zmiana PZ - streszczenie - BIP Urząd Marszałkowski Województwa
advertisement
eko polin PRZEDSIĘBIORSTWO BADAWCZO-WDROŻENIOWE OCHRONY ŚRODOWISKA EKOPOLIN Sp. z o.o. WNIOSEK O ZMIANĘ POZWOLENIA ZINTEGROWANEGO DLA INSTALACJI ELEKTROWNIA TURÓW W BOGATYNI STRESZCZENIE W JĘZYKU NIESPECJALISTYCZNYM WROCŁAW - PAŹDZIERNIK 2015 eko polin PRZEDSIĘBIORSTWO BADAWCZO-WDROŻENIOWE OCHRONY ŚRODOWISKA EKOPOLIN Sp. z o.o. Zleceniodawca Umowa PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. 97-400 Bełchatów, ul. Węglowa 5 Oddział Elektrownia Turów 59-916 Bogatynia, ul. Młodych Energetyków 12 GEK/PMR-ELT/08890/2015 (PGE GiEK S.A./ELT/TS/3408/2015) WNIOSEK O ZMIANĘ POZWOLENIA ZINTEGROWANEGO DLA INSTALACJI ELEKTROWNIA TURÓW W BOGATYNI STRESZCZENIE W JĘZYKU NIESPECJALISTYCZNYM Wnioskodawca PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. 97-400 Bełchatów, ul. Węglowa 5 Autor opracowania mgr inż. Jarosław Rzeźnicki WROCŁAW - PAŹDZIERNIK 2015 50-155 Wrocław, ul. J.E. Purkyniego 1 tel. 71 3448054, 71 3428205 fax. 71 3420596 Nr rej Regon NIP KRS 0000039472 008043196 897-001-27-52 e-mail [email protected] www.ekopolin.pl SPIS TREŚCI 1. WSTĘP ................................................................................................................................................1 1.1. PRZEDMIOT I ZAKRES OPRACOWANIA ............................................................................... 1 1.2. PRZESŁANKI WNIOSKU O ZMIANĘ POZWOLENIA ZINTEGROWANEGO ................................. 1 2. INFORMACJE OGÓLNE O WNIOSKODAWCY I INSTALACJI ..................................................2 2.1. WNIOSKODAWCA I PROWADZĄCY INSTALACJĘ................................................................. 2 2.2. LOKALIZACJA INSTALACJI ................................................................................................ 2 2.3. TYTUŁ PRAWNY DO INSTALACJI ....................................................................................... 2 2.4. CHARAKTER INSTALACJI .................................................................................................. 3 2.5. RODZAJE DZIAŁALNOŚCI PODSTAWOWEJ I POZOSTAŁEJ .................................................... 4 3. OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA INSTALACJI - STAN ISTNIEJĄCY ......................................5 3.1. PODSTAWOWY CIĄG PRODUKCYJNY ................................................................................. 5 3.1.1. Nawęglanie............................................................................................................... 5 3.1.2. Dostawa, magazynowanie i transport biomasy........................................................ 5 3.1.3. Kotły energetyczne ................................................................................................... 6 3.1.4. Instalacja oleju opałowego ...................................................................................... 7 3.1.5. Odpopielanie ............................................................................................................ 7 3.1.6. Odpylanie spalin ...................................................................................................... 7 3.1.7. Wyprowadzanie spalin ............................................................................................. 7 3.1.8. Turbozespoły ............................................................................................................ 8 3.2. GOSPODARKA WODNA ...................................................................................................... 8 3.2.1. Układ chłodzenia.................................................................................................... 13 3.2.2. Obieg kotłowy......................................................................................................... 15 3.2.3. Obieg ciepłowniczy ................................................................................................ 15 3.3. GOSPODARKA ŚCIEKAMI................................................................................................. 15 3.3.1. Systemy kanalizacji ................................................................................................ 15 3.3.2. Urządzenia do oczyszczania i zagospodarowywania ścieków ............................... 17 3.4. GOSPODARKA ODPADAMI PALENISKOWYMI ................................................................... 18 3.5. GOSPODARKA OLEJOWA ................................................................................................. 19 3.6. PRODUKCJA SORBENTU .................................................................................................. 19 4. WYDAJNOŚĆ PRODUKCYJNA, RODZAJE, CHARAKTERYSTYKA, BILANS MASOWY MATERIAŁÓW, SUROWCÓW, PALIW, ENERGII I WODY ......................................................21 4.1. PODSTAWOWE WSKAŹNIKI EKSPLOATACYJNE INSTALACJI ............................................. 21 4.2. INFORMACJA O STOSOWANYCH PALIWACH ..................................................................... 22 4.3. SUBSTANCJE POMOCNICZE I WODA ................................................................................. 23 5. NOWY BLOK ENERGETYCZNY 450 MWe ..................................................................................25 5.1. PRZESŁANKI BUDOWY NOWEGO BLOKU ENERGETYCZNEGO W ELEKTROWNI TURÓW.. 25 5.2. LOKALIZACJA PRZEDSIĘWZIĘCIA .................................................................................... 26 5.3. CHARAKTERYSTYKA PRZEDSIĘWZIĘCIA ......................................................................... 26 5.4. CHARAKTERYSTYKA INSTALACJI NOWEGO BLOKU I PROCESU PRODUKCYJNEGO ............ 28 5.4.1. Podstawowy ciąg produkcyjny - produkcja energii elektrycznej ........................... 28 5.4.2. Zamknięty układ chłodzenia z chłodnią kominową ................................................ 28 5.4.3. Układ wyprowadzania spalin ................................................................................. 29 5.4.4. Wyprowadzenie energii elektrycznej z bloku i zasilanie potrzeb własnych ........... 29 5.4.5. Układ nawęglania .................................................................................................. 29 5.4.6. Instalacja paliwa rozpałkowego............................................................................. 30 5.4.7. Instalacja odsiarczania opalin ............................................................................... 30 5.4.8. Instalacja odazotowania spalin.............................................................................. 31 5.4.9. Gospodarka sorbentami ......................................................................................... 31 5.4.10. Instalacja usuwania dwutlenku węgla ze spalin .................................................. 32 5.4.11. Gospodarka odpadami paleniskowymi nowego bloku ......................................... 34 5.4.12. System zaopatrzenia w wodę technologiczną....................................................... 34 5.4.13. Źródła powstawania ścieków i system gospodarki ściekami ............................... 34 5.5. PRZEWIDYWANE RODZAJE I WIELKOŚCI EMISJI ZWIĄZANE Z EKSPLOATACJĄ NOWEGO BLOKU ENERGETYCZNEGO ............................................................................................ 37 5.5.1. Emisje do powietrza ............................................................................................... 37 5.5.2. Wytwarzanie ścieków ............................................................................................. 39 5.5.3. Wytwarzanie odpadów ........................................................................................... 40 5.5.4. Emisja hałasu ......................................................................................................... 41 5.5.5. Promieniowanie elektromagnetyczne..................................................................... 41 5.6. WYKORZYSTANIE ZASOBÓW ŚRODOWISKA .................................................................... 42 5.6.1. Woda....................................................................................................................... 42 5.6.2. Kopaliny ................................................................................................................. 43 5.7. PRZEWIDYWANE ODDZIAŁYWANIE EMISJI NA ŚRODOWISKO ........................................... 44 5.7.1. Oddziaływanie na powietrze atmosferyczne .......................................................... 44 5.7.2. Wpływ chłodni kominowych na klimat lokalny ...................................................... 49 5.7.3. Oddziaływanie na wody powierzchniowe .............................................................. 51 5.7.4. Wpływ na wody podziemne .................................................................................... 52 5.7.5. Oddziaływanie emisji hałasu.................................................................................. 53 5.7.6. Oddziaływanie na środowisko gospodarki odpadami............................................ 55 5.7.7. Oddziaływanie promieniowania elektromagnetycznego........................................ 55 5.8. PRZEWIDYWANE ODDZIAŁYWANIE TRANSGRANICZNE INSTALACJI NOWEGO BLOKU ...... 56 5.9. DZIAŁANIA I ŚRODKI TECHNICZNE MAJĄCE NA CELU ZAPOBIEGANIE LUB OGRANICZANIE EMISJI ORAZ ODDZIAŁYWANIA NA ŚRODOWISKO .......................................................... 56 5.10. PRACA NOWEGO BLOKU ENERGETYCZNEGO W WARUNKACH ODBIEGAJĄCYCH OD NORMALNYCH .............................................................................................................. 