Ochrona atmosfery w energetyce i przemyśle

Rozwój cywilizacji jest niemożliwy bez energii elektrycznej i dlatego z roku na rok świat wytwarza coraz więcej energii, zwiększając jednocześnie emisję CO₂, która to grozi zagładą (zatopieniem) części lądów (wg większości badaczy). Scenariusze warunkują stopień zagrożenia od stężenia CO₂ w powietrzu. Utrzymywanie poziomu stężenia CO₂ w powietrzu na poziomie 350÷450 ppm, pozwoli na normalną egzystencję, a przekroczenie poziomu 750 ppm CO₂ w powietrzu grozi katastrofą.

Unia Europejska postanowiła zostać głównym rozgrywającym w walce o ochronę ziemskiego powietrza i w związku z tym kotłownie wytwarzające energię z węgla muszą ograniczyć emisję SO₂ i NO_x, w takim stopniu, aby od 1 stycznia 2016 r., stężenie SO₂ i NO₂ w emitowanych spalinach było <200 mg/m³ n i 6% O₂.

Spełnienie tego warunku będzie bardzo trudnym i kosztownym zadaniem, a czeka nas jeszcze cały pakiet działań z ograniczaniem emisji CO₂ i PM 2,5. W artykule przedstawię możliwości techniczne realizacji dyrektywy ograniczającej emisję SO₂ i NO_x przez elektrownie, elektrociepłownie zawodowe i przemysłowe oraz cementownie.

Elektrownie

- Ograniczenie emisji SO₂ do 200 mg SO₂/m³_n

Eksploatowane w elektrowniach kotły pyłowe wyposażono w mokre instalacje odsiarczania spalin, które ograniczają emisję SO₂ do poziomu 400 mg SO₂/m³_n. Kilka elektrowni (Opole, Dolna Odra, Ostrołęka, a może i inne) bez trudu redukuje stężenie SO₂ w spalinach do poziomu 100÷200 mg SO₂/m³_n. Inne elektrownie mogą bez problemu zwiększyć skuteczność usuwania SO₂ w istniejących absorberach, przez zwiększenie intensywności zraszania spalin lub w skrajnych przypadkach zwiększenie ilości poziomów zraszania.

Bodźcem do dalszego ograniczania emisji NO_x i SO₂ byłoby Rozporządzenie Ministra Ochrony Środowiska określające zasady handlu emisjami SO₂ i NO_x. Elektrownie, które już dzisiaj mogą ograniczać stężenie SO₂ w emitowanych spalinach nawet do stężeń <100 mg/m³_n, mogłyby uzyskane z handlu emisją SO₂ pieniądze, przeznaczyć na konieczne urządzenia do ograniczenia emisji NO_x. Takie Rozporządzenie mogłoby też zasilić fundusz inwestycyjny elektrowni, które już teraz lub w przyszłym roku ograniczą emisję NO_x do poziomu stężeń ≤200 mg NO₂/m³_n.

Ograniczenie emisji NO_x do 200 mg NO₂/m³_n

Aktualnie żaden kocioł pyłowy w polskich elektrowniach nie spełnia warunku, który będzie obowiązywał po 2015 r., czyli stężenia NOx ≤200 mg/m³_n. Średnie stężenie jest w granicach 400÷500 mg NO₂/m³_n. Próby modernizacji procesu spalania, prowadzone między innymi przez IPW Polin (wdrożenia na kilku kotłach OP-650) pozwalają na zmniejszenie stężenia NO_x do 250÷350 mg NO₂/m³_n, w zależności od własności spalanego węgla. Spełnienie warunku ograniczenia stężenia do poziomu 200 m NO₂/m³_n, będzie możliwe po zastosowaniu następujących technologii:

- katalitycznej redukcji amoniakiem lub mocznikiem CSR – technologia ta polega na zabudowaniu reaktora z katalizatorem na drodze spalin do elektrofiltru. Warunkiem sprawnego redukowania NO jest temperatura procesu 300÷400°C, dlatego w polskich warunkach iniekcja amoniaku następuje do spalin zapylonych, przed podgrzewaczem powietrza. Instalacja katalityczna jest stosunkowo droga i dlatego należy instalować reaktor katalityczny przy kotłach nadających się do eksploatacji przez przynajmniej 15 lat. Aktualnie tylko ta technologia ma status BAT.

