1. GLOBALNE ZANIECZYSZCZENIA ŚRODOWISKA I JEGO SKUTKI.

Praca elektrowni i EC-ni wiąże się z emisją wielu zanieczyszczeń ujemnie wpływających na atmosferę, glebę, wodę, rośliny, zwierzęta i ludzi.

Na środowisko oddziałują przede wszystkim produkty spalania paliw, a więc pochodzące z obiegu paliwowego elektrowni. Należą do nich: spaliny zawierające przez odpylacze popiół (pył), S02, NOx, CO i C02, popiół lotny wychwycony przez wychwycony przez odpylacze spalin, żużel spod kotłów, odpady i ścieki z instalacji odsiarczania spalin.

Najgroźniejszymi dla zdrowia są tlenki siarki i azotu oraz pyły zawierające metale ciężkie. Duże ich stężenia mogą powodować: pogorszenie widoczności, samopoczucia, dolegliwości układu oddechowego, a w ostateczności i śmierć. Tlenki azotu (NO;) nawet w minimalnych stężeniach w powietrzu działają drażniąco na organy układu oddechowego, niszczą urządzenia i materiały, przyczyniają się do powstawania smogów, ograniczają nasłonecznienie powierzchni ziemi. Są one szkodliwe dla organizmów żywych, co powoduje, że po SOx są najgroźniejszym gazowym zanieczyszczeniem powietrza atmosferycznego.

W sumie skutki zanieczyszczeń to: choroby ludzi i zwierząt, niszczenie roślinności, odzieży, konstrukcji budowlanych, korozja metali, zwiększenie zużycia maszyn i mechanizmów, straty światła słonecznego i wynikające stąd zwiększenie zużycia energii elektrycznej na oświetlenie, straty transportu lotniczego i samochodowego w wyniku pogorszonej widoczności.

Dodatkowo z powyższymi skutkami zanieczyszczeń wiążą się ogromne straty finansowe.

2. PODSTAWY PRAWNE OCHRONY ŚRODOWISKA.

Podstawowym aktem prawnym dotyczącym ochrony środowiska w Polsce jest "Ustawa z dnia 31 stycznia 1980 r. O ochronie i kształtowaniu środowiska." W ubiegłym roku ustawa ta została znowelizowana, 29 sierpnia 1997 r. wprowadzono "Ustawę o zmianie ustawy o ochronie i kształtowaniu środowiska".

W Polsce elektrownie i elektrociepłownie w kosztach produkcji energii elektrycznej muszą uwzględniać koszty ponoszone za korzystanie ze środowiska zgodnie z "Rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 23 grudnia 1996 r. w sprawie opłat za gospodarcze korzystanie ze środowiska i wprowadzanie w nim zmian".

Koszty te wynosiły w 1997 r. :

za wprowadzenie do powietrza atmosferycznego

- S02 - 280 zł/t

- tlenków azotu (w przeliczeniu na NOx) - 280 zł/t

- pyłu -150 zł/t (pyłu krzemowego - 730 zł/t)

- COZ - 0,15 zl/t

za składowanie popiołu lotnego i żużla - 9,20 zł/t

Normy dotyczące dopuszczalnych emisji oraz imisji zanieczyszczeń są określone w "Rozporządzeniu Ministra Ochrony Środowiska, Zasobów Naturalnych i Leśnictwa z dnia 12 lutego 1990 r. w sprawie ochrony powietrza przed zanieczyszczeniem". Jeżeli chodzi o dopuszczalną emisję S02, NOZ i pyłu, to zależy ona od grupy do której kwalifikuje się dana instalacja. Wprowadzono trzy grupy A, B i C.

Instalacje nowe, za które uważa się :

- instalacje uruchamiane po 31 grudnia 1994 r.

- instalacje, których budowę rozpoczyna się po dniu wejścia w życie rozporządzenia muszą spełniać wymagania określone dla grupy C.

Instalacje istniejące w dniu wejścia w życie rozporządzenia :

- w okresie do 31 grudnia 1997 r. muszą wymagania określone dla grupy A

- w okresie po Ol stycznia 1998 r. muszą wymagania określone dla grupy B

Bardzo istotną datą dla elektrowni i elektrociepłowni eksploatowanych jest właśnie 1 styczeń 1998 r., po tym okresie instalacje zostaną zakwalifikowane do grupy B, gdzie spełnione muszą być dużo bardziej rygorystyczne przepisy dotyczące emisji zanieczyszczeń. Do tego czasu elektrownie i elektrociepłownie muszą wprowadzić odpowiednie urządzenia zmniejszające emisję.

Jeżeli chodzi o dopuszczalną imisję podawane są trzy dopuszczalne stężenia zanieczyszczeń tzn. 30 min, 24 h i średnioroczne dla obszarów specjalnie chronionych i pozostałych.

Np. NO₂ 30 μg/m³ i 50 μg/m³ - stężenia średnioroczne

S0₂ 11 μg/m³ i 32 μg/m³ - stężenia średnioroczne

pył 40 μg/m³ i 50 μg/m³ - stężenia średnioroczne

Wokół źródła szkodliwego oddziaływania na środowisko (zakładów przemysłowych, w których tego oddziaływania nie można wyeliminować) muszą być ustanawiane strefy ochronne zgodnie z: "Rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 30 września 1980 r. w sprawie zasad tworzenia i zagospodarowywania stref ochronnych".

Strefy ochronne wyznaczono również dla ochrony ludzi i środowiska przed promieniowaniem niejonizującym w postaci pól elektromagnetycznych o częstotliwości 50 Hz, wytwarzanym przez linie stacje elektroenergetyczne.

3. RODZAJE OPŁAT ZA UŻYTKOWANIE SRODOWISKA

a)Wycena strat w drzewostanie jest uzależniona od strefy zagrożenia lasu. Są 4 strefy zagrożenia : informujące o uszkodzeniu drzewostanu żadnym, małym, średnim, dużym. Opłata jest w zł/(ha * a).

b) Opłaty za usuwanie drzew pobierane są przy udzielaniu zezwolenia na usunięcie drzewa. Stawki jednostkowe opłat w zł za 1 cm obwodu pnia drzewa mierzonego na wysokości 130em.Rozróżnia się 5 gatunków drzew i 5 obwodów pnia. Stawki zwiększa się o 100% za drzewo usuwane z obszaru strefy ochronnej, uzdrowiskowej, z terenu zieleni miejskiej lub z woj. katowickiego. Największa opłata za cis, jodłę.

c) Opłaty za zajmowane pod budowę elektrowni tereny rolne i leśne. Należność za l ha gruntu rolnego wyłączonego z produkcji rolniczej jest podawana w równowartości ton ziarna żyta, zaś l ha gruntu leśnego w równowartości m3 drzewa tartacznego sosnowego 2 klasy jakości. Opłaty są zróżnicowane ze względu na typ gruntu i ich klasę oraz na typ lasów.

d) Koszty ponoszone przez elektrownię za :

- wprowadzanie do powietrza atmosferycznego S02,NOx,CO2,pyłu.

- składowanie popiołu lotnego i żużla

- składowanie odpadów z odsiarczania spalin

Na obszarze woj. katowickiego i krakowskiego opłaty są dwukrotnie większe.

e) Opłata za wodę zużytą bezpowrotnie do celów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej i cieplnej.

f) Opłata za wodę podziemną.

g) Opłata za ścieki zróżnicowana ze względu na rodzaj ścieków i klasę czystości wód. W woj. katowickim opłata jest podwójna.

4. WZBOGACANIE WĘGLA.

Wzbogacanie węgla kamiennego polega na usuwaniu z zasiarczonego węgla pirytu (FeS₂).

Usuwa się go w procesie mokrego wzbogacania węgla (hydrocyklony, wirówki). Ponieważ piryt jest 3 razy cięższy od węgla i w przypadku "grubego" węgla tkwi on wewnątrz, skuteczność wzbogacenia w przypadku węgli "grubych" wynosi 10% ,a 50% w przypadku miałów węglowych. ten drugi przypadek występuje w energetyce zawodowej, gdzie spalane są miały węglowe.

Badania przeprowadzone w Polsce wykazały, że w wyniku mokrego wzbogacania węgla można oczekiwać zmniejszoną zawartość siarki o 40% (węgiel z Jaworzna) i zmniejszenie zawartości popiołu o 50%. Tak więc proces ten powoduje zmniejszenie emisji SO2 do atmosfery:

- około 20% ze względu na zmniejszone zużycie wzbogaconego paliwa

- około 40% ze względu na zmniejszoną zawartość siarki we wzbogaconym paliwie Stanowi to łącznie ok. 50% zawartości siarki w stosunku do jej zawartości w miele węgla kamiennego.

Należy podkreślić, że sam proces wzbogacania pochłania 4-6% substancji palnej. Jednak odpady te mogą być spalane w kotłach fluidalnych, tak więc po rozprzestrzenieniu się kotłów fluidalnych w kraju straty odpadowe będzie można uznać za nieistniejące.

Zalety stosowania mokrego wzbogacania miałów to:

- większa sprawność kotłów przy kaloryczniejszym paliwie

- zmniejszenie zużycia energii el. na napęd urządzeń pomocniczych przy przerobie o 20% zmniejszonej masie paliwa

- zmniejszenie zużycia oleju opałowego

- zmniejszenie zużycia energii na transport węgla do elektrowni przez PKP o 20%. Instalacja do mokrego wzbogacania miałów jest o 15% tańsza inwestycyjnie niż budowa mokrej instalacji do odsiarczania spalin, zapewniającej taką samą redukcję SO2. Instalacja wzbogacania węgla zwraca się po 2,5 - 3,5 roku. W rachunku ekonomicznym uwzględnia się następujące czynniki:

- zwiększenie sprawności kotłów o 2% na zmniejszenie popiołu w paliwie o 10% i o 1% na zmniejszenie zawartości wilgoci w paliwie o 10%

- zmniejszenie zużycia oleju opałowego na podtrzymanie płomienia o 3gpu/kWh przy zmniejszeniu popiołu w paliwie o 10%.

