Ochrona środowiska w Polsce

W pierwszym powojennym dwudziestoleciu problem ograniczenia emisji szkodliwych zanieczyszczeń z elektrowni cieplnych do atmosfery sprowadzał się do wychwycenia ze spalin kotłowych, jak największej ilości popiołów lotnych.

Waga kwestii ochrony środowiska wzrastała wraz z powiększającą się koncentracją mocy w nowo budowanych elektrowniach, co groziło okolicznym terenom zapyleniem powietrza i powstawaniem osadów pyłów na powierzchni ziemi. Rozwinięta w krótkim czasie krajowa produkcja elektrofiltrów, o sprawności dochodzącej do 99,3%, pozwoliła w znacznym stopniu opanować emisję pyłów. Wszystkie elektrownie budowane po 1953 roku zostały zaopatrzone w elektrofiltry – odtąd właściwe odpylanie spalin było zadaniem tylko personelu eksploatacyjnego zakładów.

Pomocne w ograniczaniu zapylenia środowiska były wysokie kominy, rzędu 200-250 metrów, obsługujące po kilka kotłów, dzięki czemu wzrastała wysokość termicznego wynoszenia popiołów niewychwyconych przez elektrofiltry i malała ich koncentracja wskutek rozrzucenia na większych przestrzeniach. Pomyślnym osiągnięciom konstruktorów elektrofiltrów i ich inwestorów nie zawsze towarzyszyła sprawna eksploatacja tych urządzeń. Często można było obserwować pyłowe pióropusze z kominów. Mimo to, rozwiązanie problemu odpylania spalin w omawianym okresie należy ocenić pozytywnie. Istniał oczywiście problem ochrony środowiska przed zasiarczeniem, obowiązywały odpowiednie przepisy i normy. Nie zajmowano się natomiast problemem odazotowania spalin. Nieznane jeszcze były opracowane później japońskie metody odsiarczania spalin czy też technologia ograniczania wytwarzania tlenków azotu, już w palenisku kotła. W dyspozycji energetyków omawianego dwudziestolecia, pozostawała jedynie metoda rozcieńczania toksycznych roztworów kwasów siarkowych i azotowych.

Począwszy od 1990 roku sprawom ochrony środowiska przyznawano coraz większą rangę, na skutek wzrostu wymagań zarówno krajowych, jak i międzynarodowych. Dostosowanie polskiej elektroenergetyki opartej na węglu kamiennym i brunatnym do europejskich norm ochrony środowiska wymaga olbrzymich nakładów i stanowi podstawowy problem modernizacji.

Dla dobra natury

Racjonalne wykorzystanie energii jest jednym z ważniejszych celów gospodarki krajowej, a także elementem zrównoważonego rozwoju, który przynosi konkretne efekty ekologiczne, społeczne i oczywiście gospodarcze. Aby spełniać założenia zrównoważonego rozwoju w sektorze energetycznym, Polska zobowiązała się do ochrony powietrza oraz dotrzymywania standardów światowych w zakresie ochrony środowiska.

Ochrona powietrza

Dane emisyjne z lat 1989-2013 wskazują na ograniczenie emisji pyłów w Polsce o ponad 80%, dwutlenku siarki o około 70% oraz tlenków azotu o blisko 40%. Początkowo zmniejszenie zanieczyszczeń powietrza wynikało z likwidacji przestarzałych, energochłonnych procesów technologicznych, a później z poprawy efektywności wykorzystywania paliw, a także zastępowania niektórych paliw konwencjonalnych, paliwami niskoemisyjnymi, mniej uciążliwymi dla środowiska.

Zobowiązanie do ochrony powietrza w sektorze energetycznym jest realizowane głównie poprzez ograniczenie emisji tlenków azotu, pyłów, tlenków siarki i dwutlenku węgla. W związku z tym nowe bloki energetyczne są wyposażane w kompleksowe systemy oczyszczania spalin, uwzględniające wzajemne powiązania systemu odazotowania, odpylania i odsiarczania i spełniają wymagania Najlepszych Dostępnych Technik – BAT (ang. Best Available Techniques).

 

Ogólną zasadą odsiarczania jest takie przekształcenie SO₂, aby można było go łatwo usunąć z gazu i układu oczyszczania, dlatego najczęściej stosuje się procesy sorpcyjne, połączone z utlenianiem SO₂. W zależności od tego, jaki produkt powstanie – handlowy czy odpad siarkowy – dokonuje się podziału technologii odsiarczania. W metodach regeneracyjnych uzyskuje się stężoną siarkę elementarną lub kwas siarkowy, ale w energetyce preferowane są metody nieregeneracyjne, czyli odpadowe.

 

Zasadniczy udział w emisji SO₂ ma spalanie różnych gatunków węgla, dlatego też większość metod odsiarczania związana jest z procesami przetwarzania węgla: przygotowaniem węgla do spalania, odsiarczaniem podczas spalania i ze spalin odlotowych.

