The use of alternative fuels in power boilers

Archiwum Gospodarki Odpadami i Ochrony Środowiska ISSN 1733-4381, vol. 15, issue 4 (2013), p. 29-36 http://awmep.org The use of alternative fuels in power boilers Ryszard WASIELEWSKI, 1, Joanna HRABAK 2 1,2 41-803 Zabrze, ul. Zamkowa 1, tel.032 271 00 41, fax.032 271 08 09, rywas@ichpw.zabrze.pl Abstract The basic formal and technical requirements for co-firing of alternative fuels in power boilers have been shown in the manuscript. The applicability of various technological options for energy recovery from these fuels have been characterized. Very often alternative fuels include biodegradable fraction(for example: paper, wood, natural fibres). Part of the electricity produced with the participation of alternative fuels can be classified as coming from renewable energy sources. There is a need for introduction of new legislation that will let to settlement of this energy. The result of this action will be economic incentives for greater use of alternative fuels in the energy sector. Keywords: alternative fuels, power boilers, energy recovery Streszczenie Wykorzystanie paliw alternatywnych w kotłach energetycznych W artykule przedstawiono podstawowe wymagania formalne i techniczne dla współspalania paliw alternatywnych w kotłach energetycznych. Scharakteryzowano możliwości zastosowania różnych wariantów technologicznych dla odzysku energii z tych paliw. Paliwa alternatywne zawierają często duży udział frakcji biodegradowalnej (np. papier, drewno, włókna naturalne). Część energii elektrycznej wytworzonej z udziałem paliw alternatywnych można zaliczyć jako pochodzącą z odnawialnych źródeł energii. Potrzebne jest jednak wprowadzenie nowych regulacji prawnych, które stworzą podstawy dla rozliczania tej energii. Wynikiem takich działań będą zachęty ekonomiczne dla szerszego wykorzystania paliw alternatywnych w energetyce. Słowa kluczowe: paliwa alternatywne, kotły energetyczne, odzysk energii 1. Wstęp Paliwa produkowane z odpadów znajdują coraz szersze zastosowanie przemysłowe w krajach Unii Europejskiej. Są one chętnie wykorzystywane w energochłonnych gałęziach przemysłu, takich jak np. produkcja klinkieru czy przemysł celulozowo-papierniczy, a także w sektorze energetycznym, co jest uzasadnione zarówno ze względów ekonomicznych, jak i ekologicznych [1, 2]. Odzysk energii z odpadów prowadzony w instalacjach energetyki zawodowej jest wprawdzie w warunkach krajowych zagadnieniem nowym, jednakże w najbliższej przyszłości jego skala i znaczenie będą rosły. Stosowanie tych paliw w procesach współspalania pozwala zarówno oszczędzać zasoby paliw kopalnych, a także przyczynia się do zmniejszenia emisji CO 2. Należy jednak podkreślić, że przemysł energetyczny jest zainteresowany wyłącznie pozyskiwaniem paliwa o ściśle zdefiniowanych cechach użytkowych i charakterystyce fizykochemicznej. W praktyce (z uwagi na wymagania techniczne i eksploatacyjne) nie ma możliwości wprowadzania do instalacji energetycznej odpadów (lub paliwa z nich wytworzonego) o nieznanym pochodzeniu i przypadkowych właściwościach. Fakt ten w zasadzie wyklucza bezpośrednie energetyczne wykorzystanie odpadów bez ich wstępnego przerobu. Wprowadzenie w ostatnim okresie czasu w krajach UE jednolitych zasad klasyfikacji stałych paliw z odpadów (nazwanych Solid Recovered Fuels - SRF) oraz metodyki badawczej dla określania jakości tych paliw winno dodatkowo umocnić ich obecność na rynku nośników energii, a także ułatwić międzynarodowy obrót tym towarem [3]. Należy zaznaczyć, że według systemu opracowanego przez CEN - SRF może być wytwarzane