- zmniejszenie zużycia energii elektrycznej na potrzeby własne o 1% przy zmniejszeniu popiołu w węglu o 10%

- zwiększenie dyspozycyjności bloków o 5-8% przy zmniejszeniu zawartości popiołu o 10% i związany z tym przyrost produkcji en. el. o 8-10%

- zmniejszanie kosztów transportu popiołu na składowisko

- zmniejszanie opłat za użytkowanie środowiska i ewentualnych kar

- eliminację ograniczenia mocy bloków energetycznych, w przypadku spalania węgla o większym zapopieleniu w stosunku do gwarantowanych wielkości

- zmniejszenie kosztów transportu paliwa do elektrowni.

Należy stwierdzić, ze wyniki przeprowadzonych analiz jednoznacznie wykazały celowość i efektywność wzbogacania miałów węgla energetycznego. z uwagi na efekty ekonomiczne znaczenie ma obniżenie jednostkowego kosztu produkcji energii elektrycznej, zmniejszanie opłat za zanieczyszczanie środowiska oraz wzrost mocy dyspozycyjnej elektrowni. Natomiast ze względu na ochronę środowiska najwyraźniejsze efekty uzyskuje się przy spalaniu wzbogaconego i odsiarczanego węgla w elektrowniach położonych na terenie o znacznym zanieczyszczeniu powietrza.

5. KOTŁY FLUIDALNE

Fluidyzacja jest procesem tworzenia się zawiesiny drobnych cząstek węgla w przepływającym od dołu strumieniem powietrza. Dobranie wymiarów cząstek węgla i prędkości strumienia powietrza powoduje, że jego cząstki wprowadzone w ruch turbulentny tworzą tzw. Fazę fluidalną, wykazującą właściwości fizyczne bardzo zbliżone do cieczy. Cząstki węgla są wówczas doskonale wymieszane z powietrzem, a duża powierzchnia styku cząstek węgla i powietrza powoduje zwiększenie intensywności spalania.

Taka intensywność spalania pozwala na zmniejszenie wymiarów komory paleniskowej, w której proces ten zachodzi, oraz na obniżenie temperatury spalania do 800-900 C. Konsekwencją obniżenia temperatury spalania jest zmniejszenie się ilości wytwarzanych w procesie spalania tlenków azotu oraz utleniania się cząstek sodu i wanadu. Tlenki azotu są groźne dla środowiska, a sód i wanad powodują korozję turbin gazowych napędzanych spalinami z paleniska fluidalnego.

Dzięki idealnemu wymieszaniu cząstek węgla z powietrzem w warstwie fluidalnej oraz faktowi, że temperatura złoża fluidalnego jest niższa niż temperatura topnienia popiołu zawartego w węglu, możliwe jest spalanie węgla niskokalorycznego, zawierającego bardzo dużo popiołu. Spalano węgiel o zawartości 60% popiołu.

W palenisku fluidalnym możliwe jest spalanie węgla o wartości opałowej począwszy od ok. 6300 kJ/kg (1500 kcal/kg) bez odbioru ciepła z warstwy fluidalnej i od ok.13 000 kJ/kg (3100 Kcal/kg) przy odbiorze ciepła z warstwy fluidalnej.

Pomyślnie wypadły próby ze spalaniem w palenisku fluidalnym również węgla brunatnego, mułów i przerostów węgla kamiennego, torfu, łupków bitumicznych, pozostałości z przeróbki ropy naftowej, odpadów komunalnych, odpadów z procesów wzbogacania węgla itd.

Intensywność reakcji chemicznych zachodzących w warstwie fluidalnej jest również wykorzystywana do drugiego, niemniej ważnego celu, a mianowicie wiązania siarki zawartej w węglu i spalającej się na dwutlenek siarki z dodanym do węgla tlenkiem wapna w postaci mielonego kamienia wapiennego lub dolomitu.

Dwutlenek siarki wiąże się w warstwie fluidalnej z tlenkiem wapna, tworząc siarczan wapna wg reakcji:

CaCO3+ciepło CaO+CO2

SO2+Ca0+1 /2O2 CaSO4

Stosunkowo niska temperatura panująca w palenisku powoduje, że wiązanie to pozostaje stabilne i powstający siarczan wapna jest usuwany wraz z popiołem (w wysokich temperaturach panujących w kotłach ze zwykłymi paleniskami siarczan wapna powstaje trudniej, a ponadto część jego rozkłada się z powrotem na tlenek wapnia i ma dwutlenek siarki w dalszym odcinku drogi spalania). Skuteczność odsiarczania spalin w takim procesie osiąga 95 a więc jest większa niż w innych procesach, a sam proces jest tańszy inwestycyjne.

Wymiana ciepła między warstwą fluidalną a umieszczonymi w niej rurowymi powierzchniami ogrzewalnymi kotła jest także bardzo intensywna, co wpływa na wymiary komory paleniskowej. Do 60% ciepła uzyskanego ze spalania może być przyjęte przez te powierzchnie ogrzewalne.

Palenisko fluidalne pozwala na zmniejszenie emisji dwutlenku siarki do atmosfery przy stosunku molowym Ca/S=1,5 o 80%, a przy stosunku molowym Ca/S=2,5 nawet o 95%. Równocześnie emisja tlenków azotu do atmosfery zostaje zmniejszona o 50-80% w stosunku do paleniska pyłowego.

Kotły fluidalne dzieli się na pracujące przy ciśnieniu atmosferycznym i na pracujące przy nadciśnieniu. Te oba rodzaje kotłów fluidalnych dzieli się na kotły ze złożem stacjonarnym i na kotły ze złożem cyrkulacyjnym.

Przejście ze złoża stacjonarnego do złoża cyrkulacyjnego to chęć uniknięcia erozji rurociągów zanurzonych w złożu, polepszenie wypalenia paliwa i uniknięcie tlenku węgla w spalinach.

Stosowane są rozwiązania kotłów fluidalnych ze złożami umieszczonymi jedno nad drugim. Paliwo jest wówczas doprowadzane do paleniska dolnego, do paleniska górnego zaś są dopalenie cząstek palnych zawartych w spalinach, zwarta budowa kotła i szybki rozruch ze względu na małe rozmiary paleniska i kotła. szybkość zmian obciążenia takich kotłów dochodzi do 10%/min. Są to jednak kotły o małej mocy cieplnej - w granicach 10-100 MJ/s.

Nadciśnieniowe kotły fluidalne charakteryzują się największą intensyfikacją procesów w nich zachodzących. Spaliny z nich po oczyszczeniu służą do napędu turbiny gazowej i pozwalają realizować obieg gazowo-parowy ( o zwiększonej sprawności) z użyciem paliw niskokalorycznych zamiast gazu ziemnego lub oleju napędowego.

Paliwo do kotłów fluidalnych jest dostarczane albo suche-pneumatycznie, albo w postaci zawiesiny węglowo-wodnej (pasty) o stosunku 75% węgla i 25% wody.

Dzięki fluidyzacji paliwo do kotłów fluidalnych nie musi być dostarczane w postaci pyłu jak to jest konieczne w przypadku kotłów pyłowych. Wystarcza granulacja 0,3-0,8 mm. Mniejsze jest więc zużycie energii elektrycznej na potrzeby własne elektrowni, gdyż nie wytwarza się pyłu węglowego. Jednak długi czas trwa zapłon węgla: złoże trzeba najpierw rozgrzać do temperatury ok. 500C, po czym doprowadza się węgiel, który zapala się w tej temperaturze.

Kotły fluidalne z atmosferycznymi złożami stacjonarnymi są budowane zazwyczaj do wydajności l00t/h, natomiast ze złożami cyrkulacyjnymi 50-800t/h, a projektowane są aż do 1200 t/h.

Kotły fluidalne z ciśnieniowym złożem cyrkulacyjnym znajdują się na etapie projektowania. Ze względu na intensywność zachodzących w nich procesów do nich wydaje się należeć przyszłość.

W kotłach z paleniskami fluidalnymi następuje małe zanieczyszczenie konwekcyjne powierzchni ogrzewalnych, gdyż znaczna ilość popiołu jest usuwana wprost spod warstwy fluidalnej.

Kotły fluidalne charakteryzują się długotrwałym rozruchem ze stanu zimnego. To samo dotyczy ich wyłączania z ruchu. Zmiany obciążenia utrudniają kontrolę emisji zanieczyszczeń. To powoduje, że są stosowane bądź mniejsze jednostki, łatwiej wpisujące się w krzywą obciążenia, bądź duże jednostki z dwoma paleniskami, co jest rozwiązaniem wprawdzie tańszym, ale mniej dogodnym.

Przy zainstalowaniu równolegle do turbiny stacji redukcyjno-schładzającej o przepustowości równej wydajności kotła, jest możliwe szybkie zmienianie obciążenia turbiny bez zmiany obciążenia kotła. Taki ruch może być dopuszczalny ze względów ekonomicznych przy spalaniu tanich paliw, a takie są zwykle spalane w kotłach fluidalnych.

Kotły fluidalne wykazują również inne cechy ujemne, a mianowicie dużą erozję i korozję.

Przeciwdziała się temu, stosując do ich wykonania lepsze stale oraz zmniejszając prędkość fluidyzacji. Atmosferyczne stacjonarne paleniska fluidalne są znacznie tańsze od ciśnieniowych palenisk fluidalnych z warstwą cyrkulacyjną, a przy małej wydajności są również prostsze w eksploatacji, mając te same zalety. Mogą one zastąpić kotłownie lokalne, znacznie polepszając warunki ochrony środowiska i umożliwiając spalanie gorszych jakościowo paliw, z odpadami komunalnymi włącznie.

Nikły ujemny wpływ na środowisko i mała przestrzeń potrzebna do zabudowy kotłów fluidalnych (szczególnie ciśnieniowych) predysponuje je do instalowania przy rekonstrukcji elektrociepłowni miejskich. Na Śląsku dodatkową ich zaletą jest uniknięcie transportu niskokalorycznego węgla, a nawet spalanie odpadów węglowych.

