Założenia techniczno - ekonomiczne MEC Ostrowiec‚ożenia... · Oczyszczanie gazów odlotowych ..... 71 8.1. System odpylania spalin

1

Nr archiwalny projektu: KW-2017-08

Tom WYTYCZNE DO REALIZACJI

Zlecający

Nazwa: Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. Adres: ul. Sienkiewicza 91, 27-400 OSTROWIEC ŚWIĘTOKRZYSKI

Wykonawca opracowania projektowego Nazwa: K&W Expert Adres: ul. Arktyczna 4, 83-010 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


Inwestor


Wykonawca opracowania Nazwa: K&W Expert Adres: ul. Arktyczna 4, 83-010 STRASZYN

Straszyn, 18.09.2017 r.

2

Spistreści 1. Wprowadzenie ........................................................................................................................ 7

2. Uwarunkowania prawne ....................................................................................................... 11

2.1. Zasada łączenia ............................................................................................................. 12

2.2. Mechanizm derogacyjny ............................................................................................... 14

3. Aktualizacja pozwolenia zintegrowanego - podstawowe zagadnienia ................................ 15

3.1. Wybrane aspekty zmian w pozwoleniu zintegrowanym o szczególnie istotnym znaczeniu dla warunków eksploatacyjnych źródła spalania paliw ...................................... 19

3.1.1. Raport początkowy ................................................................................................. 19

3.1.2. Monitorowanie wielkości emisji ............................................................................ 20

3.1.3. Wymagania monitoringu związane z dopuszczalnymi wielkościami emisji.......... 22

3.1.4. Okresy rozruchu i wyłączenia ................................................................................ 23

3.1.5. Część obiektu energetycznego spalania funkcjonująca nie więcej niż 1500 godzin w roku (szczytowa). ......................................................................................................... 27

3.1.6. Wnioski .................................................................................................................. 29

4. Odniesienie stanu istniejącego źródeł spalania paliw do wymagań konkluzji BAT ............ 29

4.1. Plan sytuacyjny obiektu ............................................................................................ 33

4.2. Stan techniczny urządzeń .......................................................................................... 34

4.3. Podstawowe problemy eksploatacyjne wpływające na jakość organizacji procesu spalania i związaną z tym wielkość emisji NOx i CO. ......................................................... 35

4.3.1. Rozdział powietrza podmuchowego na powierzchni rusztu .................................. 38

4.3.2.Rozdział powietrza podmuchowego do poszczególnych stref ................................ 39

4.3.3. Zmiany granulacji paliwa ....................................................................................... 40

4.3.4. Stan techniczny rusztu ............................................................................................ 42

4.4. Wnioski: .................................................................................................................... 44

5. Rekomendowane zakresy modernizacji palenisk kotłów ..................................................... 48

5.1. Zmiana sposobu podawania paliwa na ruszt. ................................................................ 49

5.2. Rozdział powietrza podmuchowego ............................................................................. 51

5.3. Wnioski ......................................................................................................................... 55

6. Struktura chemiczna paliwa ................................................................................................. 56

6.1. Odniesienie do procesu spalania ................................................................................... 58

7. Spalanie ................................................................................................................................ 60

3

7.1. Proces spalania paliwa stałego w kotle rusztowym ....................................................... 64

7.2. Kształtowanie strumienia spalin w komorze paleniskowej ........................................... 67

7.3. Przykładowe zależności wielkości emisji NOx i CO od ilości powietrza do spalania .. 69

8. Oczyszczanie gazów odlotowych ......................................................................................... 71

8.1. System odpylania spalin ............................................................................................... 72

8.2. Redukcja zanieczyszczeń gazowych ............................................................................. 73

8.3. Kryteria wyboru optymalnych technik oczyszczania spalin ......................................... 74

9. Redukcja tlenków azotu (NOx) ............................................................................................ 82

9.1. Wprowadzenie teoretyczne ........................................................................................... 82

9.2. Limity emisji ................................................................................................................. 86

9.3. Ocena wymaganego stopnia redukcji NOx dla kotła WR 25 nr2 .................................. 87

9.4. Metody redukcji tlenków azotu ..................................................................................... 88

9.4.1. Metody pierwotne .................................................................................................. 88

9.4.2. Recyrkulacja spalin (flue gas recirculation - FGR) ................................................ 89

9.4.3. Powietrze wtórne - dodatkowy strumień powietrza nad paleniskiem .................... 91

9.4.4. Reburning (dopalanie) ............................................................................................ 93

9.4.5. Iniekcja pary wodnej (lub wody) do komory paleniskowej ................................... 93

9.4.2. Metody wtórne ....................................................................................................... 93

9.4.3. Selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) ....................................................... 94

9.4.4. Ryzyka związane z zastosowaniem technologii SNCR ......................................... 95

9.4.5. Selektywna redukcja katalityczna (SCR) ............................................................... 96

9.4.6. Ryzyka w stosowaniu SCR .................................................................................... 98

9.5 Podsumowanie ........................................................................................................... 98

9.6. Rekomendowane postępowanie przy aplikacji metod ograniczania emisji ................ 100

10. Odpylanie ......................................................................................................................... 102

10.1. Odpylacze elektrostatyczne ....................................................................................... 102

10.1.1. Czynniki wpływające na proces odpylania: ....................................................... 103

10.2. Filtracja ...................................................................................................................... 105

10.2.1. Dobór powierzchni filtracyjnej .......................................................................... 106

10.2.2. Metody regeneracji struktur filtracyjnych ........................................................... 107

10.2.3. Pionowe filtry workowe ..................................................................................... 108

10.2.4. Poziome filtry workowe ......................................................................................... 109

4

10.3. Synergia z technikami oczyszczania spalin .............................................................. 110

11. Odsiarczanie spalin .......................................................................................................... 111

11.1. Wprowadzenie teoretyczne - mechanizmy tworzenia SOx ....................................... 111

11.2. Odsiarczanie spalin kotłowych. ................................................................................. 113

11.2.1. Metody mokre: ................................................................................................... 114

11.2.2. Metody półsuche ................................................................................................ 114

11.2.3. Metody suche: .................................................................................................... 115

11.3. Ogólne zasady odsiarczania ...................................................................................... 116

11.3.1. Proces mokry ...................................................................................................... 116

11.3.2. Proces suchy ....................................................................................................... 117

11.4. Porównanie metod ..................................................................................................... 118

12. Rekomendowane rozwiązanie technologiczne instalacji oczyszczania spalin ................ 118

12.1. Opis rekomendowanej instalacji odsiarczania z jednoczesnym odpylaniem ............ 123

12.2. Dobór podstawowego adsorbentu ............................................................................. 125

13. Testy optymalizacyjne ...................................................................................................... 127

13.1. Cel testu: .................................................................................................................... 127

13.2. Zakres rzeczowy instalacji: ....................................................................................... 128

13.3. Przebieg testu ............................................................................................................ 129

13.4. Oczekiwane efekty .................................................................................................... 130

14. Monitoring / monitorowanie ............................................................................................ 130

14.1. Ogólne wymagania dotyczące monitoringu .............................................................. 131

14.2. Ogólne podejście do procesów monitorowania ........................................................ 135

14.3. Techniki monitoringu ................................................................................................ 135

14.4. Parametry zastępcze ................................................................................................. 136

14.5. Pomiary emisji w normalnych warunkach eksploatacji oraz innych niż normalne warunki eksploatacji ........................................................................................................... 138

14.6. Planowanie systemu ciągłego monitoringu spalin AMS ........................................... 138

14.6.1. Ustalenie sposobu pobierania próbki ................................................................. 139

14.6.2. AMS stacjonarny ................................................................................................ 140

14.7. System zapewnienia jakości ...................................................................................... 140

14.7.1. Punkt pomiarowy, pobieranie próbek i analiza .................................................. 141

14.7.2. Warunki referencyjne – warunki standardowe ................................................... 141

5

14.7.3. Przetwarzanie danych ......................................................................................... 142

14.7.4. Raportowanie wyników pomiarów ..................................................................... 142

14.8. Podsumowanie .......................................................................................................... 143

14.9. Koszty monitoringu emisji ........................................................................................ 146

15. Zagadnienia ekonomiczne instalacji oczyszczania spalin ................................................ 146

15.1. Symulacja kosztów .................................................................................................... 147

16. Rekomendowany program działań - harmonogram ......................................................... 151

17. Spis rysunków i tabel ....................................................................................................... 153

18. Spis załączników .............................................................................................................. 155

6

Nr archiwalny projektu: KW-2017-08

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

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. 2001 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 50 – 100 MWth każde.

