególnymi metodami pomiarowymi, ustalenia procedur prowadzenia monitoringu przez operatora instalacji, warunki eksploatacyjne, w jakich prowadzony jest monitoring, procedur oceny zgodności, 131

132 wymagania dotyczące raportowania wyników, wymagania dotyczące zapewniania jakości i kontroli, uzgodnienia dotyczące oceny i sporządzania sprawozdań na temat emisji sporadycznych. Dyrektywa 2010/75/UE określa, że wymogi dotyczące monitorowania emisji obejmujące metodę, częstotliwość pomiarów i procedurę dokonywania oceny, ustalane są przez organ wydający pozwolenie zintegrowane na podstawie konkluzji BAT, z uwzględnieniem lokalnych uwarunkowań obiektu. Poniższe, najlepsze dostępne techniki określają ramowy zakres i ogólne warunki prowadzenia monitorowania emisji dla źródeł spalania paliw węgla kamiennego. Należy zwrócić uwagę, że obejmują one także kontrolę jakości paliw (BAT 9). BAT 3. Celem BAT jest monitorowanie kluczowych parametrów procesu mających zastosowanie w przypadku emisji do powietrza i wody, łącznie z tymi podanymi poniżej. Strumień Parametr(-y) Monitorowanie Spaliny Przepływ Okresowe lub ciągłe Zawartość tlenu, temperatura i i ciśnienie Okresowe lub ciągłe pomiary Zawartość pary wodnej ( 1 ) Ścieki z oczyszczania spalin Przepływ, PH i temperatura Pomiar ciągły (1) Ciągły pomiar zawartości pary wodnej w spalinach nie jest konieczny, jeżeli próbka spalin jest osuszona przed analizą (2) BAT 4. W ramach BAT należy monitorować emisje do powietrza co najmniej z podaną poniżej częstotli- wością i zgodnie z normami EN. Jeżeli normy EN nie są dostępne, w ramach BAT należy stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy zapewniające uzyskanie danych o równorzędnej jakości naukowej. Substancja/ Parametr Paliwo/Proces/Rodzaj obiektu energetycznego spalania Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania Norma(-y) ( 1 ) Minimalna częstotliwość monitorowania ( 2 ) Monitoro - wanie związane z NH 3 W przypadkach, w których stosowana jest SCR lub SNCR Wszystkie wielkości Ogólne normy EN Ciągłe ( 3 ) ( 4 ) BAT 7 132

133 NO X CO SO 2 SO 3 Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów W przypadkach, w których stosowana jest SCR Chlorki gazowe Węgiel kamienny lub wyrażone jako brunatny HCl Węgiel kamienny lub HF brunatny Pył Metale i metaloidy z wyjątkiem rtęci (As, Cd, Co, Cr, Cu, Mn, Ni, Pb, Sb, Se, Tl, V, Zn) Węgiel kamienny lub brunatny Węgiel kamienny lub brunatny Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Wszystkie wielkości Ogólne normy EN Ogólne normy EN Ogólne normy EN i EN Brak dostępnej normy EN EN 1911 Brak dostępnej normy EN Ogólne normy EN i EN i EN Ciągłe ( 3 ) ( 5 ) BAT 20 Ciągłe ( 3 ) ( 5 ) BAT 20 Ciągłe ( 3 ) ( 8 ) ( 9 ) BAT 21 Raz na rok Raz na trzy miesiące ( 3 ) ( 10 ) ( 11 ) Raz na trzy miesiące ( 3 ) ( 10 ) ( 11 ) BAT 21 BAT 21 Ciągłe ( 3 ) ( 14 ) BAT 22 EN Raz na rok ( 15 ) BAT 22 Hg Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów < 300 MW EN Raz na sześć miesięcy ( 10 ) ( 17 ) BAT 23 ( 1 ) Ogólne normy EN dla pomiarów ciągłych to EN , EN , EN i EN Normy EN do celów pomiarów okresowych są podane w tabeli. ( 2 ) Częstotliwość monitorowania nie ma zastosowania w przypadku gdy jedynym celem funkcjonowania obiektu byłby pomiar emisji. ( 3 ) W przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie < 100 MW użytkowanych < godz./rok minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz na sześć miesięcy. W odniesieniu do turbin gazowych okresowe monitorowanie przeprowadza się przy obciążeniu obiektu energetycznego spalania > 70 %. W przypadku współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą lub torfem w częstotliwości monitorowania należy również uwzględnić część 6 załącznika VI do dyrektywy IED. ( 4 ) W przypadku stosowania SCR minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz w roku, jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne. ( 5 ) W przypadku turbin gazowych opalanych gazem ziemnym o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie < 100 MW użytkowanych < godz./rok lub w przypadku istniejących OCGT można zamiennie stosować PEMS. ( 8 ) Jako alternatywę dla pomiarów ciągłych w przypadku obiektów spalających olej o znanej zawartości siarki i gdzie nie ma systemu odsiarczania spalin, w celu określenia emisji SO2 można stosować okresowe pomiary, co najmniej raz na trzy miesiące, lub inne procedury zapewniające do- starczanie danych o równoważnej jakości naukowej. ( 9 ) W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego częstotliwość monitorowania może zostać dostosowana dla obiektów <100 MW po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, za- stosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje. ( 10 ) Jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne, można przeprowadzać okresowe pomiary za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa lub odpadów może mieć wpływ na emisje, ale w każdym przypadku co najmniej raz do roku. W przypadku współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą lub torfem w częstotliwości monitorowania należy również uwzględnić część 6 załącznika VI do dyrektywy IED. ( 11 ) W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego częstotliwość monitorowania może zostać dostosowana po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np. 133

