CBE Polska

W obliczu IED przedsiębiorstwa zrobią dobrze środowisku, ale czy inwestycje mogą opłacić się też finansowo?

"Dyskusja o substancjach powiązanych w ramach BAT-ów, to dyskusja na poziomie filozofii... w procesie wdrażania dyrektywy kraje członkowskie bardzo szczegółowo renegocjowały wymagania, natomiast wokół BAT-ów rozmowy są kuluarowe. Nie mogę pozbyć się wrażenia, że stronie rządowej trochę wymyka się to spod kontroli..."

Wiesław Jamiołkowski,
Dyrektor Departamentu Ochrony Środowiska
PGNiG TERMIKA S.A.

Dyrektywa IED weszła w życie w 2011 roku. Kamieniem milowym był dla niej moment, gdy zakończył się tak zwany okres przejściowy. Na początku 2013 roku dyrektywa zaczęła obowiązywać nowo tworzone instalacje. Wdrożenie dyrektywy w odniesieniu do istniejących instalacji nastąpi w 2016 roku, w niektórych przypadkach możliwe będą derogacje czasowe. Z powodu nowych obowiązków przedsiębiorstwa zostały niejako zmuszone do poczynienia modernizacji redukujących poziom emisji przemysłowych, w związku z czym Zespół CBE Polska postanowił zorganizować "IED Forum" poświęcone regulacjom, technologiom i inwestycjom związanym z dyrektywą 2010/75/UE, czyli tzw. dyrektywą o emisjach przemysłowych. Wydarzenie odbyło się 22 maja w Warszawie i zgromadziło około 130 ekspertów z branż zobligowanych do redukcji emisji.

Hélène Lavray, Radca w departamencie Środowiska i Zrównoważonego Rozwoju EURELECTRIC - Europejskiego stowarzyszenia branżowego reprezentującego interesy sektora energetycznego w Brukseli. Lavrey poinformowała, że konsultanci sporządzili szereg roboczych dokumentów dotyczących wykorzystywania, wytwarzania i uwalniania różnych substancji niebezpiecznych. Reprezentantka EURELECTRIC dodała, że sprawozdania należy sporządzać jeszcze dla zanieczyszczenia gleby i wód gruntowych. Przed rozpoczęciem działań po 7 stycznia 2013 roku wystąpiły problemy na poziomach krajowych ze względu na opóźnienia w publikacji wytycznych w KE. Wcześniej kraje opracowywały własne wytyczne, były więc niepokoje dotyczące tego, czy wystąpią rozbieżności.