 

Najefektywniejszą metodą odsiarczania byłoby odsiarczanie samego węgla, ale niestety – ze względów ekonomicznych – jest bardzo rzadko stosowana. Najefektywniejsze odsiarczanie podczas spalania następuje w paleniskach fluidyzacyjnych, gdzie temperatura spalania ograniczona jest do 850°C, a SO₂ jest wiązany substancjami alkalicznymi, wprowadzanymi do paleniska. Najszerzej stosowaną metodą odsiarczania jest jednak odsiarczanie spalin odlotowych, a w szczególności odsiarczanie na bazie metod wapiennych (ok.90%). Wynika to z faktu, że sorbenty wapienne są tanie i łatwo dostępne. Metody wapienne dzieli się na suche, półsuche i mokre. Metody suche (sorpcja na sorbentach stałych, iniekcja sorbentu SO₂ do strumienia gazu, odsiarczanie w procesie suszenia rozpyłowego) wymagają użycia kosztownego sorbentu, natomiast zużycie energii i wody jest, relatywnie mniejsze (lub woda wcale nie jest stosowana). Metody półsuche

(np. metoda SDA lub RP+FT – z zastosowaniem reaktora pneumatycznego, integrowanego z filtrem tkaninowym) są metodami wysokosprawnymi (np. w RP+FT skuteczność usuwania SO₂ – 90%÷95% (max 98%), SO₃  powyżej 95% (max 99%) HCl – powyżej 95% (max 99%), HF – powyżej 90%). Metody te mogą sprostać wciąż „wyśrubowywanym” limitom emisji do atmosfery. To samo dotyczy również metod mokrych (np. metody wapienno-gipsowej – MOWAP). Zaletą ich, po zastosowaniu odczynnika neutralizującego na bazie wapna, jest uzyskanie gipsu, który później stanowi produkt do dalszej sprzedaży. Spośród metod niewapiennych, największe znaczenie ma metoda przemywania spalin wodą morską. Pozostałe sposoby (proces Wellman-Lord z odzyskiem siarki, metoda magnezytowa, amoniakalna, dwucykliczna alkaliczna, radiacyjna czy z absorpcją SO₂ na koksie aktywnym) są rzadziej stosowane. Przyczyną takich preferencji są względy ekonomiczne (wysoka cena sorbentu i duże koszty inwestycyjne, związane z koniecznością zabudowy bardzo skomplikowanych węzłów technologicznych).

 

Usuwanie tlenków azotu

 

Źródłem NO_x jest utlenianie N₂ z powietrza w wysokiej temperaturze spalania i konwersja azotu, chemicznie związanego w paliwie – do NO_x. Zmniejszenie emisji NO_x można uzyskać bezpośrednio w źródle ich powstawania (metody pierwotne) lub przez oczyszczanie gazów odlotowych metodami redukcji, utleniania w fazie gazowej lub ciekłej z jednoczesną sorpcją w sorbentach lub na sorbentach stałych (metody wtórne).

 

Odnośnie do metod pierwotnych można zastosować modyfikację procesu spalania poprzez np.: modernizację układu paleniskowego na drodze niestechiometrycznego spalania, recyrkulację spalin, doprowadzenie wody lub pary, doprowadzenie do komory spalania dodatkowego paliwa węglowodorowego, modyfikację konstrukcji kotłów (uwzględniając m.in. rodzaj paleniska, obciążenie cieplne komory, rodzaj i rozmieszczenie palników, kąt ich nachylenia, zmiany obciążenia palników itp.), stosowanie palników o specjalnej konstrukcji (palniki niskoemisyjne, palniki ze stopniowaniem paliwa, palniki z recyrkulacją gazów itp.), wprowadzenie kotłów z cyrkulacyjnym paleniskiem fluidalnym bądź współspalanie biomasy (w biomasie jest 2-krotnie niższa zawartość azotu niż w węglu). Metody pierwotne są najchętniej stosowane ze względu na korzystny stosunek stopnia odazotowania spalin do kosztów.

 

Gdy metody pierwotne nie są w stanie zapewnić wymaganego poziomu emisji NO_x, stosuje się metody wtórne odazotowania: selektywną redukcję katalityczna, selektywną redukcję niekatalityczna, metody absorpcyjne, połączone z odsiarczaniem [metoda SHL ( ang. Saaberg-Holder-Lurgi), metoda WSA-SNOX (WSA – ang. Wet Sulphuric Acid), metoda Bergau Forschung-Uhde], metodę radiacyjną.

Odpylanie spalin

 

Odpylanie spalin polega na usuwaniu z nich cząstek aerozolowych. Głównymi typami odpylaczy są komory osadcze i inercyjne, cyklony, filtry tkaninowe i warstwowe, elektrofiltry i skrubery.