30 Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013) wyłącznie z odpadów innych niż niebezpieczne i stosowane tylko w instalacjach spełniających standardy emisyjne, wynikające z Dyrektywy 2000/76/EC, dotyczącej spalania odpadów. W skład SRF nie mogą przy tym wchodzić paliwa kopalne [4]. W Polsce wykorzystanie stałych paliw alternatywnych do produkcji energii elektrycznej i ciepła jest dotychczas znikome. Powodem takiego stanu rzeczy jest szereg utrudnień stanowiących bariery zarówno natury formalnoprawnej jak i technicznej - przed którymi staje producent energii zamierzający realizować energetyczny odzysk odpadów [5, 6]. 2. Sytuacja prawna paliw alternatywnych w kraju Określenie paliwo alternatywne funkcjonuje w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 27 września 2001r. w sprawie katalogu odpadów (Dz. U. Nr 112, poz. 1206). Wyróżnia ono kategorię odpadów palnych, w nawiasie określając je jako paliwa alternatywne (kod 19 12 10). Należy zauważyć, że są to odpady inne niż niebezpieczne. Proces współspalania paliw alternatywnych z węglem kamiennym jest procesem przekształcania termicznego odpadów, a instalacja przemysłowa, w której proces ten zachodzi jest instalacją współspalania odpadów. Przywołana kwalifikacja współspalanej substancji (traktowanej jako odpad, a nie jako paliwo) oraz klasyfikacja procesu technologicznego współspalania paliw alternatywnych (jako procesu przekształcania termicznego odpadów), determinuje konieczność spełnienia przez instalację, w której proces ma być prowadzony, odpowiednich wymagań, zarówno formalno-prawnych, jak i technicznych. Należy tu wymienić przede wszystkim następujące przepisy rangi ustawowej, odnoszące się do przedmiotowego zagadnienia: o Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz. 627) z późn. zm., o Ustawa z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach (Dz. U. Nr 0, poz. 21), o Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54 poz. 348) z późn. zm., a także rozporządzenia wykonawcze, wydane na podstawie delegacji zawartych w tych ustawach. 3. Bariery techniczne Poniżej zaprezentowano najważniejsze wymagania techniczne i procesowe dla współspalania paliw alternatywnych. Konieczność ich dotrzymywania wynika z obowiązujących aktów prawnych dla prowadzenia procesu termicznego przekształcania odpadów: Współspalanie paliw alternatywnych musi być prowadzone zgodnie z wymaganiami rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 21 marca 2002 r. w sprawie wymagań dotyczących prowadzenia procesu termicznego przekształcania odpadów (Dz. U. Nr 37, poz. 339 z późn. zm.). Oznacza to, że proces współspalania odpadów powinien być prowadzony w taki sposób, aby temperatura gazów powstających w wyniku spalania, zmierzona blisko ściany wewnętrznej lub w innym reprezentatywnym miejscu komory spalania, nawet w najbardziej niekorzystnych warunkach, została podniesiona w kontrolowany i jednorodny sposób oraz była utrzymywana przez co najmniej 2 sekundy na poziomie nie niższym niż: a) 1100 o C - dla odpadów zawierających powyżej 1% związków chlorowcoorganicznych przeliczonych na chlor, b) 850 o C - dla odpadów zawierających do 1% związków chlorowcoorganicznych przeliczonych na chlor. Całkowita zawartość węgla organicznego w żużlach i popiołach paleniskowych nie powinna przekraczać 3% lub udział części palnych w żużlach i popiołach paleniskowych nie powinien przekraczać 5%. Ponadto instalacja współspalania musi być wyposażona w automatyczny system podawania odpadów pozwalający na zatrzymanie ich podawania podczas: o rozruchu, do czasu osiągnięcia wymaganej temperatury,

Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013) 31 o procesu, w razie nieosiągnięcia wymaganej temperatury lub przekroczenia dopuszczalnych wartości emisji. Instalacja powinna posiadać ponadto układ ciągłego pomiaru temperatury, zawartości tlenu oraz ciśnienia gazów spalinowych w komorze spalania lub komorze dopalania. Obowiązek prowadzenia pomiarów emisji zgodnie z wymogami Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2008 r. w sprawie wymagań w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody (Dz. U. Nr 206, poz. 1291). Oznacza to, że instalacja współspalająca paliwa alternatywne powinna posiadać system ciągłego monitoringu emisji obejmujący ciągły pomiar stężeń następujących substancji w gazach odlotowych (dotyczy instalacji o łącznej nominalnej mocy cieplnej nie mniejszej niż 100 MW i przypadku spalania węgla lub współspalania do 1% masowego odpadów): pyłów, NOx (w przeliczeniu na NO 2 ), CO, SO 2, O 2, a ponadto wilgotności bezwzględnej spalin, temperatury i ciśnienia. W wypadku przekroczenia udziału odpadów innych niż niebezpieczne w paliwie powyżej 1% masowego wymagany jest znacznie rozszerzony monitoring emisyjny (pomiary ciągłe: pył, dwutlenek siarki, tlenek i dwutlenek azotu w przeliczeniu na dwutlenek azotu, tlenek węgla, TOC - całkowity węgiel organiczny, tlen, chlorowodór, fluorowodór, prędkość przepływu spalin lub ich ciśnienie dynamiczne, temperatura spalin, ciśnienie statyczne spalin, wilgotność bezwzględna gazów odlotowych lub stopień zawilżenia gazu oraz pomiary okresowe: rtęć, kadm i tal, suma metali ciężkich: Pb, Cr, Cu, Mn, Ni, As, Sb, V, Co, Sn; dioksyny i furany). Najistotniejszą rolę, z punktu widzenia podmiotów prowadzących instalacje współspalania odpadów, odgrywa Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych z instalacji (Dz. U. Nr 95, poz. 558). W rozporządzeniu tym, w rozdziale 3, 16 ustęp 2 zapisano, że jeżeli w instalacji wraz z paliwami spalane są odpady inne niż niebezpieczne w ilości nie większej niż 1% masy tych paliw, to do instalacji tej nie stosuje się przepisów dotyczących niniejszego rozdziału. Oznacza to w praktyce możliwość stosowania dla takich instalacji dotychczas stosowanych standardów emisyjnych dla paliw, jakie w niej spalano. Przepis ten jednak nie ma swojego odpowiednika w Dyrektywie 2000/76/EC i może z tego powodu zostać w przyszłości odrzucony ze względu na konieczność unifikacji przepisów krajów członkowskich UE. Należy także zauważyć, że w przypadku przekroczenia 1% masowego udziału paliwa alternatywnego w mieszance paliwowej, obowiązują znacznie ostrzejsze standardy emisyjne, wyznaczane według tzw. reguły mieszania opisanej w zał. nr 6 do powyższego rozporządzenia. Standardy emisyjne wyznaczone według załącznika nr 6 są trudne do dotrzymania dla wielu istniejących instalacji energetycznych, szczególnie w zakresie SO 2 i NO x, gdzie dla kotłów o mocy pomiędzy 100 a 300 MW standardy te są bardzo ostre i wynoszą poniżej 200 mg/m 3 u. Dla istniejących instalacji energetycznych, w których aktualnie spalane są paliwa kopalne, spełnienie wymagań technicznych dla współspalania odpadów oznacza zazwyczaj konieczność znaczącego doposażenia materialnego a więc poniesienia kosztów. Działania takie mogą obejmować zarówno rozbudowę układu przygotowania paliwa poprzez zabudowę urządzeń dostosowujących rozmiary i formę paliwa do wymagań konkretnego typu kotła jak i zmiany konstrukcyjne układu dozowania. Często niezbędna jest również modernizacja (rozbudowa o dodatkowe urządzenia) układu oczyszczania spalin, a także rozbudowa istniejącego monitoringu procesowego i emisyjnego. 4. Warianty technologiczne wykorzystania paliw alternatywnych w energetyce Jak wcześniej wspomniano, paliwa wytworzone z odpadów wprowadzane do instalacji energetycznej powinny posiadać ściśle zdefiniowane cechy użytkowe i charakterystykę fizykochemiczną. Takie wymagania spełnić może paliwo typu SRF produkowane w instalacjach stosujących odpowiednie systemy kontroli jakości. Energetyczne wykorzystanie SRF może odbywać się przy użyciu różnych technologii, spośród których największy potencjał i znaczenie praktyczne posiadają technologie współspalania wykorzystujące kotły pyłowe, rusztowe, a zwłaszcza fluidalne [7, 8] (rys.1). Poniżej omówiono realizację procesu współspalania SRF w wybranych układach technologicznych.