Odpady z paleniska fluidalnego to popiół i sorbet, zużyte do odsiarczania spalin. Mieszanina ta jest w stanie suchym, sypkim, mało pylastym mniej pylastym niż popiół lotny z elektrolitów kotłów pyłowych). Ze względu na specyfikę spalania popioły uzyskane z kotłów fluidalnych są inne niż popioły uzyskane z kotłów pyłowych. Temperatura panująca w palenisku fluidalnym (800-900C) jest niższa niż temperatura mięknienia popiołu, co powoduje, że nie tworzą się spieki, nie topi się kwarc, nie tworzą się różne minerały erozyjne 9np. mulit). Pojawiają się natomiast związki siarki z wapnem, chlorem, fluorem, a także nieprzereagowany sorbent. Popiół z palenisk fluidalnych ma budowę tzw. blaszkową i charakter pucolanowy (tzn. zawiera aktywną krzemionkę, mającą zdolność wiązania wapna).

6. ZGAZOWYWANIE PALIW STAŁYCH

Zgazowywanie paliw stałych( tzn. węgla kamiennego i brunatnego) ma na celu wytworzenie gazu syntezowanego postaci CO+H2, który wykorzystuje się w kombinowanym układzie gazowo-parowym do wytwarzania energii. W wyniku tego procesu sprawność wytwarzania energii elektrycznej wzrasta do wartości ok. 50%. Wartość ta jest o ok.15% większa niż w konwencjonalnej elektrowni parowej.

Proces zgazowywania polega na całkowitej przemianie węgla w gaz przy użyciu powietrza (tlen) oraz pary wodnej. Wymagane jest ciśnienie ok. 2,5 MPa (tzn. ciśnienie atmosferyczne lub lekkie nadciśnienie oraz temp. 800-2000 oC. Tak wysoka temp. uzyskuje się dzięki spaleniu ok. 30% wsadu węgla przeznaczonego do odgazowania.

Dodatkową zaleta procesu odgazowywania jest, fakt że odsiarczanie uzyskanego gazu jest o wiele prostsze i skuteczniejsze (nawet do 99%) niż spalin powstałych po spaleniu węgla.

Proces odgazowywania może być przeprowadzany na terenie kopalni (transport gazu odbywa się gazociągami) bądź też na terenie elektrowni (transport węgla).

Stosowane są następujące metody odgazowywania węgla:

- w złożu statycznym,

- w złożu fluidalnym,

- w strumieniu pyłu lotnego,

- zgazowywanie podziemne,

- wykorzystując ciepło z reaktorów jądrowych,

Zgazowywanie podziemne pozwala na wykorzystanie pozostałości górniczych, węgla bardzo zanieczyszczonego popiołami lub siarką, węgla zalegającego na bardzo dużych głębokościach itp. W przypadku węgla brunatnego nie zachodzi konieczność przeprowadzania prac ziemno - wykopkowych na tak ogromną skalę. Wadą zgazowywania podziemnego jest możliwość skażenia chemicznego wód podziemnych związkami typu: fenol, smoły, kwasem siarkowym. Z tego też powodu konieczne jest rozeznanie hydro-geologiczne przed rozpoczęciem inwestycji.

Odgazowywanie węgla w złożu fluidalnym, jako komorze spalania, jest obecnie najbardziej rozpowszechnione. Polega ono wykorzystaniu spalin, po odgazowaniu węgla do napędu turbiny gazowej, służącej do napędu sprężarki. Spaliny w końcowej fazie służą do podgrzewania powietrza, wody zasilającej. Taki układ gazowo-parowy zwiększa ogólną sprawność elektrowni o ok. 5-7%.

7. ROZPRZESTRZENIANIE SIĘ ZANIECZYSZCZEŃ, ROLA KOMINA.

Zasadnicze znaczenie w procesie rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń mają warunki atmosferyczne, a wśród nich poziomy i pionowy ruch powietrza. Zanieczyszczenia są przenoszone przez wiatr i dyfundują dzięki zjawisku turbulencji atmosferycznej. W analizie wpływu źródeł emisji na otoczenie istotne jest określenie kierunku i siły wiatru oraz stanu równowagi atmosfery. Obecnie stosowana metodyka obliczeń ujmuje powyższe elementy w postaci trójwymiarowe róży wiatrów reprezentatywnej dla danego obiektu. W tym celu wykorzystywana jest 12-kierunkowa statystyka wiatrów, z uwzględnieniem 6 klas stanów równowagi oraz prędkości wiatru w zakresie od 1 do 11 m/s. Dane statystyczne ujęte są w odpowiednim katalogu.

Na rozprzestrzenianie się zanieczyszczeń w atmosferze istotny wpływ ma między innymi pionowy gradient temperatury. Adiabatycznym pionowym gradientem temperatury określa się stosunek dowolnie małego przyrostu temperatury cząstki powietrza do wartości dowolnie małego przemieszczenia w kierunku pionowym. Wartość adiabatycznego gradientu temperatury jest równa loC/100 m. Zależność ta jest słuszna jedynie dla powietrza suchego. Rzeczywisty pionowy gradient temperatury zależy od wilgotności powietrza. Ponieważ w warunkach rzeczywistych istnieje naturalna wymiana ciepła między ziemią a powietrzem, gradient temperatury dla dowolnych warstw atmosfery z zasady odbiega od gradientu adiabatycznego i w zależności od warunków może przyjmować zarówno wartości większe niż loC/100 m, jak i również mniejsze. W przeciętnych warunkach gradient ten wynosi 0,6 oC/100 m. W przypadku , gdy pionowy gradient temperatury przyjmuje wartości ujemne, wyższe warstwy atmosfery mają wyższą temperaturę niż warstwy przyziemne. Zjawisko to nazywa się inwersją. Konsekwencje występowania inwersji termicznej są różne dla wysokich i niskich źródeł emisji zanieczyszczeń. Zjawisko to skutecznie nie dopuszcza zanieczyszczeń wyemitowanych z wysokich źródeł

( kominy o wysokości 200=300 m ) do powierzchni ziemi ułatwiając ich transport na dalekie odległości. W odniesieniu do niskich źródeł emisji (paleniska domowe), inwersja termiczna utrudnia rozproszenie zanieczyszczeń powodując ich kumulację w przyziemnej warstwie atmosfery.

Typowe rodzaje smug dymu ulatującego z komina, dla różnych typowych pionowych gradientów temperatury :

- pętlowa (duży gradient temperatury)

- stożkowa ( mały gradient temperatury)

- wentylacyjna (inwersja )

- narastająca (w dole inwersja, w górze normalny gradient temperatury)

- zanieczyszczająca (w dole normalny przebieg temperatury, w górze inwersja)

Również istotny wpływ na stan równowagi atmosfery ma topografia wokół rozpatrywanego obiektu. Ukształtowanie terenu, zmiana rodzaju pokrycia gleby (roślinność niska i wysoka ), obszary leśne, zabudowa (wiejska, miejska), zbiorniki wodne powodują zmiany przebiegu spalin, a tym samym wpływają na proces rozpraszania zanieczyszczeń w atmosferze. Czynniki te są uwzględnione w formule Pasquille'a przez parametr aerodynamicznej szorstkości podłoża z₀. Wraz ze zwiększeniem wysokości punktu emisji, wpływ niejednorodności podłoża na rozprzestrzenianie staje się coraz mniejszy i w przypadku obiektów energetycznych można by przyjąć, że jest ono poziomo jednorodne. Warunki topograficzne powinny być jednak określane indywidualnie dla każdego obiektu.

Wymagania wynikające z obowiązujących przepisów, dotyczące dopuszczalnych stężeń substancji szkodliwych w powietrzu atmosferycznym oraz opad pyłu wpływają na dobór kominów dla elektrowni i elektrociepłowni. Decydujący wpływ na rozprzestrzenianie się zanieczyszczeń ma typ kominów jednoprzewodowe czy wieloprzewodowe, odpowiednia ich liczba i wysokość oraz określenie średnic wylotowych .Przy zastosowaniu elektrofiltrów o wysokiej skuteczności odpylania opad pyłu nie ma wpływu na dobór kominów. Liczba i wysokość kominów zależy głównie od stężenia SOx.

Średnica komina ma zasadniczy wpływ na wylotową prędkość spalin. W przypadku zbyt małej prędkości wylotowej, jaka może występować podczas pracy tylko części kotłów przyłączonych do jednego komina spaliny mogą być spłukiwane przez wiatr. Ze względu na różne warunki przepływu spalin z kotłów opalanych węglami olejem opałowym stosuje się kominy wieloprzewodowe.

Stężenie maksymalne zanieczyszczenia gazowego przy powierzchni ziemi(z=0) pod osią smugi spalin (y=0) przy turbulencji izotropowej :

Smax=( 2*E ) / ( e*Π*u*( h+Δh )² )

Wyniesienie termiczne i dynamiczne jest obliczane wg wielu różnych wzorów. Wzory Hollanda dla Q<2OMJ/s i Concawe dla Q>2OMJ/s mają postać :

Δh=( 1,5wd+9,74Q ) / ( u )

Δh=( 1,126Q^0,58 ) / ( u^0,7 )

w - prędkość spalin opuszczających komin

d - średnica wylotu komina

Q - ciepło zawarte w spalinach opuszczających komin

u - prędkość wiatru u wylotu komina

8. ODPYLANIE SPALIN

Odpylanie spalin jest procesem technicznym mającym za zadanie usunięcie ze spalin zawartych w nich cząstek stałych materii; odpylaczem spalin jest urządzenie w którym proces ten dokonuje się. Cząstkami stałymi materii są cząstki popiołu zawartego w paliwie. Popiół ten jest zaliczany do pyłów. Cząstki stałe materii o średnicy większej niż 1 mm są pyłem o rozdrobnieniu mechanicznym, cząstki zaś o średnicy mniejszej niż 1 mm - pyłem o rozdrobnieniu koloidalnym. W zależności od zasady działania odpylacze spalin mogą być podzielone na:

- odpylacze mechaniczne suche (hmax = 75%),

- odpylacze mechaniczne mokre (hmax = 98,99%),

- odpylacze elektrostatyczne (hmax = 99,9%),

- odpylacze filtracyjne (hmax = 99,9%).