Większość źródeł spalania paliw stałych dysponujących mocą całkowitą w zakresie

50 – 200 MWth eksploatowanych w ciepłownictwie lub energetyce przemysłowej jest

wyposażona w kotły rusztowe, głównie typoszeregu WR i OR, opalane miałem węgla

kamiennego. Obowiązujące do 31.12.2015 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

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

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,

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

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

17.08.2017 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. 2001 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. 215. ust. 1. Ustawy Prawo

ochrony środowiska organ właściwy do wydania pozwolenia powinien dokonać analizy

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.

2.1. 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.

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.

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

K6 WR 25 38,6630

K5 WR 25 38,6630

K4 OR 10 38,667

K3 OR 16 19,7411

K2 WR 25 36,5930

K1 WR 25 38,6630

E2 E1

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

SO2.

2.2. 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

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 17.03.2006 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.6222.4.2015).

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

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.”

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. 2016 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/mu3 (określony jako średnio

dobowa) i rtęci <0,05 mg/mu3 (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

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/Nm3) Średnia roczna

Dyrektywa IED Załącznik V Część I

Istniejący obiekt Istniejący obiekt

NOx 100-270 300

SO2 150-360 400

Pył 2-18 30

CO < 30-140 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/mu3. 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.

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.

3.1. 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.

3.1.1. 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,

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.

3.1.2. 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

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 15259 określającą warunki lokalizacji i instalacji AMS wg procedury QAL 1,

PN-EN 14181 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

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.

3.1.3. 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.

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.

3.1.4. Okresy rozruchu i wyłączenia

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:

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

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

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. ....

2.6. 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.

3.1.5. 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:

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/Nm3) Średnia roczna

Dyrektywa IED Załącznik V Część I

Istniejący obiekt Istniejący obiekt

NOx 100-270 450 (1)

SO2 150-360 800 (1)

Pył 2-18 30

CO < 30-140 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

29

stanowiło ograniczenie dyspozycyjności mocy zainstalowanej i taka decyzja musi zostać

poprzedzona szczegółową analizą.

3.1.6. 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 25-014 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

Zakres pracy Uwagi

K-1 WR-25 30 MW 1,5-30 MW K-2 WR-25 30 MW 5-30 MW K-3 OR-16 11 MW 5-11 MW Ograniczenie mocy

do 10 MW K-4 OR-10 7 MW 4-7 MW

30

K-5 WR-25 30 MW 1,5-30 MW K-6 WR-25 30 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 gazowo- olejowych

Wytwarzanie ciepła w kotłach parowych - wymiennikownia

Ciepło zakupione

GJ MW GJ GJ GJ Sty 125 905,00 48,57 4,00 5 619,00 5 015,00Lut 110 623,00 42,68 26,00 5 003,00 4 613,00Mar 90 702,00 34,99 46,00 5 358,00 5 595,00Kwi 62 494,00 24,11 16,00 4 887,00 5 153,00Maj 16 141,00 6,23 22,00 5 138,00 5 313,00Cze 5 876,00 2,27 0,00 5 359,00 4 980,00Lip 4 123,00 1,59 1,00 5 410,00 4 101,00Sie 4 032,00 1,56 0,00 5 683,00 3 394,00Wrz 5 984,00 2,31 8,00 5 173,00 2 734,00Paz 71 680,00 27,65 0,00 5 608,00 5 690,00Lis 86 846,00 33,51 14,00 5 801,00 5 503,00Gru 104 710,00 40,40 11,00 5 943,00 3 971,00Razem 689 116,00 265,86 148,00 64 982,00 56 062,00

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 60 – 100%.

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 płomienicowo-

płomieniówkowego, 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

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 19.12.2017 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/mu3, NOx <500 mg/mu

3

i pył < 50 mg/mu3, 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 16.

4.1. Plan sytuacyjny obiektu

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.

4.2. 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

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.

4.3. 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 21 – 26 MW. Oceniono również wpływ zmian parametrów pracy kotła,

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.

Wykres 1 Stężenia NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% i temp spalin u góry komory w trakcie pomiarów

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

12:00:00 13:12:00 14:24:00 15:36:00 16:48:00 18:00:00 19:12:00

tem

pera

tura

za

kotł

em [

o C]

NO

x, [

mg/

Nm

3pr

zy O

2=6%

]

czas

NOx str LNOx str Ptemp w komorze str L

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/mu3 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. 1400 mg/mu3, przy zawartości siarki

w paliwie 0,58%, praktycznie bez fluktuacji stężenia wynikającej ze zmian parametrów

paleniska.

Rysunek 3 Stężenia SOx przeliczone na O2 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

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

13:12:00 14:24:00 15:36:00 16:48:00 18:00:00

SO

x [

mg/

Nm

3pr

zy O

2=6%

]

czas

SO2 str L

38

problem poziomu bazowego stężenia pyłu nie ma istotnego znaczenia i jest rozwiązywany na

etapie projektowania urządzeń.

4.3.1. 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

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.

4.3.2.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 25-014 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.

40

Rysunek 6 Instalacja powietrza podmuchowego WR 25-014M.

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.

4.3.3. 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

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

42

4.3.4. 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

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.

Wykres 2

Wykres 3

0

2

4

6

8

10

12

$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

Pomiar tlenu ‐ strona lewa

TLENLEWYK2 8,1 TLE L analizator Multilyzer STe

0

2

4

6

8

10

12

14

$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

Pomiar tlenu ‐ strona prawa

TLENPRAWYK2 8,63 TLEPP analizator GA20

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.

45

Wykres 4 Stężenia NOx, CO i SO2 przeliczone na tlen odniesienia 6% w trakcie pomiarów

Wykres 5 Stężenia NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz wydajność kotła w trakcie pomiarów

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12

SO

2, [

mg/

Nm

3pr

zy O

2=6%

]

NO

x, C

O [

mg/

Nm

3pr

zy O

2=6%

]

czas

NOxCO

4

6

8

10

12

200

250

300

350

400

450

500

12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12

wyd

ajno

ść k

otła

[t/

h]

NO

x [m

g/N

m3

przy

O2=

6%]

czas

NOx

46

Wykres 6 Stężenia NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz zawartość tlenu w trakcie pomiarów

Wykres 7 Stężenia NO przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz temperatura spalin u góry II ciągu w trakcie pomiarów

2

4

6

8

10

12

14

200

250

300

350

400

450

500

12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12

O2

[%]

NO

x [m

g/N

m3

przy

O2=

6%]

czas

NOxO2 [%]

0

100

200

300

400

500

600

700

800

200

250

300

350

400

450

500

12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12

tem

p u

góry

II

ciąg

u [o C

]

NO

x [m

g/N

m3

przy

O2=

6%]

czas

NOxtemp góra II ciągu [oC]

47

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,

120

130

140

150

160

170

180

200

250

300

350

400

450

500

12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12

tem

p za

kot

łem

[o C

]

NO

x [m

g/N

m3

przy

O2=

6%]

czas

NOxtemp za kotłem [oC]

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

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.

5.1. 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

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.

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 4.3.2 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.

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 m3/s (lewy przekrój) i 1,18 m3/s

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.

54

Rysunek 13

Podobnie jak rozwiązanie proponowane przez Fabrykę Kotłów SEFAKO przedstawione na

poniższym rysunku.

Rysunek 14

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.

5.3. 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

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.

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.

Tabela 5 Koncentracje wybranych pierwiastków w węglach z różnych regionów

Zawartość w mg/kg

Australia Kanada USA Polska Rosja Europa

As 1.4 2.9 8.7 3.4 4 18.5 Cd 0.06 0.3 0.24 0.73 0.27 0.2 Cr 7.4 7.4 13.9 16.3 40 18.7 Cu 13.3 16.9 16.6 bd bd bd Cl 300 300 800 bd bd bd Co bd bd 6.2 5.3 3.2 6.2 F 62 82 55 bd bd bd Hg 0.04 0.05 0.11 0.09 0.12 0.131 Mn 132 149 19 200 135 80 Ni 9.5 7.3 10.7 < 24 21 < 12.5 Pb 4.8 6.8 8.6 32 12.2 9.9 Sb bd bd 1.15 1.6 0.65 1.12 Ti 0.15 0.1 0.5 bd bd bd V 14.8 30 23.3 38 39 43 Zn 19 8.9 14.1 < 27 < 6.6 < 3.2

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 H2.

6.1. 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.

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

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.

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

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 CO2, CO, C (karbonizatu), H2O, H2, 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

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 1000-2000 °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.