- niekatalityczna redukcja amoniakiem – technologia ta polega na iniekcji amoniaku lub mocznika do strefy o temperaturze około 850-900°C, umożliwia ograniczenie emisji NO_x do pożądanego poziomu, przy odpowiednim nadmiarze amoniaku. Trudno jest utrzymać emisję nieprzereagowanego NH₃ na dopuszczalnym poziomie.

- utlenianie NO w kanale spalin przed IOS - próby ograniczania emisji NO_x, przez utlenianie nierozpuszczalnego w wodzie NO do rozpuszczalnego NO₂, przeprowadzano już w latach 80. Celem była technologia łącznego usuwania NOx i SO2 w absorberach IOS. Do utleniania NO stosowano: O₃, H₂O₂, NaOCl, Ca(ClO)₂ i ClO₂. Proces utleniania w fazie gazowej zachodzi zgodnie z następującą reakcją: NO + O₃ = NO₂ + O₂, NO₂ reaguje z zawartą w spalinach parą wodną, tworząc kwasy azotowe: 2 NO₂ + H₂O = HNO₃ + HNO₂

Mogą zajść też inne reakcje w fazie ciekłej np.: 2H₂SO₃ + 2HNO2 = 2H₂SO₄ + N₂ + 2 OH.

Pomimo pomyślnych prób, technologii tej nie zastosowano, głownie z powodu rozwoju palników typu (low-NO_x), które pozwalały na ograniczanie stężeń do poziomu 400-500 mg NO₂/m³_n i 6%O₂ (przy niższych kosztach), co spełnia obowiązujące do 2016 r. normy.

Utlenianie NO w spalinach wymaga spełnienia kilku warunków: temperatura spalin <65°C, czas kontaktu utleniacza ze spalinami >7 sekund i dobre wymieszanie utleniacza ze spalinami.

W istniejących w Polsce kanałach spalin przed IOS (podobnie jak na całym świecie) mamy temperaturę spalin 90-150°C i czas kontaktu 0,3-2 sekund. Zastosowanie tej technologii wymaga ochłodzenia spalin (iniekcja wody), wydłużenia kanału spalin (czas kontaktu) i iniekcji utleniacza O₃ lub H₂O₂ (przyjazne dla środowiska, ale drogie). Można też stosować tańsze (odpadowe) utleniacze jak NaOCl, ale do układu wprowadzamy sod i chlor, lub gazowy ClO₂, do układu wprowadzamy tylko chlor.

Podstawową trudnością przy zastosowaniu tej technologii jest konieczność wymiany istniejących kanałów spalin na znacznie dłuższe i o takiej konstrukcji, aby w pierwszej części kanału można było spaliny schłodzić do 55-65°C, a w drugiej wprowadzić utleniacz (H2O2 lub O3) i zapewnić minimalny czas kontaktu = 7sekund.

Pierwsze próby tej technologii przeprowadzono w Elektrowni Dolna Odra (za krotki czas kontaktu). W listopadzie 2009 r., zostaną przeprowadzone próby w Elektrowni Ostrołęka, na znacznie dłuższym odcinku kanału spalin.

Wynikiem procesu utleniania NO w kanale spalin jest powstanie w zawiesinie zraszającej absorber IOS azotanu wapnia, który powstaje w wyniku reakcji: 2 HNO₃ + CaCO₃ = Ca(NO₃)₂ + CO₂

Zawiesina ta zawiera też CaCl₂ powstający w wyniku usuwania ze spalin chlorowodoru (chlorki w węglu). Odprowadzane po oddzieleniu gipsu ścieki zawierają około 30000 ppm chlorków i przy utlenianiu NO także około 80 kg/m³ Ca(NO₃)₂. Przy stosowaniu tej technologii w skali >500MWe, można uniknąć odprowadzania ścieków i poddawać je krystalizacji (odpadowe ciepło). Powstaną następujące produkty: sol CaCl2 (zima posypywanie dróg). Ca(NO₃)₂ nawóz – saletra wapniowa, cena 1250 zł/Mg i kondensat H₂O.