Najważniejszym elementem dyrektywy o emisjach przemysłowych wydają się być  konkluzje BAT. Dokument dotyczący wniosków BAT zostanie przyjęty przez KE w formie decyzji i będzie stanowił podstawę dla udzielania pozwoleń, jest to więc bardzo istotne dla przyszłych praktyk. EURELECTRIC nie było zadowolone wnioskami z poprzednich dokumentów, gdyż niektóre sektory rozpoczęły już rewizje praktyk przed przyjęciem dyrektywy. Proces przygotowawczy był działaniem na szeroką skalę, oparto go na podstawie informacji przesłanych od ekspertów z różnych krajów członkowskich, którzy dostarczyli swoje badania i sprawozdania. Ponad 500 kwestionariuszy przesłanych przez kraje członkowskie zostało poddanych analizie.
Weryfikacja rozpoczęła się w 2011 roku od oficjalnej reaktywacji roboczej grupy technicznej. Spotkanie rozpoczynające odbyło się dopiero w październiku 2011 roku. Zakres weryfikacji został uzgodniony przez ponad 100 osób. Za miesiąc biuro IPPC będzie organizować spotkanie, podczas którego mają zostać zakreślone zagadnienia dotyczące częściowego obciążenia sieci ciepłowniczych i efektywności energetycznej. Zgodnie z oficjalnym harmonogramem, ostateczne wnioski technicznej grupy roboczej mają zostać sformułowane pod koniec 2014 roku, jednakże zdaniem reprezentantki EURELECRIC należy spodziewać się opóźnienia. Kolejnym etapem będzie wydanie opinii dotyczącej artykułu 13 dyrektywy IED. Następnie decyzje końcową ma podjąć KE. Szacuje się, że nastąpi to przed końcem 2015 roku. Kraje członkowskie będą miały więc 4 lata na weryfikację i przyjęcie postanowień.
Nie mamy jasnej sytuacji co do tego jak wnioski BAT będą związane z derogacjami określonymi w rozdziale 3 dyrektywy. Kilka tygodni temu KE wydała interpretacje odnośnie najczęściej zadawanych pytań związanych z dyrektywą IED, w myśl interpretacji można stwierdzić, że instalacje, które podlegają określonym w art. 32-35 mechanizmom derogacji i elastycznych ograniczeń, artykuł 15. ust 3. nie obowiązuje w odniesieniu do określonych zanieczyszczeń powietrza i instalacje te nie muszą zwracać się o derogacje na mocy postanowień art 15. ust 4 dyrektywy.
Instalacje, która nie mogą skorzystać z derogacji, mogą skorzystać z uprawnień przyznawanych na mocy art. 15 ust. 3, natomiast artykuł 18 o standardach jakości - dotyczy wszystkich instalacji. W interpretacji wciąż są luki związane z niektórymi substancjami. Istnieją również problemy ze spójnością - opieranie się na wartościach miesięcznych, dziennych i godzinnych w załączniku 5, natomiast w projekcie BREF-u LPC mamy wartości roczne i dzienne, zatem trudno jest określić wartości miesięczne w oparciu o średnie roczne. Przekładanie tych wartości nie jest możliwe, zwłaszcza że zazwyczaj mamy do czynienia z zakresami wartości (wartości dolne i górne).
Propozycje KE to Program czystego powietrza dla Europy. Zaproponowano w nim przeprowadzenie przeglądów i ponownych analiz dotyczących redukcji emisyjnych oraz ponowna propozycja stworzenia dyrektywy dla średnich obiektów spalania energetycznego (tzw. MCP). W 2007 roku zamierzano objąć dyrektywą IED instalacje od 20MW (ostatecznie objęte zostały jednostki o mocy powyżej 50MW). Istnieje pomysł aby określić obowiązkowe redukcje emisji i zobowiązania na lata 2020-2030. Poziomy krajowe nie są tak ambitne jak KE na poziomie europejskim, jednak wydaje się, że większe wysiłki krajowe powinny być podejmowane. Teoretycznie program ma zostać przyjęty do roku 2020.
Nowe zobowiązania redukcyjne mają dotyczyć metanu, amoniaku, a także lotnych związków organicznych. Do 2020 roku ma zostać przyjęty Protokół Goteborski, a do 2030 ma nastąpić zamknięcie 70% luk MTFE. Lavray zwróciła uwagę również na fakt, że sektory takie jak transport oraz gospodarstwa domowe emitują ogromną ilość substancji. Rodzi się więc pytanie: czy przemysł, włączając weń energetykę zawodową, ma zostać obarczony obowiązkiem zrekompensowania słabych wyników w ograniczaniu emisji przez pozaprzemysłowych emitentów?

Pozwolenia zintegrowane, konkluzje BAT, sprawozdania... transpozycja dyrektywy IED jest procesem złożonym

Roman Głaz, Vice Dyrektor Departamentu Ochrony Powietrza w Ministerstwie Środowiska przypomniał, że instalacje wymagające pozwolenia zintegrowanego powinny spełniać wymagania ochrony środowiska wynikające z najlepszych dostępnych technik bez zalecania jakiejkolwiek techniki czy technologii, a w szczególności nie mogą powodować przekroczenia granicznych wielkości emisyjnych. Wspomniane graniczne wielkości emisyjne oznaczają najwyższą wartość z przedziału określonego w Decyzjach Wykonawczych Komisji Europejskiej formułujących konkluzje BAT. W pozwoleniu zintegrowanym określa się dla instalacji wymagających uzyskania pozwolenia zintegrowanego zakres i sposób monitorowania wielkości emisji zgodny z wymaganiami dotyczącymi monitorowania określonymi w konkluzjach BAT, jeżeli zostały one określone.