56 5.11. MONITOROWANIE PROCESÓW TECHNOLOGICZNYCH ISTOTNYCH Z PUNKTU WYMAGAŃ OCHRONY ŚRODOWISKA I WIELKOŚCI EMISJI ................................................................. 57 5.12. PROPONOWANE SPOSOBY ZAPOBIEGANIA WYSTĘPOWANIU I OGRANICZANIA SKUTKÓW AWARII ......................................................................................................................... 57 5.13. PORÓWNANIE PROPONOWANEJ TECHNIKI Z NAJLEPSZYMI DOSTĘPNYMI TECHNIKAMI .. 58 5.14. PRZEWIDYWANE SPOSOBY ZAPOBIEGANIA EMISJOM SUBSTANCJI POWODUJĄCYCH RYZYKO DO GLEBY, ZIEMI I WÓD GRUNTOWYCH ORAZ SPOSOBY I CZĘSTOTLIWOŚĆ WYKONYWANIA BADAŃ ZANIECZYSZCZENIA GLEBY, ZIEMI I WÓD GRUNTOWYCH........ 59 5.15. KWALIFIKACJA ZAKŁADU ZE WZGLĘDU NA MOŻLIWOŚĆ WYSTĄPIENIA POWAŻNEJ AWARII PRZEMYSŁOWEJ ............................................................................................... 59 5.16. OCENA STANU TECHNICZNEGO INSTALACJI .................................................................. 60 6. WNIOSKOWANE ZMIANY W POZWOLENIU ZINTEGROWANYM - DECYZJA PZ 220/2014 ze zmianami .......................................................................................................................................62 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 1. WSTĘP 1.1. Przedmiot i zakres opracowania Przedmiotem opracowania jest dokumentacja stanowiąca wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji do spalania paliw o nominalnej mocy nie mniejszej niż 50 MWt zlokalizowanej w PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia TURÓW w Bogatyni. Podstawą do weryfikacji decyzji jest planowana zmiana w sposobie funkcjonowania instalacji objętej pozwoleniem zintegrowanym wynikająca z budowy nowego bloku energetycznego o mocy 450 MWe. Zgodnie z art. 214 ust. 4 ustawy Prawo ochrony środowiska wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego powinien zawierać informacje, o których mowa w art. 184 i art. 211, mające związek z planowanymi zmianami w instalacji. 1.2. Przesłanki wniosku o zmianę pozwolenia zintegrowanego Zmiany w instalacji wynikające z uruchomienia i eksploatacji nowego bloku energetycznego wpłyną na warunki korzystania ze środowiska w zakresie: - emisji substancji do powietrza, - emisji hałasu, - gospodarki wodno-ściekowej, - gospodarki odpadami. W świetle treści art. 214 ust. 3 ustawy Prawo ochrony środowiska planowaną zmianę w instalacji należy uznać za istotną, gdyż zwiększona skala działalności wynikająca z tej zmiany sama w sobie kwalifikuje ją jako instalację mogącą powodować znaczne zanieczyszczenie poszczególnych elementów przyrodniczych albo środowiska jako całości zgodnie z rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 27 sierpnia 2014 roku w sprawie rodzajów instalacji mogących powodować znaczne zanieczyszczenie poszczególnych elementów przyrodniczych albo środowiska jako całości (Dz.U.2014.1169). Dla budowy nowego bloku energetycznego, po przeprowadzeniu postępowania w sprawie oceny oddziaływania na środowisko, Burmistrz Miasta i Gminy Bogatynia ustalił środowiskowe uwarunkowania przedsięwzięcia - decyzja znak BZI.IOP.6220.18.2013 z dnia 18 października 2013 roku. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 1 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 2. INFORMACJE OGÓLNE O WNIOSKODAWCY I INSTALACJI 2.1. Wnioskodawca i prowadzący instalację Wnioskodawca PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. 97-400 Bełchatów, ul. Węglowa 5 NIP REGON Sąd Rejestrowy 769-050-24-95 000560207 Sąd Rejonowy dla Łodzi-Śródmieścia w Łodzi, XX Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego, nr KRS 0000032334 Prowadzący instalację PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. 97-400 Bełchatów, ul. Węglowa 5 2.2. Lokalizacja instalacji Wniosek o wydanie pozwolenia zintegrowanego dotyczy PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia TURÓW w Bogatyni. Adres zakładu 59-916 Bogatynia ul. Młodych Energetyków 12 2.3. Tytuł prawny do instalacji Elektrownia TURÓW została powołana do życia z dniem 1 stycznia 1963 roku w Przedsiębiorstwie Państwowym Zakłady Energetyczne Okręgu Dolnośląskiego jako zakład pod nazwą Elektrownia TURÓW (zarządzenie Ministra Górnictwa i Energetyki nr 187 z dnia 31 grudnia 1962 roku). W roku 1989 Minister Przemysłu zarządzeniem nr 36/ORG/89 z dnia 16 stycznia 1989 roku utworzył z dniem 1 stycznia 1989 roku Przedsiębiorstwo Państwowe Elektrownia TURÓW w Bogatyni, które powstało na bazie zakładu Elektrownia TURÓW w wyniku podziału Przedsiębiorstwa Państwowego Zachodni Okręg Energetyczny. Minister Skarbu Państwa, działając w imieniu Skarbu Państwa, aktem komercjalizacji z dnia 16 grudnia 1999 roku (repertorium A nr 26074/99) skomercjalizował Przedsiębiorstwo Państwowe Elektrownia TURÓW przekształcając je w spółkę akcyjną pod nazwą Elektrownia TURÓW S.A., której jedynym akcjonariuszem był Skarb Państwa. W 2005 roku Elektrownia TURÓW S.A. weszła w skład Grupy BOT Górnictwo i Energetyka S.A. zmieniając nazwę na BOT Elektrownia TURÓW S.A. W roku 2008 w wyniku przekształceń własnościowych BOT Elektrownia TURÓW S.A. weszła w skład Polskiej Grupy Energetycznej S.A. zmieniając nazwę na PGE Elektrownia TURÓW S.A. (wpis w Krajowym Rejestrze Sądowym z dnia 8 września 2008 roku). W roku 2009 Polska Grupa Energetyczna S.A. ogłosiła plany konsolidacji i integracji grupy. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 2 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Efektem tych działań było połączenie z dniem 1 września 2010 roku trzynastu spółek Grupy Kapitałowej PGE z obszaru Energetyka Konwencjonalna. Skonsolidowana spółka przyjęła nazwę PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. i jest jednym z sześciu obszarów biznesowych wchodzących w skład Grupy Kapitałowej PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. Połączenie odbyło się na podstawie art. 492 §1 punkt 1 ksh (połączenie przez przejęcie) poprzez przeniesienie całego majątku spółek przejmowanych na rzecz spółki przejmującej PGE Elektrowni BEŁCHATÓW S.A. w zamian za akcje, które spółka przejmująca wydała dotychczasowym wspólnikom spółki przejmowanej. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. jako spółka przejmująca wstąpiła we wszystkie prawa i obowiązki spółek przejętych na podstawie art. 494 ksh. Jedną z trzynastu przejętych spółek była PGE Elektrownia TURÓW S.A. W wyniku przejęcia PGE Elektrownia TURÓW S.A. utraciła podmiotowość prawną i została oddziałem PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. 2.4. Charakter instalacji Instalację stanowi zawodowa elektrownia cieplna, kondensacyjna, z zamkniętym obiegiem wody chłodzącej z chłodniami kominowymi. Na jednostki energetyczne składa się sześć bloków energetycznych z kotłami fluidalnymi, dla których podstawowym paliwem jest węgiel brunatny. W kotłach spalana jest razem z węglem biomasa pochodzenia leśnego i rolnego. Spaliny z kotłów wyprowadzane są do atmosfery kominem sześcioprzewodowym o wysokości 150 m. Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 27 sierpnia 2014 roku w sprawie rodzajów instalacji mogących powodować znaczne zanieczyszczenie poszczególnych elementów przyrodniczych albo środowiska jako całości (Dz.U.2014.1169), instalacja Elektrowni TURÓW należy do kategorii „Instalacje do wytwarzania energii i paliw - do spalania paliw o mocy nominalnej nie mniejszej niż 50 MWt”, czyli do instalacji, których prowadzenie wymaga pozwolenia zintegrowanego. Zgodnie z Dyrektywą Rady z dnia 24 września 1996 roku 96/61/WE w sprawie zintegrowanego zapobiegania i kontroli zanieczyszczeń (IPPC), Elektrownia TURÓW została zakwalifikowana do instalacji istniejących - przez instalację istniejącą rozumie się instalację, dla której pozwolenie na budowę zostało wydane przed dniem 1 października 2001 roku, a której użytkowanie rozpoczęto się nie później niż do dnia 30 czerwca 2003 roku. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 3 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 2.5. Rodzaje działalności podstawowej i pozostałej W wypisie z Krajowego Rejestru Sądowego dla podmiotu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. będącego wnioskodawcą i posiadającego tytuł prawny do instalacji w rubryce „Przedmiot działalności” figuruje 10 pozycji: Ø przedmiot przeważającej działalności przedsiębiorcy: 1) wytwarzanie energii elektrycznej, Ø przedmioty pozostałej działalności przedsiębiorcy: 2) przesyłanie energii elektrycznej, 3) dystrybucja energii elektrycznej, 4) handel energią elektryczną, 5) wytwarzanie i zaopatrywanie w parę wodną, gorącą wodę i powietrze do układów klimatyzacyjnych, 6) wydobywanie węgla brunatnego (lignitu), 7) wydobywanie kamieni ozdobnych oraz kamienia dla potrzeb budownictwa, skał wapiennych, gipsu, kredy i łupków, 8) wydobywanie żwiru i piasku; wydobywanie gliny i kaolinu, 9) pozostałe górnictwo i wydobywanie, gdzie indziej niesklasyfikowane, 10) działalność usługowa wspomagająca pozostałe górnictwo i wydobywanie. Dla działalności prowadzonej w Elektrowni TURÓW charakterystyczne są: - wytwarzanie energii elektrycznej - działalność podstawowa, - wytwarzanie i zaopatrywanie w parę wodną, gorącą wodę i powietrze do układów klimatyzacyjnych. Poza produkcją energii elektrycznej PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia TURÓW w Bogatyni prowadzi działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji ciepła na terenie miasta i gminy Bogatynia na podstawie udzielonych przez Prezesa URE koncesji z dnia 12 października 1998 roku na: - wytwarzanie ciepła - nr WCC/254/1249/U/OT-4/98/WL ze zmianami, - przesyłanie i dystrybucję ciepła - nr PCC/267/1249/U/OT-4/98/WL ze zmianami. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 4 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 3. OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA INSTALACJI - STAN ISTNIEJĄCY Pozwoleniem zintegrowanym objęta jest instalacja podstawowa (instalacja do spalania paliw o nominalnej mocy cieplnej wprowadzanej w paliwie nie mniejszej niż 50 MWt) oraz dwie instalacje nie kwalifikujące się do instalacji IPPC - zakładowa oczyszczalnia ścieków sanitarnych i przemiałownia kamienia wapiennego, w której produkowana jest mączka kamienia wapiennego do kotłów fluidalnych, a w przyszłości również sorbent dla instalacji mokrego odsiarczania spalin. Całość działalności elektrowni można ująć w następujących obszarach: - podstawowy ciąg produkcyjny - wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, - gospodarka wodna, - gospodarka ściekami, - gospodarka odpadami, - gospodarka olejowa, - produkcja sorbentu. 3.1. Podstawowy ciąg produkcyjny Produkcja energii elektrycznej w 2014 roku w Elektrowni TURÓW wyniosła 8,97 TWh netto, a jej udział w rynku ogólnokrajowym osiągnął poziom 5,54 % (produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła 156,6 TWh). Moc cieplna źródła ciepła wynosi brutto 219 MW, wykorzystanie mocy cieplnej źródła ciepła w 2014 roku osiągnęło poziom 18,78 MW. 3.1.1. Nawęglanie Dostawa podstawowego paliwa do Elektrowni TURÓW, tj. węgla brunatnego z sąsiadującej z elektrownią Kopalni Węgla Brunatnego TURÓW, odbywa się za pośrednictwem dwóch przenośników taśmowych do zasobnika szczelinowego zlokalizowanego na terenie elektrowni. Z zasobnika szczelinowego węgiel podawany jest do kotłów fluidalnych trzema galeriami przenośników. 3.1.2. Dostawa, magazynowanie i transport biomasy Ponieważ wprowadzanie paliwa biomasowego przeprowadzano dwuetapowo (w pierwszym etapie dla bloków 5 i 6, w drugim etapie dla bloków 1-4), funkcjonują dwie niezależne instalacje magazynowania i transportu biomasy do układu nawęglania. Dla obydwóch instalacji dostawa, magazynowanie i transport biomasy przebiegają identycznie. Jedyna Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 5 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 zasadnicza różnica polega na tym, że dla bloków 1-4 biopaliwo dostarczane jest wyłącznie w postaci peletów, natomiast dla bloków 5, 6 biomasa może być dostarczana w różnej postaci. Biomasa dostarczana jest na place składowe na terenie elektrowni transportem samochodowym (samochody samowyładowcze z ruchomą podłogą lub wywrotki). Z placów składów układem przenośników taśmowych transportowana jest do galerii nawęglania, gdzie podawana jest bezpośrednio na przenośniki nawęglania poszczególnych kotłów. Cały proces transportu i podawania biomasy jest zautomatyzowany. Wydajność przenośników dozujących biomasę jest automatycznie regulowana poprzez system komputerowy, który analizuje pomiary strumieni masowych węgla na przenośnikach węglowych prowadzone przez wagi elektroniczne oraz pomiary strumienia biomasy prowadzone przez wagi wagoprzenośników. System ten pozwala na utrzymanie zadanej procentowej zawartości biopaliwa w mieszance paliwowej z węglem. 3.1.3. Kotły energetyczne Elektrownia wyposażona jest w sześć bloków energetycznych o łącznej mocy elektrycznej osiągalnej 1488 MW. Bloki 1-3 współpracują z kotłami fluidalnymi CFB 670 - producent Foster Wheeler: moc elektryczna 235 MWe wydajność wytwarzania pary 667 Mg/h Bloki 4-6 współpracują z kotłami fluidalnymi CFB OF 697 KOMPAKT - producent Foster Wheeler Energia Oy i Foster Wheeler Energia Polska: moc elektryczna 261 MWe wydajność wytwarzania pary 704 Mg/h Kotły bloków 4-6 posiadają nieco nowocześniejszą konstrukcję niż kotły bloków 1-3. W tradycyjnym kotle fluidalnym CFB (bloki 1-3) oddzielanie części stałych od gazu, w celu zawrócenia ich z powrotem do dolnej części paleniska, odbywa się w separatorze, którym jest cyklon na zewnątrz paleniska. W kotle typu KOMPAKT (bloki 4-6) cyklon został zastąpiony separatorem zintegrowanym z paleniskiem w jeden zespół. Jako materiał inertny złoża w kotłach zastosowano zmielony kamień wapienny, co pozwala na jednoczesne spalanie węgla i odsiarczanie spalin. Do rozpalania kotłów służą palniki zasilane olejem opałowym ciężkim (mazutem). Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 6 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 3.1.4. Instalacja oleju opałowego Olej opałowy ciężki (mazut) spalany jest w stanach nieustalonych pracy kotłów, tj. podczas rozruchów oraz w stanach stabilizacji parametrów pracy. Do Elektrowni TURÓW olej opałowy dostarczany jest wagonami-cysternami, z których rozładowywany jest bezpośrednio do wolnostojących zbiorników cylindrycznych. Po podgrzaniu (bezpośrednio w zbiornikach magazynowych) mazut spływa grawitacyjnie do kolektorów w pompowni. Pompy zasilające mazutem instalacje kotłów fluidalnych mają zabudowane układy regulacji ciśnienia na tłoczeniu, pozwalające na prawidłową pracę palników. 3.1.5. Odpopielanie Kotły fluidalne posiadają dwa systemy odprowadzania popiołu - popiołu dennego i popiołu lotnego. Gruboziarnisty popiół denny odbierany jest w sposób mechaniczny z dolnej części komory paleniskowej i poprzez chłodnice śrubowe, system przenośników zgrzebłowych i kubełkowych oraz kruszarki kierowany jest do przykotłowych zbiorników popiołowych. Część popiołu dennego z przykotłowych zbiorników popiołowych po wysegregowaniu zawracana jest (poprzez zbiorniki złoża - bloki 4-6) do kotłów w celu regulacji ilości materiału w złożu, natomiast pozostała część kierowana jest do zbiorników retencyjnych. Również popiół lotny spod lejów elektrofiltrów przesyłany jest rurociągami pyłowopowietrznymi do zbiorników retencyjnych. Istnieje możliwość (z pierwszej strefy elektrofiltrów - bloki 4-6) przesyłu popiołu do zbiorników przykotłowych w celu wykorzystania jako materiał złoża fluidalnego. Ze zbiorników przykotłowych popiół jest przesyłany rurociągami pyłowo-powietrznymi do zbiorników retencyjnych, a ze zbiorników retencyjnych obudowanymi przenośnikami taśmowymi do wyrobiska Kopalni TURÓW. 3.1.6. Odpylanie spalin Na wszystkich blokach energetycznych odpylanie spalin następuje w elektrofiltrach. W trakcie rekonstrukcji bloków 1-6 (w latach 1995-2004) nastąpiła wymiana elektrofiltrów na nowe, wysokoskuteczne (pomiary gwarancyjne wykazały skuteczności odpylania wyższe od 99,9 %). 3.1.7. Wyprowadzanie spalin Bloki 1-6 podłączone są do komina sześcioprzewodowego o wysokości 150 m. Średnica wewnętrzna przewodów kominowych bloków 1-3 wynosi 5 m. Przewody kominowe bloków 4-6 są obecnie wymieniane, co jest związane z budową i uruchomieniem od 1 stycznia 2016 Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 7 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 roku instalacji odsiarczania spalin na tych blokach. Odsiarczane będzie prowadzone mokrą metodą wapienną z mokrym kominem, w związku z tym ceramiczne przewody kominowe są wymienione na przewody z tworzywa sztucznego. Wewnętrzna średnica wylotowa ulegnie zwiększeniu z 5,0 m do 5,3 m. 3.1.8. Turbozespoły Turbozespół tworzą turbina parowa i generator synchroniczny prądu przemiennego. W Elektrowni TURÓW zainstalowane są dwa rodzaje turbin. W czasie modernizacji elektrowni (1995-2004) turbiny typu PWK­200 produkcji radzieckiej zostały zastąpione na blokach 1-3 turbinami 13CK230 oraz na blokach 4-6 turbinami 16K260. Bloki 1-6 posiadają generatory typu 50WT20H-100 przeznaczone do współpracy z turbiną parową za pośrednictwem sztywnego sprzęgła. Rdzeń i wirnik generatora chłodzone są wodorem, którym wypełniony jest hermetyczny stojan. Obieg wodoru znajdującego się wewnątrz stojana zapewniają wentylatory osadzone z obu stron wirnika. Nagrzany wodór chłodzony jest chłodnicami wodnymi zabudowanymi w tarczach czołowych stojana generatora. 3.2. Gospodarka wodna Główne źródła zapotrzebowania wody w Elektrowni TURÓW stanowią: ­ zamknięty układ chłodzenia, ­ układ kotłowy, ­ układ ciepłowniczy, ­ instalacje odazotowania i odsiarczania spalin, ­ układ transportu popiołu, ­ instalacja wody p.poż., ­ instalacja wody pitnej i gospodarczej. Odazotowanie spalin prowadzone jest metodą selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR) z wykorzystaniem mocznika. Do przygotowania roztworu mocznika stosuje się wodę zdemineralizowaną (taką samą jak w obiegu kotłowym) przygotowywaną w Stacji Uzdatniania Wody. W instalacji odsiarczania spalin 99 % zużywanej wody jest to woda procesowa służąca do przygotowania roztworu sorpcyjnego (zawiesina mączki kamienia wapiennego) i zasilająca węzeł odwadniania gipsu. Woda procesowa pobierana jest z węzła wody surowej elektrowni. Około 1 % wody jest zużywane do nasycania i chłodzenia powietrza technologicznego. Dla Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 8 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 tych celów wykorzystuje się wodę zdemineralizowaną. W 2016 roku zostanie uruchomiona instalacja odsiarczania spalin na blokach 4-6. Do nawilżania odpadów paleniskowych na wyjściu ze zbiorników retencyjnych (mieszalniki Mannesmanna) wykorzystywana jest woda pochłodnicza odprowadzana z głównego obiegu chłodniczego jako odsalanie obiegu. Do zraszania odpadów paleniskowych transportowanych przenośnikami taśmowymi oraz do zasilania układu zraszania na placu buforowym wykorzystywane są wody nadosadowe z osadników popiołowych OP-I, OP-II. Instalacja wody p.poż. zasilana jest z węzła wody surowej elektrowni. Do zmywania kotłowni i obiektów odpopielenia wykorzystywana jest woda pochłodnicza odprowadzana z głównego obiegu chłodniczego jako odsalanie obiegu. Zapotrzebowanie na wodę pitną pokrywane jest z miejskiej sieci wodociągowej. Schemat blokowy gospodarki wodno-ściekowej elektrowni przedstawia rysunek 1. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 9 Rysunek 1. Schemat blokowy gospodarki wodno-ściekowej w Elektrowni TURÓW strona 10 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Woda powierzchniowa pobierana jest w celach technologicznych, tj. do uzupełnienia obiegu chłodzącego, kotłowego i ciepłowniczego, do instalacji odazotowania spalin (przygotowanie roztworu mocznika), instalacji odsiarczania spalin (przygotowanie roztworu sorpcyjnego) oraz przeciwpożarowych. Część pobieranej surowej wody powierzchniowej dostarczana jest Bogatyńskim Wodociągom i Oczyszczalni S.A. z przeznaczeniem do uzdatnienia celem zaopatrzenia ludności w wodę wykorzystywaną do spożycia. Ponieważ woda powierzchniowa jest pobierana nie tylko na wyłączne potrzeby instalacji wymagającej pozwolenia zintegrowanego, warunki poboru wody ustalone zostały w odrębnej decyzji administracyjnej. System wodny elektrowni opiera się na zasobach wodnych dwóch rzek - Witki i Nysy Łużyckiej (rysunek 2). System magazynowania wody tworzą zbiorniki wodne: Ø zbiornik Witka na rzece Witce, Ø zbiornik Zatonie (główne zasilanie zbiornika stanowi woda przepompowywana ze zbiornika Witka), Ø zbiornik wyrównania dobowego przy Elektrowni TURÓW (główne zasilanie zbiornika stanowi woda przepompowywana ze zbiornika Witka). Podstawowym źródłem zasilania w wodę Elektrowni TURÓW jest zbiornik Witka. Ujęcie zlokalizowane na Nysie Łużyckiej (pompownia Nysa) jest ujęciem rezerwowym na wypadek awarii ujęcia na zbiorniku Witka lub awarii rurociągu przesyłającego wodę ze zbiornika Witka do Elektrowni TURÓW. Pompownia Nysa może być zasilana również wodą z układu odwodnienia Kopalni TURÓW, tj. z rurociągu, którym odprowadzane są do Nysy Łużyckiej wody głębinowe pochodzące z rejonu tzw. szybika nad Nysą. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 11 Rysunek 2. Schemat poboru i transportu wody przemysłowej dla Elektrowni TURÓW strona 12 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 3.2.1. Układ chłodzenia 3.2.1.1. Układ chłodzenia urządzeń Woda do chłodzenia urządzeń krąży w dwóch obiegach - głównym i pomocniczym. 1) Główny obieg wody chłodzącej służy do chłodzenia skraplaczy bloków energetycznych. Czynnikiem chłodzącym jest tzw. woda surowa, czyli woda ze zbiornika Witka nie poddawana żadnym procesom oczyszczania czy uzdatniania, gdyż posiada parametry fizykochemiczne wymagane dla zasilania układu chłodzącego. Układ chłodzenia może być uzupełniany wodą z odwodnienia wgłębnego Kopalni TURÓW, która również nie wymaga oczyszczania czy uzdatniania. Natomiast w przypadku zasilania z ujęcia awaryjnego na Nysie Łużyckiej woda jest uzdatniana w uzdatnialni Nysa. Główny obieg wody chłodzącej elektrowni jest układem kolektorowym, pracującym w oparciu zespół chłodni kominowych połączonych ze sobą kanałami i rurociągami. Każdy blok wyposażony jest w pompy wody chłodzącej, które tłoczą wodę z kanałów wody powrotnej z chłodni poprzez skraplacze do układu rurociągów wody zasilającej chłodnie. 2) Pomocniczy obieg wody chłodzącej (obieg wody ruchowej) tworzą układy chłodzenia urządzeń w budynku głównym (w maszynowni), tj. urządzeń pomocniczych każdego z bloków (urządzeń turbogeneratora, transformatora blokowego, pomp zasilających i kondensatu, chłodnic oleju turbinowego) oraz urządzeń w centralnej sprężarkowni na terenie głównym elektrowni i w dwóch sprężarkowniach na terenie przemiałowni kamienia wapiennego. Czynnikiem chłodzącym jest woda zdemineralizowana, która krąży w zamkniętych układach chłodzenia, natomiast schładzana jest w chłodnicach pośrednich wodą z głównego obiegu chłodzenia bez kontaktu i mieszania się. 3.2.1.2. Zewnętrzny układ chłodzenia Zewnętrzny układ chłodzenia jest to układ do schładzania wody chłodzącej urządzeń bloków energetycznych i sprężarkowni, czyli zasilającej główny i pomocniczy obieg wody chłodzącej. Podstawowe elementy zewnętrznego układu chłodzenia to chłodnie kominowe, rurociągi tłoczne doprowadzające wodę ciepłą do chłodni oraz kanały ssące wody chłodzącej, które wyprowadzają wodę ochłodzoną w chłodni na ssanie pomp na bloku energetycznym. W układzie pracuje pięć chłodni kominowych różniących się między sobą konstrukcją urządzeń wewnętrznych oraz posiadających różne wydajności. Są to chłodnie hiperboloidalne, przeciwprądowe o zraszalnikach ociekowych. Schładzanie wody chłodzącej prowadzi się w chłodniach kominowych poprzez bezpośredni kontakt i wymianę ciepła z Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 13 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 powietrzem atmosferycznym. Taki sposób schładzania skutkuje znacznymi ubytkami wody chłodzącej poprzez unoszenie do atmosfery z chłodni kominowych razem z powietrzem pary wodnej oraz mgły wodnej, czyli bardzo drobnych kropel wody, których nie są już w stanie zatrzymać stosowane w chłodniach systemy odkraplania. Odparowywanie wody prowadzi do wzrostu stężenia (zatężania) substancji chemicznych (głównie soli) w wodzie chłodzącej. Aby nie dopuścić do nadmiernego wzrostu stężenia soli systematycznie wyprowadza się część wody z układu chłodzenia i uzupełnia się go wodą z zewnętrznego układu wody surowej. 3.2.1.3. Zewnętrzny układ wody surowej Zewnętrzny układ wody surowej tworzą zbiornik Witka w Niedowie, zbiornik wyrównania dobowego i rezerwowy zbiornik Zatonie oraz pompownia Witka, rurociągi doprowadzające wodę ze zbiornika Witka do zbiornika wyrównania dobowego i zbiornika Zatonie, rurociągi doprowadzające wodę ze zbiorników do elektrowni (rysunek 2) oraz system rurociągów na terenie elektrowni doprowadzających wodę do poszczególnych urządzeń i instalacji (Stacja Uzdatniania Wody, hydrofornia, pompy wody ruchowej, instalacji p.poż.). 3.2.1.4. Uzdatnialnia Nysa Uzdatnialnia Nysa spełnia w układzie wodnym dwojaką rolę. Może służyć jako uzdatnialnia wody z Nysy Łużyckiej dla układu wody surowej lub jako uzdatnialnia wody pochłodniczej pochodzącej z układu chłodzącego. W przypadku uzdatniania wody z Nysy Łużyckiej uzdatnialnia zasilana jest jedną z pomp pompowni Nysa. Woda po oczyszczeniu podawana jest do układu wody surowej. Drugim wariantem pracy uzdatnialni jest bocznikowe oczyszczanie wody pochodzącej z układu chłodzącego, która po oczyszczeniu wraca do obiegu chłodni kominowych. W tym przypadku nie ma możliwości równoczesnego podawania wody z Nysy Łużyckiej. Ze względu na wystarczające zasoby wody pobieranej ze zbiornika Witka uzdatnialnia Nysa praktycznie nie jest eksploatowana. Ostatni raz została wykorzystana w 2010 roku po powodzi, podczas której zniszczeniu uległa zapora na Witce i przez okres kilku miesięcy do czasu wybudowania grodzy i spiętrzenia wody w zbiorniku nie można było eksploatować tego ujęcia. W tym czasie elektrownia korzystała z zasobów zbiornika Zatonie uzupełniając zapotrzebowanie na wodę w nieznacznym stopniu z ujęcia na Nysie Łużyckiej. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 14 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 3.2.2. Obieg kotłowy Obieg kotłowy tworzy układ wody i pary. Jego zadaniem jest wytworzenie pary napędzającej turbinę generatora, wykorzystanie w maksymalnie możliwym stopniu energii i ciepła pary, następnie skroplenie pary i zawrócenie jej w postaci kondensatu do zbiorników wody zasilającej obieg. Ubytki w układzie technologicznym para-woda uzupełnia się poprzez odpowiednie układy dozujące i regulujące wodą zdemineralizowaną przygotowywaną w Stacji Uzdatniania Wody. Ubytki wynikają z zasilania kolektorów zewnętrznych parą technologiczną, zasilania urządzeń pomocniczych, tj. palników mazutowych, parowych podgrzewaczy powietrza oraz członu ciepłowniczego. 3.2.3. Obieg ciepłowniczy Układ ciepłowniczy zasilany jest wodą potechnologiczną (z obiegu kotłowego), która specjalnie w tym celu jest zbierana ze wszystkich bloków i gromadzona w zbiorniku technologicznym. Ta ilość wody zabezpiecza straty związane z ubytkami wynikającymi z nieszczelności układu ciepłowniczego oraz poremontowych zrzutów wody z instalacji. W przypadku zapotrzebowania przekraczającego zebraną ilość wody, sieć ciepłowniczą zasila się wodą zdemineralizowaną przygotowaną dla obiegu kotłowego. 3.3. Gospodarka ściekami 3.3.1. Systemy kanalizacji Ø Kolektory ścieków A, B, C - zbierają ścieki przemysłowe, wody opadowe i roztopowe z terenu elektrowni i odprowadzają do oczyszczalni ścieków przemysłowych. Oczyszczone ścieki wprowadzane są do odcinka kolektora A poniżej oczyszczalni OŚP i kierowane do Miedzianki. Pozostałe kolektory również posiadają wyprowadzenie do Miedzianki, lecz nie odprowadzają ścieków - wyjątek stanowią sytuacje występowania deszczy nawalnych, gdy kolektorami A i C może być odprowadzany nadmiar wód opadowych, których ilości nie jest w stanie przejąć OŚP. Ø System odprowadzania ścieków z osadników popiołowych do Potoku Ochota. Ø System odprowadzania ścieków z Zakładu Produkcji Sorbentu do osadników popiołowych OP-I, OP-II. Schemat technologiczny systemu gospodarki ściekowej w elektrowni przedstawia rysunek 3. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 15 Rysunek 3. Schemat technologiczny systemu gospodarki ściekowej w Elektrowni TURÓW strona 16 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 3.3.2. Urządzenia do oczyszczania i zagospodarowywania ścieków 3.3.2.1. Oczyszczalnia Ścieków Przemysłowych Oczyszczalnia Ścieków Przemysłowych jest oczyszczalnią mechaniczno-chemiczną, w której sedymentacja zawiesin wspomagana jest procesem koagulacji, alkalizacji i flokulacji ścieków. Do podstawowych zadań tej oczyszczalni należy: Ø oczyszczanie ścieków ogólno-przemysłowych do stanu i składu dopuszczalnego ustalonego w pozwoleniu, Ø zatrzymanie awaryjnych wycieków substancji zawierających węglowodory ropopochodne. 