32 Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013) Paliwa alternatywne Spalanie bezpośrednie (spalarnie odpadów) bezpośrednie Współspalanie pośrednie Kotły z rusztem mechanicznym Inne kotły (np piecem obrot., zł. fluidalnym) Kotły rusztowe Kotły fluidalne Kotły z reaktorem zgazowania Kotły z przedpaleniskiem Kotły pyłowe Rys. 4.1. Warianty technologiczne odzysku energii z paliw alternatywnych w energetyce. 4.1 Współspalanie w kotłach pyłowych Spalanie w kotłach pyłowych jest najbardziej rozpowszechnioną technologią stosowaną w produkcji energii elektrycznej z węgli kopalnych. Jeżeli w instalacji kotła pyłowego współspalane ma być paliwo z odpadów, to musi być ono bardzo drobno zmielone, jednak niekoniecznie do takiej granulacji jak węgiel, ponieważ może być ono spalane również w niezależnych palnikach. Instalacje energetyczne wyposażone w kotły pyłowe są wysoko efektywne, jednak koszty wytwarzania energii są wyraźnie uzależnione od nakładów ponoszonych na wstępne przygotowanie paliwa. Dla SRF wytworzonego z segregowanych odpadów komunalnych, mielenie musi być prowadzone osobno, ze względu na zawartość odpadowych tworzyw sztucznych, co wymaga wykorzystania specjalnego wyposażenia (rozdrabniaczy i młynów). Koszty tej operacji są wysokie i sprawiają, że wykorzystanie tego typu paliw w kotłach pyłowych jest mało atrakcyjne [8]. Znacznie łatwiejsze w realizacji jest współspalanie w kotłach pyłowych SRF zawierających dużo frakcji drzewnej, czy osadów ściekowych. Instalacje energetyczne wyposażone w kotły pyłowe można przystosować do współspalania paliw typu SRF po modernizacji układów przygotowania węgla lub inwestycji dotyczących układu wstępnej preparacji SRF, polegającej na ich rozdrobnieniu. 4.2. Współspalanie w kotłach rusztowych Kotły z ruchomym rusztem mechanicznym są zwykle stosowane w instalacjach pracujących w małej i średniej skali (30-150 MWth). Kotły te cechuje ograniczona wydajność i niższa w porównaniu z paleniskami pyłowymi sprawność spalania. Jest to spowodowane małą intensywnością mieszania paliwa na ruszcie, a także przepadem przez otwory w ruszcie małych niedopalonych cząstek paliwa. Istnieją jednak pozytywne doświadczenia wykorzystywania w kotłach z rusztem mechanicznym także paliw wytwarzanych z odpadów [8]. Podstawowym warunkiem energetycznego wykorzystania paliw z odpadów w kotłach rusztowych jest dobre mieszanie paliwa na ruszcie, aby przeciwdziałać niekorzystnym efektom w postaci nierównomiernego rozkładu temperatury na powierzchni warstwy paliwa, co z kolei prowadzi do żużlowania i uszkodzeń ścian komory paleniskowej, a także przepaleń i uszkodzeń rusztu. Poszukiwanie rozwiązań powyższych problemów doprowadziło to skonstruowania nowych typów rusztów, podobnych do rusztów typowych spalarni odpadów komunalnych. Ruszty te są nachylone i podzielone na kilka sekcji. Ilość powietrza podawanego do poszczególnych sekcji jest kontrolowana indywidualnie. Ruszt wykonuje ruchy powodujące przesyp materiału, co zapewnia dobre wypalenie zawartej w nim substancji palnej. Znaczną uwagę kładzie się również na system kontroli procesu spalania, polegający na stałej obserwacji zmian temperatury na powierzchni rusztu. Wykorzystuje się do tego celu specjalne kamery termowizyjne oraz komputerowo sterowane systemy wspomagania procesu spalania w określonych obszarach rusztu poprzez zmiany w wielkości dozowania oraz prędkości przesuwu rusztu.

Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013) 33 W kotłach z rusztem mechanicznym zwykle wykorzystywane są paliwa o granulacji 0 25 mm z poniżej 25% zawartości frakcji 0 2 mm. Jednym z często spotykanych problemów jest znacznie wyższa wartość opałowa niektórych rodzajów odpadów (np. tworzywa sztuczne, odpady gumowe) w stosunku do tradycyjnie stosowanych paliw kopalnych. Może to powodować konieczność stosowania specjalnych rusztów chłodzonych wodą lub odpowiedniego doboru składników mieszanek paliwowych. Zastępowanie części paliwa kopalnego przez paliwo z odpadów w instalacjach wyposażonych w kotły z rusztem mechanicznym może generować problemy eksploatacyjne, co jednak nie stanowi bariery uniemożliwiającej całkowicie ich wykorzystywanie do tego celu. 4.3. Współspalanie w kotłach fluidalnych W kotłach fluidalnych paliwo spala się w złożu materiału inertnego pozostającego na powierzchni rusztu, przez które przepływa powietrze konieczne dla fluidyzacji złoża oraz spalenia paliwa. Paliwo, wprowadzone jest do złoża grawitacyjnie, podajnikiem ślimakowym, lub pneumatycznym i jest mieszane z materiałem złoża w sposób ciągły. Istnieją dwa główne typy kotłów wykorzystujących złoże fluidalne: ze złożem pęcherzykowym (BFB) oraz ze złożem cyrkulującym (CFB). Materiał wynoszony ze złoża z gazami spalinowymi jest separowany w cyklonie i zawracany do złoża. Temperatura spalania jest dosyć niska i wynosi z reguły około 850-950 o C. Do typowych cech eksploatacyjnych kotłów fluidalnych należą: rozmiar cząstki paliwa, który musi mieścić się w ścisłym przedziale (< 50 mm) oraz możliwość dodawania stałych sorbentów do złoża, dla związania emitowanych w procesie spalania substancji stanowiących zanieczyszczenia, takich jak SO2, niezależnie od stosowania innego wyposażenia dla oczyszczania spalin. Instalacje wyposażone w kotły ze złożem fluidalnym wykazują dużą elastyczność w stosunku do parametrów paliwa, ponieważ materiał złoża ma dużą pojemność i bezwładność termiczną, przy udziale paliwa w złożu na poziomie około 5% [8]. Z reguły nie obserwuje się żadnych problemów technologicznych dopóki system urządzeń podających pozwala na transportowanie paliwa do złoża fluidalnego. Spalanie paliw z odpadów w kotłach fluidalnych ze złożem pęcherzykowym wymaga obróbki wstępnej paliwa. Wymagana jest redukcja wymiarów ziarna do poniżej 50 mm. Podkreślić należy, że koncepcja spalania paliwa w złożu fluidalnym sprzyja możliwości współspalania SRF, a kocioł fluidalny - spośród wszystkich typów kotłów energetycznych - jest najmniej wrażliwy na problemy eksploatacyjne występujące przy spalaniu SRF. 4.4. Współspalanie w kotłach wykorzystujących przedpalenisko lub reaktor zgazowania W instalacjach energetycznych współspalających biomasę lub odpady spotyka się także rozwiązania wykorzystujące przedpalenisko lub reaktor zgazowania [5]. Taki układ technologiczny posiada wiele zalet. Jest bardziej elastyczny w stosunku do zmian w odbiorze wytworzonej energii obserwowanych w różnych porach roku. Pozwala na zastosowanie rozwiązań technicznych specjalnie zaprojektowanych dla biomasy lub odpadów, bez zmian w konstrukcji podstawowego kotła, w którym spala się