W przypadku, gdy eksploatacja instalacji obejmuje wykorzystywanie, produkcję lub uwalnianie substancji powodujących ryzyko oraz występuje możliwość zanieczyszczenia gleby, ziemi lub wód podziemnych na terenie zakładu, wniosek o wydanie pozwolenia zintegrowanego powinien zawierać raport początkowy, zawierający informacje dotyczące stanu zanieczyszczenia gleby i wód podziemnych tymi substancjami. Przed przystąpieniem do zakończenia eksploatacji instalacji, dla której wymagany był raport początkowy, prowadzący instalację sporządza i przedkłada organowi właściwemu do wydania pozwolenia raport końcowy, zawierający informacje dotyczące stanu zanieczyszczenia substancjami powodującymi ryzyko gleby, ziemi i wód gruntowych, na terenie zakładu.
Roman Głaz przypomniał, że z uwagi istotny wpływ Konkluzji BAT na kształt pozwoleń zintegrowanych, przedstawiciele instalacji objętych dyrektywą IED powinni aktywnie uczestniczyć w pracach Technicznych Grup Roboczych.

Siła rażenia dyrektywy IED jest ogromna, czemu mówi i pisze się o niej tak mało?

Dr inż. Włodzimierz A. Sokół, Kierownik Projektów Międzynarodowych i Dyrektor Krajowego Punktu Kontaktowego Eko-efektywnych Technologii i Systemów Zarządzania w Głównym Instytucie Górnictwa stwierdził, że wiele mówi się i pisze o pakiecie klimatyczno-energetycznym, o bezpieczeństwie energetycznym oraz nowym okresie dotyczącym handlu emisjami CO2, natomiast istotna dla przemysłu dyrektywa IED, w branżowych artykułach i dyskusjach, nie pojawia się zbyt często. Czy zastąpienie wielu dyrektyw jedną oraz konkluzjami BAT, upraszcza czy komplikuje system zapobiegania i kontroli emisji przemysłowych? Czy to realna potrzeba, czy mają w tym interes dostawcy technologii i rozwiązań?

Zdaniem Hélène Lavray, połączenie instrumentów prawnych było dobrym pomysłem, problemem są zupełnie nowe zasady. Wątpliwości budzą kwestie spójności, zwłaszcza pomiędzy rozdziałem 2 i 3. Derogacje w rozdziale trzecim i konkluzje BAT w rozdziale drugim w wielu krajach były różnie interpretowane. Wielką zmianą jest to, że konkluzje BAT są praktycznie obowiązkowe, z kilkoma wyjątkami określonymi w artykule 15. ust. 4 dyrektywy. Operatorzy czekają, żeby zobaczyć jak będą działać nowe zasady, zanim podejmą decyzje inwestycyjne. Według Lavray, połączenie różnych porządków prawnych ani nie komplikuje, ani nie upraszcza kwestii związanych z ograniczaniem emisji przemysłowych. Zaostrzenie wymogów unijnych zaowocowało wprowadzeniem wielu zmian w sektorze energetycznym, a dyrektywa IED miała stworzyć równe warunki gry oraz zmotywować do stosowania nowych technologii i rozwiązań. Instalacja sama musi podjąć decyzje jakie rozwiązania powinny być zastosowane, dyrektywa jedynie nakieruje na wybór, który ograniczy niekorzystny wpływ na środowisko.


Tomasz Gawlik, Prezes Spółki Energetycznej Jastrzębie poinformował, że dwa aktualnie realizowane programy inwestycyjne SEJ związane z dyrektywą IED - Program Inwestycyjny Energetyka 2016 oraz Program Dostosowawczy Grupy Kapitałowej do Wymogów IED -  wiążą się z nakładami ok. 900 mln PLN, grupa kapitałowa generuje przychody rzędu 400 mln. Wiele inwestycji nie zostałoby podjętych, gdyby nie wymagania dyrektywy. Przypadek SEJ jest szczególny, gdyż należy do grupy JSW i możliwe są synergie. Gdyby nie one, SEJ nie pozyskałaby dofinansowań.