134 stężenie w paliwie, zastosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje. ( 14 ) W przypadku obiektów spalających gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz na sześć miesięcy, jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne. ( 15 ) Lista monitorowanych zanieczyszczeń i częstotliwość monitorowania mogą zostać dostosowane po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, zastosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje. ( 17 ) W przypadku obiektów użytkowanych < godz./rok minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz do roku. BAT 9. W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej w obiektach spalania lub zgazowania oraz ograniczenia emisji do powietrza, w ramach BAT należy uwzględnić następujące elementy programów zapewniania jakości/kontroli jakości w odniesieniu do wszystkich wykorzystywanych paliw, jako część systemu zarządzania środowiskowego (zob. BAT 1): (i) wstępną pełną charakterystykę stosowanego paliwa, w tym co najmniej parametry wymienione poniżej oraz zgodnie z normami EN. Można stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy, pod warunkiem że zapewniają one dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej; (ii) regularne badania jakości paliwa w celu sprawdzenia, czy jest ono zgodne ze wstępną charakterystyką oraz ze specyfikacją konstrukcji obiektu. Częstotliwość badań oraz parametry wybrane z poniższej tabeli oparte są na zmienności paliwa oraz ocenie znaczenia uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, zastosowany system oczyszczania spalin); (iii) późniejsze korekty parametrów regulacji obiektu, w zależności od potrzeb i wykonalności (np. włączenie charakterystyki i kontroli paliwa do zaawansowanego systemu kontroli (zob. opis w sekcji 8.1)). opis Wstępna charakterystyka i regularne badania paliwa mogą być wykonywane przez operatora lub dostawcę paliwa. Jeżeli wykonywane są przez dostawcę, pełne wyniki są przekazywane operatorowi w formie specyfikacji produktu (paliwo) lub gwarancji dostawcy. Paliwo(-a) Węgiel kamienny/brunatny Substancje/parametry, będące przedmiotem charakterystyki LHV Wilgotność Substancje lotne, popiół, współczynnik fixed carbon, C, H, N, O, S Br, Cl, F Metale i metaloidy (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn) BAT 11. Celem BAT jest odpowiednie monitorowanie emisji do powietrza lub wody podczas innych niż normalne warunków użytkowania. Monitorowanie może być prowadzone na podstawie bezpośredniego pomiaru emisji lub poprzez monitorowanie parametrów zastępczych, jeśli ma ono równą lub lepszą jakość naukową niż bezpośredni pomiar emisji. Emisje podczas okresów rozruchu i wyłączenia mogą być oceniane na podstawie szczegółowych pomiarów emisji przeprowadzanych dla typowej procedury rozruchu/wyłączenia co najmniej raz do roku, a także za pomocą wyników pomiaru w celu oszacowania emisji dla każdego okresu rozruchu/wyłączenia w roku. opis 134