 

W energetyce zawodowej powszechnie stosowanym urządzeniem pomocniczym kotła jest elektrofiltr. Cząstki pyłu, niesione przez spaliny, są elektrycznie obojętne i aby proces oczyszczania mógł zachodzić, muszą zostać naelektryzowane. Ładunek elektryczny jest nadawany ziarnom pyłu przez wykorzystanie ulotu, tj. opuszczania elektrody przez ładunki elektryczne wskutek wyładowania koronowego – rodzaju wyładowania elektrycznego w niejednorodnym silnym polu elektrycznym – z zastosowaniem napięć rzędu 40-80 kV. Ziarna pyłu uzyskują ładunek elektryczny od, zjonizowanych przez ulot, cząsteczek gazu. Obdarzone ładunkiem elektrycznym migrują do elektrody o ładunku przeciwnym, na której się osadzają. Na elektrodzie cząstki rozładowują się elektrycznie, a następnie są cyklicznie z niej usuwane. Siła elektrostatyczna zależy od ładunku ziarna pyłu, zaś ładunek – możliwy do zgromadzenia na ziarnie – zależy, m.in. od rozmiaru ziarna. Elektrofiltry bardzo skutecznie (zwykle w ponad 99% dla cząsteczek 1 µm) wychwytują ziarna pyłu, jednakże ciągle zaostrzane normy emisji pyłów wymagają podejmowania działań, poprawiających skuteczność elektrofiltrów. Modernizacje elektrofiltrów prowadzone są jako zmiany konstrukcyjne poprzez: zwiększenie gabarytów, zwiększenie podziałki, nowe rozwiązania układów zasilających, a nawet budowę nowego, wysokosprawnego elektrofiltru. Inny sposób to zmniejszanie oporności popiołu (popiół z polskich elektrowni węgli jest wysokorezystywny – co najmniej jeden lub dwa rzędy wielkości większy od uznawanego za optymalny, z punktu widzenia skuteczności odpylania).

 

W ciepłowniach, elektrociepłowniach do odpylania gazów stosowane są również odpylacze cyklonowe – wykorzystujące siły bezwładności. Usuwają one cząstki pyłu o wymiarach przekraczających 60 μm. Skuteczność odpylania cyklonu jest tym większa, im wyższa prędkość wlotowa, a także im mniejszy promień komory.

Usuwanie CO2

 

Działania, mogące ograniczyć emisje CO₂ z elektrowni i elektrociepłowni, są różne: uszlachetnianie węgla przed spaleniem, podniesienie sprawności konwersji energii w elektrowniach (szczególnie budowa bloków na parametry nadkrytyczne, a docelowo supernadkrytyczne), dywersyfikacja paliw (zastępowanie węgla olejem opałowym lub lepiej gazem ziemnym), wprowadzanie technologii zgazowania węgla [zgazowanie węgla w kopalniach, cykl kombinowany ze zintegrowanym zgazowaniem – IGCC (ang. Integrated Gasification Combined Cycle)], sekwestracja dwutlenku węgla w każdym procesie spalania.

 

Ochrona ziemi

 

Na terenie elektrowni zanieczyszczenie gleb może wystąpić wskutek awarii przemysłowej. W związku z tym elektrownie posiadają odpowiednie procedury oraz instrukcje postępowania na wypadek awarii. Znajdują się w nich opisy techniczne zapobiegania awarii oraz sposoby postępowania w przypadku ich wystąpienia.

 

Ochrona wód

 

Produkcja energii elektrycznej, pomimo dużego zużycia wody, może być – i przeważnie jest – prowadzona w sposób jak najmniej uciążliwy dla środowiska wodnego. Dla poborów wody oraz zrzutów ścieków z elektrowni, prowadzony jest stały monitoring oraz stosuje się komputerowe systemy kontroli eksploatacji, m.in. wskaźniki zużycia wody i zrzutu ścieków. Elektrownie, w większości, posiadają własne oczyszczalnie ścieków i stacje uzdatniania wody, funkcjonujące także w przypadku zakupu wody od przedsiębiorstw wodociągowych. Elektrownia może być również wyposażona w kompleks urządzeń ochronnych, w skład którego mogą wchodzić np.: chemiczna oczyszczalnia ścieków z procesu odsiarczania spalin wraz z modułem strącania metali ciężkich, chemiczna oczyszczalnia ścieków przeznaczona do neutralizacji ścieków agresywnych takich jak: z procesów trawienia kotłów czy regeneracji złóż jonowymiennych, oczyszczalnia biologiczno-mechaniczna ścieków sanitarnych, oczyszczalnia mechaniczno-chemiczna ścieków przemysłowo-deszczowych, kompostownia osadów.