Konrad Nowak, Prezes Zarządu, MPEC Sp. z o.o. w Olsztynie stwierdził, że nakłady inwestycyjne będą musiały odbić się na cenie ciepła. Reprezentant olsztyńskiego przedsiębiorstwa dodał, że żeby uzyskać derogację ciepłowniczą, MPEC będzie zmuszone do zlikwidowania jednego z kotłów przed rokiem 2016. Ekspert poinformował, że dostosowanie ciepłowni do wymogów IED, kosztowo oscyluje wokół 50 mln złotych, co stanowi niemalże wartość odtworzeniową całego majątku przedsiębiorstwa. Na początku roku 2023 ceny ciepła, zgodnie z wstępnymi szacunkami, wzrosną o około 35%. Urząd Regulacji Energetyki dopuszcza wzrosty cen ciepła na poziomie inflacji, więc wspomniany wzrost cen będzie trudny do zaakceptowania.

Lidia Widera, Starszy Specjalista w Wydziale Ochrony Środowiska TAURON Wytwarzanie S.A. poinformowała o planowanym sposobie wdrożenia dyrektywy PE i Rady 2010/75/WE z dnia 24 listopada 2010r. w sprawie emisji przemysłowych w TAURON Wytwarzanie S.A. W przypadku grupy kotłów pyłowych opalanych węglem kamiennym o mocy cieplnej wprowadzonej w paliwie 340 MWt (bloki 120 MWe) TAURON Wytwarzanie S.A. skorzystał z jednego z mechanizmów elastycznych zgodnie z art. 33 dyrektywy IED. Bloki po przepracowaniu 17 500h zostaną wyłączone z eksploatacji.  W odniesieniu do grupy 10 kotłów pyłowych opalanych węglem kamiennym o mocy cieplnej wprowadzonej w paliwie 560 MWt (bloki 225 MWe), ze względu na planowany czas eksploatacji tych jednostek powyżej 2025r., są one dostosowywane do wymogów dyrektywy w postaci bezpośredniego wdrożenia poprzez standardy emisji. Dostosowanie bloków do wymogów dyrektywy pod kątem NOX polega na ograniczeniu emisji poprzez zabudowę instalacji odazotowania spalin, która zakończy się przed wymaganym terminem. Jeżeli chodzi o dotrzymanie standardu SO2 jednostki te są wyposażone w instalacje odsiarczania metodą mokrą wapienną co umożliwia im  spełnienie wymaganego standardu emisji, czyli 200 mg/Nm3. Jednocześnie mokre instalacje odsiarczania redukują emisje pyłu poniżej wymaganego standardu. Spółka posiada również kotły opalane biomasą, które na dzień dzisiejszy spełniają wymagania zawarte w dyrektywie IED. Kotły fluidalne, ze względu na przewidywany czas eksploatacji powyżej 2025r., zostaną dostosowane poprzez bezpośrednie wdrożenie dyrektywy poprzez standardy emisji. Dostosowanie wymienionych powyżej jednostek wytwórczych w odniesieniu do SO2  będzie polegało min. na zmodyfikowaniu instalacji do podawania sorbentu, zakupie paliwa o niskiej zawartości siarki.  W odniesieniu do dostosowania pod kątem uzyskania standardu NOX prace będą polegały min.  na optymalizacji procesu spalania.

Nakłady inwestycyjne na modernizację związaną z przedłużeniem żywotności jednostek wytwórczych TAURON Wytwarzanie oraz dostosowanie 10 bloków 225 MWe do wymogów zawartych w dyrektywie IED kształtują się średnio na poziomie 110 mln PLN na 1 blok. Część inwestycji jest współfinansowana z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2007 - 2013 przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Należy pamiętać, że dyrektywa IED nie dotyczy wyłącznie wytwórców energii i ciepła. Istotnym beneficjentem nowych regulacji jest również przemysł cementowy, który w Polsce został gruntownie zmodernizowany w latach 90. Technicznie przemysł cementowy w naszym kraju nie jest specjalnie zróżnicowany, wszystkie zakłady wyposażone są w technologie BAT-owskie. W Polsce istnieje 10 zakładów posiadających linie produkcyjne z piecem, tylko jeden z nich stosuje metodę mokrą - poinformowała Bożena Środa, Starszy Specjalista w Stowarzyszeniu Producentów Cementu. Ekspertka zaakcentowała, że przemysł energochłonny inwestuje przede wszystkim w obniżenie kosztów produkcji. Modernizacje polegające na budowie nowych linii pozwoliły zredukować zużycie ciepła o ponad 40%, dzięki czemu udało się również zredukować emisje. Środa przypomniała, że w latach 90 cementownie zaczęły stosować paliwa alternatywne, w związku z czym podlegały pod wymagania dyrektywy w sprawie spalania odpadów, której zapisy zostały włączone do dyrektywy IED. Warto dodać, że przemysł cementowy jako jeden z pierwszych w Polsce, miał opracowane (i opublikowane w marcu 2013) konkluzje BAT-owskie. Zgodnie z nowymi standardami branża cementowa musi zredukować poziom tlenków azotów z 800 do 500 mg/m^3, w związku z czym wszystkie instalacje musiały wybudować instalacje niekatalitycznej redukcji tlenków azotu - każda taka instalacja kosztuje ok. 1 mln euro i są to koszty, które się nie zwracają. W przyszłości przemysł cementowy będzie musiał zainwestować jeszcze w modernizacje redukujące pyły oraz rtęć.