paliwo kopalne. Pozwala to na wyodrębnienie wymagań dla paliwa z odpadów niezależnie od paliwa głównego stosowanego do kotła. Nie bez znaczenia jest także możliwość osobnego odbioru odpadów paleniskowych (popiołu i żużla) z obydwu procesów, dzięki czemu łatwiejsze jest ich zagospodarowanie. Należy jednak pamiętać, że zarówno spaliny, jak i gaz wytworzony z odpadów w urządzeniu towarzyszącym muszą spełniać warunki nakładane dla procesu termicznego przekształcania odpadów (w tym czasu przebywania spalin w obszarze temperatury > 850 o C, na poziomie co najmniej 2 sekund, przy zawartości chloru w spalanym materiale poniżej 1%). Instalacja składająca się z przedpaleniska lub reaktora zgazowania oraz kocioł są pod tym względem rozpatrywane wspólnie, łącznie z wymaganiami emisyjnymi dla wspólnego emitora. Spaliny z przedpaleniska lub gaz wytworzony w reaktorze zgazowania trafiają do kotła (najczęściej pyłowego), gdzie są dopalane/spalane. Czas przebywania spalin w obszarze wysokich temperatur jest dłuższy niż w standardowym kotle, co stwarza korzystniejsze warunki do pełnej destrukcji wielu substancji organicznych stanowiących zanieczyszczenia. Instalacje energetyczne wytwarzają znaczne ilości produktów ubocznych (popiół lotny i żużel), które w dużym stopniu są wykorzystywane do produkcji materiałów budowlanych. Z punktu widzenia ekonomii oraz ochrony środowiska, zagadnieniem o podstawowym znaczeniu jest to, by stosowanie SRF nie stanowiło przeszkody dla tego rodzaju metody zagospodarowania ubocznych produktów współspalania. W tym aspekcie, przyczyną problemów może być wysoka zawartość chloru oraz alkaliów w paliwach wytwarzanych z odpadów komunalnych.

34 Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013) 5. Możliwości utraty statusu odpadu dla paliw wytwarzanych z odpadów W nowej unijnej dyrektywie ramowej 2008/98/WE dotyczącej odpadów, a w ślad za nią w krajowej Ustawie z dnia 14 grudnia 2012 roku o odpadach pojawiły się zapisy dotyczące możliwości utraty statusu odpadów przez niektóre materiały odpadowe. Komisja Europejska zleciła przy tym wykonanie opracowania dotyczącego kryteriów i warunków utraty statusu odpadu przez paliwa wytworzone z różnych odpadów innych niż niebezpieczne [9]. W opracowaniu tym przeanalizowano możliwość utraty statusu odpadów m.in. przez odpadowe materiały palne takie jak: drewno, opony, guma, tworzywa sztuczne, papier, tekstylia, bioodpady, różne rodzaje paliw wytworzonych z odpadów innych niż niebezpieczne, w tym odpadów komunalnych, uboczne produkty zwierzęce, wysuszone osady ściekowe oraz stałe pozostałości z procesu pirolizy. We wnioskach zawartych w tym opracowaniu stwierdzono, że informacja o rodzaju odpadu jest niewystarczająca do oceny jego przydatności do wytworzenia paliwa, a tym bardziej do oceny kryteriów utraty statusu odpadu. Istnieją istotne zagrożenia w stosunku do uwolnienia szeregu substancji do wód, powietrza i gleby w wyniku współspalania paliw wytwarzanych z odpadów. Obecnie istnieją standardy oceny produktu i kryteria utraty statusu odpadów tylko dla biogazu, biodiesla i bioetanolu. Natomiast wydaje się możliwe opracowanie kryteriów utraty statusu odpadów dla paliw wytworzonych z czterech rodzajów odpadów: papieru, drewna, tłuszczy zwierzęcych oraz oleju i tłuszczu jadalnego. Dla pozostałych odpadów konieczne są szczegółowe badania, które mogą potrwać wiele lat, bez gwarancji uzyskania pozytywnych wyników. Tak więc wydaje się, że możliwość akceptacji na szczeblu unijnym utraty statusu odpadów przez paliwa alternatywne w najbliższej przyszłości jest raczej mało prawdopodobna. 