Założenia techniczno - ekonomiczne MEC Ostrowiec‚ożenia... · Oczyszczanie gazów odlotowych...
-
Upload
duonghuong -
Category
Documents
-
view
223 -
download
0
Transcript of Założenia techniczno - ekonomiczne MEC Ostrowiec‚ożenia... · Oczyszczanie gazów odlotowych...
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
Nazwa: Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. Adres: ul. Sienkiewicza 91, 27-400 OSTROWIEC ŚWIĘTOKRZYSKI
Inwestor
Nazwa: Miejska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. Adres: ul. Sienkiewicza 91, 27-400 OSTROWIEC ŚWIĘTOKRZYSKI
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 (po- wietrza/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 wykorzysta- niu naturalnej zasadowości tej wody do absorpcji kwaśnych związków w spali nach. Technika ta zasadniczo wymaga uprzedniej redukcji emisji pyłu
Absorber suchego rozpylania (SDA)
Zawiesina/roztwór odczynnika zasadowego są wprowadzane do strumienia spalin i rozprowadzane w nim. Materiał reaguje z formami gazowej siarki, two rząc substancję stałą, którą usuwa się przy pomoc technik redukcji emisji pyłów (filtr workowy lub elektrofiltr). SDA jest stosowany głównie w połączeniu z filtrem workowym
Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)
Technika lub kombinacja technik oczyszczania na mokro, za pomocą których tlenki siarki są usuwane ze spalin w drodze różnych procesów zasadniczo polegających wychwytywaniu gazowego 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 pale- niska w celu utlenienia rtęci pierwiastkowej do formy rozpuszczalnej lub cząsteczkowej, zwiększając tym samym usuwanie rtęci w dalszych systemach redukcji zanieczyszczeń
Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)
Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali
BAT 23. Aby zapobiec emisjom rtęci do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub
brunatnego lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
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
Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)
Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali
Przyjęto założenie budowy indywidualnej kompleksowej instalacji oczyszczania spalin dla
każdego kotła. Dokonując doboru optymalnych wtórnych technologii redukcji zanieczyszczeń
przed ustaleniem dopuszczalnych poziomów emisji zanieczyszczeń, uwzględniających
ewentualne odstępstwa od konkluzji BAT lub złagodzenia standardów dla kotłów
szczytowych, należy uwzględnić możliwość osiągania dolnych przedziałów emisji
powiązanych z BAT. Korzystne będzie także zastosowanie tych samych, powtarzalnych
technik i powiązanych z nimi urządzeń i instalacji dla każdego z kotłów WR 25. Dla kotła
OR 16 i OR 10 można przyjąć zastosowanie analogicznych technik jak dla pozostałych
kotłów. Dobrane techniki powinny zapewniać właściwą pracę z wymaganą skutecznością
w szerokim zakresie parametrów strumienia spalin oraz proste procedury uruchamiania
i zatrzymywania instalacji. Urządzenia i instalacje wybranych technik metod wtórnych
powinny umożliwiać ich dalsze wykorzystanie w przypadku przyszłych modernizacji kotłów.
Jednocześnie, zastosowane techniki powinny być przystosowane do zmiennego składu
chemicznego paliwa.
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
Wszystkie wielkości
Ogólne normy EN
Ciągłe (3) (5) BAT 20
CO
Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów
Wszystkie wielkości
Ogólne normy EN
Ciągłe (3) (5) BAT 20
SO2
Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów
Wszystkie wielkości
Ogólne normy EN i EN 14791
Ciągłe (3) (8) (9) BAT 21
SO3
W przypadkach, w których stosowana jest SCR
Wszystkie wielkości
Brak dostępnej normy EN
Raz na rok —
Chlorki gazowe wyrażone jako HCl
Węgiel kamienny lub brunatny
Wszystkie wielkości
EN 1911 Raz na trzy miesiące (3) (10) (11)
BAT 21
HF
Węgiel kamienny lub brunatny
Wszystkie wielkości
Brak dostępnej normy EN
Raz na trzy miesiące (3) (10) (11)
BAT 21
Pył
Węgiel kamienny lub brunatny
Wszystkie wielkości
Ogólne normy EN i EN 13284-1 i EN 13284-2
Ciągłe (3) (14) BAT 22
Metale i metaloidy z wyjątkiem rtęci (As, Cd, Co, Cr, Cu, Mn, Ni, Pb, Sb, Se, Tl, V, Zn)
Węgiel kamienny lub brunatny
Wszystkie wielkości
EN 14385 Raz na rok (15) BAT 22
Hg
Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów
< 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, za- stosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.
(10) Jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne, można przeprowadzać okresowe pomiary za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa lub odpadów może mieć wpływ na emisje, ale w każdym przypadku co najmniej raz do roku. W przypadku współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą lub torfem w częstotliwości monitorowania należy również uwzględnić część 6 załącznika VI do dyrektywy IED. (11) W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego częstotliwość monitorowania może zostać dostosowana po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np.
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:
jej przydatność dla danego celu, tj. czy metoda jest odpowiednia dla instalacji, aby
przy jej pomocy osiągnąć zamierzony cel monitoringu, mając na uwadze wartości
graniczne i kryteria wykonania
wymagania prawne
urządzenia i umiejętności, tj. czy dysponuje się odpowiednimi urządzeniami
i posiada umiejętności wymagane przy stosowaniu proponowanej metody
monitoringu, np. wyposażenie techniczne, doświadczenie personelu.
Ocena zgodności wykorzystuje narzędzia statystyczne do porównania wyników pomiarów lub
ich zestawień. Mierzoną wartość można porównać z wielkością graniczną, uwzględniając
związaną z tym niepewność pomiarów, a następnie stwierdzić jej przynależność do jednej
z trzech grup wielkości: zgodnych, granicznych lub niezgodnych.
Sprawozdanie z wyników monitoringu obejmuje prezentację rezultatów procesu
monitorowania, związanych z nim informacji oraz stwierdzonego stopnia zgodności.
Podczas planowania procesu monitorowania należy dążyć do optymalizacji kosztów
monitoringu, mając na uwadze cele monitoringu. Koszty monitoringu można zracjonalizować
dzięki podjęciu działań, obejmujących optymalizację wymagań w zakresie jakości, liczby
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:
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.
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. 5 Wykonanie prac obiektowych i instalacyjnych 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. 4 Wykonanie prac obiektowych i instalacyjnych 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