W celu ograniczenia ilości zużycia wody, do celów technologicznych stosowane są obiegi zamknięte, a wodę z poszczególnych etapów uzdatniania zawraca się do dalszego wykorzystania. Takie ścieki mogą być wykorzystywane w procesach produkcyjnych, choćby do produkcji wód technologicznych (tzw. skojarzenie obiegów wodnych) lub odprowadzane do tzw. zamkniętego obiegu hydrotransportu, gdzie ścieki przemysłowe umożliwiają odprowadzanie mieszanki popiołowo-żużlowej do miejsc jej składowania. Część oczyszczonych ścieków przemysłowych wykorzystywana jest wtórnie w wielu procesach technologicznych, w których istnieje możliwość użycia wody o niższych parametrach jakościowych (np. zmywanie, zasilanie zewnętrznej instalacji ppoż.).

 

 

Gospodarka odpadami paleniskowymi

 

Jednym z największych problemów środowiskowych jest powstawanie odpadów. W elektrowniach i innych zakładach energetycznego spalania paliw powstają odpady paleniskowe (popioły lotne i żużle), będące jednym z czołowych odpadów przemysłowych pod względem ilości wytwarzania. Popioły lotne to pyły (frakcja drobnoziarnista) o właściwościach pucolanowych, składające się głównie z kulistych zeszkliwionych ziaren, zawierających przede wszystkim SiO₂ i Al₂O₃. Popioły lotne powstają jako uboczny produkt spalania paliwa w kotłach. Następnie są unoszone, wraz ze spalinami, i zatrzymywane w elektrofiltrach. Żużle stanowią frakcję gruboziarnistą i są odprowadzane spod kotła do zasobników lub pompowni bagrowych.

 

Na podstawie Rozporządzenia Ministra Środowiska, z 9 grudnia 2014 roku (poz. 1923), w sprawie katalogu odpadów, odpady paleniskowe klasyfikowane są w grupie 10 01, jako odpady z elektrowni i innych zakładów energetycznego spalania paliw. Do odpadów z tej grupy zalicza się: żużle, popioły paleniskowe i pyły z kotłów, popioły lotne z węgla, popioły lotne z torfu i drewna niepoddanego obróbce chemicznej, popioły lotne i pyły z kotłów z paliw płynnych, stałe odpady z wapniowych metod odsiarczania gazów odlotowych, produkty z wapniowych metod odsiarczania gazów odlotowych, odprowadzane w postaci szlamu, kwas siarkowy, popioły lotne z emulgowanych węglowodorów, stosowanych jako paliwo, popioły paleniskowe, żużle i pyły z kotłów ze współspalania, popioły lotne ze współspalania, odpady z oczyszczania gazów odlotowych, osady z zakładowych oczyszczalni ścieków, uwodnione szlamy z czyszczenia kotłów, piaski ze złóż fluidalnych, odpady z przechowywania i przygotowania paliw dla opalanych węglem elektrowni, odpady z uzdatniania wody chłodzącej, mieszanki popiołowo-żużlowe z mokrego odprowadzania odpadów paleniskowych, mikrosfery z popiołów lotnych, mieszaniny popiołów lotnych i odpadów stałych z wapniowych metod odsiarczania gazów odlotowych (metody suche i półsuche odsiarczania spalin oraz spalanie w złożu fluidalnym).

 

Zakłady produkujące odpady mają obowiązek stosowania takich sposobów i form produkcji, które pozwolą utrzymać ilość powstających odpadów na możliwie najniższym poziomie, ale ilość odpadów paleniskowych uzależniona jest od wielkości produkcji energii elektrycznej, jakości spalanego węgla i zawartości w nim popiołów. O dobrej jakości popiołów, pod kątem możliwości ich wykorzystania, decydują: mała zawartość węgla, duża zawartość szkła, mała zawartość alkaliów, duże rozdrobnienie. Na jakość popiołów, oprócz składu fazy płonnej w węglu, mają również wpływ czynniki technologiczne. Popioły mają tym więcej szkła i drobniejsze uziarnienie (lepsze właściwości pucolanowe), im większy stopień rozdrobnienia miał węgiel spalany w kotłach.

 

Pod koniec ubiegłego stulecia nastąpiło zmniejszenie produkowanej energii elektrycznej oraz poprawa jakości węgla, a zmiany te poskutkowały zmniejszeniem ilości odpadów paleniskowych. Trend ten nadal się utrzymuje – według danych ECOBA (ang. European Coal Combustion Products Association) – w Unii Europejskiej (UE15) w roku 2010 wyprodukowano około 48 mln ton odpadów paleniskowych (dla porównania: w 1993 roku było to 57 mln ton, a w 1999 – 55 mln ton), z czego największą część reprezentują popioły lotne (ok.66%).