Roman Głaz poinformował, że łączny koszt modernizacji w celu dostosowania do wymogów dyrektywy, według szacunków MŚ, będzie kształtował się na poziomie ok 12 mld złotych, jednakże przy zastosowaniu odstępstw czasowych można zredukować tę kwotę około 10-krotnie. Koszty są duże, ale reprezentant MŚ przypomniał, że inwestycje w ochronę powietrza, to inwestycje w nasze zdrowie i obniżenie kosztów leczenia społeczeństwa. Agata Staniewska reprezentująca Konfederację Lewiatan dopytała w jaki sposób wspomniane koszty mogą zostać obniżone poprzez rozłożenie ich w czasie. Przedstawiciel MŚ poinformował, że analizę przeprowadzała Politechnika Warszawska i że jego zdaniem, znaczna część kosztów może zostać obniżona poprzez doprowadzenie niektórych zakładów do "śmierci technicznej", wszak modernizacja starych nierentownych obiektów byłaby bardzo kosztowna.

Wiesław Jamiołkowski, Dyrektor Departamentu Ochrony Środowiska w PGNiG Termika S.A. stwierdził, że opłaty za korzystanie ze środowiska są nieadekwatnie zbyt niskie i nie uzasadniają inwestycji, które ponosi branża. Element ekonomiczny motywowałby i dawał argument, że warto inwestować w środowisko.

Wojciech Stawiany z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej poinformował o aktualnie ocenianym projekcie "Plany gospodarki nisko-emisyjnej w gminach", którego aplikacja skończyła się w grudniu zeszłego roku. Stawiany poinformował, że 35% gmin złożyło aplikacje do opracowania tych programów. NFOŚiGW otrzyma pieniądze na pokrycie 80% wartości inwestycji. Ponadto NFOŚiGW prowadzi program KAWKA, dedykowany jednostkom organizacyjnym, które są wyszczególnione w programach ochrony powietrza zatwierdzanych przez Marszałków Województw. Aplikować należy do 30 września poprzez Wojewódzkie Fundusze. Otrzymać można łącznie do 90% (NFOŚiGW daje 45%, Wojewódzkie Fundusze - w ramach swoich możliwości - mogą dołożyć drugie tyle). Kolejny Program  będzie dotyczył audytów energetycznych (do 70% dotacji, z założeniem że skończą się z rekomendacjami co najmniej 7% poprawy efektywności energetycznej lub energooszczędności), prac remontowych (do 75% kosztów kwalifikowanych) oraz gospodarki nisko-zasobowej - warunkiem jest przedstawienie projektów, które zaoszczędzą 15% materiałów bądź wody. Program będzie ogłoszony 21 lipca, wnioski będzie można składać od 21 sierpnia do 21 września. NFOŚiGW uruchomi w sierpniu jeszcze program dla małych i średnich przedsiębiorstw, który będzie kontynuacją programu PolSEFF. Bonusy wyniosą 10-20% z opcją uzyskania dodatkowych 15% dopłaty do kredytu, gdy wdraża się system zarządzania ekologicznego.