Do odpylaczy mechanicznych suchych należą odpylacze wykorzystujące:

- siłę ciężkości (grawitacyjne) - komory osadczy, odpylacze żaluzjowe;

- siłę bezwładności - odpylacze inercyjne;

- siłę odśrodkową - cyklony, cyklony bateryjne, multicyklony.

Odpylacze mechaniczne mokre to różnego rodzaju płuczki (skrubery), w których wymienione siły spotęgowane są przez uprzednie nawilżenie cząstek stałych, powodujące zwiększenie ich masy.

Odpylacze elektrostatyczne (elektrofltry) wykorzystują do odpylania spalin siły pola elektrostatycznego, wytwarzanego przez prąd stały o wysokim napięciu (30, 90 kV)

Odpylacze filtracyjne wykorzystują zjawisko osadzania się zawartych w spalinach cząstek stałych na porowatej przegrodzie filtracyjnej (membranie), przepuszczającej spaliny pozbawione tych cząstek. Przegrodami filtracyjnymi są tkaniny, membrany pochodzenia organicznego (np. polimery) i membrany pochodzenia nieorganicznego (np. spieki metali i spieki ceramiczne).

Wielkościami charakterystycznymi odpylaczy spalin są:

- skuteczność odpylania spalin;

- opór aerodynamiczne, jaki stawiają one przepływającym przez nie spalinom;

- zużycie energii elektrycznej przez wentylatory spalin na pokonanie oporu aerodynamicznego odpylaczy i na wytworzenie pola elektrostatycznego (w przypadku elektrofiltrów);

- dyspozycyjność (ujmująca awarie i remonty);

- zajmowana powierzchnia i przestrzeń;

- nakłady inwestycyjne;

- roczne koszty eksploatacyjne;

- koszty wychwycenia 1 tony pyłu.

Skuteczność odpylacza spalin jest to stosunek masy pyłu, wychwyconej przez odpylacz w określonym czasie, do masy pyłu zawartej w spalinach wpływających w tym samym czasie do odpylacza.

Niekiedy spełnienie przepisów ochrony powietrza atmosferycznego wymaga zastosowania szeregowego połączenia odpylaczy. Odpylacz taki nosi wówczas nazwę odpylacza kombinowanego.

9. SUCHE I PÓŁSUCHE METODY ODSIARCZANIA SPALIN

Met. Bergbatc-Forschung SO2 jest absorbowany przez koks aktywny, utleniany do SO3 tlenem ze spalin, z parą wodną zawartą w spalinach tworzy H2SO4, gromadzący się w porach węgla aktywnego. Po dalszych reakcjach można otrzymać siarkę lub kwas siarkowy.

Metoda amoniakalna (proces Walthera). Jest to metoda półsucha z odpadem użytecznym. Wykorzystuje się wodny roztwór siarczynu amonu i zasadę amonową. Otrzymuje się siarczan amonu - nawóz. Roztwory procesowe są silnie korodujące -wymaga to użycia drogich stali. Skuteczność sięga 90-95%. Może to być metoda tańsza od mokrej wapniowej po zapewnieniu sprzedaży siarczanu amonu.

Niro-Atomizer-Flakt. Jest to półsucha metoda wapienna z odpadem bezużytecznym. Tzw. atomizer (rozpylacz), którego podstawowym elementem jest tarcza dyszowa obracana z b. dużą prędkością rozpyla mleczko wapienne (roztwór Ca0) w absorberze, gdzie S02 zawarty w spalinach reaguje z Ca0 tworząc suchy produkt odpadowy. Dzięki b. wydajnemu rozpylaniu zużycie mleczka jest niewielkie. Jako produkty odsiarczania powstają siarczyny i siarczany wapnia oraz węglany i chlorki wapnia. Zaleta metody - brak jakichkolwiek ścieków. Poza tym jest o 30-40% tańsza inwestycyjnie od metody wapiennej mokrej, daje o 50% mniejszą stratą ciśnienia na ciągu spalin, o 50% mniejsze zużycie energii, zajmuje o 50% mniej miejsca i jest o 10 -15% tańsza w eksploatacji. Wada: uzyskuje się odpad, a nie gips.

Metoda wapniakowa. Nie wyszła poza prace badawcze. Polega na wprowadzeniu do komory paleniskowej kotła drobno zmielonego wapniaka (CaCO3) lub dolomitu (CaCO3 * MgCO3), który przechodzi w tlenek wapnia lub magnezu, który z kolei reaguje z tlenkami siarki dając siarczyny oraz siarczany wapnia i magnezu. Niska skuteczność: 20%, twarde osady w komorze paleniskowej kotła.

Sucha interwencyjna metoda amoniakalna (SIMA). Wprowadzenie gazowego amoniaku do spalin za wentylatorem spalin. Mieszanina ta jest emitowana kominem prosto do atmosfery. Ze względu na duży koszt amoniaku i tworzenie się siarczanu amonu, którego nadmiar mógłby szkodzić środowisku, traktowano tę metodę jako interwencyjną, do okresowego stosowania. Projektu nie zrealizowano.

Sucha metoda odsiarczania spalin. Polega na wdmuchiwaniu do kotła drobno zmielonego kamienia wapiennego(CaCO3) lub mączki wapiennej, która w wysokiej temperaturze rozkłada się na Ca0 i C02 reagujące z tlenkami siarki na siarczyn i siarczan wapnia (odpad usuwany z odpylacza spalin razem z popiołem lotnym). Skuteczność zależy m.in. od nadmiaru wprowadzanego wapnia w stosunku do jego ilości niezbędnej do związania siarki zawartej w spalinach. Najprostszym sposobem jest dodawanie kamienia wapiennego do młynów węglowych, gdzie jest mielony razem z węglem. Nie można dodawać za dużo, bo wystąpi tzw. żużlowanie kotła. Skuteczność 20-40%. CaCO3 można zastąpić wapnem gaszonym Ca(OH)2 - wtedy reakcja zachodzi przy niższych temperaturach.

Półsucha metoda odsiarczania -FOOG. Instalacja pilotowa w Chorzowie. W aparacie reakcyjnym znajdującym się między kotłem a odpylaczem wytwarzana jest warstwa fluidalna, która spryskiwana jest reagentem wapniowym. W warstwie tej zachodzi wiązanie SO2, powstają siarczyny i siarczany, które z pyłem tworzą granulat odprowadzany przez dolną część reaktora. Uzyskano skuteczność 40-80%.

Metoda radiacyjna usuwania SO2 i NOx Metoda doświadczalna w EC Kawęczyn. Proces oparty jest na reakcjach zachodzących w mieszaninie gazów pod wpływem wiązki rozpędzonych elektronów. W wilgotnym gazie, .v obecności amoniaku lub rozpylonego wodorotlenku wapnia, następuje wytworzenie stałych produktów reakcji, które mogą mieć wartość handlową jako nawóz mineralny. Skuteczność odsiarczania do 95%, usuwania NOX 60-90%. Zaletą tej metody jest jednoczesne odsiarczanie i odazotowywanie spalin.

10. MOKRE METODY ODSIARCZANIA SPALIN.

Odsiarczanie spalin jest jednym z podstawowych kierunków ograniczenia emisji tlenków siarki w energetyce.

Najbardziej rozpowszechniona jest metoda wapienna i wapniowa. Opracowano jej wiele wariantów techniczno-konstrukcyjnych. Metody mogą różnić się typem zastosowanego absorbera, rodzajem sorbentu, sposobem odprowadzania i utylizacji produktów procesu. Absorber i pompy tłoczące mleczko wapienne są gumowane.

Zalety:

- duża skuteczność odsiarczania ( 80-90 %)

- duża skuteczność usuwania pyłów : około 90 %

- prostota aparatury i urządzeń

- łatwy dostęp sorbentu

- małe nakłady inwestycyjne oraz koszty eksploatacji

Wady:

- konieczność składowania lub zagospodarowywania odpadów

- konieczność ogrzewania oczyszczonych spalin

- tworzenie się osadów w instalacji

Metoda Wellmana-Lorda Odpylone spaliny są doprowadzane do wieży myjącej. W jej dolnej części wtryskiwana woda schładza spaliny do temperatury 60-70 oC. W trzech kolejnych stopniach spaliny są przemywane roztworem zawierającym siarczyn sodowy.

Zużyty roztwór jest odparowywany przez ogrzanie parą. W wyniku odparowania powstaje gęsta papka pirosiarczynu sodu, która jest przepompowywana do mieszalnika. Powstałe natomiast opary są także schładzane, odparowane i doprowadzone do mieszalnika.

Powstający dwutlenek siarki jest odprowadzany z instalacji. Uzyskiwany jest S02 który może być przerabiany na HZSO4 lub siarkę elementarną. Skuteczność tej metody 90-95%. Problemem jest pozbycie się odpadowego Na2SO.

Metoda Bischoffa Spaliny o t=150oC są wprowadzane do specjalnej wieży, do górnej jej części i przepływają w niej z góry w dół. W górnej części wieży spaliny są schładzane oraz wstępnie odpylane i odsiarczane. W dolnej części wieży następuje końcowe odpylenie i odsiarczenie w tzw. płuczce ze szczeliną pierścieniową. Do odsiarczenia spalin niezbędny jest CaO. Wprowadzany jest on z mieszalnika do górnej części wieży myjącej. W instalacji znajduje się osadnik ( zagęszczacz ). Klarowana woda doprowadzana jest z powrotem do obiegu. Szlam z osadnika jest w sposób ciągły transportowany na składowisko.

Skuteczność tej metody wynosi około 90 %.

W nowszych rozwiązaniach stosuje się wapń CaCO3 ( metoda wapienna ), a także dotlenianie.

Metoda ESTS Funkcję sorbentu spełnia kamień wapienny zawierający co najmniej 95% węglanu wapnia. Może on być dostarczany do elektrowni w postaci mączki wapiennej lub mieli się go na terenie elektrowni. Spaliny z elektrofiltrów są za pomocą wentylatorów do wieżowego absorbera. W nim rozpylany jest z dysz sorbent w postaci mleczka wapiennego. Proces absorbcji opisuje równanie:CaCO3+2H20+S02+1/2 OzCaSO4*2H20+COZ Krystalizacja ( tworzenie się gipsu ) CaSO4+2HZOCaSO4*2H20

Powietrze tłoczone przez wentylator od dołu absorbera intensyfikuje proces utleniania. Z zawiesiny gipsowej otrzymuje się gips handlowy.