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.

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

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.

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. 1000 s (w zależności od wielkości cząstki),

przepływ fazy stałej i gazowej następuje w strumieniach krzyżowych,

dyfuzja zewnętrzna jest procesem decydującym o szybkości spalania.

7.2. 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,

68

kształtowanego głównie przepływem podrusztowego powietrza podmuchowego.

Rysunek 21 Symulacja CFD rozkładu temperatur w kotle WR 25 (www.rafako.com.pl)

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,

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.

7.3. 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/mu3, 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/mu3 i CO do 70-80 mg/mu

3. Po zmniejszeniu wydajności wentylatora podmuchu

emisja tlenków azotu znacząco sie obniżyła, natomiast poziom CO pozostał na tym samym

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 NOx 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.

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

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.

8.1. 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/mu3 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

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 100-150 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.

8.2. Redukcja zanieczyszczeń gazowych

Do oczyszczania spalin z zanieczyszczeń gazowych wykorzystuje się podstawowe

procesy wymiany masy:

absorpcję,

adsorpcję,

katalizę heterogeniczną.

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.

8.3. 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:

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.

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 ≥ 1 500 godz./rok, w ramach BAT należy stosować

odpowiednią kombinację technik podanych poniżej.

8.1. Ogólne techniki

Technika Opis

Zaawansowany system kontroli

Użycie automatycznego systemu komputerowego do kontroliwydajności spalania oraz wspieranie zapobiegania emisjom lub ichredukcji. Obejmuje również stosowanie wysoce wydajnegomonitorowania

Optymalizacja spalania

Środki podjęte w celu zmaksymalizowania sprawności konwersjienergii, np. w palenisku/kotle, przy jednoczesnym ograniczeniu dominimum emisji (w szczególności emisji CO). Jest to osiągalnepoprzez kombinację technik, w tym dobre zaprojektowanie urządzeńdo spalania, optymalizację temperatury (np. skuteczne mieszaniepaliwa i powietrza spalania) i czasu przebywania w strefie spalaniaoraz 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. . 8.3. Techniki redukcji emisji NOX lub CO

Technika Opis

Zaawansowany system kontroli

Zob. sekcja 8.1

77

Stopniowane podawanie powietrza

Utworzenie kilku stref spalania w komorze spalania, o różnejzawartości tlenu w celu ograniczenia emisji NOX oraz zagwarantowania optymalnego spalania. Technika ta wiąże się z substechiometrycznym spalaniem w pierwotnej strefiespalania (tzn. przy niedoborze powietrza) i dopalaniem w drugiejstrefie spalania (przy nadmiarze powietrza) w celu poprawy spalania.W przypadku niektórych starych, małych kotłów może być konieczneograniczenie wydajności, aby zrobić miejsce dla stopniowaniapodawania powietrza

Techniki łączone w celu ograniczenia NOX i SOX.

Zastosowanie kompleksowych i zintegrowanych technik redukcji emisji w celu łącznej redukcji NOx, SOx i często innych zanieczyszczeńze spalin, np. za pomocą węgla aktywnego i metody DeSONOX. Mogą one być stosowane oddzielnie lub w połączeniu z innymi technikami podstawowymi w kotłach pyłowych opalanychwęglem kamiennym

Optymalizacja spalania

Zob. sekcja 8.1

Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN)

Palniki turbiny gazowej, które obejmują wstępne mieszanie powietrza ipaliwa przed wejściem do strefy spalania. Mieszanie powietrza i paliwaprzed spalaniem powoduje równomierny rozkład temperatury i niższątemperaturę płomienia, co prowadzi do niższych emisji NOx

Recyrkulacja spalin lub gazu spalinowego (FGR/EGR)

Recyrkulacja części spalin do komory spalania w celu zastąpieniaczęści świeżego powietrza do spalania, o podwójnym efekcie: obniżeniatemperatury chłodzenia i ograniczenia zawartości O2 do utlenianiaazotu, ograniczająca w ten sposób wytwarzanie NOx. Technika polegana wprowadzeniu spalin z paleniska do płomienia w celu zmniejszeniazawartości tlenu, a tym samym temperatury płomienia. Zastosowaniespecjalnych palników lub innych środków polega na wewnętrznejrecyrkulacji gazów spalinowych, które chłodzą rdzenie płomieni iograniczają zawartość tlenu w najgorętszej części płomieni

Dobór paliwa Korzystanie z paliw o niskiej zawartości azotu

Stopniowane podawanie paliwa

Technika ta opiera się na redukcji temperatury płomienia lubzlokalizowanych „hotspotów” poprzez utworzenie kilku stref spalania wkomorze spalania o różnych poziomach wtrysku paliwa i powietrzaModernizacja może być mniej efektywna w małych obiektach niż wdużych obiektach

Koncepcja spalania ubogiej mieszanki i zaawansowana koncepcja spalania ubogiej mieszanki

Kontrola szczytowej temperatury płomienia za pomocą mieszanki ubogiejjest podstawowym podejściem w celu ograniczania powstawania NOx wsilnikach gazowych. Spalanie mieszanki ubogiej zmniejsza ilość paliwa wstosunku do powietrza w strefach, w których wytwarza się NOx, w takisposób, że szczytowa wartość temperatury płomienia jest mniejsza niżstechiometryczna adiabatyczna temperatura płomienia, co redukujepowstawanie termicznych NOx. Optymalizację tej koncepcji tę nazywa się„zaawansowaną koncepcją spalania ubogiej mieszanki”

78

Palniki o niskiej emisji NOx

(LNB)

Technika ta (obejmująca ultra i zaawansowane palniki o niskiej emisjiNOx) opiera się na zasadzie redukcji szczytowych temperatur płomienia;palniki kotła są tak zaprojektowane, aby opóźnić, ale poprawić spalanieoraz zwiększyć transfer ciepła (zwiększona emisyjność płomienia)Mieszanie powietrza/paliwa ogranicza dostępność tlenu i zmniejszamaksymalną temperaturę płomienia, tym samym opóźniając przekształcanie występującego w paliwie azotu wNOx i powstawanie termicznych NOx przy jednoczesnym utrzymaniuwysokiej sprawności spalania. Z zastosowaniem palnika o niskiej emisjimoże wiązać się modyfikacja konstrukcji komory spalania paleniskaKonstrukcja palników o ul tra niskiej emisji NOx (ULNB) obejmujestopniowe podawanie do spalania (powietrza/paliwa) i recyrkulacjęgazów w komorze ogniowej paleniska (wew- nętrzną recyrkulację spalin)Skuteczność tej techniki może zależeć od projektu kotła przy modernizacjistarych obiektów.

Katalizatory utleniające

Wykorzystanie katalizatorów (które zazwyczaj zawierają metale szlachetne,takie jak pallad lub platyna) do utleniania tlenku węgla oraz niespalonychwęglowodorów tlenem w celu wytworzenia CO2 i pary wodnej

Zmniejszenie temperatury powietrza spalania

Wykorzystanie powietrza do spalania w temperaturze otoczenia. Powietrzespalania nie jest wstępnie podgrzewane w regeneracyjnym podgrzewaczupowietrza

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Selektywna redukcja tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem wobecności katalizatora. Technika ta opiera się na redukcji NOx do azotu wzłożu katalitycznym w wyniku reakcji z amoniakiem (na ogół w roztworzewodnym) w optymalnej temperaturze roboczej około 300–450 °CMożna stosować wiele warstw katalizatora. Większą redukcję NOx osiągasię dzięki zastosowaniu wielu warstw katalizatora. Konstrukcja tej technikimoże być modułowa i specjalne katalizatory lub wstępne podgrzewaniemogą być wykorzystywane do radzenia sobie z niskimi obciążeniami lubszerokim oknem temperaturowym spalin. Technika „w kanale” lub SCR zefektem „slip” jest techniką, która łączy SNCR z późniejszą SCR, któraredukuje ucieczkę amoniaku z jednostki SNCR

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Selektywna redukcja tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem bezkatalizatora. Technika polega na redukcji NOx do azotu w wynikureakcji z amoniakiem lub mocznikiem w wysokiej temperaturze.Przedział temperatur roboczych jest utrzymywany w granicach800–1 000°C w celu zapewnienia optymalnych warunków reakcji

Dodawanie wody/pary

Woda lub para są stosowane jako rozcieńczalnik do obniżaniatemperatury spalania w turbinach gazowych, silnikach lub kotłach, aco za tym idzie do ograniczania powstawania NOx. Są one wstępniemieszane z paliwem przed jego spalaniem (paliwo emulsyjne,nawilżone lub nasycone) lub bezpośrednio wtryskiwane do komoryspalania (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.