Bezpieczeństwo Środowiskowe okiem AIG

Paweł Holnicki-Szulc, Dyrektor Regionalny odpowiedzialny za rozwój ubezpieczeń środowiskowych w AIG przypomniał, że zgodnie z wspomnianą Ustawą podmioty korzystające ze środowiska są odpowiedzialne za spowodowanie szkody środowiskowej bądź bezpośredniego zagrożenia szkodą. Szkody w środowisku mogą dotyczyć czterech obszarów: powierzchni ziemi, wód, gatunków chronionych lub chronionych siedlisk przyrodniczych. Zgodnie z zasadą "zanieczyszczający płaci", zawsze koszty prowadzenia działań zapobiegawczych lub naprawczych ponosi podmiot korzystający ze środowiska. Ustawa wskazuje, że podejmowanie działań naprawczych wymaga uzgodnienia ich warunków z organem ochrony środowiska, którym jest Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska.Reprezentant AIG przypomniał również o powszechnym dostępie do informacji o stanie i ochronie środowiska (zgodnie art. 74 ust. 3 Konstytucji RP). Przez informacje o środowisku i jego ochronie  rozumieć należy wiadomości o danym środowisku (lub jego elemencie), dotyczące jego stanu, ocen, zamierzeń, co do przeznaczenia lub wykorzystania, przewidywanego oddziaływania na otoczenie i środków przeciwdziałających temu oddziaływaniu. Zasadą informacji jest jawność, ale w pewnych przypadkach, np. dla ochrony bezpieczeństwa publicznego, praw innych osób, ochrony środowiska i bezpieczeństwa ekologicznego lub ze względu na tajemnicę handlową, przewidziano wyjątki od zasady dostępu do informacji.Paweł Holnicki-Szulc przedstawił uczestnikom kilka przykładów dotyczących szkód środowiskowych m.in. katastrofę w Gutkowie oraz wypadek w Wilczowoli w 2012 roku. Ekspert podkreślił, że naprawa szkód środowiskowych trwa latami i wymaga zainwestowania ogromnych środków pieniężnych. AIG w swojej ofercie dysponuje różnymi mechanizmami ubezpieczającymi ryzyka środowiskowe - ich szczegółowe specyfikacje można uzyskać kontaktując się z firmą.

Ogromna inwestycja SEJ "zainspirowana" dyrektywą IED - jak pogodzić ochronę środowiska z biznesem?

Zbigniew Opałko, Zastępca Prezesa Zarządu i Dyrektor ds. Rozwoju SEJ S.A. poinformował, że kontrakt na wykonanie bloku opiewa na kwotę 507 mln PLN. Ekspert zaakcentował, że wypełnienie wymogów dyrektywy było tylko jednym z elementów, który zadecydował o rozpoczęciu prowadzenia inwestycji. Projekt budowy bloku fluidalnego CFB w Zofiówce rozwiązuje problem niemożliwości prowadzenia racjonalnej finansowo i społecznie produkcji energii elektrycznej i ciepła w elektrociepłowni po wejściu w życie Dyrektywy IED od stycznia 2016 roku. Podtrzymanie produkcji oraz zwiększenie jej ilości od 2016 roku jest możliwe przede wszystkim dzięki synergii z JSW, a konkretnie dzięki możliwości spalania mułów węglowych. Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez reprezentanta SEJ realizacja projektu pozwoli na spalanie niskokalorycznych paliw węglowych pochodzących z JSW, zwiększenie efektywności energetycznej EC Zofiówka o ok. 30% oraz na istotne ograniczenie emisji SO2, NOx, CO2 i pyłu (195, 150, 10), innymi słowy na spełnienie wymagań IED. Oczywiście dzięki projektowi możliwe będzie zaspokojenie potrzeb odbiorców oraz odbudowa aktywów wytwórczych SEJ w EC Zofiówka, a także zabezpieczenie uzasadnionego ekonomicznie funkcjonowania elektrociepłowni przez kolejne 30 lat. Po wygłoszeniu prelekcji Opałko stwierdził: "Jak się chce, to można. Jeśli się ma trochę szczęścia i dobre otoczenie oraz można złapać dużo synergii, to jest się też w stanie pogodzić wymogi prawne z normalnym biznesem - z opłacalnym i racjonalnym... W oczach banku projekt musi mieć szansę powodzenia. Nasz projekt banki oceniły pozytywnie, co utwierdziło nas w przekonaniu, że przygotowane przez nas modele bronią się nie tylko u naszych analityków, ale również w oczach tych, którzy żyją z pożyczania pieniędzy." 