135 14.2. Ogólne podejście do procesów monitorowania Ustalanego indywidualnie dla źródła spalania paliw obejmuje kilka metod: pomiary bezpośrednie, parametry zastępcze, bilans masy, obliczenia, wskaźniki emisji. Należy zaznaczyć, że nie wszystkie metody mogą być zastosowane przy ocenie określonego parametru. Zależy to od prawdopodobieństwa przekroczenia granicznej wielkości emisyjnej, skutków przekroczenia granicznej wielkości emisyjnej, wymaganej dokładności, kosztów, prostoty, szybkości, wiarygodności danych pomiarowych, itp. Zasadniczo stosowanie metody pomiarów bezpośrednich (ilościowe oznaczanie emitowanego związku) jest prostsze, ale nie w każdym przypadku dokładniejsze. W przypadkach gdy metoda ze względów na warunki techniczne instalacji, np. brak możliwości wyboru przekroju pomiarowego zgodnego z wymaganiami określonej metody pomiarowej, jest kosztowna lub niepraktyczna, należy rozważyć stosowanie innych metod, umożliwiających osiągnięcie celu monitorowania. Jeżeli użycie parametrów zastępczych umożliwia uzyskanie danych dotyczących rzeczywistej emisji, analogicznych jak w bezpośrednim pomiarze, metody te mogą być preferowane jako prostsze i mniej kosztowne. Potrzeba zastosowania pomiarów bezpośrednich, powinna być przeanalizowana, jeżeli jest możliwa ocena emisji z zastosowaniem parametrów zastępczych. Zastosowanie pośredniej metody oceny emisji w takich sytuacjach wymaga udokumentowania zależności pomiędzy proponowaną metodą a badanym parametrem Techniki monitoringu Według kryterium częstotliwości techniki monitoringu związane z pomiarami bezpośrednimi (oznaczanie ilościowe emitowanych związków) dzieli się na dwie grupy: monitoring ciągły monitoring okresowy. W monitoringu ciągłym stosowane są dwa rodzaje technik: pracujące w układzie in-situ przyrządy do ciągłego odczytu; w tym przypadku sonda pomiarowa jest umieszczona w przewodzie, w strumieniu spalin. Przyrządy bazują 135

136 na właściwościach optycznych (absorpcja w podczerwieni) gazów, ekstrakcyjne metody do ciągłego odczytu pobierające w sposób ciągły próbki gazu wzdłuż linii pobierania do stacji pomiarowej analizującej je w sposób ciągły. Techniki monitoringu okresowego: wykonywane w sesjach pomiarowych przy użyciu aparatury przenośnej - wykorzystywane są stałe porty pomiarowe służące do pobierania próbek gazu, które są poddawane analizie na miejscu - stosowane w podstawowych pomiarach emisji oraz w procedurach kalibracji analiza laboratoryjna próbek pobranych przez stacjonarne próbniki pracujące w układzie in-situ i on-line; pobierają one próbki w sposób ciągły i gromadzą je w pojemniku, z którego pobierana jest porcja próbki, następnie jest ona analizowana i obliczane jest średnie stężenie dla całej objętości zgromadzonej w pojemniku. analiza laboratoryjna próbek punktowych, chwilowych, pobieranych w punktach poboru; ilość pobranej próbki gazu musi być odpowiednia do oznaczania badanego parametru emisji; próbka analizowana jest w laboratorium, otrzymany wynik jest reprezentatywny tylko dla czasu, w którym została pobrana próbka. Stosowanie technik ciągłego monitoringu dostarcza większej ilości danych pomiarowych niż monitoring okresowy. W związku z tym dane są bardziej wiarygodne statystycznie i mogą być pomocne przy ujawnianiu okresów niekorzystnych warunków pracy instalacji zarówno dla celów prowadzenia instalacji ograniczania, jak i oceny emisji. Techniki ciągłego monitoringu mają pewne ograniczenia w ich stosowaniu: wysokie koszty brak uzasadnienia ich stosowania dla stabilnych procesów dokładność analizatorów pracujących w układzie on-line może być niższa niż okresowych analiz laboratoryjnych Parametry zastępcze Są wielkościami mierzalnymi lub obliczalnymi, które można powiązać, wprost lub pośrednio z bezpośrednimi pomiarami zanieczyszczeń. Ten sposób monitorowania można wykorzystać do celów praktycznych zamiast bezpośrednich pomiarów stężeń zanieczyszczeń. Stosowanie parametrów zastępczych, pojedynczo lub w kombinacji z innymi, może dostarczyć odpowiednio wiarygodnych informacji o charakterze i wielkości emisji. 136