3.3.2.2. Pompownie na kolektorach A i C Zadaniem pompowni PSP A oraz PSP C (rysunek 3) jest przejęcie ścieków spływających kolektorami i skierowanie ich do Oczyszczalni Ścieków Przemysłowych. W ten sposób wyeliminowany został bezpośredni zrzut nieoczyszczonych ścieków z kolektorów A i C do Miedzianki. 3.3.2.3. Instalacja neutralizacji ścieków z demineralizacji wody i chemicznego oczyszczania kotłów Ścieki chemiczne ze Stacji Uzdatniania Wody (w tym z magazynu kwasu siarkowego i ługu sodowego) oraz z chemicznego czyszczenia kotłów są kierowane do neutralizatora ścieków. Z uwagi na niejednoczesne prowadzenie regeneracji kwasowych i ługowych uśrednia się zebrane ścieki wykorzystując w tym celu dużą pojemność komór do neutralizacji. Ścieki po odpowiednim uśrednieniu i wymieszaniu w jednym ze zbiorników neutralizatora poddawane są procesowi neutralizacji w celu uzyskania prawidłowego odczynu w zakresie pH 6,5-9. Ścieki z neutralizatora przetłacza się na kwatery popiołowe OP-I, OP-II. 3.3.2.4. Odtłuszczacze i separatory koalescencyjne Przy obiektach, z których istnieje możliwość przedostania się do kanalizacji substancji zawierających węglowodory ropopochodne zabudowane są odtłuszczacze lub separatory koalescencyjne. Obiektami tymi są mazutownia i magazyn gospodarki olejowej. Do przejęcia awaryjnego zrzutu oleju na blokach energetycznych 1-6 służy „pomieszczenie olejowe” o pojemności około 50 m3 na każdym bloku. 3.3.2.5. Oczyszczalnia Ścieków Sanitarnych Zastosowana technologia oczyszczania ścieków sanitarnych bazuje na procesach oczyszczania mechanicznego oraz biologicznego realizowanego w oparciu o osad czynny Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 17 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 niskoobciążony. Ścieki poddawane są oczyszczaniu mechanicznemu w wyniku procesów cedzenia i sedymentacji, a następnie oczyszczaniu biologicznemu w dwóch reaktorach (z osadem czynnym) o działaniu cyklicznym typu SBR. Reaktory te służą do zintegrowanego usuwania węgla, azotu i fosforu. Technologia oczyszczania biologicznego oparta jest na metodzie osadu czynnego z równoczesną nitryfikacją, denitryfikacją i defosfatacją. Substancje biogenne (azot i fosfor) usuwane są ze ścieków metodami biologicznymi w procesach nitryfikacji, denitryfikacji i defosfatacji. Eliminację fosforu osiąga się utrzymując w układzie oczyszczania naprzemienne warunki beztlenowe i tlenowe. 3.3.2.6. Instalacja do likwidacji pylenia odpadów paleniskowych na taśmociągach transportowych i na placu buforowym Instalacja do zraszania odpadów paleniskowych na taśmociągach transportowych i placu buforowym składa się z: Ø pompowni zlokalizowanej na terenie Zakładu Produkcji Sorbentu zasilanej wodami nadosadowymi z osadników popiołowych OP-I, OP-II (podstawowe źródło zasilania układu zraszania), Ø pompowni zlokalizowanej w budynku wieży odpopielania III (rezerwowe ujęcie zasilane z Oczyszczalni Ścieków Przemysłowych), Ø instalacji tryskaczowych na przenośnikach popiołowych, Ø działek wodnych do zraszania placu buforowego. 3.4. Gospodarka odpadami paleniskowymi Głównym i dominującym źródłem powstawania odpadów w instalacji jest bezpośrednio proces wytwarzania energii elektrycznej, a konkretnie spalanie paliwa (węgiel brunatny, biomasa) w kotłach energetycznych. Produktem ubocznym spalania są odpady paleniskowe. Obecnie odpady paleniskowe stanowią 92 % wszystkich odpadów wytwarzanych w elektrowni. W najbliższych latach ich udział będzie utrzymywał się na podobnym poziomie. Wszystkie odpady powstające na terenie Elektrowni TURÓW są przekazywane uprawnionym odbiorcom w celu odzysku lub/i unieszkodliwiania. Odpady paleniskowe począwszy od maja 2009 roku przekazywane są Kopalni TURÓW, która prowadzi ich odzysk w procesie R5 na północnym zwałowisku wewnętrznym nadkładu w wyrobisku kopalnianym poprzez wspólne zwałowanie z nadkładem. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 18 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 3.5. Gospodarka olejowa Urządzenia gospodarki olejowej obejmują urządzenia gospodarki olejami turbinowym oraz izolacyjnym-transformatorowym. Olej turbinowy służy do smarowania, regulacji i uszczelniania turbogeneratora. Olej izolacyjny służy do napełniania transformatorów, prostowników oraz wyłączników olejowych. Dla oleju turbinowego i izolacyjnego wykonano całkowicie niezależne układy nie wiążące się ze sobą w celu łatwiejszej obsługi. Takie rozwiązanie pozwala na: Ø przyjęcie oleju nowego z cystern, Ø czyszczenie oleju świeżego i zanieczyszczonego, Ø napełnianie układu olejowego olejem świeżym i płucznym, Ø przyjęcie oleju zużytego lub zanieczyszczonego z układów olejowych, Ø załadunek cystern olejem przepracowanym. 3.6. Produkcja sorbentu Dla odsiarczania spalin w kotłach fluidalnych niezbędna jest mączka kamienia wapiennego, która przygotowywana jest w specjalnie do tego celu wybudowanej przemiałowni. Zakład Produkcji Sorbentu (przemiałownia kamienia wapiennego) zlokalizowany jest w bezpośrednim sąsiedztwie Elektrowni TURÓW. Teren zakładu i teren elektrowni rozdziela droga Zgorzelec-Bogatynia. Jednocześnie oba tereny są powiązane ze sobą ciągiem technologicznym biegnącym ponad drogą (transport mączki wapiennej) i liniami przesyłowymi mediów - rysunek 4. Przemiałownia posiada trzy linie technologiczne przemiału kamienia zlokalizowane w dwóch budynkach młynowni: - linie I i II w budynku młynowni nr 1, - nową linię III w budynku młynowni nr 2 oddaną do eksploatacji w 2013 roku. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 19 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni - streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Teren główny Elektrowni TURÓW Przemiałownia kamienia wapiennego Rysunek 4. Lokalizacja przemiałowni kamienia wapiennego (http://mapy.google.pl) Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 20 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 4. WYDAJNOŚĆ PRODUKCYJNA, RODZAJE, CHARAKTERYSTYKA, BILANS MASOWY MATERIAŁÓW, SUROWCÓW, PALIW, ENERGII I WODY 4.1. Podstawowe wskaźniki eksploatacyjne instalacji Poniżej w tabeli 1 przedstawiono rzeczywiste czasy pracy poszczególnych bloków energetycznych w okresie lat 2012-2014. W tabelach 2 i 3 zestawiono podstawowe wskaźniki techniczno-produkcyjne oraz wskaźniki zużycia energii, paliw oraz podstawowych surowców i materiałów uzyskane w 2014 roku. Tabela 1. Rzeczywiste czasy pracy bloków energetycznych w okresie lat 2012-2014 Numer bloku 1 2 3 4 5 6 Elektrownia (suma) Średnia dla bloku Czas pracy (godz.) 2012 2013 2014 7 796,2 7 639,8 7 041,2 6 936,0 7 261,5 7 253,4 7 220,0 7 825,0 7 131,0 7 769,7 7 449,7 5 367,7 6 877,3 8 163,5 7 017,5 8 208,5 8 032,4 7 932,0 44 807,7 46 371,9 41 742,8 7 468,0 7 728,7 6 957,13 Tabela 2. Podstawowe wskaźniki techniczno-produkcyjne uzyskane w 2014 roku Wyszczególnienie 1. Moc osiągalna 2. Produkcja energii elektrycznej ogółem 3. Sprzedaż energii elektrycznej do PSE S.A. Zużycie energii elektrycznej na potrzeby własne. Zużycie energii elektrycznej na produkcję ciepła. Sprzedaż energii elektrycznej do firm i KWB TURÓW. Zużycie energii elektrycznej na cele administracyjnogospodarcze elektrowni. Zużycie energii elektrycznej na potrzeby ogólne elektrowni. 4. Produkcja ciepła 5. Zużycie węgla brunatnego 6. Zużycie biomasy 7. Zużycie oleju opałowego ciężkiego (mazutu) Zużycie oleju opałowego lekkiego (Zakład Produkcji 8. Sorbentu) 9. Zużycie propanu technicznego 10. Zużycie sorbentu (mączka kamienia wapiennego) 11. Zużycie mocznika (roztwór 40 %) 12. Zużycie wody Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN Jednostka MW MWh MWh Ilość 1 488 8 968 045 7 700 827 MWh 951 070 GJ Mg Mg Mg 592 235 7 099 058 231 564 8 318 Mg 2 397 Mg Mg Mg m3 10,244 692 935 1 320 17 244 350 strona 21 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Tabela 3. Wskaźniki zużycia energii, podstawowych materiałów, surowców i paliw w 2014 roku Węgiel brunatny Biomasa Olej opałowy ciężki (mazut) Propan techniczny Sorbent (mączka kamienia wapiennego) Mg/MWh % kg/MWh kg/MWh Ilość według PZ 220/2014 1,00 do 10 2,0 0,0013 kg/MWh 85,0 78,0 6. Mocznik (roztwór 40 %) kg/MWh 5,32 (bloki 1-3) 7,79 (bloki 4-6) 0,15 7. 8. Woda Energia elektryczna m3/MWh MWh/MWh 2,4 0,13 1,92 0,011 Wyszczególnienie 1. 2. 3. 4. 5. Jednostka Ilość w 2014 roku 0,79 3,26 0,93 0,0011 4.2. Informacja o stosowanych paliwach Węgiel brunatny Coroczne ustalenia pomiędzy KWB TURÓW i Elektrownią TURÓW na dostawę węgla określają jego wymaganą jakość. Dla dostaw w 2014 rok przyjęto następujące bazowe parametry węgla brunatnego: wartość opałowa Qb 10 612 kJ/kg zawartość siarki palnej Sb 0,73 % zawartość popiołu Ab 17,7 % Rzeczywiste parametry w roku 2014 uzyskały następujące wartości średnie: wartość opałowa Q 10 668 kJ/kg zawartość siarki palnej S 0,80 % zawartość popiołu A 16,4 % Biomasa Przyjęto, iż w Elektrowni TURÓW spalane będą następujące rodzaje biomasy: Ø pochodzenia leśnego (zrębki z odpadów drzewnych i kory), Ø pochodzenia rolniczego: - zrębki z upraw roślin energetycznych (wierzby), - słoma przetworzona w pelety, - słoma przetworzona w brykiety. Dla bloków 1-4 biomasa podawana jest tylko w postaci peletów. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 22 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Olej opałowy ciężki (mazut) Podstawowym paliwem instalacji olejowej zabudowanej na kotłach jest olej opałowy ciężki gatunku C3 kwalifikowany według normy PN-C-96024:2011 - Przetwory naftowe - Oleje opałowe. Obecnie dostawcą oleju opałowego ciężkiego RG 3 jest Grupa PKN ORLEN S.A. Zgodnie z informacją producenta olej opałowy RG 3 ma zastosowanie jako paliwo (z czynnikiem rozpylającym) do palników przemysłowych. Olej opałowy lekki W procesie przemiału kamienia wapiennego prowadzonym w Zakładzie Produkcji Sorbentu spala się olej opałowy w celu uzyskania gorących spalin, które po zmieszaniu z powietrzem są wprowadzane do komory młyna kamienia wapiennego. Powietrze odbierane jest z cyklonu technologicznego przez wentylator obiegowy, po czym przechodzi przez komorę, w której miesza się z gorącymi spalinami uzyskiwanymi ze spalania oleju opałowego, a następnie wtłaczane jest do komory młyna. Palniki olejowe zasilane są olejem opałowym lekkim L1 kwalifikowanym według normy PN-C-96024:2011 - Przetwory naftowe - Oleje opałowe. Gaz propan techniczny Propan techniczny używany jest do rozpalania palników olejowych kotłów energetycznych. Wymagania dla gazów węglowodorowych określa norma PN-C-96008:1998 - Przetwory naftowe - Gazy węglowodorowe - Gazy skroplone C3-C4. Według Polskiej Normy propan techniczny nie powinien zawierać siarkowodoru, wody i amoniaku. 4.3. Substancje pomocnicze i woda Kamień wapienny Dla potrzeb odsiarczania spalin niezbędna jest mączka kamienia wapiennego przygotowywana w przemiałowni kamienia wapiennego, która stanowi sorbent dwutlenku siarki w kotłach fluidalnych. Oleje techniczne W procesie produkcyjnym wytwarzania energii elektrycznej stosuje się znaczne ilości olejów technicznych. Olej turbinowy służy do smarowania, regulacji i uszczelniania turbogeneratora. Olej izolacyjny służy do napełniania transformatorów, prostowników oraz wyłączników olejowych. Wykorzystywane są również oleje hydrauliczne, maszynowe, sprężarkowe, chłodzące przekładniowe i smarne. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 23 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Substancje chemiczne Substancje chemiczne stosowane są w następujących instalacjach i procesach technologicznych: - Oczyszczalnia Ścieków Przemysłowych, - Uzdatnialnia Wody Nysa, - Stacja Demineralizacji Wody, - instalacja neutralizacji ścieków z demineralizacji wody i chemicznego czyszczenia kotłów, - chemiczne czyszczenie kotłów (trawienie układów wodno-parowych kotłów), - uzdatnianie wody w układzie ciepłowniczym, obiegu kotłowym oraz dla instalacji odazotowania spalin. Woda przemysłowa Elektrownia TURÓW pobiera wodę powierzchniową dla celów technologicznych z następujących ujęć: - z ujęcia ze zbiornika na Witce, z którego zasilane są zbiornik technologiczny Zatonie oraz zbiornik wyrównania dobowego zlokalizowany przy elektrowni, - z awaryjnego ujęcia brzegowego nr 2 na Nysie Łużyckiej. Pompownia Nysa, która zasilana jest wodą z ujęcia brzegowego na Nysie Łużyckiej, może być zasilana również wodą z układu odwodnienia Kopalni TURÓW, tj. z rurociągu, którym odprowadzane są do Nysy Łużyckiej wody głębinowe pochodzące z rejonu tzw. szybika nad Nysą. Woda pitna Zapotrzebowanie na wodę pitną realizowane jest z miejskiej sieci wodociągowej. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 24 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5. NOWY BLOK ENERGETYCZNY 450 MWe 5.1. Przesłanki budowy nowego bloku energetycznego w Elektrowni TURÓW Zgodnie ze strategią Grupy Kapitałowej PGE przyjętą na lata 2014-2020 nadrzędnym celem jest budowa wartości dla akcjonariuszy. Strategia Grupy GK PGE zakłada cztery główne kierunki działań, które mają zapewnić wzrost jej wartości: 1) wzmocnienie pozycji lidera na rynku wytwarzania energii elektrycznej z najbardziej efektywnym, zdywersyfikowanym portfelem aktywów zapewniającym długoterminową przewagę konkurencyjną; 2) niezawodność dostaw oraz optymalny proces sprzedaży i obsługi klienta; 3) poprawa efektywności działania Grupy w kluczowych obszarach w oparciu o najlepsze branżowe standardy; 4) aktywne działania w celu identyfikacji i realizacji nowych inicjatyw rozwojowych ukierunkowanych na budowę wartości Grupy. Likwidacja starych bloków energetycznych 8-10 (proces likwidacji zakończono z dniem 31 grudnia 2013 roku) i zastąpienie ich nowym blokiem 450 MWe bardzo mocno wpisuje się w strategię rozwoju Polskiej Grupy Energetycznej S.A. Stanowi również istotny elementem strategii rozwoju Polski, której celem jest między innymi wypełnienie wymogów dyrektywy unijnej w sprawie emisji przemysłowych z dużych instalacji (IED). Budowa nowej jednostki wytwórczej w Elektrowni TURÓW to także część długofalowego programu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa, zgodnego z Polityką Energetyczną Kraju. Przedsięwzięcie jest istotne w skali regionalnej. Projektowany blok będzie wytwarzał energię elektryczną w oparciu o parametry nadkrytyczne, z wykorzystaniem specyficznych właściwości pary wodnej w wysokich temperaturach. Taki sposób wytwarzania energii ma relatywnie większą sprawność niż w eksploatowanych do końca 2013 roku starych blokach z kotłami pyłowymi. Oznacza to, że na jednostkę wytworzonej energii przypadnie mniejsze zużycie paliwa, a co za tym idzie mniejsze emisje zanieczyszczeń do środowiska. Odtworzenie mocy wytwórczych elektrowni zapewni utrzymanie poziomu zatrudnienia w kompleksie TURÓW perspektywie najbliższych trzydziestu lat. Zapewni również całkowitą eksploatację złoża węgla brunatnego i środki na rekultywację wyrobiska poeksploatacyjnego. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 25 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.2. Lokalizacja przedsięwzięcia Obiekty projektowanego bloku energetycznego zostaną zlokalizowane na zachód od istniejącego budynku głównego, w miejscu chłodni kominowych 7, 8, 9, które zostały wyburzone. Teren przeznaczony pod zabudowę kompleksu budynku głównego, chłodni kominowej oraz obiektów odprowadzania spalin i instalacji odsiarczania spalin (IOS) ograniczony jest od strony północnej i zachodniej skarpami, a od strony południowej i wschodniej torem kolejowym nr 319. Zajmuje głownie działki nr 1256 AM6 obręb Zatonie oraz nr 118/8 AM3 obręb Trzciniec, których funkcja w zatwierdzonym przez Radę Gminy i Miasta miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego (MPZP) miasta i gminy Bogatynia oznaczona jest symbolem PP (tereny przemysłu energetycznego - Elektrownia TURÓW). Funkcje, jakie będą pełnić obiekty nowego bloku odpowiadają w pełni funkcjom podstawowej i dopuszczalnym określonym w MPZP dla terenów oznaczonych symbolem PP, a więc są zgodne z wymogami planu. Na rysunku 5 przedstawiono widok elektrowni z wizualizacją instalacji nowego bloku energetycznego. 5.3. Charakterystyka przedsięwzięcia Uruchomienie bloku i oddanie go do eksploatacji powinno nastąpić w drugiej połowie 2020 roku. Projekt zakłada zabudowę bloku parowego, nadkrytycznego, kondensacyjnego z pojedynczym przegrzewem pary, z wielostopniową regeneracją nisko- i wysokoprężną, z chłodzeniem skraplacza wodą w obiegu zamkniętym z chłodnią kominową oraz turbopompą wody zasilającej. Przyjęto zamknięty układ wody ruchowej. Proponowane rozwiązania są zgodne ze standardami stosowanymi obecnie w energetyce światowej, zapewniają pewność ruchową i uzyskanie wymaganego efektu w postaci produkcji energii elektrycznej przy konkurencyjnych kosztach, z maksymalną możliwą dla obecnego stanu wiedzy technicznej sprawnością jej wytwarzania. Oczekiwane parametry techniczne bloku przedstawiono poniżej: moc bloku osiągalna brutto 496 MWe moc bloku osiągalna netto 450 MWe sprawność brutto 47,8 % sprawność netto 43,4 % potrzeby własne 33,3 MWe zużycie paliwa 400,4 Mg/h (węgiel brunatny o wartości opałowej 9330 kJ/kg) Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 26 Rysunek 5. Widok elektrowni z wizualizacją instalacji nowego bloku energetycznego strona 27 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.4. Charakterystyka instalacji nowego bloku i procesu produkcyjnego Poniżej wymieniono główne elementy projektowanej instalacji nowego bloku energetycznego oraz scharakteryzowano systemy gospodarki sorbentami, odpadami, wodą oraz ściekami. 5.4.1. Podstawowy ciąg produkcyjny - produkcja energii elektrycznej Podstawowy ciąg produkcyjny tworzą kotłownia z kotłem pyłowym i instalacjami towarzyszącymi oraz maszynownia z turbozespołem i instalacjami towarzyszącymi. Nowy kocioł zasilany będzie węglem brunatnym z KWB TURÓW. Rozruch kotła odbywać się będzie z użyciem oleju opałowego lekkiego podawanego do palników rozpałkowych, aż do momentu osiągnięcia przez kocioł minimum technicznego na paliwie podstawowym na poziomie około 40 % mocy kotła. Powietrze niezbędne do procesu spalania pobierane będzie w zależności od warunków otoczenia zarówno z zewnątrz jak i z wewnątrz budynku kotłowni. 5.4.2. Zamknięty układ chłodzenia z chłodnią kominową Na układ chłodzenia będą się składały następujące obiekty, instalacje i podstawowe urządzenia: - chłodnia kominowa - w tym basen żelbetowy, żelbetowy płaszcz chłodni, kanał napływowy, wodorozdział, eliminator unosu (zapewnia nie przekraczanie wielkości unosu 0,01 % w stosunku do strumienia wody chłodzonej), zraszalnik, podesty, dojścia, schody, suwnice, wciągarki, komora wypływowa z sitami i zastawkami, - pompownia wody chłodzącej, - rurociągi głównego układu wody chłodzącej (poza maszynownią), - stacja przygotowania wody uzupełniającej układ chłodzenia, - wymiennik woda-woda odbierający ciepło z układu wody ruchowej, - układ wody ruchowej. Według założeń projektowych chłodnia kominowa będzie miała wysokość 135 m i średnicę wylotową 52 m z systemem wodorozdziału i eliminatorów unosu, zraszalnikiem, instalacją przeciwzamarzaniową oraz wyposażeniem pomocniczym. Poprzez chłodnię kominową będą również wyprowadzane do atmosfery gazy spalinowe z nowego kotła energetycznego. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 28 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.4.3. Układ wyprowadzania spalin Układ wyprowadzania spalin będzie się składał z następujących obiektów, instalacji i podstawowych urządzeń: - układ odprowadzania spalin - konfiguracja kanałów umożliwi w przyszłości skierowanie strumienia spalin do instalacji sekwestracji CO2 (CCS), jak również odbiór gazów po oddzieleniu CO2, - osiowy wentylator spalin, - elektrofiltr pięciostrefowy wraz ze wszystkimi instalacjami pomocniczymi, - układ odzysku ciepła ze spalin. 5.4.4. Wyprowadzenie energii elektrycznej z bloku i zasilanie potrzeb własnych Nowy blok energetyczny zostanie przyłączony do rozdzielni 400 kV w stacji sieciowej Mikułowa. Energia elektryczna będzie wyprowadzana z generatora synchronicznego na napięciu 21 kV i transformowana do napięcia 400 kV poprzez trzy jednofazowe transformatory blokowe. Do wyprowadzania energii z nowego bloku wykorzystywana będzie istniejąca linia napowietrzna 400 kV zlikwidowanych bloków 9-10. Potrzeby własne bloku będą zasilane podstawowo z odczepu generatora. Rezerwowo-rozruchowe zasilanie potrzeb własnych będzie zapewnione z rozdzielni 400 kV - AEA zlokalizowanej na terenie elektrowni. 5.4.5. Układ nawęglania Układ nawęglania nowego bloku zostanie wybudowany od podstaw tylko i wyłącznie na jego potrzeby, ale będzie wykorzystywał istniejącą infrastrukturę Elektrowni TURÓW, częściowo zmodernizowaną i przystosowaną na potrzeby nawęglania nowego bloku. Wykorzystane zostaną zasobnik szczelinowy węgla oraz układ transportu i rozładunku węgla z kopalni do zasobnika. Układ nawęglania będzie transportował węgiel od istniejącego zasobnika szczelinowego do kotłowni nowego bloku i będzie składał się z następujących podstawowych elementów: - przenośników węglowych, - kruszarkowni, - czterech stacji przesypowych. W celu ograniczenia zapylenia oraz zapewnienia czyszczenia powierzchni z pyłu w obiektach układu nawęglania nowego bloku zostaną zabudowane instalacje odkurzania stacji przesypowych i galerii nawęglania oraz hermetyzacji i odpylania przesypów. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 29 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Do zbierania opadającego pyłu przewiduje się wykorzystanie instalacji odkurzania składających się z systemu stałych przewodów i elastycznych węży, z zaworów podłączeniowych oraz niezbędnej automatyki. Instalacje będą podłączane do przejezdnego agregatu ssącego w wykonaniu przeciwwybuchowym wytwarzającego odpowiednie podciśnienie, zaopatrzonego w filtr. W celu zminimalizowania stężenia pyłu w pomieszczeniach przenośników układu nawęglania nowego bloku przewidziano: - wykonanie uszczelnień przesypów między urządzeniami układu nawęglania oraz przykotłowych bunkrów węglowych, - wykonanie instalacji odciągowej (odpylającej) z przestrzeni przesypów, zsuwni, kruszarek oraz przestrzeni nadbunkrowej przykotłowej galerii nawęglania. 5.4.6. Instalacja paliwa rozpałkowego Paliwem rozpałkowym dla nowego bloku energetycznego będzie olej opałowy lekki. Na etapie prac projektowych przyjęto olej opałowy gatunku L1 kwalifikowany według normy PN­C96024:2011 - Przetwory naftowe - Oleje opałowe. Głównymi zadaniami układu opalania olejem lekkim będzie zapłon płomienia do rozruchu kotła, dostarczanie wymaganej ilości ciepła do wygrzania kotła, rozruch poszczególnych młynów poprzez rozpalenie przynależnego im palnika rozpałkowego oraz utrzymanie stabilnych warunków spalania przy niskich obciążeniach i bezpieczne odstawienie kotła. Olej opałowy lekki magazynowany będzie w dwóch nowych zbiornikach o pojemnościach 500 m3 wybudowanych w miejscu istniejących zbiorników A i B na terenie mazutowni, które przewidziano do rozbiórki. Każdy z dwóch nowych, nadziemnych zbiorników będzie mieć kształt pionowego walca, z podwójnym płaszczem i stałym dachem. Zbiorniki zostaną wyposażone w urządzenie do sygnalizacji powstania wycieków, tj. podwójne dno z systemem monitorowania przestrzeni między dennej oraz systemem monitorowania przestrzeni pomiędzy płaszczami zbiornika. 5.4.7. Instalacja odsiarczania opalin Instalacja odsiarczania spalin będzie wykorzystywała mokrą metodę wapienną sorpcji dwutlenku siarki w skruberze z produkcją gipsu jako produktu odpadowego, który może znaleźć zastosowanie jako surowiec do produkcji materiałów budowlanych. Maksymalne stężenie SO2 w oczyszczonych spalinach wyniesie 150 mg/m3u z zapewnieniem osiągnięcia przyszłościowego poziomu nawet 30 mg/m3u w przypadku realizacji instalacji sekwestracji CO2. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 30 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.4.8. Instalacja odazotowania spalin Przewiduje się zabudowanie instalacji niekatalitycznej redukcji tlenków azotu (SNCR) z wykorzystaniem mocznika jako reagenta. Jeżeli wymagany przepisami poziom emisji tlenków azotu nie będzie mógł być dotrzymany przy pomocy instalacji niekatalitycznej przewidziano możliwość zabudowy katalitycznej instalacji redukcji tlenków azotu (SCR). 5.4.9. Gospodarka sorbentami Sorbent dla redukcji emisji SO2 Sorbent w postaci mączki kamienia wapiennego dostarczany będzie z przemiałowni kamienia wapiennego eksploatowanej przez EPORE Sp. z o. o. Oddział Bogatynia. Do zasilania instalacji odsiarczania spalin zakłada się wykorzystanie istniejącego układu gospodarki sorbentem. Zostanie on rozbudowany o nowe rurociągi do transportu mączki kamienia wapiennego - od węzła rozdzielczego w rejonie zbiorników magazynowych do zasobnika przy IOS. Istniejące dwa zbiorniki magazynowe sorbentu o pojemności 2000 m3 każdy wykorzystywane do końca 2013 roku dla instalacji odsiarczania zlikwidowanych bloków 8-10, zapewnią bardzo dobrą retencję dla nowego bloku na poziomie 15 dni, a przy maksymalnym zapotrzebowaniu retencja wyniesie 11 dni. Ze zbiorników magazynowych sorbent będzie transportowany pneumatycznie do zbiornika pośredniego o pojemności około 5250 m3 zlokalizowanego bezpośrednio przy wytwórni zawiesiny sorbentu świeżego, awaryjnie może być transportowany wagonami-cysternami. Szacowane zapotrzebowanie na mączkę kamienia wapiennego dla nowego bloku energetycznego wyniesie 9,3 Mg/h. Sorbent dla redukcji emisji NOx Sorbentem stosowanym do redukcji NOx będzie wodny roztwór mocznika dostarczany na teren elektrowni autocysternami. Dla rozładunku autocystern zostanie przygotowane stanowisko rozładowcze w bezpośrednim sąsiedztwie zbiornika magazynowego. Stanowisko będzie posiadało betonową szczelną płytę ze spadkami technologicznymi pozwalającymi na spływ wody deszczowej oraz ewentualnych przecieków powstałych przy wykonywaniu rozłączeń technologicznych z autocysterną. Ścieki deszczowe jak i ewentualne wycieki reagenta kierowane będą do misy wykonanej wokół zbiornika magazynowego. Miejsce przyłączenia autocysterny do rurociągu reagenta będzie wyposażone w złącze zrywne. Zastosowane złącza jest konieczne i ma na celu wyeliminowanie zagrożenia wycieku reagenta w czasie niekontrolowanego zerwania połączenia węża rozładunkowego z rurociągiem. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 31 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym Magazynowanie mocznika (wodny roztwór) odbywać będzie październik 2015 się w pionowym, dwupłaszczowym zbiorniku magazynowym o pojemności nominalnej 65 m3 wykonanym z laminatu poliestrowo-szklanego. Przestrzeń międzypłaszczowa wyposażona zostanie w czujnik wycieku mocznika pozwalający w szybkim czasie zasygnalizować nieszczelność zbiornika głównego i podjąć środki zaradcze chroniące przed większą awarią. Płaszcz zewnętrzny (zabezpieczający) będzie posiadał tę samą klasę odporności co zbiornik zasadniczy. Zbiornik wyposażony zostanie w systemy pomiaru poziomu cieczy oraz inne wymagane systemy. Pojemność zbiornika zapewni około czterodniowy czas retencji. Zbiornik posadowiony zostanie na fundamencie betonowym ponad poziomem terenu. Wokół zbiornika wykonana zostanie szczelna misa z podłączeniem do zakładowej kanalizacji deszczowej. Podłączenie wyposażone zostanie w podziemną przepustnicę otwieraną jedynie w celu odprowadzenia wód deszczowych do kanalizacji. Szacowane zapotrzebowanie wodnego roztworu mocznika o stężeniu 33 % wyniesie około 577 kg/h (0,528 m3/h) przy nominalnej mocy bloku, co daje 190,4 kg/h czystego mocznika. 5.4.10. Instalacja usuwania dwutlenku węgla ze spalin Nowy blok energetyczny posiada status bloku Carbon Capture Ready, a więc na etapie prac projektowych przewidziano możliwość wybudowania instalacji CCS do wychwytu CO2 oraz zostało zabezpieczone miejsce na jej wybudowanie. Ocena możliwości technicznych budowy i eksploatacji instalacji CCS 1) Istnieją techniczne możliwości wybudowania instalacji wychwytywania CO2 obejmującej 100 % strumienia spalin z nowego bloku w Elektrowni TURÓW, ze sprawnością wychwytywania wynoszącą 90 %. 2) Istnieje dodatkowa przestrzeń na terenie Elektrowni TURÓW i w jej bezpośrednim sąsiedztwie, na której mogą zostać zainstalowane urządzenia do wychwytywania i przygotowania do transportu CO2. 3) Rozwiązania techniczne kotła (wzmocnienie konstrukcji stalowej i fundamentów pod ewentualną przyszłą instalację SCR) oraz jego aranżacja umożliwią w przyszłości zabudowę katalitycznej instalacji redukcji tlenków azotu NO2 (SCR) zapewniającą redukcję ich emisji do poziomu wymaganego przez instalację sekwestracji CO2, tj. około 30 mg/m3n (spaliny suche, o zawartości tlenu 6 %). 