SCR sposobem na radzenie sobie z emisjami tlenku azotu

Joseph McCarney reprezentujący Johnson Matthey Catalysts przypomniał, że w 2011 roku  6 z 10 najbardziej zanieczyszczonych europejskich miast znajdowało się w Polsce. Ekspert zaakcentował, że za zanieczyszczenie w wielu miejscach nie odpowiadają tylko instalacje energetyczne, a przede wszystkim transport drogowy. Ekspert na marginesie wspomniał, że co trzeci samochodowy katalizator został wyprodukowany przez reprezentowaną przez niego firmę. Jak powszechnie wiadomo jednym ze sposobów redukcji emisji - również przemysłowych - są katalizatory. W energetyce stosuje się przeważnie katalizatory SCR, które tlenki azotu z procesu spalania łączą z amoniakiem, następnie po procesie chemicznym produkowany jest azot i woda. Dwa główne typy katalizatorów dla energetyki zawodowej to katalizatory plastrowe i katalizatory płytowe. Plastrowe mają bardzo duży obszar, w który może wnikać tlenek azotu i amoniak. W instalacjach gdzie spaliny są nisko zapylone, czyli tam gdzie jako paliwo wykorzystuje się wysokiej jakości węgiel, gaz ziemny lub odpady, stosuje się katalizatory plastrowe. Katalizatory płytowe mają różny skok działania, są odporniejsze na działanie erozji oraz zatrucia i mogą działać w warunkach gdzie spaliny są wysoko zapylone - np. w zakładach, w których spala się biomasę lub miały węglowe.  W obu przypadkach katalizatory organizuje się w pełne moduły, które transportowane są do zakładu, w którym mają zostać zainstalowane.
Firma Johnson Matthey od 2009 roku zamontowała instalacje katalityczne w 9 elektrowniach biomasowych. Wolumen katalizatorów przekroczył 5.000 metrów sześciennych i firma ciągle prowadzi próbkowanie w tych zakładach oraz analizuje wyniki. Gwarancja oferowana przez JM obejmuje spadek ciśnienia, niski poziom oksydacji SO2 do SO3, wysoki poziom redukcji tlenków węgla oraz poślizg amoniaku. Referencyjne obiekty poświadczają skuteczność rozwiązań JM.

Sakramentalne 200/200/20mg - zderzenie z wymaganiami Dyrektywy IED na bazie doświadczeń PGNiG Termika

Wiesław Jamiołkowski, Dyrektor Departamentu Ochrony Środowiska, PGNiG Termika S.A. poinformował, że firma dostosowała już część swoich urządzeń do wymagań dyrektywy IED. Ekspert podkreślił, że mówiąc o dyrektywie ma się głównie na uwadze to, co jest zawarte w piątym załączniku:  sztywne cyfry przypisane do różnych parametrów "mocowych" i do typowych "klasycznych" zanieczyszczeń, czyli związków siarki, azotu i pyłów. "Sakramentalne 200, 200 i 20mg wryło się już w naszą świadomość - są to parametry dla największych źródeł, które będą musiały być spełniane od 2016 roku.