137 Metoda bilansu masy polega na podaniu masy wejściowej i wyjściowej danej substancji, jej nagromadzenia, a także ilości wytworzonej lub poddanej rozpadowi oraz wyliczeniu różnicy pomiędzy tymi wielkościami, która określa ilość substancji wprowadzonej do środowiska. Wynikiem bilansu masy jest różnica pomiędzy wielkościami wejściowymi i wyjściowymi, obliczana z uwzględnieniem istniejących niepewności pomiarowych. Bilanse masy mają zastosowanie w praktyce jedynie wówczas, gdy istnieje możliwość precyzyjnego określenia wielkości wejściowych, wyjściowych oraz niepewności. Zastosowanie obliczeń w ocenie emisji wymaga znajomości dokładnych danych na temat parametrów procesu i jest bardziej złożoną procedurą, niż korzystanie ze wskaźników emisji. Z drugiej strony, obliczenia umożliwiają precyzyjniejszą ocenę opartą na konkretnych warunkach przebiegu procesu. W obu przypadkach związanych z oceną emisji, zarówno parametry procesu zastosowane w obliczeniach jak i wskaźniki emisji powinny zostać poddane przeglądowi i zatwierdzeniu przez odpowiednie organa. Właściwy organ podejmując decyzję o zatwierdzeniu metody monitoringu dla odpowiedniej, kontrolowanej sytuacji jest odpowiedzialny za to, czy metoda jest możliwa do przyjęcia, biorąc pod uwagę następujące czynniki: jej przydatność dla danego celu, tj. czy metoda jest odpowiednia dla instalacji, aby przy jej pomocy osiągnąć zamierzony cel monitoringu, mając na uwadze wartości graniczne i kryteria wykonania wymagania prawne urządzenia i umiejętności, tj. czy dysponuje się odpowiednimi urządzeniami i posiada umiejętności wymagane przy stosowaniu proponowanej metody monitoringu, np. wyposażenie techniczne, doświadczenie personelu. Ocena zgodności wykorzystuje narzędzia statystyczne do porównania wyników pomiarów lub ich zestawień. Mierzoną wartość można porównać z wielkością graniczną, uwzględniając związaną z tym niepewność pomiarów, a następnie stwierdzić jej przynależność do jednej z trzech grup wielkości: zgodnych, granicznych lub niezgodnych. Sprawozdanie z wyników monitoringu obejmuje prezentację rezultatów procesu monitorowania, związanych z nim informacji oraz stwierdzonego stopnia zgodności. Podczas planowania procesu monitorowania należy dążyć do optymalizacji kosztów monitoringu, mając na uwadze cele monitoringu. Koszty monitoringu można zracjonalizować dzięki podjęciu działań, obejmujących optymalizację wymagań w zakresie jakości, liczby 137

138 parametrów i częstotliwości monitoringu oraz wykorzystanie danych z monitoringu do celów procesowych Pomiary emisji w normalnych warunkach eksploatacji oraz innych niż normalne warunki eksploatacji Poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEL) odnoszą się do normalnych warunków eksploatacji (NOC). W związku z tym w pozwoleniu należy określić normalne warunki eksploatacji (NOC) oraz inne niż normalne warunki eksploatacji (OTNOC), opisując je parametrami zgodnie z załącznikiem do Decyzji Wykonawczej Komisji z dnia 7 maja 2012 r. dotyczącej określania okresów rozruchu i wyłączenia do celów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (2012/249/UE). Oznacza to, że parametry określające warunki eksploatacji podczas monitoringu muszą być znane, a wielkości emisji jednoznacznie powiązane z rodzajem warunków. Implikuje to również konieczność identyfikacji różnych NOC, o ile mają one wpływ na wielkość emisji, takich jak zmienne parametry paliwa lub praca z różnym obciążeniem. Wyniki ciągłego monitoringu muszą obejmować zarówno NOC, jak i OTNOC. Kryteria klasyfikacji różnych warunków eksploatacji instalacji powinny zostać wcześniej ustalone. W trakcie pomiarów wartości uśredniane muszą być odrębnie dla NOC i OTNOC w celu zapewnienia, że ujęte w sprawozdaniu średnie wartości dotyczyć będą wyłącznie porównywalnych warunków eksploatacyjnych. Dotyczyć to będzie szczególnie okresów w sezonie grzewczym, przy dużej zmienności zakresów zapotrzebowania ciepła oraz okresu między sezonami grzewczymi Planowanie systemu ciągłego monitoringu spalin AMS Ustalenie zakresu i wymagań monitorowania w pozwoleniu zintegrowanym stanowi podstawę do przeprowadzenia procedury planowania systemu ciągłego monitoringu spalin. Kluczowym zagadnieniem decydującym o skuteczności systemu pod względem wiarygodności uzyskiwanych wyników i spełniania warunków oceny zgodności jest właściwy dobór przekrojów pomiarowych oraz lokalizacja aparatury pomiarowej systemu. Zasady doboru przekrojów pomiarowych i lokalizacji aparatury pomiarowej wchodzącej w skład systemu monitoringu zostały określone w normie PN-EN Jakość powietrza. Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych. Wymagania dotyczące miejsc pomiaru i odcinków 138