79

8.4. Techniki redukcji emisji SOX, HCl lub HF do powietrza

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.

Technika Opis

Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża)

Bezpośrednie wstrzyknięcie suchego sorbentu do komory spalania lubdodawanie adsorbentów na bazie magnezu lub wapnia do koryta kotłaze złożem fluidalnym. Powierzchnia cząsteczek sorbentu reaguje zSO2 w spalinach lub w kotle ze złożem fluidalnym. Technika ta jestgłównie 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)

Wstrzyknięcie i dyspersja suchego sorbentu w proszku w strumieniuspalin. Sorbent (np. węglan sodu, wodorowęglan sodu, wodorotlenekwapnia) reaguje z kwaśnymi gazami (np. formami gazowej siarki iHCl), tworząc substancję stałą, którą usuwa się przy pomocy technikredukcji emisji pyłów (filtr workowy lub elektrofiltr). DSI jeststosowane głównie w połączeniu z filtrem workowym

Dobór paliwa

Stosowanie paliw o niskiej zawartości siarki, chloru lub fluoru

Odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską

Szczególny nieregeneracyjny rodzaj oczyszczania na mokro przy wykorzystaniu 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 SO2 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

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 lubfilcowanej tkaniny, przez którą przepuszcza się gazy w celuzatrzymania na niej cząstek. Zastosowanie filtra workowego wiąże się zkoniecznością wyboru tkaniny, która będzie odpowiednia dlawłaściwości 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 jakhalogenowany węgiel aktywny, z obróbką chemiczną lub bez niej. Systemwstrzykiwania sorbentu można wzmocnić poprzez dodanie dodatkowegofiltra workowego

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. ogólny opis każdej techniki (tj. absorber suchego rozpylania(SDA), dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI), płuczka suchadziałająca 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 jestładunek elektryczny, co pozwala oddzielić je pod wpływem polaelektrycznego. Elektrofiltry mogą działać w bardzo różnych warunkach.Skuteczność redukcji zazwyczaj zależy od liczby pól, czasu przebywania(rozmiaru), właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczekpoprzedzających filtr. Elektrofiltry zazwyczaj obejmują od dwóch do pięciupól. Najbardziej nowoczesne (wysokowydajne) elektrofiltry mają siedempól

Dobór paliwa

Stosowanie paliw o niskiej zawartości popiołu lub metali (np. rtęci)

Multicyklony

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 dodatków do paliwa lub wtryskiwanych do paleniska

Dodawanie związków fluorowcowanych (np. dodatków bromowanych) do paleniska w celu utlenienia rtęci pierwiastkowej do formy rozpuszczalnej lub cząsteczkowej, zwiększając tym samym usuwanie rtęci w dalszych systemach redukcji zanieczyszczeń



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.

81

8.5. Techniki ograniczania emisji rtęci do powietrza

Filtr workowy

Filtry workowe lub tkaninowe są wykonane z porowatej plecionej lubfilcowanej tkaniny, przez którą przepuszcza się gazy w celuzatrzymania na niej cząstek. Zastosowanie filtra workowego wiąże się zkoniecznością wyboru tkaniny, która będzie odpowiednia dlawłaściwości 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 suchadziałająca 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 jestładunek elektryczny, co pozwala oddzielić je pod wpływem polaelektrycznego. Elektrofiltry mogą działać w bardzo różnych warunkach.Skuteczność redukcji zazwyczaj zależy od liczby pól, czasu przebywania(rozmiaru), właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczekpoprzedzających filtr. Elektrofiltry zazwyczaj obejmują od dwóch do pięciupól. Najbardziej nowoczesne (wysoko wydajne) elektrofiltry mają siedempól



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.

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

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.

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 50 - 60 % 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:

85

Rysunek 23 Wpływ współczynnika nadmiaru utleniacza λ na mechanizm tworzenia NOx

Powyższy rysunek przedstawia wzrost ilości powstających tlenków azotu podczas spalania

w funkcji nadmiaru powietrza.

Rysunek 24 Wpływ warunków temperaturowych na mechanizm tworzenia NOx

Powyższy rysunek przedstawia wzrost ilości powstających tlenków azotu podczas spalania

w funkcji wzrostu temperatury procesu spalania.

86

Rysunek 25 Powstawanie NOx 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.

9.2. 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/mu3)

Średnia roczna Średnia dzienna lub średnia z okresu pobierania prób

Nowy obiekt Istniejący obiekt (1) Nowy obiekt Istniejący obiekt (2) (3)

< 100 100-150 100-270 155-200 165-330 (1) Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 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 < 1 500 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.

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/ mu3.

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/ mu3. 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/ mu3 i ok. 80 mg/ mu

3 niż przy większej

o 2 MW mocy kotła. W przebiegach parametrów obu ciągów spalin występują znaczne,

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.

9.4. 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 20.

9.4.1. 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.

89

9.4.2. 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

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

91

Rysunek 28 Porównanie wymaganego naddatku powietrza dla kotła z recyrkulacją spalin i bez.

Rysunek 29 Porównanie możliwości redukcji NOx przy stosowaniu recyrkulacji dla kotłów rusztowych o różnych mocach

9.4.3. 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

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/mu3, 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.

93

Rysunek 31 Porównanie przebiegu spalin z kotłem bez systemu ECOTUBE i z systemem

9.4.4. 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 12-20 % 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%.

9.4.5. 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.

9.4.2. Metody wtórne

Metody wtórne powinny być brane pod uwagę dopiero po wyczerpaniu możliwości

ograniczenia powstawania tlenków azotu metodami pierwotnymi. Należy podkreślić, że znane

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:

9.4.3. 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:

N2 + H20

NH2 + NO

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:

2 2 2 2 2 2

12

95

4 NH3 + 4 NO + O2 → 4 N2 + 6 H2O

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.

9.4.4. 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

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 60-100 % 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/mu3. Stanowić to może w przyszłości istotny czynnik ograniczający

stosowanie tej metody.

9.4.5. 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:

4 4 → 4 6

2 → 2 3

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,

97

- układ rurociągów doprowadzających czynnik do kanału spalin,

- opomiarowanie kanału spalin, rozdziału czynnika oraz układ sterujący.

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

wlot czynnika

spaliny zawierające NOx

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%.

9.4.6. 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.

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

100

dla każdego kotła. Poniżej przedstawiono emisję tlenków azotu z dwóch kotłów OR 10

pracujących w podobnych reżimach eksploatacyjnych ale o różnej konstrukcji.

Wykres 11 Emisja z kotła OR 10 nr 4 w technologii ścian szczelnych

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.

9.6. 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

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

200

250

300

350

400

450

500

12:00:00 12:57:36 13:55:12 14:52:48 15:50:24 16:48:00 17:45:36 18:43:12

O2

[%]

NO

x [m

g/N

m3

przy

O2=

6%]

czas

Stężenia NOx przeliczone na tlen odniesienia 6% oraz zawartość tlenu w trakcie pomiarów

NOxO2 [%]

4

9

14

19

24

29

0

100

200

300

400

500

600

Pomiar tlen

u w spalinach [%]

Stężen

ie N

Ox [m

g/um3],

CO/10[m

g/um3]

nox co o

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/mu3 – średnia

roczna i 330 mg/mu3 - 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.

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.

10.1. 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

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.

10.1.1. 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.

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 10÷20 %, przy spadku ciśnienia 100÷300 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 104 do 1011 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

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 SO3 20–30 ppm

możliwa jest redukcja emisji pyłu w zakresie 60÷90%. Wymusza to lokalizację instalacji

elektrofiltru przed instalacją odsiarczania spalin.

10.2. 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

106

ani zmieniać własności wytrzymałościowych) - włókna szklane, teflon,

• niskimi oporami przepływu,

• wysoką skutecznością przechwytywania ziaren pyłu.

10.2.1. 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

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.

10.2.2. 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

108

Rysunek 38 Porównanie budowy filtrów workowych w układzie poziomym i pionowym

10.2.3. 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 1 000 000 m3/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.

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.

10.2.4. 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.

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.

10.3. 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.