6. Podsumowanie Na podstawie przeprowadzonej analizy można ocenić, że jedną z najważniejszych barier dla upowszechnienia stosowania paliw alternatywnych w istniejących elektrowniach i elektrociepłowniach jest ich formalny status są one odpadem, a nie paliwem. Zawierają one jednak często dosyć duży udział frakcji biodegradowalnej (np. drewno, papier, tkaniny z włókien naturalnych) i fakt ten może dostarczyć podmiotom podejmującym ich współspalanie dodatkowych korzyści związanych z zaliczeniem części wytworzonej energii do tzw. energii zielonej, jak również rozliczaniem emisji ditlenku węgla. Konieczne jest jednak stworzenie mechanizmów umożliwiających zaliczenie części energii wytwarzanej z ich wykorzystaniem do energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych [10]. Literatura 1. Refuse derived fuel, current practice and perspectives Final Report, European Commission Directorate General Environment, 2003. 2. Van Tubergen J. 2006: "SRF: an important contribution to achieving environmental and energy-related goals" Waste Management and Solid Recovered Fuels Potential in the Enlarged European Union, Workshop Proceedings, Larnaca (Cypr), 20-23 czerwca, 2006. 3. Van Tubergen J., Glorius T., Waeyenbergh E.: Classification of Solid Recovered Fuels, ERFO, 2005. 4. Sobolewski A., Wasielewski R., Stelmach S.: Stałe paliwa wtórne dla energetyki, Paliwa z odpadów - tom VI, Pr. zbior. pod red. Janusza W. Wandrasza i Krzysztofa Pikonia; Wyd. HELION, Gliwice; 2007, s. 23-28 5. Współspalanie biomasy i paliw alternatywnych w energetyce, Praca zbior. pod red. M. Ściążko, J. Zuwała, M. Pronobis, Wyd. IChPW Zabrze, 2007, s.311-323 6. Wasielewski R., Sobolewski A.: Rozdział IV Propozycje procedury bilansowania i certyfikacji energii wytwarzanej z paliw alternatywnych, Przewodnik metodyczny: Procedury bilansowania i rozliczania energii wytwarzanej w procesach współspalania, Wyd. Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie, Warszawa, 2007 7. Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants, European Commission, 2006. 8. Krajenbrink G.W., Temmink H.M.G., Zeevalking J.A., Frankenhaeuser M.: Fuel and energy recovery, Report TNO-MEP R98/220, 1999.

Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013) 35 9. Stoiber, i inni: Study on the suitability of the different waste-derived fuels for end-of-waste status in accordance with article 6 of the waste framework directive. Second interim report, Bundesumweltamt, Wien, 2011 10. Wasielewski R., Stelmach S., Sobolewski A., Zuwała J.: Propozycje w zakresie bilansowania energii odnawialnej z wykorzystaniem stałych paliw wtórnych, Polityka Energetyczna, 2007, 10, 2, s. 331-340.

36 Archives of Waste Management and Environmental Protection, vol. 15 issue 4 (2013)