Wyniki wyszukiwania

Filtruj wyniki

  • Czasopisma
  • Autorzy
  • Słowa kluczowe
  • Data
  • Typ

Wyniki wyszukiwania

Wyników: 9
Wyników na stronie: 25 50 75
Sortuj wg:
Słowa kluczowe rtęć emisja BAT/BREF elektrownie

Abstrakt

W pracy przedstawiono dotychczasowe konwencje i dyrektywy, w których poruszano problematykę emisji rtęci do atmosfery ze spalania paliw stałych w elektrowniach. Wszystkie dotychczasowe regulacje obowiązujące na terenie Unii Europejskiej (UE) nie zawierały dopuszczalnych poziomów emisji rtęci do atmosfery. Nowe regulacje BAT przyjęte w ubiegłym roku, które mają zacząć obowiązywać od roku 2021, zawierają już dopuszczalne poziomy emisji rtęci, a także zmuszają elektrownie do przeprowadzania regularnych pomiarów emisji rtęci (dla bloków o mocy poniżej 300 MWth), lub też do ciągłego monitoringu emisji rtęci (bloki o mocy powyżej 300 MWth). Dla pokazania, jaki wpływ będą miały tak ustalone dopuszczalne poziomy, emisji przedstawiono obliczone poziomy emisji z dziesięciu polskich elektrowni opalanych węglem kamiennym. Spośród tych elektrowni osiem to bloki o mocy poniżej 300 MWth, a dwa o mocy powyżej 300 MWth. W żadnym przypadku nie stwierdzono przekroczenia obowiązujących w przyszłości norm emisji rtęci. W przypadku elektrowni o mocy powyżej 300 MWth, które są nowoczesnymi elektrowniami oddanymi do eksploatacji w XXI wieku, emisja rtęci była znacząco niższa, niż w przypadku elektrowni o mocy poniżej 300 MWth, które w większości to wyeksploatowane jednostki z lat siedemdziesiątych i osiemdziesiątych. Pokazuje to, jak ważna jest budowa nowoczesnych jednostek o dużej mocy, które to są w stanie spełnić wymagania stawiane nawet nowym obiektom. Oznaczać może to również brak konieczności inwestycji w specjalne metody usuwanie rtęci, a konieczność tylko optymalizacji istniejących urządzeń do oczyszczania gazów.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

W Polsce procesy spalania paliw stałych są głównym źródłem emisji rtęci do środowiska. Rtęć emitowana jest zarówno przez elektrownie zawodowe, jak i instalacje przemysłowe spalające węgiel kamienny i brunatny, ale także przez gospodarstwa domowe. Przy rocznej emisji na poziomie 10 Mg gospodarstwa domowe odpowiadają za 0,6 Mg tej emisji. W pracy przeprowadzono badania nad uwalnianiem rtęci z węgla i biomasy drzewnej w domowym kotle grzewczym. Wyznaczono stopień uwalniania rtęci, który wyniósł od 98,3 do 99,1% dla węgla i od 99,5 do 99,9% dla biomasy drzewnej. Ilość emitowanej do środowiska rtęci zależy zatem od ilości rtęci zawartej w paliwie. W świetle zaprezentowanych wyników zawartość rtęci w stanie suchym w węglu jest sześciokrotnie wyższa niż w biomasie. Po uwzględnieniu kaloryczności paliw różnica pomiędzy zawartością rtęci w badanym węglu i biomasie zmniejszyła się, ale wciąż była czterokrotnie wyższa. Tak wyrażona zawartość rtęci dla badanych paliw wynosiła odpowiednio od 0,7 do 1,7 μg/MJ dla węgla i od 0,1 do 0,5 μg /MJ dla biomasy. Podstawową możliwością obniżenia emisji rtęci przez gospodarstwa domowe jest stosowanie paliw o możliwie niskiej zawartością rtęci. Zmniejszenie emisji rtęci jest również możliwe poprzez zmniejszenie jednostkowego zużycia paliw. Przyczynia się do tego stosowanie nowoczesnych kotłów grzewczych oraz termomodernizacja budynków. Istnieje również możliwość częściowego ograniczenia emisji rtęci poprzez stosowanie urządzeń do odpylania spalin.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