W Polsce w 2014 roku wytworzono ogółem 21 942,3 tys. ton (w 2013 – 24 304,3 tys. ton) odpadów z zakładów wytwarzania i zaopatrywania w energię elektryczną, gaz, parę wodną i gorącą wodę, natomiast 3835,8 tys. ton stanowiły popioły lotne z węgla, a 11 950,9 tys. ton mieszanki popiołowo-żużlowe z mokrego odprowadzania odpadów paleniskowych.

Z ogólnej ilości wytworzonych popiołów lotnych procesom odzysku poddano 128,8 tys. ton popiołów, unieszkodliwiono 134,8 tys. ton, z czego tylko 0,05% składowano. Mieszanki popiołowo-żużlowe z mokrego odprowadzania odpadów paleniskowych poddano odzyskowi w ilości 28,3 tys. ton, a unieszkodliwiono 10395,2 tys. ton (100% zeskładowano). Odbiorcom zewnętrznym przekazano 51,6 tys. ton popiołów lotnych i 201,9 tys. ton mieszanki popiołowo-żużlowej. Popioły magazynowane czasowo stanowiły 91,78% ogółu wytworzonych popiołów lotnych (288,3 tys. ton), natomiast mieszanki popiołowo-żużlowe jedynie 11% (1325,5 tys. ton). Na składowiskach nagromadzono ogółem, na koniec 2014 roku, 26 861,4 tys. ton popiołów lotnych, natomiast mieszanki popiołowo-żużlowej, z mokrego odprowadzania odpadów paleniskowych, zeskładowano w ilości 285 883,6 tys. ton. Zmniejszająca się ilość składowanych odpadów paleniskowych świadczy o skutecznym wykorzystywaniu dostępnych technologii zagospodarowania odpadów przemysłowych.

 

Odpady paleniskowe są zagospodarowywane w szerokim zakresie w branży budowlanej. W Unii Europejskiej (według danych ECOBA) wykorzystuje się około 43% popiołu lotnego, około 46% popiołu dennego, a wskaźnik dla żużli wynosi 100%. W większości przypadków odpady te są stosowane jako zamienniki naturalnie występujących zasobów, co wiąże się z pozytywnym efektem ekologicznym. Wykorzystanie tych odpadów przyczynia się również do zmniejszenia zapotrzebowania na energię i obniżenia emisji do atmosfery (np.CO₂), co wynika z procesu wytwarzania produktów, które byłyby zastosowane zamiast tych odpadów. Odpady paleniskowe znajdują zastosowanie jako dodatek, przeznaczony do produkcji: betonu, zaprawy, zaczynu, betonu konstrukcyjnego na placu budowy, betonu prefabrykowanego, betonu komórkowego, ceramiki budowlanej, cementu i spoiw pucolanowych, asfaltobetonów, polimerobetonów.

 

W gospodarczym wykorzystaniu istotną rolę odgrywają popioły lotne, które nie są już tylko tanim zamiennikiem części cementu, ale ważnym składnikiem, mającym korzystny wpływ na własności betonu. Sferyczne ziarna popiołów lotnych, przynajmniej w 70%, składają się z krzemionki oraz tlenków glinu i żelaza. Aktywność pucolanowa popiołu lotnego zależy od składu chemicznego i miałkości cementu portlandzkiego, z którym ma być użyty. Popioły lotne przez wypełnienie porów międzyziarnowych cementu, uszczelniają struktury zaczynu,

a dzięki aktywności pucolanowej, poprawiają parametry wiązania i wytrzymałości betonu. Maksymalna dawka popiołów w betonie nie powinna przekroczyć 20% masy cementu, ale określa się ją dla każdego popiołu indywidualnie. Jego dodatek opóźnia czas wiązania betonu i spowalnia jego twardnienie. Mieszanka

z popiołami lotnymi wykazuje wiele pozytywnych właściwości: jest bardziej spoista, odporniejsza na wyciek wody, łatwiej pompowana i podatniejsza na wykończenie powierzchni, ale przyrost wytrzymałości w betonach

z dodatkiem popiołów jest wolniejszy niż w pozostałych.

 

Charakterystycznym dla Polski, sposobem zagospodarowania popiołów jest ich stosowanie w górnictwie podziemnym, w technologii zawiesinowej. Mogą one również być użyte jako wypełniacze mineralne oraz nawozy. Skład chemiczny odpadów paleniskowych z kotłów fluidalnych jest zdecydowanie inny, niż z kotłów pyłowych z suchym odsiarczaniem. Produkty paleniskowe z kotłów fluidalnych charakteryzują się dobrymi właściwościami wiążącymi, a popioły denne z kotłów fluidalnych mają większą zawartość krzemionki i tlenków żelaza i nieznacznie mniejszą zawartość CaO w stosunku do popiołów lotnych. Dlatego też popioły lotne

z kotłów fluidalnych wykorzystywane są w drogownictwie, gdzie do budowy dróg najbardziej wskazane jest zastosowanie popiołów krzemianowych i do produkcji spoiw krzemianowo-glinowych z kotłów fluidalnych.