111

11. Odsiarczanie spalin

11.1. 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 SO2,

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 = SO2

Podczas nagrzewania węgla związki siarki ulegają rozkładowi. Podstawowe reakcje

rozkładu związków siarki zawartych w substancji mineralnej przedstawiają kolejne równania:

Piryt

FeS2

2FeS2 +11/2O2 → Fe2O3 + 4SO2

112

Siarczany

CaSO4

MgSO4

Fe(SO4)3

CaSO4 → CaO + SO3

MgSO4 → MgO + SO3

Fe(SO4)3 → Fe2O3 + 3SO3

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),

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. 1000°C) prawie cała

siarka zawarta w węglu przechodzi do spalin głównie jako SO2 i częściowo SO3.

11.2. 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.

`

Rysunek 41 Zestawienie metod oczyszczania spalin

Metody odsiarczania spalin

metody katalityczne

Wellman‐Lord

Bergabau‐Forschung

DESONOX

metodyniekatalityczne

półsuche

dodawanie sorbentu

rozpylanie adsorbera

mokre

wapienno ‐gipsowa

z użyciem wodorotlenku

wapnia

z uciem amoniaku

alkaliczna

inne (np. użycie wody morskiej)

suche

dodawanie sorbentu

114

11.2.1. 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 SO2 i SO3

przez węglany z utworzeniem siarczynów i siarczanów wapnia i magnezu, a także

częściowo gipsu:

CaCO3 + SO2 CaSO3 + CO2; MgCO3 + SO2 MgSO3 + CO2

- 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 (CaSO4 × 2H2O):

CaO + SO2 CaSO3 + 1

2O2 + 2H2O CaSO4 × 2H2O

Ca(OH)2 + SO2 + 1

2O2 + H2O CaSO4 × 2H2O

- sodowe w których stosuje się wodny roztwór węglanu sodowego, w którym w wyniku

reakcji dwutlenku siarki z węglanem sodowym tworzy się kwaśny siarczyn sodu:

2SO2 + Na2CO3 + H2O 2NaHSO3 + CO2

- magnezytowe są metodami regeneracyjnymi i polegają na absorpcji SO2 w wodnej

zawiesinie tlenku magnezowego:

MgO + SO2 MgSO3; MgSO3 + 1

2O2 MgSO4

- dwualkaliczne, charakteryzujące się tym, że do absorpcji SO2 ze spalin stosuje się

wodny roztwór siarczynu sodu i wodorotlenku sodu, według reakcji:

Na2SO3 + NaOH + SO2 + 1

2O2 Na2SO4 + NaHSO3

11.2.2. Metody półsuche

- zasada metody polega na wprowadzeniu (rozpylaniu) do gorących spalin zawiesiny

lub roztworu alkalicznego reagującego z tlenkami siarki. Najczęściej stosuje się

mleczko wapienne:

115

Ca(OH)2 + SO2 CaSO3 + H2O; Ca(OH)2 + SO3 CaSO4 + H2O

Ca(OH)2 + SO3 + H2O CaSO4 × 2H2O

11.2.3. 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 -

CaCO3, dolomit (CaCO3 + MgCO3) i kreda - CaCO3, 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 CO2. Tlenek wapnia wiąże tlenki siarki wg następujących reakcji

chemicznych:

CaO + SO2 1000o C CaSO3; CaO + SO2 +

1

2O2

1000o C CaSO4

- adsorpcja na sorbentach węglowych metoda polega na adsorpcji SO2 na

aktywowanym koksie z węgla kamiennego i jednoczesnym utlenieniu w obecności

tlenu i pary wodnej do kwasu siarkowego, który pozostaje zaadsorbowany na koksie.

2SO2 + O2 + 2H2O 120o C 2H2SO4

- 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

116

wadą jego wartości stechiometrycznej, tak że nie ma zmniejszenia całkowitego

zapotrzebowania na odczynniki.

11.3. 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.

11.3.1. 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

Częstotliwość pomiarów

Chlorki jako Cl[1]

mg/l

500-1000

Pomiary okresowe raz na miesiąc

Siarczany jako SO42 300-1500[2]

Azot ogólny N 1-50

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

117

11.3.2. 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 CO2 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

118

11.4. Porównanie metod

METODA SUCHA METODA PÓŁSUCHA METODA MOKRA

Mocne strony

• 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

• 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

• 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

Słabe strony

• 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

• wysokie zapotrzebowanie na sprężone powietrze

• duża ilość odpadów • droższy sorbent • niższa sprawność • gorsze wykorzystanie sorbentu • mała przydatność produktu

odsiarczania

• 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

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

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

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

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/mu3 i dla wyjściowego stężenia SO2

wynoszącego 1400 mg/mu3 (uzyskiwanym przy spalaniu węgla o zawartości 0,58% -wyniki

analizy dla węgla stosowanego 30.03.2017r.) wynosi niepełna 90%. Z kolei dla górnej

granicy dopuszczalnego poziomu wynoszącej 360 mg/mu3 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.

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.

12.1. 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.

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 100 000 m3/h

.

Rysunek 46 Schemat instalacji podawania suchego addytywu do komory paleniskowej

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

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 SO3 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.

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.

13.1. 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.

128

Badanie skuteczności sorbentów w zakresie odsiarczania można rozszerzyć o sprawdzenie ich

oddziaływania na redukcję tlenków azotu i innych zanieczyszczeń podlegających

obowiązkowej redukcji.

13.2. Zakres rzeczowy instalacji:

Zabudowa bypassu na kanale spalin przed odpylaczem cyklonowym, z zabudowanym

filtrem tkaninowym (z poziomym układem worków) o przepustowości nominalnej spalin

5000 - 6000 m3/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 m2 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

129

w strumieniu spalin nie występują lokalne różnice w koncentracji mierzonych

zanieczyszczeń.

13.3. 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.

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

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.

14.1. 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,

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

iZawartość tlenu, temperatura 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 dostar-

czona w paliwie obiektu energetycznego

spalania

Norma(-y) (1)

Minimalna częstotliwość monitorowania (2)

Monitoro- wanie

związane z

NH3

W przypadkach, w których stosowana jest SCR lub SNCR

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (3) (4) BAT 7

133

NOX

Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów


Ogólne normy EN


CO



Ogólne normy EN


SO2



Ogólne normy EN i EN 14791

Ciągłe (3) (8) (9) BAT 21

SO3

W przypadkach, w których stosowana jest SCR


Brak dostępnej normy EN

Raz na rok —

Chlorki gazowe wyrażone jako HCl

Węgiel kamienny lub brunatny


EN 1911 Raz na trzy miesiące (3) (10) (11)

BAT 21

HF



Brak dostępnej normy EN

Raz na trzy miesiące (3) (10) (11)

BAT 21

Pył



Ogólne normy EN i EN 13284-1 i EN 13284-2


Metale i metaloidy z wyjątkiem rtęci (As, Cd, Co, Cr, Cu, Mn, Ni, Pb, Sb, Se, Tl, V, Zn)



EN 14385 Raz na rok (15) BAT 22

Hg


< 300 MW EN 13211 Raz na sześć miesięcy (10) (17)

BAT 23

(1) Ogólne normy EN dla pomiarów ciągłych to EN 15267-1, EN 15267-2, EN 15267-3 i EN 14181. 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 < 1 500 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 < 1 500 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, 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.

(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.

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 < 1 500 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) Substancje/parametry, będące przedmiotem charakterystyki

Węgiel kamienny/brunatny

— 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.

opis

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.

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.

14.3. 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

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

14.4. 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.

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:


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

138

parametrów i częstotliwości monitoringu oraz wykorzystanie danych z monitoringu do celów

procesowych.

14.5. 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.

14.6. 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 15259 „Jakość powietrza.

Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych. Wymagania dotyczące miejsc pomiaru i odcinków

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 15259 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.

14.6.1. 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

140

jednorodność musi być określona dla różnych warunków przepływu wynikających ze

zmienności strumienia.

14.6.2. 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

14.7. System zapewnienia jakości

QAL1 jest procedurą zdefiniowaną w normie EN 15267 oraz EN 14181 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.

141

QAL2 zdefiniowany w normie 14181 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.

14.7.1. Punkt pomiarowy, pobieranie próbek i analiza

Zdefiniowanie reprezentatywnej lokalizacji pomiarowej dla pomiarów ciągłych ma

kluczowe znaczenie. Normy EN ISO 16911oraz EN 15259 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.

14.7.2. 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,

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.

14.7.3. 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).

14.7.4. 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.

143

Rysunek 49 Schemat funkcjonalny systemu ciągłego monitoringu

Rysunek 50 Przykładowy widok wyposażenia kontenera AMS.