O zastosowaniu jednej z 3 opisanych technologii zadecydują koszty inwestycyjne i eksploatacyjne. Na obecnym etapie rozwoju należy stosować technologie o niskich kosztach inwestycyjnych (iniekcja amoniaku lub utleniacza), bo możliwy jest taki rozwój technik spalania, że osiągnie się przy pomocy tzw. metod pierwotnych stężenie NO_x < 200 mg NO₂. Przy takich palnikach, zastosowane układy iniekcji NH₃ czy H₂O₂ będą miały charakter interwencyjny.

Kotły fluidalne

Kotły fluidalne miały spełnić wszystkie wymagania w zakresie ograniczania emisji SO2 i NOx, bez konieczności instalowania dodatkowych urządzeń do oczyszczania spalin. Osiągany bez problemów (przy normalnej eksploatacji) poziom stężeń to około 300 mg SO2/m³_n i około 300 mg NO²/m³_n, jest do zaakceptowania. Niestety unijni urzędnicy nie uwzględnili aktualnego stanu techniki (tab. 1). Na 22 kotły fluidalne eksploatowane w Polsce tylko 4 osiągają poziom 200 mg/m3 n SO₂ i NO₂ [1]. Ograniczenie emisji SO₂ z kotłów fluidalnych do poziomu 200 mg/m³_n jest możliwe przez zwiększenie (podawanego

do kotła) strumienia CaCO3 (zamiast Ca : S = 2, należy stosować Ca : S = 3, co zwiększa emisję CO₂ i strumień popiołu. Ograniczenie emisji NO_x do 200 mg NO₂/m³_n i 6% O₂, w większości eksploatowanych w Polsce kotłów bez iniekcji amoniaku jest prawie niemożliwe.

W Elektrowni Turów czynione są wstępne działania, mające na celu osiągnięcie poziomu 200 mg/m³_n SO₂ i NO₂, bez zwiększania strumienia CaCO₃ do kotła. Pomiędzy podgrzewaczem powietrza, a elektrofiltrem przewiduje się zbudowanie reaktora, w którym niesiony przez spaliny popiół (zawierający 4-8% CaO) będzie nawilżany z wodą, która nie reaktywny CaO przemieni w reaktywny Ca(OH)₂, reagujący z SO₂ zgodnie z reakcją: Ca(OH)₂ + SO₂ = CaSO₃ + H₂O. Do ochłodzonych do temperatury <65°C spalin wprowadzi się H₂O₂ lub O₃, ograniczając stężenie NOx do dowolnie niskiego poziomu, zależnego tylko od strumienia utleniacza. Produkty tego procesu (Ca-SO₃ i Ca(NO₃)₂) będą wraz z popiołem usuwane w elektrofiltrach. Odpowiednią temperaturę spalin przed elektrofiltrem uzyska się przez wymieszanie strumieni spalin po reaktorze ze strumieniem spalin gorących (140°C).

Elektrociepłownie

Większość polskich elektrociepłowni nie ma instalacji odsiarczania spalin. Z analizy publikacji wynika, że przy eksploatacji kotłów < 200 MWe nie opłaca się stosować mokrej metody wapniakowej. Należy zatem indywidualnie dobrać metodę suchą lub półsuchą. Stosowanie tego typu metod, daje możliwość ograniczania emisji NO_x przez iniekcję amoniaku do kotła lub utleniacza do spalin. Jest kilka możliwych do zastosowania technologii działających na podobnych zasadach jak instalacja na OP-230 w Siekierkach czy na OP-430 w EC Łódź. Charakterystyka możliwych do zastosowania technologii przekracza ramy niniejszego artykułu i wymaga (ze względu na rożne możliwości zabudowy w polskich elektrociepłowniach zawodowych i przemysłowych), specjalnej publikacji.