Metoda MOWAP Polega na absorbcji dwutlenku siarki w wodnej zawiesinie mączki wapiennej. W wyniku reakcji powstają nierozpuszczalne produkty, które po zagęszczeniu są składowane lub zagospodarowywane

11. METODY PIERWOTNE ZMNIEJSZANIA EMISJI TLENKÓW AZOTU.

Tlenek azotu (NO) powstaje z tlenu i azotu zawartego w paliwie i w powietrzu atmosferycznym, w procesie spalania. Tlenek azotu przechodzi w dwutlenek azotu (NOZ) w obecności azotu zawartego w powietrzu. Szybkość tej reakcji zależy od stężenia tlenku azotu. Tworzą się także NOX. Tlenki azotu powodują podrażnienia, chroniczne schorzenia dróg oddechowych, schorzenia bronchitalne. Podejrzewa się, iż tlenki azotu są rakotwórcze. Są one jednym z głównych składników kwaśnych deszczy, oprócz tlenków siarki. Oprócz NO i NO2 powstaje także podtlenek azotu (N2O) - gaz rozweselający. Przyczynia się on do niszczenia warstwy ozonowej, przyczyniając się do powstawania tzw. efektu cieplarnianego. Rozpad N2O dokonuje się po okresie ok.100 lat.

Średnioroczne stężenie NOx w powietrzu wg. Polskiej Normy wynosi 50 ug/m3, w obszarach specjalnie chronionych 30 ug/mi3.

Przeprowadzone badania wykazały, iż obniżenie temperatury spalania w komorze paleniskowej zmniejsza ilość tlenków azotu w spalinach. Dlatego stosuje się tzw. kotły fluidalne, które mają niższą temp. spalania (800-900oC). Ponadto w kotle tego typu część powstających w procesie spalania tlenków azotu zostaje rozłożona na tlen i azot przez powstający w tym samym czasie koks. Powoduje to dalsze zmniejszenie zawartości NOX w spalinach.

Zawartość NOX w paliwie zależy także od rodzaju spalanego paliwa (mniej tlenków azotu tworzy się przy spalaniu oleju opałowego niż przy spalaniu gazu ziemnego), typu paleniska, panującej w nim temp, sposobu spalania paliwa, współczynnika nadmiaru powietrza.

W celu ograniczenia powstawania NOX należy obniżyć temp. jądra płomienia, zmniejszyć zawartość tlenu w strefie spalania, skracać czas przebywania paliwa w strefie panowania wysokich temp.

Poziome i przeciwsobne rozmieszczenie palników w komorze spalania (na przodzie i tyle komory paleniskowej) powoduje powstawanie w procesie spalania dużej ilości NOX. Przy palnikach frontowych powstaje ich mniej, najmniej NOX powstaje przy stosowaniu palników narożnych. Powstawanie tlenków azotu zwiększa się wraz ze wzrostem zawartości tlenu w spalinach. Przy wzroście zawartości tlenu w spalinach z 1% do 6% ilość powstających tlenków azotu wzrasta dwukrotnie.

Aby ograniczyć ilość NOX w spalinach stosuje się także uszlachetnianie spalin poprzez ich zgazowanie.

Ilość NOX powstających w procesie spalania w kotłach pyłowych można ograniczyć tzw. metodami pierwotnymi polegającymi na:

1. właściwym ukształtowaniu komory paleniskowej oraz obniżeniu obciążenia cieplnego komory paleniskowej. Geometrię komory paleniskowej dostosowuje się do kształtu płomienia. Palniki umieszcza się w narożnikach kotła.

2. stosowanie palników o specjalnej konstrukcji - pozwala to zmniejszyć do minimum ilość powietrza wtórnego, przez co zmniejsza się ilość powietrza doprowadzonego do jądra płomienia. Powoduje to obniżenie temp. jądra płomienia i zmniejszenie powstających tlenków azotu o 10 - 30%. Pewne typy palników pozwalają na uzyskanie płomienia o obniżonej temp. poniżej 1500oC co daje podobny efekt. Palniki tego typu mogą być instalowane w istniejących kotłach podczas ich modernizacji.

3. dwustronne spalanie paliwa. W pierwszej - dolnej strefie spalania dostarcza się mniej paliwa niż jest to teoretycznie potrzebne, wskutek czego następuje niezupełne spalanie paliwa i częściowe jego zgazowanie przy obniżonej temp. spalania. Powoduje to zmniejszenie ilości powstających NOX. W drugiej, górnej strefie spalania doprowadza się dodatkowe powietrze, aby uzyskać zupełne spalanie paliwa. Ta końcowa faza spalania przebiega również przy obniżonej temp, zmniejszając przez to ilość powstających NOX o 10 - 40%. Przy stosowaniu tego sposobu może wystąpić żużlowanie kotła, korozja paleniska i zwiększenie ilości nie spalonego węgla w popiele lotnym. Dwustopniowe spalanie paliwa można rozszerzyć dodatkowo przez wprowadzenie dodatkowego poziomu palników z dodatkowym powietrzem. Jako dodatkowe paliwo, wprowadzane do komory spalania ponad paliwem podstawowym, jest stosowany gaz ziemny. Redukcja NOX jest o ok. 50%. Jest tu jednak nasilone zjawisko żużlowania, korozji i niezupełnego spalania.

4. recyrkulacji spalin do komory paleniskowej. Pobierając spaliny o temp. 300 - 400oC zza kotłowego podgrzewacza wody zasilającej i tłocząc je z powrotem do kotła za pomocą wentylatora recyrkulacyjnego obniża się temp. jądra płomienia, co powoduje zmniejszenie ilości powstających tlenków azotu. Sposób ten zmienia jednakże wykorzystanie powierzchni ogrzewalnych kotłów. Przy recyrkulacji 20 - 25% spalin można osiągnąć zmniejszenie ilości powstających tlenków azotu o 10 - 20%.

5. spalania przy małym współczynniku nadmiaru powietrza. Sposób ten stosowany jest głównie przy spalaniu gazu i oleju opałowego, ponieważ stosowanie go przy spalaniu paliw stałych może prowadzić do niezupełnego spalania. Sposób ten zmiesza zawartość tlenków azotu w spalinach o 10 - 20%.

Można łączyć ze sobą powyższe metody np. dwu-strefowe spalanie przy małym współczynniku nadmiaru powietrza. Redukcja NOx może dochodzić wtedy do 40 - 50%. Powyższe sposoby często są stosowane przy modernizacji istniejących kotłów.

W przypadku węgla brunatnego, jego niska temp. spalania powoduje, że tlenki azotu tworzą się głównie z azotu zawartego w paliwie. W celu zmniejszenia zawartości NOX stosuje się możliwie mały nadmiar powietrza, doprowadzanie powietrza wtórnego możliwie daleko od strefy głównego spalania, dobre wymieszanie poprzeczne oraz recyrkulację spalin. Pozwala to na utrzymanie zawartości NOx w dopuszczalnej normie.

12. METODY WTÓRNE ODAZOTOWANIA SPALIN

Metody pierwotne pozwalają na ograniczenie emisji tlenków azotu do wartości ok. 250 - 300 mg NOx/norm. m.. W celu zmniejszenia tej wartości do ok. 200 stosuje się metody wtórne. Najpopularniejsze z nich to:

- selektywna redukcja katalityczna (SCR - Selective Catalytic Reduction),

- selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR - Selective Non-Catalytic Reduction),

- stosowanie ozonu, napromieniowania,

W metodzie SCR redukcję przeprowadza się za pomocą amoniaku, w obecności katalizatora. W wynikli reakcji powstaje azot i woda.

Katalizatory budowane są w dwóch odmianach:

- płytowe - wykonane ze stali szlachetnych z masą aktywną (tlenki tytanu, wanadu). Płyta taka posiada dużą odporność na erozję, dużą wytrzymałość mechaniczną i cieplną, powoduje małe straty ciśnienia, nie zmniejsza przepustowości zatykając się. Przeciętny wymiar płyty to ok. 45x65 cm. Przeznaczony jest do pracy przy dużym zapyleniu (przed odpyleniem odsiarczeniem spalin),

- komórkowe -jest wykonany z masy ceramicznej, najlepiej pracuje w strefie o małym zapyleniu spalin. Ponadto spaliny muszą być podgrzane (oziębiane są poprzednio w procesie odsiarczania). Wymiary ok. 35x10 cm.

Skuteczność tej metody sięga ok. 85%, jest to jednak metoda najdroższa inwestycyjnie i eksploatacyjnie.

W metodzie SNCR redukcję przeprowadza się w obecności amoniaku, bez katalizatora (modyfikacja metody SCR). Charakteryzuje się mniejszą skutecznością (ok. 50%), zaleta są mniejsze koszty inwestycyjne i eksploatacyjne). Reakcja redukcji z amoniakiem zachodzi w temperaturze ok. 800-1000 C, dając wodę i azot. Zmniejszenie reakcji powoduje spadek wydajności metody - ulega ona spowolnieniu. Parametry dobrane dla dane obciążenia kotła i jego temperatury nie zapewniają tej samej skuteczności w innych warunkach.

Stosowanie ozonu jako utleniacza do spalin bądź też napromieniowywanie gorących spalin wiązką elektronów pozwala na redukcję emisji tlenków azotu. Produktem tej metody jest azotan amonu i siarczan amonu.

Ponadto istnieją metody łączone tzn. odsiarczanie i odazotowanie spalin w jednym procesie chemicznym. Są to:

- metoda SHL,

- metoda WSA-SNOX,

- metoda Bergbau Forshing-Uhde,

Metoda SHL polega na przepuszczonych spalin przez absorber, w którym zostaje rozpuszczony roztwór absorpcyjny (mleczko wapienne, ług sodowy, chelaty żelaza). Jako produkty końcowe tego procesu otrzymuje się gips handlowy oraz azot. W procesie nie powstają ścieki.