W kopalniach podziemnych w wyniku wykonywania różnego rodzaju wyrobisk, na osuwiskach ziemi podczas ich aktywnych ruchów a także w czasie trzęsień ziemi dochodzi do zmian pierwotnego pola naprężenia i deformacji górotworu. Górotwór lub materiał skalny poddawany różnego rodzaju obciążeniom ulega deformacji trwałej i jest źródłem różnego rodzaju fal sejsmicznych, emisji sejsmoakustycznej (SA) i elektromagnetycznej (EM). W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych emisji elektromagnetycznej w czasie jednoosiowego ściskania próbek skalnych. Uzyskane wyniki pomiarów emisji EM oraz emisji SA wskazują na ich silny związek ze stopniem obciążenia badanej próbki skalnej. W analizie otrzymanych wyników stwierdzono, że emisja EM dokładniej odzwierciedla stan naprężenia i deformacji w próbce w porównaniu do emisji SA. Można wnioskować, iż opracowanie systemu obserwacyjnego opartego o pomiar emisji EM może być przydatny w wyrobiskach górniczych do oceny zagrożeń związanych z obciążaniem skał. System taki powinien pracować bezinwazyjnie oraz charakteryzować się niskim kosztem i nieskomplikowaną obsługą. Budowa takiego sytemu może wspomagać stosowane powszechnie systemy geofizyczne w kopalniach.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

W artykule przedstawiono zarys funkcjonowania oraz ewolucję unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS – European Union Emissions Trading System). Od 2005 r. jest on podstawowym instrumentem polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej. Zaprezentowano wniosek ustawodawczy Komisji Europejskiej z 15 lipca 2015 r. w sprawie zmiany dyrektywy o systemie handlu uprawnieniami do emisji oraz proces jego legislacji. Zgodnie z wnioskiem wytyczne Rady Europejskiej co do roli EU ETS w osiąganiu założeń dotyczących ograniczania emisji gazów cieplarnianych do 2030 r. miałyby stać się wiążące. Proponowane zmiany miałyby także sprzyjać innowacjom i wykorzystaniu technologii niskoemisyjnych, dzięki czemu powstałyby nowe możliwości w zakresie zatrudnienia i wzrostu gospodarczego. Jednocześnie utrzymane miałyby zostać niezbędne środki chroniące konkurencyjność przemysłu w Europie. Omówiono istotne poprawki wprowadzone do wniosku przez komisje Parlamentu Europejskiego: Komisję Przemysłu, Badań Naukowych i Energii (ITRE – Committee on Industry, Research and Energy) oraz Komisję Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności (ENVI – Committee on the Environment, Public Health and Food Safety) oraz polskie priorytety negocjacyjne. Polska stoi na stanowisku, że należy powrócić do ustaleń podjętych przez Radę Europejską 23 i 24 października 2014 r. Zapisy konkluzji dają wyraźne pole do działania państwom – beneficjentom i to bezwzględnie musi zostać zachowane. Nie można w jakikolwiek sposób podważać ich kompetencji w zakresie wyboru wykorzystywanej struktury paliwowej, stawiając niektóre technologie w gorszej pozycji poprzez manipulacje kryteriami wyboru. Poddano analizie potencjalny wpływ zmian w dyrektywie o EU ETS na sytuację gospodarczą i społeczną Polski po 2020 roku. Sytuację państwa polskiego ukazano na tle całej Wspólnoty. Podkreślono, że coraz częściej polityka klimatyczno-energetyczna Unii Europejskiej postrzegana jest w kategoriach szans, a nie zagrożeń.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

W artykule przedstawiono założenia leżące u podstaw organizacji handlu emisjami gazów cieplarnianych ze szczególnym naciskiem na handel uprawnieniami do emisji CO2. W ramach przeprowadzonej analizy literaturowej opisano podjęte na przestrzeni czasu działania o charakterze międzynarodowym ukierunkowane na ograniczanie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery, poczynając od Pierwszej Światowej Konferencji Klimatycznej zorganizowanej w 1979 r. Dużą uwagę poświęcono także genezie powstania oraz wytycznym Protokołu z Kioto. Oprócz opisu kluczowych założeń Protokołu oraz jego głównych składowych, poddano również charakterystyce handel międzynarodowy jednostkami Kioto. W szczegółowy sposób opisano mechanizmy występujące w ramach handlu międzynarodowego oraz podlegające obrotowi rodzaje jednostek. W kolejnej części artykułu scharakteryzowane zostały systemy handlu emisjami gazów cieplarnianych działające na świecie. W drugiej części pracy szczególną uwagę poświęcono uwarunkowaniom rynku europejskiego, czyli tzw. Europejskiemu Systemowi Handlu Emisjami – EU ETS. Przedstawiono wydarzenia historyczne, które dały podstawy do stworzenia EU ETS. W dalszej kolejności opisano również rodzaje jednostek, które podlegają obrotowi. Przy okazji przedstawienia giełd towarowych, na których odbywa się handel, wskazano również kluczowe czynniki, od których zależy cena pojedynczych uprawnień. Ostatnia część artykułu została poświęcona stosunkowo aktualnym zagadnieniom – Dyrektywie IED oraz konkluzjom BAT. Odwołując się do obowiązujących regulacji, poddano analizie wpływ ich wdrożenia na sytuację podmiotów zobligowanych do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. W końcowej fazie podjęto próbę oceny wpływu IED i BAT na ceny energii elektrycznej.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