Cementownie

Specyfika produkcji cementu (długi czas wypalania, wysokie temperatury, cechy produktu) stwarza ogromne możliwości w walce z odpadami. Powszechnie stosuje się już zastępowanie węgla oponami. Można też spalać paliwo z opadów, skażone mięso i tłuszcze, odpady niebezpieczne i inne. Jedyną barierą są obecnie urządzenia oczyszczania spalin, a właściwie ich brak, poza bardzo sprawnymi elektrofiltrami (3-5 mg pyłu/m³_n).

Spaliny z cementowni zawierają do 1300 mg NO₂/m³_n i 6% O₂, przy aktualnie dopuszczalnym stężeniu 500-800 mg/m3n. Stężenie NO_x można ograniczać przez iniekcję NH₃ lub mocznika do odpowiedniej strefy pieca obrotowego, ale nie ograniczy się w ten sposób emisji metali ciężkich w tym rtęci. Stężenia SO₂ są niższe od 200 mg/m³_n.

Ze względu na specyfikę produkcji, praktycznie jedyną możliwością oczyszczania spalin jest budowa instalacji oczyszczającej po elektrofiltrach. W takiej instalacji można ograniczyć emisję NO_x do stężeń < 200mg NO₂/m³_n i stężenie rtęci do poziomu < 1 μg/m³ _n. W związku z tym że takich instalacji jeszcze nie ma, trudno podać instalację referencyjną, ale biorąc pod uwagę fakt, że spaliny są odpylone i mają temperaturę około 110°C, nie trudno jest zaproponować tanią i skuteczną metodę oczyszczania. Inwestycja w taką instalację mogłaby się szybko zwrócić, gdyż powszechnie wiadomo że za każdą tonę spalonego odpadu niebezpiecznego płaci się nawet do 500 euro.

Co z biomasą?

Unijni urzędnicy wymyślili, że jeśli spalamy drzewo, rośliny, zboże itp., to walczymy z efektem cieplarnianym i chronimy naszą planetę. Założenie to jest z gruntu fałszywe, co postaram się udowodnić.

Wyobraźmy sobie że na całym świecie wszystkie elektrownie spalają biomasę, a wszystkie pojazdy i maszyny stosują biopaliwa (co pokrywa np. 60% światowego zapotrzebowania na energię. Reszta to energia atomowa, wiatr i inne). Usunięte z powietrza CO₂ jest ponownie zawracane do powietrza i stężenie CO₂ nie maleje. Ale spalanie to nie jedyne źródło emisji CO₂, gdyż CO₂ emitują zwierzęta i ludzie. Z tego prostego przykładu wynika że w ten sposób nie zażegnamy nieuniknionej zagłady (prognozy), gdyż stężenie CO₂ w powietrzu będzie ciągle rosło.

Oczywiście następnym lekarstwem może być usuwanie CO₂ ze spalin elektrowni węglowych (dlaczego nie z elektrowni gazowych czy olejowych? Przecież takie spaliny łatwiej oczyścić) i gromadzenie CO₂ pod ziemią. Koszt takiego procesu jest bardzo wysoki i niewątpliwie o wiele taniej byłoby zamiast spalać biomasę (drzewo, słomę czy ziarno), wychwycony z powietrza CO₂ USUWAĆ Z OBIEGU, wprowadzając podobnie jak to się planuje z wychwyconym CO₂ pod ziemię, ale znacznie łatwiej bo mamy CO₂ związane w biomasie i taniej np. do kopalni odkrywkowych lub innych. Zakopanie odpowiedniej ilości biomasy niewątpliwie zmniejszy emisję CO₂ bez konieczności zużywania około 25% wytworzonej energii na usuwanie i sekwestrowanie CO₂. Optymistycznie koszt sekwestracji CO₂ (usuwanie ze spalin + wprowadzanie pod ziemię) to aktualnie około 400 zł/tonę CO₂ (bez kosztów inwestycyjnych. Koszt budowy elektrowni ze składowaniem 2,3 mln ton CO₂/rok, to [2] 800 mln euro + 200 mln euro na rurociągi). Polska energetyka węglowa emituje około 300 mln. ton CO₂/rok. Porównajmy to z wariantem, w którym CO₂ z powietrza usuwa się w sposób naturalny (drzewa, rośliny) Jedna tona suchej biomasy zawiera średnio 50% C = węgla, czyli wprowadzając pod ziemię 1 tonę biomasy, usuwamy z obiegu 1,8 tony CO₂ (przy mokrej biomasie = 40% wody, 1 tona wprowadzona pod ziemię to 1,08 tony CO₂. O tym czy sekwestrować CO₂ z węgla, czy biomasę zadecyduje rachunek ekonomiczny. Jednak dopóki nie mamy innej technologii w skali Przemysłowej i tańszej od składowania biomasy, to rozważmy ten wariant już teraz (przemysłowe instalacje do sekwestrowania CO₂ powstaną najwcześniej za 5 lat).