Ich zastosowanie znacznie obniża koszt spoiwa, choć osiągane parametry stabilizacji nie są gorsze, niż

w przypadku wykorzystania wapna czy cementu.

 

W budownictwie drogowym odpady z przemysłu energetycznego mogą być wykorzystane jako materiał alternatywny, przede wszystkim do wykonywania  podbudowy czy korpusu drogi. Materiały te mogą mieć postać sypką lub – po przetworzeniu – np. formę brykietów. Popioły lotne z kotłów fluidalnych używane są również: przy budowie stawów osadowych, do stabilizacji i rekultywacji gruntów, w górnictwie i budownictwie, gdzie wykorzystuje się ich właściwości wiążące. Ze względu na ich zasadowy charakter, popioły lotne z kotłów fluidalnych mogą być stosowane w rolnictwie (do odkwaszania gleb), ochronie środowiska i gospodarce komunalnej (do neutralizacji ścieków).

 

Jednym z masowych kierunków zastosowania odpadów energetycznych jest makroniwelacja i rekultywacja terenu. W Polsce powszechnie stosuje się popioły i żużle z węgla brunatnego do wypełniania wyrobisk węgla brunatnego, kruszyw, gliny i siarki. Mieszaninę popiołowo–żużlową ze składowisk wykorzystuje się do budowy obwałowań składowisk odpadów paleniskowych i innych, a także do budowy nasypów komunikacyjnych.

W związku ze wzrastającą ilością wytwarzanych odpadów z odsiarczania spalin należy zwrócić uwagę na ich odzysk. Największe możliwości zagospodarowania istnieją dla gipsu poreakcyjnego, jako materiału zastępującego gips naturalny.

 

Unia Europejska dąży do oddzielenia rozwoju i wzrostu gospodarczego od nieodwracalnego zużycia surowców naturalnych, co stwarza możliwości wykorzystywania, w coraz szerszym zakresie, ubocznych produktów spalania.

 

Sekwestracja dwutlenku węgla

 

Polska – podpisując ratyfikację „konwencji klimatycznej” oraz Protokołu z Kioto – włączyła się

w międzynarodowe działania, mające na celu zapobieganie zmianom klimatu. Jednym z głównych zobowiązań jest redukcja emisji gazów cieplarnianych o 6% w latach 2008-2012, w stosunku do roku bazowego oraz

o 20% w latach 2013-2020. Polska zredukowała dotychczas emisję gazów cieplarnianych o około 30%

(przy wymaganych 6%), a mimo to w roku 2013 była na 5. miejscu, pod względem emisji gazów cieplarnianych (w tym dwutlenku węgla), w Unii Europejskiej (dane Eurostat).

 

Według danych, zebranych w ramach krajowej inwentaryzacji (KOBIZE) z 2013 roku, całkowita emisja gazów cieplarnianych w Polsce wynosiła 394 891,52 kt ekwiwalentu CO₂ (bez uwzględnienia sektora Użytkowanie gruntów, zmiany użytkowania gruntów i leśnictwo), przy czym sektor Energia wyemitował 323 470,71 kt ekwiwalentu CO₂. Głównym źródłem emisji CO₂ był sektor Spalanie Paliw i udział tej kategorii stanowił 92,4% w całkowitej emisji CO₂ w roku 2013, przy czym 52,4% udziału miał tu Przemysł energetyczny. Biorąc pod uwagę zmiany emisji gazów cieplarnianych w okresie 1988-2013, w podziale na główne kategorie źródeł, zanotowano jednak spadek emisji we wszystkich kategoriach, a drugim z kolei sektorem, o największej redukcji emisji (o 33%), była Energia. Pomimo tych pozytywnych zmian, spalanie paliw kopalnych nadal wywołuje emisję takich ilości CO₂ do atmosfery, które nie mogą być wchłonięte przez rośliny ani rozpuszczone w oceanach, a w związku z tym powstaje efekt cieplarniany, powodujący ocieplenie powierzchni Ziemi.

W związku z tym Unia Europejska wyznaczyła cel – redukcję emisji CO₂ o 20% do roku 2020 (w porównaniu

z rokiem 1990) i aby ten warunek spełnić należy znaleźć rozwiązania, które na to pozwolą. Stosunkowo łatwe do zrealizowania i możliwie szybkie do wdrożenia jest wykorzystanie technologii CCS (ang.Carbon Capture and Storage), czyli wychwytywanie, transport oraz składowanie dwutlenku węgla, określane terminem sekwestracja. Sekwestracja CO₂ pozwala wykorzystywać paliwa kopalne, a jednocześnie zmniejszać emisję CO₂ do atmosfery. Podziemne składowanie CO₂ jest rozpowszechnionym w naturze zjawiskiem, a naturalne zbiorniki z nim istnieją od milionów lat (np. seria ośmiu naturalnych zbiorników CO₂ w południowo-wschodniej Francji, odkrytych w trakcie wydobywania ropy naftowej na tych obszarach, w latach 60. XX wieku). Świadczy to o słuszności doboru formacji geologicznych do składowania CO₂, gdyż charakteryzują się dużą pojemnością, są bezpieczne i gwarantują stabilność na długi czas.