Procesy spalania, a w szczególności spalanie węgla kamiennego i brunatnego, stanowią jedno z głównych antropogenicznych źródeł emisji pierwiastków ekotoksycznych do atmosfery. W związku z tym nie tylko emisja gazów cieplarnianych czy pyłów, ale także zanieczyszczenie atmosfery szkodliwymi pierwiastkami potocznie zwanymi „metalami ciężkimi” (takimi jak: rtęć, ołów czy kadm) jest obiektem zaostrzającej się polityki klimatycznej Unii Europejskiej. W artykule dokonano przeglądu i analizy zarówno dotychczas obowiązujących przepisów unijnych, jak i krajowych uregulowań prawnych związanych z emisją pierwiastków ekotoksycznych z procesów spalania paliw stałych. Problematyka ta stała się szczególnie ważna dla przemysłu elektroenergetycznego w kontekście przyjętych przez Komisję Europejską w kwietniu 2017 roku konkluzji BAT dla dużych obiektów energetycznego spalania (LCP). Ponadto zidentyfikowano oraz scharakteryzowano najważniejsze czynniki wpływające na wielkość emisji tych zanieczyszczeń do atmosfery. Na podstawie danych literaturowych oraz badań własnych przeprowadzono analizę zawartości wybranych pierwiastków ekotoksycznych w krajowych węglach. Na podstawie tej analizy podjęto próbę oceny ew. wpływu jakości polskich węgli na sytuację krajowego sektora energetycznego w świetle prowadzonej przez UE polityki środowiskowej. Uzyskane wyniki wskaźników emisji niektórych pierwiastków ekotoksycznych różnią się od wskaźników stosowanych przez KOBiZE do szacowania wielkości emisji. Rodzi to potrzebę ciągłego monitorowania zawartości pierwiastków ekotoksycznych w polskich węglach oraz okresową weryfikację wskaźników emisji tych pierwiastków. Oszacowana średnia wartość emisji rtęci z badanych węgli energetycznych wyniosła 7,8 μg/m3 (0°C; 101,325 kPa). W związku z tym spalanie badanych węgli energetycznych w istniejących instalacjach elektrowni o mocy powyżej 300 MWth może skutkować niespełnieniem wchodzących w życie norm emisji rtęci do atmosfery, a co za tym idzie koniecznością stosowania węgli poddanych wzbogacaniu. Obliczona średnia emisja Hg dla analizowanych w celach porównawczych węgli koksowych poddanych procesowi wzbogacania nie przekracza wartości dopuszczalnych w nowych regulacjach.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

Samochody elektryczne (SE) są obecnie uważane za jeden z najlepszych sposobów obniżenia emisji zanieczyszczeń powietrza w transporcie drogowym, w tym CO2 i hałasu w miastach. Mogą również w wydatny sposób przyczynić się do zmniejszenia zależności transportu drogowego od importu ropy naftowej. Niemniej jednak zapotrzebowanie na energię elektryczną dużej ilości SE w drogowym transporcie nie jest bez znaczenia i ma wpływ na system elektroenergetyczny. W artykule przeanalizowano potencjalny wpływ SE na popyt, podaż, strukturę i koszty wytwarzania energii elektrycznej oraz emisję CO2 i zanieczyszczeń powietrza w wyniku wprowadzenia na polskie drogi 1 mln SE do 2025 r. oraz potrojenia tej liczby do 2035 r. Do obliczeń wykorzystano model konkurencyjnego rynku energii elektrycznej ORCED. Wyniki analizy wskazują, że niezależnie od strategii ładowania, popyt SE powoduje niewielki wzrost ogólnego zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce i w konsekwencji również niewielki wzrost kosztów wytwarzania. Nawet duży wzrost SE w transporcie drogowym będzie powodował raczej umiarkowane zapotrzebowanie na dodatkowe moce wytwórcze, zakładając że przedsiębiorstwa energetyczne będą miały pewną kontrolę nad trybem ładowana aut. Wprowadzenie SE nie spowoduje obniżenia emisji CO2 w stosunku do samochodów konwencjonalnych w 2025 r., wręcz przeciwnie – zwiększy je niezależnie od strategii ładowania, gdyż energia dla pokrycia popytu SE pochodzi prawie wyłącznie z elektrowni węglowych. W 2035 r. natomiast, wniosek zależy od scenariusza ładowania i możliwe jest obniżenie, jak i wzrost emisji. Pojazdy elektryczne spowodują wzrost emisji netto SO2, przyczynią się natomiast do spadku emisji netto cząstek stałych oraz NOx.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