Metoda B F-U - dwutlenek siarki ze spalin pochłaniany jest przez specjalny koks. Potem do absorbera doprowadzany jest amoniak, reagujący z tlenkami azotu, bez absorbera. Skuteczność: siarka 95%, azot 75%.

13. ZMNIEJSZENIE EMISJI DWUTLENKU WĘGLA.

W wyniku procesu spalania paliw organicznych powstaje min. dwutlenek węgla C02, który gromadzi się w atmosferze. Zgromadzony w atmosferze dwutlenek węgla tworzy wokół Ziemi poduszkę, która przepuszcza ultrafioletowe promieniowanie Słońca i zatrzymuje promieniowanie podczerwone emitowane przez powierzchnię Ziemi. Wynikiem tego jest dodatkowe ogrzewanie się Ziemi, a efekt ten nazywany jest efektem cieplarnianym, natomiast dwutlenek węgla zwany jest gazem cieplarnianym. Należy zauważyć, że dwutlenek węgla jest tylko jednym z kilku gazów cieplarnianych, ale jego wpływ na efekt cieplarniany jest największy i wynosi około 50%. Wzrost średniej temperatury na Ziemi spowodowany efektem cieplarnianym powoduje podnoszenie się poziomu mórz i zmiany klimatyczne na całej Ziemi, dlatego dąży się do zahamowania wzrostu emisji dwutlenku węgla. Można to osiągnąć przez :

1. Zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej poprzez :

- wyższe parametry pary

- nowe technologie w budowie urządzeń energetycznych

- stosowanie gospodarki skojarzonej

- układy gazowo-parowe

2. Wprowadzenie oszczędności energii poprzez zastosowanie : -

- energooszczędnych teclu1ologii przemysłowych

- dobrego izolowania cieplnego budynków

- nowych źródeł oświetlenia

- energooszczędnego sprzętu gospodarstwa domowego

3. Zastępowanie paliw o małej zawartości wodoru (węgiel) przez paliwa o dużej zawartości wodoru (gaz ziemny).

4. Wprowadzenie energii odnawialnych (wodnej, słonecznej i wiatrowej).

5. Wprowadzenie energii jądrowej.

14. OCHRONA LASÓW.

Na rozwój lasu zanieczyszczenie atmosfery i terenu wpływa pośrednio ze względu na zmieniony odczyn pH w środowisku glebowym oraz naruszenie równowagi chemicznej .W przypadku stosowania elektrofiltrów i wysokich kominów działanie bezpośrednie nie występuje (oparzenia tkanki roślinnej oraz ograniczenie intensywności fotosyntezy wskutek dużego zapylenia powierzchni liści ).

Poprzez działanie pośrednie zanieczyszczeń emitowanych przez elektrownie rozumie się ujemne oddziaływanie na lasy dwutlenku siarki zawartej w powietrzu i poprzez zakwaszenie gleby oraz tlenki azotu.

Toksyczne działanie SO2 zawartego w emitowanych spalinach jest jeszcze niezbyt dokładnie poznane.

Obecnie znana jest teoria, iż SO2 ujemnie wpływa na działanie enzymów roślinnych, co zmniejsza oddychanie, transpirację i fotosyntezę .Inna hipoteza przedstawia wypieranie magnezu z zielonych barwników liści i powoduje ich rozpad.

Stopień zagrożenia lasów zależy od średniorocznych stężeń dwutlenku siarki. Według klasyfikacji stosowanej przez leśników oraz przez Energopomiar wyróżniono cztery strefy zagrożenia .Zmniejszenie przyrostu masy drzewnej występuje w I,II i III strefie zagrożenia o odpowiednio 25,50 i 75%. W Polsce przeważają lasy szpilkowe, które poddawane są działaniu zanieczyszczeń przez cały rok.

Spośród gatunków drzew najbardziej wrażliwe na SO2 to jodła, świerk oraz sosna pospolita. Do odpornych można zaliczyć buk, dąb szypułkowy i czerwony, brzoza, osika, wiąz, sosna czarna, grab, modrzew, klon i olcha szara.

Wpływ na wrażliwość na dwutlenek siarki i inne składniki spalin nie zależy tylko od gatunku drzewa ; ale również od fazy wzrostu drzewa, prędkości wiatru, ostrej zimy, braku opadów czy działanie szkodliwych owadów i grzybów pasożytniczych.

W celu przeciwdziałania zakwaszeniu gleby stosuje się jej wapniowanie, do czego może być użyty popiół lotny, jeżeli zawiera on tlenek wapnia. Popiół ten może służyć jako nawóz wieloskładnikowy jeżeli zawiera on pierwiastki śladowe np. magnez, fosfor, bor. Ujemny wpływ na lasy mają również elektrownie spalające węgiel brunatny. Chodzi tutaj o lej depresyjny odkrywkowej kopalni węgla brunatnego. Skutkiem jest przesuszanie gleb leśnych. W celu zapobiegania degradacji lasów pod wpływem leja depresyjnego oraz S02 podnosi się odporność biologiczną lasów poprzez :

- użyźnianie gleb leśnych przy pomocy nawożenia mineralnego, torfowania

- przebudowę najbardziej zagrożonych drzewostanów iglastych na liściaste i mieszane

- zwiększenie przyrostu drewna przez wzmożenie zabiegów pielęgnacyjnych i wprowadzanie gatunków drzew szybko rosnących

- likwidację powierzchni niezalesionych i nieużytków

- utrzymanie należytego stanu sanitarnego lasu

- zwiększenie strefy lasów chronionych

Utrzymanie funkcji ochronnych lasów wymaga wydłużenia wieku rębności do 20 lat. Użytkowanie rębne należy koncentrować na obszarach objętych odwodnieniem .Należy chronić naloty, podrosty oraz pojedyncze kępy drzew liściastych rokujących przetrwanie trudnego okresu .W leju depresyjnym należy stosować torfowanie gleby, które stwarza pewną rezerwę wilgoci .Torf utrzymuje wilgoć opadową przez dłuższy czas. W przeciwnym razie woda opadowa oraz składniki nawożenia mineralnego przenikałyby przez piasek w głąb poza zasięg korzeni.

Aby zmniejszyć szerokość wycinek leśnych projektuje się specjalne słupy do prowadzenia napowietrznych linii el-en przez tereny leśne. Zmniejszenie szerokości linii el-en uzyskuje się poprzez zastąpienie poziomego lub trójkątnego układu przewodów układem pionowym.

15. OCHRONA WÓD POWIERZCHNIOWYCH I PODZIEMNYCH.

Woda chłodząca skraplacze odprowadza do otoczenia znaczne ilości ciepła. Ochładzanie wody podgrzanej powoduje powstawanie strat bezzwrotnych wody w przyrodzie, oraz oddziałuje na środowisko, wprowadzając zmiany w ekosystemie wód powierzchniowych.

Wpływ elektrowni na wody sprowadza się do następujących zjawisk:

1. zmniejszenia zasobów wodnych regionu, w wyniku powstania strat bezzwrotnych (dotyczy wód powierzchniowych i podziemnych).

2. zmian właściwości fizycznych i chemicznych wód powierzchniowych.

3. zmian w życiu organizmów żywych wód powierzchniowych.

4. zwiększenie zanieczyszczenia wód powierzchniowych w wyniku odprowadzenia ścieków powstałych w procesach wytwarzania energii elektrycznej.

W celu ratowania ryb przed zniszczeniem stosuje się zabezpieczenia techniczne (prędkość wody), mechaniczne (kierownice żaluzjowe) i fizjologiczne (dźwiękowe, elektryczne, powietrzne i świetlne). Dopuszczalne temp. wody wynoszą: 22oC dla I kl i 26oC dla II i III kl.

Wpływ zamkniętych obiegów chłodzenia na ochronę środowiska dotyczy atmosfery, klimatu i wód powierzchniowych. Podstawowym obiektem, mającym wpływ na otoczenie, są chłodnie. Ze względu na technologię chłodzenia rozróżnia się chłodnie mokre i suche, a ze względu na sposób wytwarzania ciągu chłodnie kominowe (ciąg naturalny) i wentylatorowe (ciąg sztuczny). W chłodniach suchym woda jest chłodzona pośrednio za pomocą powietrza (nie ma strat wody). W chłodniach mokrych woda jest chłodzona przez bezpośredni kontakt wody z powietrzem (bezzwrotne straty wody w zlewni) - są częściej stosowane.

Ścieki z elektrowni opalanych węglem ze względu na stężenie zanieczyszczeń i ich szkodliwość nie mogą być odprowadzane bezpośrednio do wód powierzchniowych. Ich oczyszczanie wymaga stosowania trudnych procesów technologicznych. W stacji uzdatniania następuje dekarbonizacja (zmiękczanie) i demineralizacja (tylko dla obiegu wodno-parowego). Ścieki z tych procesów charakteryzują się bardzo dużą ilością zawiesiny. Woda zdekarbonizowana jest kierowana do urządzeń usuwających całkowicie substancje rozpuszczalne w wodzie (jonizowa metoda dekarbonizacji). Ścieki z demineralizacji są najczęściej odprowadzone na mokre składowiska odpadów paleniskowych lub wykorzystane do zraszania popiołu w przypadku transportu suchych odpadów. Ścieki zanieczyszczone produktami naftowymi są oczyszczane dwustopniowo. Pierwszy stopień stanowią tzw. separatory oleju zlokalizowane bezpośrednio w obiektach. Potem ścieki trafiają do drugiego stopnia, składającego się z odolejaczy z napowietrzaniem (flotacja) oraz filtrów piaskowych.

16. SKŁADOWANIE ODPADÓW PALENISKOWYCH.

Odpadami paleniskowymi są: popiół i żużel. Są to produkty spalania powstające w procesie wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach opalanych węglem. Popiół jest unoszony wraz ze spalinami i zatrzymywany v elektrofiltrach. Żużel odprowadzony jest spod kotła mechanicznie lub hydraulicznie do zasobników lub pompowni bagrowych. Wybór transportu wynika z położenia składowiska względem elektrowni. Np. dla odległości do 15m stosuje się transport hydrauliczny, przy większych odległościach - transport koleją lub samochodami.