 

Obecnie przewiduje się stosowanie sekwestracji do unieszkodliwiania znacznych ilości CO₂ (miliony ton), ale w przypadku większości gazów spalinowych i przemysłowych, koncentracja CO₂ jest niska i wynosi od kilku do kilkunastu procent, a czysty strumień emitują tylko niektóre procesy przemysłowe. Po wychwyceniu dwutlenku węgla w instalacjach przemysłowych, jest on sprężany do postaci gęstego płynu.

 

Istnieje kilka technologii pozwalających otrzymać skoncentrowany strumień CO₂ i są to: wychwytywanie przed spalaniem, wychwytywanie po spalaniu i tlenowe spalanie węgla. Wychwycony dwutlenek węgla, przed zatłoczeniem pod ziemię, należy oddzielić od innych gazów spalinowych i przemysłowych i stosuje się do tego celu: absorpcję chemiczną (najczęściej stosowana) i fizyczną, adsorpcję fizyczną, frakcjonowanie kriogeniczne i separację membranową. Następnie CO₂ jest transportowany, przy użyciu statków i rurociągów, zatłaczany do formacji zbiornikowych.

 

W przypadku sekwestracji dwutlenku węgla w strukturach geologicznych (a takie przewiduje się ewentualnie

w polskich warunkach), zatłaczanie CO₂ poprzedzone musi być dokładnym badaniem terenu – wymagane jest występowanie skał osadowych o dużej miąższości, znacznym rozprzestrzenieniu i dobrych właściwościach kolektorskich. Skały te muszą stanowić tzw. pułapkę, w której zatłoczony dwutlenek węgla gromadzi się

w przestrzeni pomiędzy ziarnami, a także w pęknięciach, wypierając i zastępując w ten sposób, tamtejsze substancje, takie jak gazy, woda czy ropa. Od góry „pułapka” musi być przykryta przez nieprzepuszczalne skały (np. iły, iłowiec, margiel, skały solne), które nie pozwolą na niekontrolowane przedostawanie się

CO₂ poza „pułapkę”.

 

Bardzo istotnym czynnikiem, który odgrywa kluczową rolę podczas wyboru lokalizacji sekwestracji CO₂, jest również pojemność struktury geologicznej oraz brak wód pitnych (CO₂ nie może być zatłaczany do wód, które mogą być używane bądź wykorzystane przez człowieka). W celu zwiększenia ilości składowanego CO₂ gromadzi się go w postaci sprężonej, płynnej, a więc wybiera się położenie zbiornika poniżej 800 metrów pod ziemią, gdzie panuje odpowiednio wysokie ciśnienie i temperatura.

 

Mając na uwadze te czynniki, do sekwestracji CO₂ można wykorzystywać:

• sczerpane złoża gazu ziemnego i ropy naftowej (do wykorzystania natychmiast, ale w warunkach polskich złoża te, niestety, mają niewystarczającą pojemność)

• głębokie poziomy solankowe (posiadają duży potencjał składowania CO₂; są najbardziej obiecujące

w warunkach polskich, ale wymagają jeszcze rozpoznania)

• głębokie nieeksploatowane złoża węgla (następuje tutaj trwałe związanie CO₂ w matrycy węglowej;

w przypadku zatłaczania do pokładów węgla zawierających metan, dwutlenek węgla może go wypierać

i wspomagać tym samym ekonomiczne pozyskiwanie metanu, zwane w skrócie ECBM (ang. Enhanced Coal Bed Methane); problem tkwi w metodyce zatłaczania dużych ilości CO₂ do słabo przepuszczalnych złóż węgla).

 

Względy bezpieczeństwa (przede wszystkim), w tym również środowiskowe, społeczne i ekonomiczne sprawiają, że sekwestracja CO₂ musi być stale monitorowana, zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi. Dążeniem Komisji Europejskiej jest wybudowanie obiektów demonstracyjnych, umożliwiających wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla. Technologia ta jest obecnie na wczesnym etapie rozwoju, a pomysł wychwytywania i składowania dwutlenku węgla nie był jeszcze realizowany na dużą skalę (ze względu na brak zachęt ekonomicznych oraz wątpliwości polityczne i prawne).