14.8. 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

144

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

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 15259 określającą warunki lokalizacji i instalacji AMS wg procedury QAL 1,

PN-EN 14181 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

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 bardzo szczegółowo opisane w związanych przepisach i stosownych normach,

wymaga szczegółowej analizy technicznych możliwości jego zabudowy uwzględniającej

warunki obiektów spalania paliw. Poza warunkami technicznymi, jakim powinna

odpowiadać instalacja 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

145

urządzeń instalacji oczyszczania spalin, która może wykluczyć instalację punktów

pomiarowych na kanałach spalin. Najbardziej prawdopodobna jest instalacja 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 decyduje czy są one

możliwe do przyjęcia, bierze pod uwagę następujące czynniki:


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.

Dodatkową 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 logistycznych 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, ale także z doborem techniki pomiarowych, ale również

z konfiguracją 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.

146

14.9. Koszty monitoringu emisji

Koszty monitoringu zależne są od ustalonego w pozwoleniu zintegrowanym zakresu

(ilość przekrojów pomiarowych dla poszczególnych monitorowanych substancji) oraz metod

monitoringu. Istotne znaczenie ma wybór opcji: pomiarów bezpośrednich, parametrów

zastępczych, bilansów masowych, innych obliczeń i użycie wskaźników emisji.

Koszt monitoringu obejmuje koszty inwestycyjne zakupu i zabudowy aparatury,

infrastruktury związanej z systemem oraz przeprowadzania procedur kontrolnych.

15. Zagadnienia ekonomiczne instalacji oczyszczania spalin

Dostosowanie źródeł spalania paliw do konkluzji BAT stanowi dla ciepowni inwestycję

obligatoryjną i musi być zrealizowane bez względu na kryteria efektywnościowe. Mają na

celu dostosowanie działalności przedsiębiorstwa do zmieniających się regulacji prawnych

i obowiązujących norm. Dla tego typu inwestycji celem nie jest oczekiwany zwrot

z inwestycji, tylko spełnienie norm wymaganych przez prawo.

Koszty inwestycyjne obejmujące zespół działań związanych z kompleksowym

dostosowaniem dwóch źródeł spalania paliw (2 obiekty LCP wg definicji Dyrektywy IED),

eksploatowanych przez MEC Sp. z o.o. zostały wstępnie ustalone na podstawie zakresów

rzeczowych wskazanych w poprzednich rozdziałach opracowania. Należy zwrócić uwagę, że

istotny wpływ na finalną wielkość nakładów inwestycyjnych będą miały wpływ warunki

ustalone w pozwoleniu zintegrowanym oraz decyzje Inwestora dotyczące rozwiązań

w obszarze sposobu prowadzenia przyszłej eksploatacji obu źródeł spalania paliw,

w szczególności sposobu wytwarzania ciepła w okresach między sezonowych.

Wielkości nakładów dla poszczególnych zadań inwestycyjnych określono na podstawie:

ofert budżetowych – dotyczy filtrów tkaninowych – załącznik nr 3 i systemu ciągłego

monitoringu spalin – załącznik nr 6

szacunkowych danych opartych o doświadczenia analogicznych realizacji,

określonych na podstawie odpowiadających przedmiotowo wycen lub realizacji –

dotyczy rewitalizacji kotła OR 16, budowy instalacji recyrkulacji spalin, modernizacji

obiektowej AKPiA, robót inżynieryjno-budowlanych związanych z zabudową

urządzeń zewnętrznych oraz robót pomocniczych i towarzyszących powiązanych z

planowanymi zakresami rzeczowymi.

147

15.1. Symulacja kosztów

Wstępną symulację kosztów przeprowadzono dla optymalnego pod względem

niezbędnych nakładów inwestycyjnych i konfiguracji reżimu eksploatacyjnego ciepłowni.

Z uwagi na zalecaną optymalizację zakresu działań dostowujących źródła spalania paliw do

wymagań konkluzji BAT, najkorzystniej przedstawia się przedstawiony poniżej sposób

prowadzenia eksploatacji obu źródeł spalania paliw.

Biorąc pod uwagę niedostosowanie kotła OR 10 (wynikające ze stosowanego reżimu

eksploatacyjnego) w świetle przyszłych standardów emisyjnych, może on stanowić rezerwę

dla kotła OR 16. Ze względu na fakt, że w Dyrektywie IED i odpowiednio Rozporządzeniu

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. 2014 poz. 1546) nie jest stosowana definicja kotła

rezerwowego, jedynie jest mowa o szczytowej części źródła jako pracującej mniej niż 1500

godzin w roku, można ubiegać się o ustalenie statusu części szczytowej dla kotła OR 10

(pomimo, że nie jest on objęty konkluzjami BAT). Przeszkodą do ustalenia statusu części

obiktu funkcjonujacej mniej niż 1500 godzin w ciągu roku, w chwili obecnej jest wymóg

średniej kroczącej ilości godzin pracy z ostatnich 5 lat. Jednakże do upływu okresu derogacji

możliwe będzie uzyskanie takiej średniej, pod warunkiem podjęcia decyzji o rewitalizacji

kotła OR 16, który przejmie obecną funkcję kotła OR 10. W takiej sytuacji kocioł OR 10

może mieć złagodzone dopuszczalne poziomy emisji SO2 i NOx, co będzie możliwe do

uzyskania mniej kosztownymi technologiami. W sytuacji, gdy kocioł OR 16 odprowadzjący

spaliny do komina nr 1 (zgodnie z zasadą łaczenia stanowiącego odrębne źródło spalania

paliw) będzie kotłem podstawowym wytwarzającym parę na potrzeby technologiczne

i zasilania stacji wymienników para-woda istnieje możliwość ustalenia jednego z kotłów WR

25 nr 1 lub 2 jako częsci szczytowej źródła (pod warunkiem uzgodnienia sposobu

oddzielnego monitoringu z organem wydającym pozwolenie zintegrowane - problemy mogą

wystąpić ze względu na trudności z doborem przekroju pomiarowego dla kotła WR 25).

Eksploatacja kotłą OR 16 jako kotła podstawowego do wytwarzania pary technologicznej

i uzupełniania bilansu zapotrzebowania ciepła w systemie ciepłowniczym poprzez stacje

wymienników para-woda, w świetle konieczności dostosowania obiektów energetycznego

spalania paliw do konkluzji BAT, będzie rozwiązaniem najkorzystniejszym, generującym

najniższe koszty.

148

Z analiz zapotrzebowania ciepła systemowego wynika, że moc szczytowa, limitowana czasem

pracy określonym na 1500 godzin w roku wynosi ok.40% mocy zainstalowanej ciepłowni,

więc trwałe limitowanie czasu pracy jednego z kotłów WR 25 nie spowoduje znaczącego

ograniczenia dyspozycyjności ciepłowni i nie zmieni dotychczasowej sytuacji w warunkach

maksymalnego zapotrzebowania ciepła. Ze względu na dłuższe okresy postoju tych kotłów

niezbędne będzie przeprowadzanie konserwacji postojowych

Bez względu na ewentualne uzyskanie złagodzonych wymagań dla jednego lub dwóch kotłów

szczytowych muszą one być wyposażone w układy odpylania z zastosowaniem filtrów

tkaninowych, instalacje odsiarczania spalin. Jedyną kwestią zróżnicowania zakresu instalacji

oczyszczania spalin pozostaje zasadność zastosowania wtórnej metody redukcji NOx dla

kotłów szczytowych. Przeprowadzone pomiary wskazują, że kotły OR 10 i WR 25 nr 2

w obecnych warunkach spełniają dopuszczalne poziomy emisji określonych w części 1

załącznika V Dyrektywy IED. Jednakże biorąc pod uwagę ewentualną aplikację suchej

metody odsiarczania z wykorzystaniem adsorbentu umożliwiającego jednoczesną redukcje

tlenków azotu, zastosowanie odrebnych metod redukcji może byc bezprzedmiotowe.

Poniżej przedstawiono zakres rzeczowy działań dostosowujących źródła spalania paliw

do wymagań konkluzji BAT, nie uwzględniając standardowych zakresów remontowych

mających na celu odtworzenie właściwości użytkowych urządzeń lub instalacji, których

stan techniczny i parametry powinny odpowiadać właściwym warunkom

eksploatacyjnym.

Zestawienie porównawcze kosztów inwestycyjnych zostało przedstawione w tabeli poniżej.

Przy przyjętych założeniach najbardziej optymalny pod względem kosztów inwestycyjnych

oraz operacyjnych jest sucha metoda odsiarczania spalin z wykorzystaniem reagenta

sodowego.

149

Lp. Aktywność Kat.