Rozładunek odpadów z wagonów i może odbywać się na suche składowisko (mechanicznie), zaś rozładunek mokry (hydrauliczny) wymaga wybudowania mokrego składowiska.

Transport hydrauliczny polega na przepływie w rurociągach mieszaniny popiołu i wody za pomocą pomp. Mieszanina ta zwana pulpą wylewana jest do zbiorników składowiska (kwater). Mokre składowiska budowane są etapami z podziałem na trzy kwatery, na których zachodzą następujące procesy: składowanie pulpy, odsączanie wody z odłożonych odpadów i budowa obwałowań następnego etapu.

W przypadku suchego składowiska, po rozładowaniu odpadów z wagonów następuje ich przemieszczenie za pomocą spycharek lub zgarniarek.

W ogólnym przypadku, składowiska ze względu na położenie terenu dzielą się na: podpoziomowe i nadpoziomowe. Podpoziomowe są budowane w wyrobiskach kopalń odkrywkowych, a nadpoziomowe na terenach o małej wartości użytkowej. W przypadku elektrowni posiadających instalację odsiarczania spalin, składowanie odpadów przebiega następująco:

- przy mokrej IOS powstaje mokro uwodniona pulpa gipsowa, która jest natleniana do postaci gipsu i wraz z popiołem dostarczane są taśmociągami do uszczelnionego specjalną gliną składowiska i hydraulicznie namywane na jedną z trzech jego kwater; po zapełnieniu składowisko jest przykrywane warstwowo gliną, żwirem, piaskiem i gruntem lessowym;

- przy półsuchej IOS odpady z niej są mieszane z popiołami, po czym zwilżane jest to wodą i transportowane taśmociągami lub samochodami na składowisko, gdzie po zagęszczeniu mieszanina ta twardnieje, stając się bezpieczna dla środowiska.

17. OCHRONA PRZED HAŁASEM

WSTĘP

Hałas niekorzystnie wpływa zarówno na narząd słuchu, jak i ogólny stan zdrowia człowieka. Skutkiem jego oddziaływania może być osłabienie słuchu, głuchota a także szybkie zmęczenie, wydłużenie czasu reakcji na bodźce itp. Hałas utrudnia bądź uniemożliwia wypoczynek. O jego szkodliwości decyduje, oprócz natężenia, czas ekspozycji na jego działanie. Jeżeli jest długotrwały i może powodować osłabienie lub trwałe uszkodzenie słuchu, a także powstawanie różnych chorób.

URZDZENIA ENERGETYCZNE EMITUJĄCE HAŁAS

Prawie wszystkie urządzenia energetyczne są w jakimś stopniu hałaśliwe. Większość jest zlokalizowana w budynkach głównych lub pomocniczych elektrowni. Hałas przez nie wytwarzany stanowi zagrożenie przede wszystkim dla obsługi i służb remontowych. Część z tych urządzeń zlokalizowana jest poza budynkami i może być uciążliwa również dla okolicznej ludności.

Urządzenia na składowiskach węgla Urz. wyładowcze, przeładunkowe na placu węglowym mogą dokuczać mieszkańcom pobliskich osiedli. W przypadku dowozu węgla koleją również wagony samowyładowcze. Inne urządzenia nawęglania: kruszarki, separatory, taśmociągi, podajniki znajdują się w budynkach.

Chłodnie kominowe. Źródłem hałasu jest szum spadającej wody, a w chłodniach ze sztucznym ciągiem dodatkowo wentylator.

Sprężarki. Hałas jest emitowany głównie przez otwór ssący i korpus sprężarki. Źródłem hałasu jest też silnik napędzający sprężarkę.

Wydmuch pary do atmosfery. Otwarcie zaworu bezpieczeństwa lub rozruchowego na kotle powoduje ujście pary o bardzo wysokim ciśnieniu, co jest związane z powstawaniem dźwięku o dużym natężeniu.

Transformator. Trafo blokowe są mniej hałaśliwe, ale mogą być uciążliwe dla mieszkańców, jeżeli znajdują się blisko ich domów. Dotyczy to głównie trafów w stacjach transformatorowo-rozdzielczych.

Spośród innych urządzeń należy wymienić: wyłączniki powietrzne WN, turbiny, generatory, młyny węglowe, wentylatory powietrza, spalin, pompy.

PRZEPISY

Akty prawne regulują kwestie ochrony przed hałasem m.in. wprowadzając strefy, w których określone są dopuszczalne poziomy hałasu.

SPOSOBYZAPOBIEGANIA NADMIERNEMUHAŁASOWI

- Zabiegi w konstrukcji i technologii produkcji urządzeń.

- Racjonalna lokalizacja budynków oraz urządzeń na terenie obiektów energetycznych.

- Racjonalne usytuowanie pomieszczeń oraz zwiększenie chłonności akustycznej pomieszczeń, w których są urządzenia hałaśliwe.

- Dodatkowe zabiegi przeciwhałasowe bezpośrednio przy źródłach hałasu: osłony (na dużych urz. nie warto robić, bo są kłopoty przy remontach), amortyzatory, fundamenty wydzielone z konstrukcji budynku, sprężyste podwieszenie rurociągów, powłoki tłumiące, tłumiki(np. na wydmuchach pary).

- Zabezpieczenia stanowisk obsługi.

- Stosowanie indywidualnych środków zabezp. obsługę przed dzianiem hałasu.

Najlepszym sposobem jest automatyzacja i wyeliminowanie konieczności pracy dużego personelu. Poza tym przemysłowa metoda prowadzenia remontów tzn. urządzenie jest remontowane- w warsztacie a nie w miejscu pracy i służba remontowa nie przebywa cały czas w hałasie.

18. OCHRONA PRZED PROMIENIOWANIEM ELEKTROMAGNETYCZNYM.

Źródłem pól elek. i mag. są układy wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elek. , a także jej odbiorniki, gdyż przepływowi prądu elek. towarzyszy powstawanie pól elektromag. . Składowa magnetyczna pola elektromag. linii elektroenerget. jest wprost proporcjonalna do natężenia prądu i odwrotnie proporcjonalna do odległości od przewodów linii. Wartość jej przy powierzchni ziemi jest bardzo mała i z tego powodu wpływ jej jest pomijany.

Badania doświadczalne wykazały, że:

1. pole mag o natężeniu do 240 A/m o indukcji mag 0,3T nie stanowi niebezpieczeństwa dla zdrowia.

2. natężenie pole mag i elek linii elektroenerg. o nap 420kV nie stanowi niebezpieczeństwa dla zdrowia (nawet do 800kV).

1. p.e (pole elektryczne) natężenia do l0kV/m nie ma uchwytnych zmian; 10-16 kV/m -bodziec podprogowy mniej uchwytne zmiany statyczne (nieznaczne); 16-19 --bodziec progowy do powstawania zmian spowodowanych działaniem p.e.. Ogólnie jednak stwierdzono że p.e do 20kV/m jest polem nieszkodliwym.

3. Zwraca się jednak uwagę na powstawanie pól mag o stosunkowo dużym natężeniu przy przepływie prądu stałego i przemiennego o małej częstotliwości oddziaływania tego dokładnie nie zbadano. Pola takie występują w przemysłowych urządzeniach elektrotermicznych i elektrochemicznych dużej mocy elektrolizery, chwytaki magnetyczne, piece indukcyjne, oporowe, łukowe, nagrzewnice, półautomaty spawalnicze. Szczególnie zgrzewarki oporowe mogą stanowić zagrożenie(prąd przepływa blisko ciała pracownika). Jako graniczną wartość natężenia uznaje się 4kA/m (bez ograniczeń czasowych).Ostatnio bada się wpływ p.m. na zagrożenie nowotworami i na zmiany biologiczne rytmów organizmu.(podejrzenie o powodowanie białaczki)

W Polsce obowiązują zasady ochrony przed elektroenergetycznym promieniowaniem jonizującym, wprowadzono strefy ochronne:

I-stopień E - natężenie pola elektrycznego E>l0kV/m można przebywać do 5h II-stopień 1kV/m<E<l0kV/m dozwolone okresowe przebywanie ludzi związanych z działalności gospodarczą, turystyczną nie mogą znajdować się budynki mieszkalne szpitale żłobki.

Pod liniami 1 l 0kV i 220 tylko II-strefa, pod 400, 750 I i II strefa. Pewną ochroną przeciw promieniowaniu elektromagnetycznemu linii elektroenergetycznej są przewody odgromowe, tworzą one swoistą siatkę. Siatka odkształca naturalne pole elektrostatyczne (zmienia jonizację atmosfery). W rozdzielnicach 400kV w celu zmniejszenia natężenia pola elektrycznego brygady remontowe stosują przewody i siatki ekranujące. Im więcej przewodów ekranujących znajduje się pod daną fazą tym natężenie p.e. mniejsze. Najlepsze wyniki przy siatce poziomej.

W otoczeniu stacji zasięg skażeń elektromagnetycznych uważanych za szkodliwe może dochodzić do kilku km. Zakłócenia radioelektryczne zależą od natężenia pola elektrycznego na powierzchni przewodów. Dobrze jest gdy sygnał radiowy jest większy od zakłócenia o 20 dB. W pobliżu linii może istnieć potrzeba odpowiedniego ustawienia anten TV ,aby uniknąć skutków załamania się fal elektromagnetycznych.

Norma PN przewiduje że dopuszczalny poziom natężenia pola zakłóceń, mierzony w warunkach eksploatacyjnych w odległości 20m od rzutu poziomego najbliższego przewodu linii przy częstotliwości 50 Hz nie powinien przekraczać 57,3 dB przy wilgotności względnej nie większej niż 80% i przy temperaturze nie niższej niż 5oC.