139 pomiarowych, celu i planowania pomiaru oraz sprawdzania. W lokalizacji urządzeń systemu AMS należy uwzględnić konieczność zabudowy oprócz aparatury pomiarowej, przygotowanie platformy roboczej. W normie PN-EN określono następujące wymagania i procedury: wymagania jakie powinny spełniać odcinki pomiarowe i miejsca pomiaru, wymagania dotyczące celu pomiaru, planu pomiaru i sprawozdania z pomiarów emisji zanieczyszczeń, procedury pobierania reprezentatywnych próbek z przewodów gazów odlotowych, procedury ustalania najkorzystniejszego punktu pomiarowego dla automatycznych systemów pomiarów zanieczyszczeń. W przypadku, gdy pomiary są wykonywane w celach kontroli przestrzegania przepisów, może być wymagane zatwierdzenia planu pomiaru ze strony właściwego organu władzy. We wniosku o zmianę pozwolenia należy podać: a) Warunki eksploatacyjne instalacji, w tym: paliwo i materiały do procesu technologicznego, składniki gazów odlotowych, które będą oznaczane i wielkości odniesienia, jakie należy zmierzyć, b) Ustalenia dotyczące wybranego czasu i miejsca wykonywania wymaganych pomiarów pojedynczych, a także dat wykonania pomiarów, c) Metody pomiaru przewidziane do zastosowania, d) Odcinki pomiarowe i miejsce pomiaru, e) Kierownika technicznego pomiarów oraz niezbędną ekipę i osoby pomocnicze do prowadzenia pomiarów Ustalenie sposobu pobierania próbki Pomiary stężenia pyłu powinny być wykonywane zawsze jako pomiary w siatce. Należy je realizować w jednym reprezentatywnym punkcie pomiarowym lub w dowolnym punkcie pomiarowym, o ile spełnione są odnośne wymagania dotyczące jednorodności rozkładu stężenia gazu mierzonego. W przypadku niejednorodności rozkładu stężeń gazu, pomiary należy wykonać jako pomiary w siatce. Jednorodność ustala się na ogół jednorazowo, jednak w przypadku dużych zmienności strumienia gazu, która może mieć wpływ na jednorodność stężeń gazów składowych 139

140 jednorodność musi być określona dla różnych warunków przepływu wynikających ze zmienności strumienia AMS stacjonarny Funkcjonowanie AMS opiera się na pomiarze punktowym lub wzdłuż jednej linii. Punkty poboru lub linie pomiarowe należy zlokalizować w miejscach instalacji spalin umożliwiających uzyskanie reprezentatywności wielkości mierzonej. Zamontowane sondy nie powinny utrudniać pomiarów kontrolnych ani oddziaływać na układ. Rysunek 48 Przykład lokalizacji układów pomiarowych w obrębie odcinka pomiarowego na przewodzie gazów odlotowych System zapewnienia jakości QAL1 jest procedurą zdefiniowaną w normie EN oraz EN mającą na celu wykazanie, że system spełnia wymagane normy dotyczące działania oraz dopuszczalną niepewność pomiaru zgodnie z postanowieniami Załącznika V i VI Dyrektywy IED. Badanie musi zostać przeprowadzone przez producenta i zakończone zostać certyfikacją urządzenia pomiarowego. Badanie jest przeprowadzane przed instalacją AMS. 140