Wdrażanie technologii redukcji emisji pyłów

Krzysztof Filipowski, Dyrektor Naczelny w Pentol-Enviro Polska poinformował, że reprezentowana przez niego firma działa w Polsce już od 30 lat i kojarzona jest z dwoma podstawowymi aspektami działalności: redukcją i kontrolą zanieczyszczeń emitowanych do atmosfery oraz z optymalizacją procesu spalania w kotłach energetycznych i piecach przemysłowych. Filipowski stwierdził, że istnieją w zasadzie dwie alternatywne metody obniżenia emisji pyłów z zainstalowanego elektrofiltru. Możliwa jest jego modernizacja lub wymiana na większy albo szukanie fizykalnych metod poprawy skuteczności istniejącego elektrofiltru, przede wszystkim przez zmniejszenie rezystywności popiołu, co nazywamy kondycjonowaniem spalin.
Reprezentant firmy Pentol stwierdził, że określenie przydatności kondycjonowania spalin odbywa się przede wszystkim na podstawie analizy charakterystyk prądowo-napięciowych oraz składu popiołu. Właściwa interpretacja charakterystyki prądowo-napięciowej często umożliwia  zdiagnozowanie usterek mechanicznych elektrofiltru. Usunąwszy mankamenty można na podstawie charakterystyki i=f(U) z dużą trafnością określić celowość zastosowania kondycjonowania spalin. Z kolei skład popiołu pozwala na oszacowanie poziomu jego rezystywności i wstępne określenie dawki SO3 . Obniżenie rezystywności o jeden rząd wielkości można przyrównać w przybliżeniu do podwojenia gabarytu elektrofiltru.
Jak poinformował Filipowski, w niektórych przypadkach spalanie węgla niskosiarkowego połączone z zastosowaniem kondycjonowania spalin umożliwiało rezygnację z budowy instalacji odsiarczania spalin bądź pozwalało znacząco odłożyć tę decyzję w czasie. Praktyka ostatnich lat pokazała nowy kierunek zastosowania kondycjonowania spalin, mianowicie w połączeniu z instalacjami mokrego odsiarczania spalin (IOS). Producenci IOS określają zazwyczaj maksymalne zapylenie spalin na wlocie do absorbera, umożliwiające zagwarantowanie wymaganej białości gipsu oraz dyspozycyjności instalacji. Zdaniem eksperta, główne problemy spowodowane nadmiernym stężeniem pyłu na wlocie do instalacji odsiarczania to po pierwsze niska jakość (białość) gipsu (rzędu 70%), co często skutkuje dyskwalifikacją do sprzedaży; po drugie konieczność okresowego (średnio co 3-4 tygodnie) odstawiania bloku na 2 dni do czyszczenia instalacji odsiarczania spalin.Dodatkowe korzyści przemawiające za proponowanym przez Pentol kondycjonowaniem spalin to możliwość spalania mieszanek węgla o zawartości siarki 0,5% oraz spalanie węgla niskosiarkowego bez mieszania go. Filipowski dodał, że w przypadku nowych instalacji możliwa jest budowa elektrofiltru o mniejszych rozmiarach, jeżeli przewidziane jest jednoczesne zastosowanie kondycjonowania spalin.

Ograniczenie emisji spalin w radomskiej ciepłowni "Północ"

Dariusz Podgórski, Kierownik Ciepłowni "Północ" należącej do Radomskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej RADPEC S.A., przypomniał, że jego firma aktualnie posiada dwa źródła ciepła - Ciepłownię "Południe", w której zainstalowanych jest siedem kotłów wodnych WR-25 oraz Ciepłownię "Północ", w której zainstalowane są cztery takie kotły. Od 2012 roku firma realizuje zadanie ograniczenia emisji spalin poprzez modernizację wspomnianych kotłów WR-25. Projekt korzysta z dofinansowania z funduszy norweskich. 30% środków, tj. 958500 PLN na realizację projektu pochodzi z Norweskiego Mechanizmu Finansowego.  Szacowany koszt projektu to 3,9 mln PLN. W skład projektu wchodzą 2 instalacje odpopielania - na kotle trzecim i na kotle czwartym - oraz układ zabudowy ekonomii zera na kotle czwartym. Podgórski poinformował, że RADPEC zamierza skorzystać z dobrodziejstw derogacji. Ekspert oczekuje, że w 2016 roku zakład będzie mógł dysponować takimi samymi parametrami emisji jak na 2015 rok w pozwoleniu zintegrowanym, czyli SO2 - 1500mg/m^3, NOX i pyły - 400mg/m^3. Zgodnie z założeniami RADPEC, nowy układ odpopielania miał zmieścić się w podziałce starego układu cyklonowego. Ponadto skuteczność odpylania ma wynieść poniżej 100 mg na normalny metr sześcienny w przeliczeniu na sześcioprocentowy tlen. Dodatkowo RADPEC założył możliwość pracy wariantowej cyklofiltra - do 15MW możliwość pracy cyklonami bądź workami, powyżej tego pułapu praca na dwóch urządzeniach (15MW to podstawa cieplna Radomia, takie jest obciążenie kotła w okresie letnim).

Zredagował: Kamil Szkup

Artykuł zostały przygotowany w oparciu o wykłady i materiały z międzynarodowej konferencji "IED FORUM", która 22 maja br. została zorganizowana przez zespół CBE Polska.