19. OCHRONA PRZED PROMIENIOWANIE JONIZUJCYM

Promieniowanie jonizujące nie jest wykrywalne zmysłami człowieka. Ochrona przed promieniowaniem polega na minimalizacji czasu napromieniowania, stosowaniu odpowiednich osłon i wreszcie zachowaniu należytej odległości od źródła promieniotwórczości, gdyż moc dawki promieniowania jonizującego jest odwrotnie proporcjonalna do kwadratu odległości od źródła promieniowania. Zagrożenie stwierdza się za pomocą przyrządów dozymetrycznych. Przyrządy te są przystosowane do pomiarów dawek lub wykrywania skażeń promieniotwórczych. Najczęściej są stosowane pośrednie metody pomiarów, polegające na wykorzystaniu zjawisk elektrycznych zachodzących pod wpływem promieniowania.

Zasadniczym elementem układu pomiarowego jest dekoder promieniowania. Dekoderami są: komory jonizujące, liczniki Geigera-Mullera (GM), liczniki scyntylacyjne itp. Wśród przyrządów dozymetrycznych rozróżnia się : wskaźniki promieniowania, monitory i dawkomierze. ochrona przed prom. joniz. wiąże się z kontrolą otoczenia elektrowni oraz odpowiednią gospodarką odpadami promieniotwórczymi. Wokół elektrowni znajduje się strefa ochronna o promieniu 1800m i strefa kontrolowana tzn. obszar wokół EJ objęty kontrolą dozymetryczną przez ośrodek pomiarów zewnętrznych (OPZ). W strefie kontrolowanej wykonywane są następujące pomiary dozymetryczne :

-ciągłe pomiary tła gamma;

-pomiary globalnych stężeń aerozoli pierwiastków beta-promieniotwórczych oraz jodu w próbkach powietrza;

-pomiary opadu atmosferycznego w próbkach wody deszczowej i śniegu;

-badanie próbek wód powierzchniowych, a także wody z otwartych zbiorników wodnych;

-badanie próbek roślin, istot żywych, gleby oraz produktów organicznych, takich jak : mleko, mięso, zboże i owoce.

W czasie normalnej eksploatacji do otoczenia są odprowadzane w sposób kontrolowany zarówno gazowe, jak i ciekłe odpady promieniotwórcze. Odpady gazowe (wydmuchy) po kontroli dozymetrycznej usuwane są przez kominy wentylacyjne o wysokości ponad 100m.

Do kominów doprowadza się gazy z układów :

-oczyszczania gazów promieniotwórczych;

-oczyszczania gazów z przewietrzania zbiorników;

-wentylacji technologicznej.

W czasie eksploatacji elektrowni powstają odpady stałe, które dzielimy na : wysokoaktywne, średnioaktywne, niskoaktywne. Zadaniem gospodarki odpadami stałymi jest przechowywanie odpadów z możliwością ich transportu do stacji zestalania lub scalania. Odpady wysokoaktywne przechowuje się stale w przechowalnikach w pobliżu basenu wypalonego paliwa. Pozostałe odpady stałe przekazuje się do budynku zestalania odp. prom.. Przechowywane są 3-5 lat w celu obniżenia ich aktywności. po tym okresie 7mniejsza się ich objętość i zestala w asfalcie lub bitumie w beczkach. Tak przygotowane odpady początkowo magazynuje się a następnie wywozi na składowisko. Podobnie robi się z odpadami ciekłymi.

20. PRZEMYSŁOWE STREFY OCHRONNE.

Strefa ochronna jest to określony obszar wokół źródła szkodliwego oddziaływania na środowisko. Jest ona odpowiednio zagospodarowana przez zalesienie, zakrzewienie oraz instalowanie urządzeń zabezpieczających przed szkodliwym oddziaływaniem zakładu na środowisko.

Strefy ochronne są ustalane dla zakładów przemysłowych, które mogą szkodliwie oddziaływać na środowisko w przypadku gdy tych oddziaływań nie można skutecznie ograniczyć za pomocą środków technicznych.

Na terenie strefy zabroniona jest budowa domów mieszkalnych, wypoczynkowych, budynków użyteczności publicznej i innych obiektów przeznaczonych na stały pobyt ludzi, nie związanych z działalnością zakładu przemysłowego, dla którego strefa ta została wyznaczona. Zabronione jest także usytuowanie ogródków działkowych oraz obiektów sportowych.

Koszty związane z utworzeniem, zagospodarowaniem i utrzymaniem strefy ochronnej ponosi inwestor lub użytkownik zakładu przemysłowego.

Strefę ochronną stanowi obszar otaczający źródło szkodliwego oddziaływania na środowisko, na którym występuje:

- przekroczenie wartości dopuszczalnego opadu pyłu na powierzchnię terenu oraz wartości dopuszczalnego stężenia zanieczyszczeń w powietrzu atmosferycznym;

- przekroczenie wartości dopuszczalnego natężenia hałasu w środowisku;

- inne szkodliwe oddziaływania na środowisko.

Granice i obszary stref wyznaczane są na podstawie:

- obliczenia natężenia i zasięgu rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń i hałasu z tych źródeł;

- pomiarów i badań stopnia i zasięgu szkodliwego oddziaływania zanieczyszczeń i hałasu na obszarach otaczających te źródła;

- orientacyjnych szerokości stref, gdy szkodliwego oddziaływania nie można ustalić za pomocą żadnych badań ani obliczeń.

Przy wykonywaniu pomiarów należy zarejestrować dane meteorologiczne takie jak: kierunek i prędkość wiatru, temperatura powietrza i warunki topograficzne jak: przeszkody terenowe, szorstkość terenu, a także ustalić stężenia zanieczyszczeń emitowanych w powietrzu, masę pyłu opadającego na obszar wokół źródła, stopień i zasięg zanieczyszczenia gleby, wód i roślin emitowanymi substancjami.

Ochrona przed promieniowaniem niejonizującym w postaci pól elektromagnetycznych wytwarzanych przez linie i stacje el-en polega na wyznaczeniu wokół tych obiektów stref ochrony. Strefa 1-stopnia - natężenie pola większe niż 10 kV/m (przebywanie ludzi zabronione z wyjątkiem personelu), strefa 2-stopnia - natężenie 1-10 kV/m (dop. okresowe przebywanie ludzi związane z pracą lub rekreacj. Szerokości pasa terenu:1 IOkV-24m, 220kV-46m, 400kV-74m, 750kV-130m.

21. POMIARY ZANIECZYSZCZEŃ ŚRODOWISKA

Emisję pyłu, dwutlenki siarki oraz tlenków azotu można określić w sposób przybliżony, uwzględniając skład chemiczny spalanego węgla oraz dane eksploatacyjne pracy kotła. Stężenie pyłu w spalinach za kotłem wyznacza się za pomocą pyłomierzy. Stężenie dwutlenku siarki określa się chemiczną metodą jodo-metryczną. Powyższe metody pozwalają na okresowe określanie emisji. Prawidłowa kontrola emitowanych zanieczyszczeń powinna być prowadzona przy użyciu aparatów działających w sposób ciągły. Pomiary zanieczyszczenia powietrza atmosferycznego wokół elektrowni (pomiar imisji) służą do:

- ustalania wpływu eksploatowanej elektrowni na stopień zanieczyszczenia powietrza w jej otoczeniu;

- kontroli nie przekraczania dopuszczalnych stężeń zanieczyszczeń przez eksploatowane elektrownie;

- ustalenia stanu zanieczyszczenia powietrza w związku z przewidywaną rozbudową elektrowni;

- ustalenia stanu zanieczyszczeń (tzw. tła) dla terenów, na których jest przewidywana lokalizacja nowych elektrowni.

Pomiary wokół elektrowni mogą być wykonywane okresowo, dorywczo lub w sposób ciągły. W celu uzyskania danych o chwilowych stężeniach kreślonego zanieczyszczenia w otoczeniu badanej elektrowni mogą być prowadzone pomiary na kierunku smugi dymu. Są to bardzo uciążliwe pomiary. Do kontrolowania zanieczyszczeń tworzy się sieć stałych punktów pomiarowych. Do pomiaru opadu pyłu określa się masę pyłu opadającego do naczyń o znanej powierzchni otworu w ciągu ustalonego czasu. Do pomiaru stężenia pyłu są stosowane pyłomierze bezpośrednie lub pośrednie. Pierwsze z nich pozwalają na masowe oznaczenie ilości pyłu zebranego na filtrze, w drugich - są stosowane metody porównawcze, polegające na ocenie stopnia zabrudzenia materiału filtrującego. Pomiar stężenia dwutlenku siarki prowadzi się w analizatorach chemicznych. W celu określenia wpływu elektrowni cieplnej na otoczenie prowadzi się w niektórych krajach badania i pomiary mające za zadanie ustalenie kierunku smugi dymu, jej zasięgu, szerokości, wysokości przepływu itp., czyli trasowanie smugi. Pomiary zanieczyszczenia wód. Ilość wód zużytych, tj. ścieków, mierzy się różnymi metodami w zależności od wielkości przepływu i sposobu odprowadzenia ścieków. I tak:

- w kanałach otwartych stosuje się metodę przelewów, zatopionych i nie zatopionych lub pomiar prędkości przy użyciu młynków hydrometrycznych;

- w rurociągach mierzy się prędkość przepływu przy użyciu przepływomierzy turbinowych.

W celu określenia jakości odprowadzanych ścieków pobiera się systematycznie próbki i wykonuje odpowiednie badania laboratoryjne. Możliwe jest również instalowanie stacji automatycznych do ciągłej kontroli i rejestracji jakości wody i ścieków. W elektrowniach występują następujące rodzaje ścieków oraz wód zrzutowych: ścieki zasolone, ścieki zanieczyszczone zawiesiną, ścieki zanieczyszczone produktami naftowymi, ścieki z trawienia i chemicznego oczyszczania urządzeń energetycznych, woda ruchowa (chłodząca), woda chłodząca skraplacze.

Pomiary hałasu. Pomiary hałasu na stanowiskach pracy powinny być wykonywane wg Metod podanych w normach. W razie potrzeby określenia parametrów źródła hałasu, np. wydmuchu pary, rejestruje się hałas na taśmie magnetycznej, a następnie wykonuje się analizę widma i ewentualnie obróbkę statystyczną (w przypadku hałasu o zmiennym poziomie).

---