 

Programy proekologiczne przedsiębiorstw energetycznych

 

Przed rokiem 1988 największy wpływ na zły stan jakości powietrza w Polsce miał sektor energetyki i przemysłu. Obecnie przyczynę złej jakości powietrza upatruje się w sektorze bytowo-komunalnym. Znamiennym jest fakt, że od roku 1988 odnotowuje się trend spadkowy emisji głównych zanieczyszczeń powietrza z przemysłu, co wiąże się z transformacją gospodarki narodowej, a w zakresie ochrony środowiska: z rozpoczęciem wdrażania w zakładach przemysłowych najlepszych dostępnych technik (BAT) oraz pozwoleń zintegrowanych. Od momentu wejścia w życie ustawy Prawo ochrony środowiska, elektrownie zobligowane zostały do uzyskania pozwoleń zintegrowanych na wszystkie rodzaje emisji. Nieprzestrzeganie zapisów, uzyskanych w pozwoleniach zintegrowanych, grozi wysokimi sankcjami karnymi, a w dalszej kolejności – koniecznością zaprzestania produkcji. Poza przestrzeganiem zapisów z pozwoleń zintegrowanych, większość elektrowni przyjęła już System Zarządzania Środowiskowego wg normy PN-EN ISO 14001, który gwarantuje usprawnienie działań w zakresie ochrony środowiska, zredukowanie zagrożeń środowiskowych, usprawnienie działań dostosowujących do wymagań prawnych oraz wspieranie i doskonalenie działań środowiskowych (łącznie ze środowiskową jakością wyrobów i usług).

 

Elektrownie, którym bliska jest strategia prośrodowiskowa, starają się również o uzyskanie certyfikatu zgodności z rozporządzeniem EMAS (ang. Eco Management and Audit Scheme – o dobrowolnym udziale w systemie ekozarządzania i audytu). Spośród polskich elektrowni, kilka już posiada wdrożony certyfikat EMAS: Opole, Łaziska, Jaworzno III, Siersza, Łagisza.

 

EMAS to unijnym instrumentem, znak firmowy, określającym dążenie organizacji do doskonałości w zakresie ochrony środowiska. Jest on  zsynchronizowany z normą ISO 14001, która wchodzi w jego skład. EMAS wymaga więcej niż systemy ISO, choćby w zakresie wykazywania ciągłej działalności proekologicznej oraz pełnej zgodności z prawodawstwem unijnym i krajowym, dotyczącym ochrony środowiska.

Bardzo istotnym elementem założeń EMAS jest wymóg włączania załogi, zarówno najwyższego kierownictwa, jak i pracowników, w działania na rzecz ochrony środowiska. Podejmowane przez nich działania prośrodowiskowe widoczne są w zgłaszanych rozwiązaniach racjonalizatorskich, dotyczących: zmniejszania obciążeń środowiska, prawidłowego nadzoru nad podwykonawcami, odpowiedniej dokumentacji systemowej (procedury i instrukcje), prawidłowo prowadzonego przeglądu zarządzania, oraz poprawnej identyfikacji celów środowiskowych.

Aby wypełnić wymogi EMAS, elektrownie muszą informować opinię publiczną i zainteresowane strony o wpływie elektrowni, jej produktów i usług na środowisko oraz o działaniach środowiskowych, które ma zamiar podejmować. Wymogiem uzyskania rejestracji w EMAS jest przeprowadzenie wieloaspektowego przeglądu środowiskowego wyrobów i usług, także metod ich oceny, wymagań prawnych oraz istniejących praktyk i procedur zarządzania środowiskowego. Musi być również sporządzona i opublikowana deklaracja środowiskowa, opisująca system zarządzania oraz efekty działalności środowiskowej. Rozporządzenie EMAS wymienia sześć głównych wskaźników efektywności środowiskowej, które powinny zostać ujęte w deklaracji środowiskowej. Dotyczą one: efektywności energetycznej, racjonalnego wykorzystania materiałów, wody, odpadów, a także różnorodności biologicznej oraz emisji.

Proekologiczne elektrownie podejmują działania inwestycyjno-modernizacyjne, dotyczące np.: zaprzestania składowania popiołów i żużli w hałdach; budowy instalacji suchego odbioru popiołów z elektrofiltrów; budowy instalacji odsiarczania spalin metodą półsuchą; budowy nowych bloków energetycznych z kotłami fluidalnymi i wysokosprawnymi turbinami; wytwarzania zielonej energii ze współspalania biomasy; budowy ekranów bądź obudów dźwiękochłonnych urządzeń energetycznych; nasadzania zieleni, w celu poprawy wizerunku oraz zmniejszania hałasu emitowanego do środowiska; obniżania zawartości zawiesiny w ściekach, odprowadzanych do odbiornika. Oprócz inwestycji proekologicznych, następują również zmiany w sposobie zarządzania przedsiębiorstwem. Należy podkreślić odnośnie do certyfikatu EMAS, że wymusza on otwartość środowiskową i przejrzystość działań elektrowni.