Kosztów Koszt min Koszt max

przygo

towan

ie ko

tła ‐ modernizacja in

stalacji powietrza p

odmuchowego

i metody p

ierw

otne ogran

iczania N

ox

1. 0 ETAP I ‐ 450 000 550 000

1. 1 Ustalenie reżimu eksploatacyjnego ciepłowni I+K

1. 2 Wybór kotła WR 25 do prac modernizacyjnych I+K

1. 3 Opracowanie dokumentacji prac modernizacyjnych W

1. 4 Prefabrykacja i kompletacja dostaw W

1. 5 Modernizacja instalacji podmuchu powietrza W

1. 6 Ocena stanu technicznego rusztu K

1. 7 Remont pokładów rusztów W

1. 8 Badanie rozdziału powietrza do stref i pola prędkości W

1. 9 Raport i wytyczne do realizacji dla kolejnych kotłów I+K

1. 10 Próba eksploatacyjna kotła I

1. 11 Opracowanie koncepcji recyrkulacji spalin (FGR) K

1. 12 Opracowanie dokumentacji technicznej FGR W

1. 13 Kompletacja dostaw instalacji W

1. 14 Prace obiektowe na kotle i montaż instalacji W

1. 15 Próby eksploatacyjne z pomiarami I+K

1. 16 Raport z prób i rekomendacje dalszych działan I+K

1. 17 Wydanie założeń lokalizacji portów pomiarowych K

1. 18 Wykonanie montażu portów W

1. 19 Przeprowadzenie pomiarów rozkładu temperatur i koncentracji gazów

W

1. 20 Raport z pomiarów i opracowanie wniosków W

1. 21 Opracowanie koncepcji dod. metod pierwotnych I+K

1. 22 Wykonanie dokumentacji metod pierwotnych K

1. 23 Wykonanie prac obiektowych i instalacyjnych W

1. 24 Przeprowadzenie pomiarów rozkładu temperatur i koncentracji gazów

W

1. 25 Raport z prób i wytyczne do doboru metodydenox I+K

1. 26

Badanie zgodności technologii z warunkami pozwolenia zintegrowanego

I+K

1. 27 Wykonanie dokumentacji instalacji denox W

1. 28 Kompletacja dostaw i wykonanie instalacji denox W

1. 29 Rozruch, optymalizacja i pomiary skuteczności instalacji denox

W

1. 30 Konsulting techniczny etapu I K

Optym

alizacja

odsiarczan

ia metodą su

chą

nako

tleOR10

2. 0 ETAP II ‐ 250 000 300 000

2. 1 Opracowanie projektu procesowego odsiarczania I+K

2. 2

Opracowanie programu badań odsiarczania metodą suchych addytywów dla kotła OR 10 K

2. 3 Opracowanie dokumentacji instalacji pilotowej K+W

150

2. 4 Kompletacja dostaw instalacji pilotowej z testowym filtrem workowym W


2. 6 Wykonanie testów ze zmianą rodzaju addytywów K+W

2. 7 Wykonanie pomiarów stężenia SO2 za komorą paleniskową W

2. 8 Wykonanie pomiarów stężenia SO2 za układem odpylania instalacji pilotowej W

2. 9 Optymalizacja projektu procesowego K+W+I

2. 10 Raport i opracowanie wytycznych do aplikacji przemysłowej K+W

2. 11 Konsulting techniczny etapu II K

Instalacja o

dsiarczan

ia kotła W

R 25

3. 0 ETAP III ‐ 100 000 300 000

3. 1 Opracowanie projektu procesowego dla kotła WR 25 I+K

3. 2 Wykonanie dokumentacji technicznej W

3. 3 Kompletacja dostaw W


3. 5 Rozruch i optymalizacja instalacji bez zastosowania filtra workowego K+W

3. 6 Wykonanie pomiarów stężenia SO2 i pyłu z istniejącym układem odpylania W

3. 7 Raport i opracowanie wytycznych dla doboru parametrów filtra workowego W+K

3. 8 Konsulting techniczny etapu III K

Instalacja O

czyszczania Sp

alin dla

kotła W

R 25

4. 0 ETAP IV 3 500 000 4 000 000

4. 1

Opracowanie koncepcji odpylania spalin połączone z kolejną fazą odsiarczania (IOS) i doborem wentylatora wyciągowego spalin K+W

4. 2 Opracowanie dokumentacji technicznej IOS W

4. 3 Kompletacja dostaw instalacji W

4. 4 Prace obiektowe na kotle i montaż instalacji W

4. 5 Próby eksploatacyjne z pomiarami W

4. 6

Analiza konieczności zainstalowania SNCR w przypadku obniżenia dopuszczalnych poziomów emisji

4. 7 Konsulting techniczny etapu IV K

4 300 000 5 150 000

Tabela 7 Wyciąg z harmonogramu

Legenda:

I - Inwestor

W - Wykonawca - dostawca technologii - podmiot zewnętrzny

K - Konsultant

151

Powyższe zestawienie nie obejmuje zakresu działań w obszarze gospodarki remontowej.

Wielkości kosztów przedstawione w zestawieniu mogą ulec zmianie po ustaleniu

szczegółowych warunków realizacji.

16. Rekomendowany program działań - harmonogram

Przedstawiony w formie harmonogramu rekomendowany program działań

dostosowujących źródło spalania paliw do konkluzji BAT został opracowany z założeniem

kryterium zaawansowanej optymalizacji doboru najkorzystniejszych pod względem

technicznym i ekonomicznym technologii oczyszczania spalin. Z uwagi na brak

sprawdzonych łączonych technik oczyszczania spalin dedykowanych dla kotłów rusztowych

typu WR i OR korzystne będzie dla użytkownika podjęcie się przeprowadzenia prac

badawczych oraz prac związanych z optymalizacją spalania połączoną z ograniczeniem emisji

zanieczyszczeń do poziomu jaki umożliwia konstrukcja kotłów, w celu uniknięcia ryzyka

technicznego i ryzyka poniesienia nadmiernych kosztów.

Proponowane na rynku łączone technologie oczyszczania spalin, np. technologia duńskiej

firmy FLSmidth wymaga szczegółowego zdefiniowania parametrów paliwa obejmujących

pełną analizę techniczną i elementarną oraz gwarancji stabilnego utrzymania tych parametrów

w całym okresie użytkowania instalacji. Biorąc pod uwagę krajowy rynek paliw oraz

procedury zakupowe paliwa, jest to praktycznie wymóg nie do spełnienia przez

prowadzącego instalację. Wybrane technologie muszą być przystosowane do zmiennych

parametrów paliwa w sposób nie zakłócający pracy instalacji w zakresie dopuszczalnych

poziomów emisji.

Dodatkowym aspektem jest brak ustalonych na chwilę obecną standardów emisyjnych,

które zgodnie z regulacjami POŚ i konkluzji BAT będą ustalane przez organ wydający

pozwolenie w sposób zindywidualizowany dla warunków źródła spalania paliw. Konkluzje

BAT określają dopuszczalne poziomy emisji BAT-AEL dolny i górny, co w znaczący sposób

przekłada się na dobór technologii, w zależności od ostatecznie przyjętej wartości dla każdego

rodzaju zanieczyszczeń. Powyższy problem w zasadzie nie dotyczy pyłu, w przypadku

którego dostępne techniki ograniczają się do techniki elektrostatycznej i filtracyjnej (przy

założeniu rezygnacji z łączonych mokrych technologii oczyszczania spalin, głównie ze

względów ekonomicznych i faktu generowania dużej ilości ścieków).

152

Proponowany zakres dla doboru instalacji redukcji NOx obejmuje w etapie I:

modernizację powietrza podmuchowego wybranego kotła WR 25 w celu optymalizacji

jego rozdziału do stref podmuchowych i wyrównania rozpływu na szerokości rusztu,

zastosowanie metod pierwotnych do ograniczenia powstawania NOx,

wybór metody wtórnej redukcji tlenków azotu, po ustaleniu dopuszczalnego poziomu

emisji oraz bazowej wielkości emisji uzyskanej po aplikacji metod pierwotnych,

w etapie II:

wykonanie instalacji pilotowej odsiarczania spalin metodą suchych addytywów,

wyposażonej w filtr workowy na kotle OR 10,

optymalizację procesu odsiarczania i ocenę zakresu regulacyjnego skuteczności

odsiarczania,

konfigurację parametrów redukcji SO2 dla kotłów WR 25, po ustaleniu dopuszczalnego

poziomu emisji oraz uzyskanych skuteczności odsiarczania na instalacji pilotowej.