W polskich elektrowniach pracuje ponad 50 bloków klasy 200 MW, głównie ponad czterdziestoletnich, których eksploatacja staje się coraz bardziej kosztowna z powodów funkcjonalnych i środowiskowych. Jednostki te albo przeszły już kosztowną modernizację, dostosowującą je do wymagań obowiązującej od 2016 r. dyrektywy IED (o emisjach przemysłowych), albo uzyskały w tym zakresie derogacje. Jednak najpóźniej od 2021 r. będą musiały spełniać one jeszcze bardziej restrykcyjne normy, tzw. konkluzje BAT dotyczące emisji zanieczyszczeń. Wymagają więc kolejnej modernizacji. Problematyczna jest także znaczna ilość dwutlenku węgla, który emitują. Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, dostrzegając ten problem, podjęło decyzję o wdrożeniu programu „Bloki 200+. Innowacyjna technologia zmiany reżimu pracy bloków energetycznych klasy 200 MWe z uwzględnieniem trybu zamówienia przedkomercyjnego”. NCBR, przy czynnym zaangażowaniu uczestników sektora, planuje pozyskać niskonakładową metodę modernizacji bloków energetycznych. Ma ona nie tylko przedłużyć ich żywotność, ale także umożliwić eksploatację przy częstszych zmianach obciążenia, wymuszonych coraz większym udziałem OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Program ma na celu także wdrożenie w wymiarze krajowym rozwiązań zaczerpniętych z modelowego trybu finansowania badań amerykańskiej agencji DARPA. Planowane jest również przetestowanie nowatorskiego trybu zamówień przedkomercyjnych w dziedzinie nowych technologii. Artykuł wyjaśnia przede wszystkim, na czym polega nowe podejście NCBR do finansowania badań rozwojowych w dziedzinie elektroenergetyki (idea „państwo jako inteligentny zamawiający”). Analiza przedstawionego modelu programu odpowiada także na pytanie, czy pozyskanie innowacyjnej metody modernizacji bloków energetycznych ma szansę przyczynić się w znacznym stopniu do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Polsce w perspektywie krótko- i średnioterminowej.
Przejdź do artykułu

Abstrakt

W artykule przedstawiono zagadnienia kwalifikacji energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w instalacjach wykorzystujących odpady jako nośnik energii, a także możliwości uczestnictwa tych instalacji w systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Podstawy klasyfikacyjne stanowi zawartość w odpadach frakcji biodegradowalnej, traktowanej jako „biomasa” na podstawie definicji zamieszczonych w odpowiednich aktach prawnych. Dla celów rozliczeniowych konieczne jest określenie zawartości frakcji biodegradowalnej w odpadach. Wprowadzono dwa sposoby rozliczania udziału energii z odnawialnego źródła energii w termicznie przekształcanych odpadach: dzięki bezpośredniemu pomiarowi udziału frakcji biodegradowalnej w badanych odpadach lub (w odniesieniu do niektórych rodzajów odpadów) z uwzględnieniem wartości ryczałtowej udziału energii chemicznej frakcji biodegradowalnych w tych odpadach. Obowiązujący system aukcyjny nie daje potencjalnemu inwestorowi gwarancji uzyskania wsparcia finansowego dla wyprodukowanej energii elektrycznej z OZE, pomimo że może być tak zaklasyfikowana. Przedsiębiorstwo sprzedające ciepło odbiorcom końcowym ma obowiązek zakupu ciepła z instalacji termicznego przekształcania odpadów komunalnych i z OZE w ilości nie większej niż zapotrzebowanie odbiorców tego przedsiębiorstwa. Spalarnie odpadów komunalnych oraz spalarnie odpadów niebezpiecznych są wyłączone z obowiązków przewidzianych w ustawie o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Dotyczy to jedynie tych spalarni odpadów, które spalają wyłącznie odpady komunalne (lub niebezpieczne) i których celem działania jest przetworzenie odpadów, a nie produkcja ciepła. Energetyczne wykorzystanie paliw alternatywnych przez instalację nie wyłącza jej automatycznie z uczestnictwa w systemie handlu uprawnieniami do emisji. Dla tej części paliw alternatywnych, które stanowią frakcję biodegradowalną prowadzący instalację może zastosować współczynnik emisji równy 0. Dla pozostałej części paliwa alternatywnego należy przypisać współczynnik emisji różny od 0 opierając się na wynikach badań laboratoryjnych. Aby wykazać, że paliwo alternatywne zawiera biomasę, należy przeprowadzić badania laboratoryjne określające jej zawartość w paliwie. Odzysk energii z odpadów zawierających frakcje biodegradowalne powinien być prowadzony z zachowaniem wymagań formalno-prawnych dla termicznego przekształcania odpadów.
Przejdź do artykułu

Ta strona wykorzystuje pliki 'cookies'. Więcej informacji