141 QAL2 zdefiniowany w normie dotyczy akredytowanych laboratoriów badawczych lub laboratoria zatwierdzone bezpośrednio przez właściwy organ. Opisuje procedury walidacji i kalibracji z wykorzystaniem standardowych metod referencyjnych (SRM) po instalacji AMS. SRM są zdefiniowane w odpowiednich normach EN. Procedura wymaga okresowego powtarzania, co najmniej raz na pięć lat lub z większą częstotliwością, jeśli taki wymóg nakłada prawo lub warunki pozwolenia albo po wdrożeniu istotnych zmian w AMS lub procesie/warunkach eksploatacji. QAL3 zdefiniowany w normie 14181opisuje procedurę zapewnienia jakości w celu utrzymania i wykazania wymaganej jakości AMS w normalnym trybie eksploatacji. Wdrożenie i realizacja procedury QAL3 jest obowiązkiem operatora instalacji. Nie wymaga ona korzystania z akredytowanego lub zatwierdzonego laboratorium. AST (roczne badanie sprawności) są wykonywane przez laboratoria akredytowane lub zaaprobowane przez organ właściwy. Jest to coroczna procedura badania AMS mająca na celu walidację systemu Punkt pomiarowy, pobieranie próbek i analiza Zdefiniowanie reprezentatywnej lokalizacji pomiarowej dla pomiarów ciągłych ma kluczowe znaczenie. Normy EN ISO 16911oraz EN zawierają wytyczne dotyczące, sposobu wyznaczania lokalizacji pobierania prób w AMS w celu uzyskania wiarygodnych wyników. Kluczowe znaczenie ma prawidłowa lokalizacja AMS, pozwalająca na wykonanie pomiaru reprezentatywnej próbki spalin. Ponadto, króćce do pobierania prób dla pomiarów okresowych, w przypadku kalibracji i ATS, również należy lokalizować w miejscu gwarantującym pobranie reprezentatywnej próbki i umożliwiającym wiarygodne porównanie wyników pomiarów z wynikami uzyskanymi za pomocą AMS. Dlatego też norma EN 14181nakłada na operatorów wymóg instalacji AMS w odpowiednim miejscu oraz gwarantującym odpowiedni dostęp do systemu pozwalający na jego ocenę, kontrolę i konserwację. Norma EN 15259zawiera wytyczne dotyczące lokalizacji AMS i króćców do pobierania prób oraz przepisy dotyczące pomiarów, w tym badań jednorodności Warunki referencyjne warunki standardowe Na mierzone stężenia substancji zanieczyszczających ma wpływ temperatura, ciśnienie, wilgotność i stężenie tlenu w spalinach. Zgodnie konkluzjami BAT i normą EN 14181, 141

142 stężenia zanieczyszczeń spalin są konwertowane na warunki standardowe (temperatura 273,15 K, ciśnienie 101,3 kpa), po odliczeniu zawartości wody (gaz suchy) z korekcją zawartości tlenu do warunków referencyjnych Przetwarzanie danych Czas reakcji systemu AMS wynosi od 5 do maksymalnie 200 sekund. W zależności od warunków pozwolenia, stosuje się odpowiedni okres uśredniania wynoszący od 10 do 60 minut. Najczęściej obliczane są średnie półgodzinne lub godzinne. Analogicznie uśredniane są dane z pomiarów pomocniczych (np. tlenu, wilgotności) Raportowanie wyników pomiarów Raportowanie wyników pomiarów obejmuje, m.in., następujące elementy: sprawozdanie QAL2 oraz z corocznych badań kontrolnych (sprawozdanie AST) AMS; zestawienie wyników pomiarów dla warunków referencyjnych oraz eksploatacyjnych/procesowych. Sprawozdania dzienne powinny zawierać wystarczającą ilość danych, aby mogły one zostać wykorzystane w sprawozdaniu rocznym. W celu pełnego scharakteryzowania emisji dziennych i rocznych, sprawozdania powinny zawierać co najmniej poniższe dane: dane związane z dziennymi warunkami eksploatacji i godzinami NOC oraz warunków innych niż normalne warunki eksploatacji (OTNOC); średnie półgodzinne z danego dnia (lub dla innego zadanego okresu uśredniania); rozkład częstotliwości godzinnych, dziennych oraz/lub miesięcznych średnich w roku kalendarzowym; deklaracja dotycząca wyników pomiarów dla specjalnych warunków eksploatacji (np. OTNOC) wraz ze wskazaniem zdarzenia; wskazanie wyników pomiarów poza obowiązującym przedziałem kalibracji oraz dane dotyczące ważności funkcji kalibracji; data i czas trwania przestojów AMS; data i czas trwania badań i konserwacji AMS. 142

143 Rysunek 49 Schemat funkcjonalny systemu ciągłego monitoringu Rysunek 50 Przykładowy widok wyposażenia kontenera AMS Podsumowanie Zakres monitorowania wielkości emisji jest określony w konkluzjach BAT. Postanowienia dyrektywy IED nie przewidują możliwości udzielenia odstępstw dla zakresów monitoringu określonych w konkluzjach BAT, a w przypadku stosowania odstępstw od 143