Oczywiście należy zwiększać sprawność elektrowni węglowych, premiować oszczędzanie energii. Moim zdaniem o wiele większy efekt niż dopłaty za spalanie biomasy w elektrowniach, dałby powszechny system dopłat za oszczędzanie energii i zwiększanie sprawności wytwarzania. Należy też prowadzić badania nad rożnymi metodami usuwania

CO₂ i jeśli opracowane technologie będą tańsze niż zakopywanie biomasy, to oczywiście RYNEK, A NIE URZĘDNIK zadecyduje o wyborze sposobu usuwania CO₂.

Usuwanie z obiegu (a nie spalanie) biomasy, przyczyni się niewątpliwie do ochrony środowiska, a elektrownie czy inni znaczący emitenci CO₂, mają odpowiednie środki, aby zalesiać nieużytki czy prowadzić plantacje roślin energetycznych (odliczając ekwiwalent usuniętego z powietrza CO₂). Nieuniknione przy takiej polityce zmniejszenie powierzchni nieużytków, niewątpliwie wpłynie korzystnie na klimat.

Decydenci nie zdają sobie sprawy, jakim koszmarem jest powszechnie wprowadzony system współspalania biomasy. W sierpniu br. prowadziłem badania w jednej elektrowni i widziałem hałdy biomasy (na placu węglowym), sznury wywrotek przywożących biomasę i spychacze budujące hałdę. Cała elektrownia pokryta była warstwą pyłu biomasy, przy większym wietrze trzeba chronić oczy, nie mówiąc o ciągłym wdychaniu pyłów drobnych (Pm 2,5). W związku z tym, że spalanie biomasy jest zgodne z polityką państwa, warunkami pracy nie interesuje się ani inspekcja ochrony środowiska, sanepid, urząd wojewódzki ani też zakładowe BHP. Zdaję sobie sprawę, że pisząc o tym i tak nic się nie zmieni, bo takie są dyrektywy i w związku z tym że to się opłaca (my podatnicy płacimy za tę sztuczną cenę energii z biomasy), elektrownie i elektrociepłownie wybudowały już całe ciągi zasilania kotłów biomasą (twierdzą, że taka inwestycja zwraca się w kilka miesięcy).

Oczywiście prace nad wykorzystaniem biomasy i biopaliw są konieczne, gdyż w przewidywalnej przyszłości wyczerpią się zasoby gazu i ropy. Można też tworzyć energetykę rozproszoną, zaspakajającą miejscowe zapotrzebowanie na energię elektryczną i cieplną, spalającą miejscowe odpady. Można również z biomasy produkować brykiety, które przy odpowiedniej polityce cenowej państwa mogą zastąpić węgiel spalany w gospodarstwach domowych, co w znacznym stopniu zmniejszy emisję SO₂ i pyłu.

Chciałbym wyraźnie podkreślić, że nie jestem przeciwnikiem stosowania biomasy czy biopaliw, ale niech nikt mi nie wmawia, że w ten sposób zmniejszamy stężenie CO₂ w powietrzu. BIOMASA – tak! WYPACZENIA – nie! (parafraza z PZPR).

Literatura