Przedstawione wstępnie działania umożliwiają praktyczne przeprowadzenie doboru

technologii, parametrów procesowych i prób w warunkach eksploatacyjnych obiektu,

ogarniczając ryzyka techniczne i ekonomiczne związane z wyborem technologii nie

posiadających referencji dla kotłów typoszeregu WR i OR w zakresie łącznego stosowania

technik oczyszczania spalin. Realizacja proponowanego we wstępnym zarysie, programu

umożliwi ustalenie wymaganych parametrów eksploatacyjnych przy zachowaniu priorytetu

optymalizacji wysokości kosztów inwestycyjnych procesu dostosowywania emisji do

warunków określonych w aktualizacji pozwolenia zintegrowanego uwzględniającej

wymagania konkluzji BAT. Realizacja przedstawionego programu zminimalizuje ryzyka

techniczne i zoptymalizuje koszty inwestycyjne i eksploatacyjne metod wtórnych

oczyszczania spalin w skali całego obiektu. Zapewnia wykorzystanie potencjału

modernizacyjnego użytkowanych kotłów w zakresie, który umożliwiają ich cechy

konstrukcyjne, do optymalizacji procesu spalania i kontrolowania bazowej emisji

zanieczyszczeń gazowych NOx i CO. Efektem będzie ograniczenie wymaganej redukcji

metodami wtórnymi, umożliwiając uniknięcie stosowania kosztownej technologii głębokiej

redukcji NOx, np. SCR lub zaawansowanych metod odsiarczania spalin.

153

17. Spis rysunków i tabel

Tabela 1 .................................................................................................................................... 18 Tabela 2 .................................................................................................................................... 30 Tabela 3 .................................................................................................................................... 30 Tabela 4 Zawartość wybranych pierwiastków w polskich węglach ........................................ 57 Tabela 5 Koncentracje wybranych pierwiastków w węglach z różnych regionów ................. 57 Tabela 6 Porównanie metod odsiarczania .............................................................................. 118 Tabela 7 Wyciąg z harmonogramu ........................................................................................ 150 Rysunek 1 Schemat źródeł spalania paliw MEC Sp. z o.o. ..................................................... 13 Rysunek 2 ................................................................................................................................. 34 Rysunek 3 Stężenia SOx przeliczone na O2 odniesienia w trakcie pomiarów ........................ 37 Rysunek 4 ................................................................................................................................. 38 Rysunek 5 Wizualizacja uśrednionych Uśrednione Rozdział powietrza na strefy kotła WR 25-014 M nr 1 przy 100% otwarcia klap regulacyjnych.. ............................................................. 39 Rysunek 6 Instalacja powietrza podmuchowego WR 25-014M. ............................................. 40 Rysunek 7 Zmiany granulacji paliwa na szerokości rusztu ..................................................... 41 Rysunek 8 Różnice wielkości szczelin pomiędzy pokładami a ścianą środkową rusztów. ..... 42 Rysunek 9 Ruszt RTW 2,5x7,0 z zabudowanym wózkiem rewersyjnym ............................... 50 Rysunek 10 Widok kotła WR 25 z zabudowanym wózkiem rewersyjnym ............................. 51 Rysunek 11 Rozwiązanie bezpośredniego wprowadzenia powietrza od czoła stref podmuchowych. ....................................................................................................................... 52 Rysunek 12 Rozkład prędkości powietrza w kanale o przekroju kołowym dla różnych przepływów powietrza: 2,15 m3/s (lewy przekrój) i 1,18 m3/s. .............................................. 52 Rysunek 13 ............................................................................................................................... 54 Rysunek 14 ............................................................................................................................... 54 Rysunek 15 Zmiany zawartości węgla, wodoru i tlenu ze stopniem uwęglenia węgla ........... 56 Rysunek 16 Model molekularnej struktury węgla bitumicznego według Heredy i Wenderal 58 Rysunek 17 Uproszczony model przemiany substancji organicznej paliwa w trakcie jego spalania ..................................................................................................................................... 61 Rysunek 18 Systematyka spalania wg Aufhäusera (T. Wróblewski i in. Urządzenia kotłowe WNT 1973) .............................................................................................................................. 64 Rysunek 19 Spalanie paliwa na ruszcie ruchomym ................................................................. 65 Rysunek 20 Kształtowanie zapotrzebowania powietrza do spalania różnych typów węgli .... 67 Rysunek 21 Symulacja CFD rozkładu temperatur w kotle WR 25 (www.rafako.com.pl) ...... 68 Rysunek 22 Przemiany azotu w procesie pirolizy i spalania paliw .......................................... 84

Rysunek 23 Wpływ współczynnika nadmiaru utleniacza λ na mechanizm tworzenia NOx .... 85 Rysunek 24 Wpływ warunków temperaturowych na mechanizm tworzenia NOx .................. 85 Rysunek 25 Powstawanie NOx w funkcji nadmiaru powietrza ................................................ 86 Rysunek 26 Schemat systemu recyrkulacji .............................................................................. 89 Rysunek 27 Porównanie emisji NOx przy recyrkulacji spalin i bez recyrkulacji .................... 90

154

Rysunek 28 Porównanie wymaganego naddatku powietrza dla kotła z recyrkulacją spalin i bez. ........................................................................................................................................... 91 Rysunek 29 Porównanie możliwości redukcji NOx przy stosowaniu recyrkulacji dla kotłów rusztowych o różnych mocach ................................................................................................. 91 Rysunek 30 Zabudowa dyszy OFA w ścianie szczelnej .......................................................... 92 Rysunek 31 Porównanie przebiegu spalin z kotłem bez systemu ECOTUBE i z systemem .. 93 Rysunek 32 Zabudowa katalizatora w kanale spalin ............................................................... 97 Rysunek 33 Schemat instalacji SCR ........................................................................................ 97 Rysunek 34 Schemat elektrofiltru .......................................................................................... 102 Rysunek 35 Typowe frakcje pyłu z kotła pyłowego opalanym węglem kamiennym ............ 104 Rysunek 36 Nomogram doboru materiału filtracyjnego ........................................................ 106 Rysunek 37 Zmiany skuteczności odpylania i oporów filtracji P w regenerowanych warstwach filtracyjnych ......................................................................................................... 107 Rysunek 38 Porównanie budowy filtrów workowych w układzie poziomym i pionowym .. 108 Rysunek 39 Wpływ techniki recyrkulacji na obniżenie emisji pyłu w kotłach rusztowych .. 110 Rysunek 40 Związki siarki występujące w węglu ................................................................. 112 Rysunek 41 Zestawienie metod oczyszczania spalin ............................................................. 113 Rysunek 42 Przykład suchej instalacji odsiarczania .............................................................. 117 Rysunek 43 Diagram ustalania skuteczności odsiarczania metodą suchych addytywów ...... 122 Rysunek 44 Schemat dwustopniowego systemu odsiarczania z iniekcją do komory paleniskowej i powierzchni reakcyjnej filtra tkaninowego. ................................................... 123 Rysunek 45 Filtr workowy typu FDH-10x22/T60/8,50/1610 dla strumienia spalin o wielkości 100 000 m3/h .......................................................................................................................... 124 Rysunek 46 Schemat instalacji podawania suchego addytywu do komory paleniskowej ..... 124 Rysunek 47 Zależność skuteczności usuwania SO3 reagentem sodowym – troną od uziarnienia .............................................................................................................................. 126 Rysunek 48 Przykład lokalizacji układów pomiarowych w obrębie odcinka pomiarowego na przewodzie gazów odlotowych .............................................................................................. 140 Rysunek 49 Schemat funkcjonalny systemu ciągłego monitoringu ....................................... 143 Rysunek 50 Przykładowy widok wyposażenia kontenera AMS. ........................................... 143

155

18. Spis załączników

1. Pomiary na kotle WR 25 nr 2 - sprawozdanie 2. Pomiary na kotle OR 10 nr 4 - sprawozdanie 3. Rysunek założeniowy filtra dla przepływu 100 000 m3/h - D02170700600-F00 4. Rysunek założeniowy filtra dla przepływu 50 000 m3/h - D02170700800-F00 5. Oferta na wykonanie filtrów tkaninowych DC_4079_27072017_0 6. Oferta handlowa na system ciągłego monitoringu spalin - 20170608/17/47_B 7. Oferta techniczna na system ciągłego monitoringu spalin - 20170608/17/47_A 8. Harmonogram jako uzupełnienie rozdziału 16

Documents

Założenia techniczno - ekonomiczne MEC Ostrowiec‚ożenia... · Oczyszczanie gazów odlotowych ..... 71 8.1. System odpylania spalin