4) Rozwiązania techniczne Instalacji Odsiarczania Spalin oraz jej aranżacja umożliwią w przyszłości zabudowę dodatkowych instalacji zapewniających redukcję poziomu emisji tlenków siarki do poziomu wymaganego przez instalację sekwestracji CO2, tj. około Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 32 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 30 mg/m3n (spaliny suche, o zawartości tlenu 6 %), jak również zmniejszenie zapylenia spalin do poziomu maksymalnie 5 mg/m3n (spaliny suche, o zawartości tlenu 6 %). 5) Układ odprowadzenia spalin umożliwi w przyszłości skierowanie strumienia spalin do instalacji sekwestracji CO2, jak również odbiór pozostałych gazów po oddzieleniu CO2. 6) Zidentyfikowano warianty przebiegu rurociągów CO2 od instalacji jego wychwytywania na terenie elektrowni do składowisk CO2. 7) Zidentyfikowano potencjalne składowiska CO2, które oceniono jako nadające się do geologicznego składowania planowanej ilości wychwytywanego CO2. Ocena efektywności ekonomicznej budowy i eksploatacji instalacji CCS Ocena efektywności ekonomicznej budowy i eksploatacji instalacji CCS dla nowego bloku energetycznego została przedstawiona w „Przeglądzie ekologicznym dla nowego bloku energetycznego w PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Turów”; PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Turów; Bełchatów, październik 2015. Przeprowadzono ją w oparciu o dwa główne kryteria decyzyjne, którymi są NPV (wartość bieżąca netto) oraz IRR (wewnętrzna stopa zwrotu). W celu oceny ryzyka projekt instalacji CCS poddano analizie wrażliwości. Głównymi czynnikami ryzyka są: - wysokość nakładów inwestycyjnych na budowę CCS, - koszty eksploatacji, - cena uprawnień do emisji CO2. Analizę przeprowadzono dla dwóch wariantów. 1) Wariant 1 - transport i składowanie w dnie Morza Bałtyckiego w obszarze wymienionym w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 3 września 2014 roku w sprawie obszarów, na których dopuszcza się lokalizowanie kompleksu podziemnego składowania CO2. 2) Wariant 2 - z uwagi na znacznie lepsze rozpoznanie dla porównania przedstawiono wariant z transportem i składowaniem w miejscu zlokalizowanym na terenie województwa lubuskiego, w okolicach miejscowości Radnica. Przedstawione wyniki analizy ekonomicznej jednoznacznie świadczą o braku opłacalności projektu budowy instalacji CCS dla nowego bloku energetycznego w Elektrowni TURÓW dla przyjętych założeń makroekonomicznych, a w szczególności w świetle prognozy cen uprawnień do emisji CO2. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 33 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.4.11. Gospodarka odpadami paleniskowymi nowego bloku W wyniku spalania węgla brunatnego w kotle pyłowym powstaną odpady paleniskowe w postaci popiołu lotnego oraz żużla. Popiół lotny będzie transportowany pneumatycznie nowymi rurociągami (dwa rurociągi spod elektrofiltra oraz po jednym z podgrzewacza wody i podgrzewacza powietrza) do istniejących zbiorników retencyjnych popiołu 1 i 2 o objętości 1500 m3 każdy, w których retencjonowano popiół z nieistniejących już bloków 8-10 oraz częściowo z istniejących bloków 4-6. W celu zapewnienia większej retencji popiołu oraz umożliwienia jego sprzedaży przewiduje się budowę dodatkowo nowego zbiornika retencyjnego na popiół lotny o pojemności 7000 m3. Pod zbiornikiem będzie przebiegała trasa głównego przenośnika transportowego odpadów paleniskowych nowego bloku (przenośnik z taśmą zamykaną) - zostanie przewidziana możliwość podawania popiołu na ten przenośnik. Na taśmie przenośnika może się już znajdować żużel. Wszystkie odpady paleniskowe transportowane tym przenośnikiem trafią do budynku przesypowego w rejonie istniejących zbiorników popiołu, a stamtąd na istniejące przenośniki popiołowe. Dalsze postępowanie z odpadami paleniskowymi nowego bloku będzie przebiegało zgodnie z warunkami przyjętego i realizowanego obecnie procesu odzysku z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury i ciągów transportowych. 5.4.12. System zaopatrzenia w wodę technologiczną Istniejący system zaopatrzenia w wodę surową zapewni niezbędną ilość wody dla celów technologicznych dla istniejących bloków 1-6 i nowego bloku. Nowy blok z niezależnym układem chłodzenia będzie wymagać doprowadzenia wody uzupełniającej do obiegu chłodzącego w ilości 36 m3/h. W procesie odsiarczania woda będzie niezbędna do uzupełniania strat wody procesowej oraz do mycia (płukania) gipsu. Zapotrzebowanie na wodę procesową wyniesie 85 m3/h. Źródłem wody procesowej będą odsoliny z obiegu chłodzącego. 5.4.13. Źródła powstawania ścieków i system gospodarki ściekami W związku z eksploatacją nowego bloku będą powstawały ścieki technologiczne, przemysłowe oraz sanitarne. Odprowadzane będą również wody opadowe z powierzchni utwardzonych dróg i parkingów oraz połaci dachowych. W celu zmniejszenia poboru wody z ujęć na cele technologiczne przewiduje się wykorzystanie ścieków w maksymalnie możliwym stopniu w niektórych procesach technologicznych. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 34 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Obieg chłodzący Dla zapewnienia wymaganych parametrów jakościowych wody w obiegu chłodzącym konieczne jest ciągłe prowadzenie procesu odmulania (odsalania). Ilość odmulin jest zależna od jakości wody uzupełniającej i charakteryzuje ją współczynnik zagęszczenia K. Przy założeniu K = 4 ilość ścieków z odsalania i odmulania obiegu chłodzącego wyniesie około 243 m3/h. Około 100 m3/h odsolin i odmulin z obiegu chłodzącego będzie wykorzystywane na potrzeby IOS oraz zraszania popiołu. Pozostałe ścieki z obiegu chłodzącego będą kierowane do oczyszczalni ścieków przemysłowych, a następnie do Miedzianki. Demineralizacja wody W istniejącym pomieszczeniu stacji demineralizacji zostaną dobudowane trzy wymienniki do redukcji organicznych związków węgla (TOC). Ścieki z demineralizacji wody kierowane będą do neutralizatora ścieków, skąd przetłaczane istniejącym układem kanalizacyjnym do osadników popiołowych. Uzdatnianie wody dla obiegu chłodzącego W przypadku braku dostaw wody z Witki przewiduje się uruchomienie istniejącej stacji uzdatniania Nysa zasilanej wodą z Nysy Łużyckiej. Okresowo w wyniku pracy instalacji powstaną ścieki z akcelatora, które po neutralizacji będą odprowadzane poprzez projektowaną kanalizację przemysłowo-deszczową do istniejącego kolektora A i oczyszczalni ścieków przemysłowych, a następnie do Miedzianki. Stacja oczyszczania kondensatu i stacja regeneracji jonitów Stacja oczyszczania kondensatu i stacja regeneracji jonitów zostaną zlokalizowane w maszynowni nowego bloku. Ścieki powstające w procesie regeneracji kondensatu (zostaną poddane neutralizacji) oraz podczas płukania filtrów samoczyszczących będą kierowane będą poprzez projektowaną kanalizację przemysłowo-deszczową do istniejącego kolektora A i oczyszczalni ścieków przemysłowych, a następnie do Miedzianki. Oczyszczalnia ścieków z instalacji odsiarczania spalin Instalacja oczyszczania ścieków z IOS będzie miała za zadanie oczyszczanie ścieków zanieczyszczonych głównie zawiesiną, rozpuszczonymi solami oraz związkami metali ciężkich. Wykorzystane zostaną fizykochemiczne procesy oczyszczania - neutralizacja ścieków, koagulacja, zagęszczanie i odwadnianie pozostałości gipsu, flokulacja, sedymentacja/klarowanie, strącanie metali ciężkich, zagęszczanie i odwadnianie osadu. Oczyszczone ścieki odprowadzane będą poprzez projektowaną kanalizację przemysłowo-deszczową do istniejącego kolektora A i oczyszczalni ścieków przemysłowych, a następnie do Miedzianki. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 35 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Ścieki zaolejone Ścieki powstające w wyniku nieszczelności instalacji lub błędów obsługi ze stacji rozładowczej oraz z pompowni będą spływały do zaprojektowanego separatora oleju. Separator oleju będzie umiejscowiony za parkiem zbiorników od strony południowej. Ma on za zadanie oddzielenie oleju od wody. Ścieki do separatora będą dopływały z budynku gospodarki olejowej, parku zbiorników oraz kanałów rurociągowych. Woda w separatorze zostanie oddzielona od oleju i odprowadzona do kanalizacji, natomiast olej nagromadzony w komorze separatora będzie okresowo zbierany w beczkach. Ścieki ze zmywania Zmywanie przewiduje się w następujących obiektach: kotłowni, maszynowni, na stanowisku rozładowczym oleju, w pompowni oleju, na stanowisku zbiornika żużla, na stanowisku zbiornika popiołu. Ścieki ze zmywania posadzek odprowadzane będą poprzez projektowaną kanalizację przemysłowo-deszczową do istniejącego kolektora A i oczyszczalni ścieków przemysłowych, a następnie do Miedzianki. Wody opadowe Przy obiektach stwarzających szczególne zagrożenie skażenia środowiska zostaną zabudowane urządzenia podczyszczające i zabezpieczające (osadniki, odolejacze, neutralizatory). Przewody odprowadzające ścieki deszczowe z mis transformatorów, mis szczelnych parków zbiorników z chemikaliami będą na stałe odcięte zasuwami. Po okresie deszczowym ścieki te zostaną odprowadzone do kanalizacji poprzez separatory substancji ropopochodnych. Tace rozładowcze chemikaliów również będą wyposażone w odwodnienie z możliwością zamknięcia odpływu na czas rozładunku danego medium. Oczyszczone wody opadowe odprowadzane będą poprzez projektowaną kanalizację przemysłowo-deszczową do istniejącego kolektora A i oczyszczalni ścieków przemysłowych, a następnie do Miedzianki. Ścieki bytowe Ścieki bytowe z obiektów nowego bloku zostaną skierowane poprzez projektowaną kanalizację do istniejącej mechaniczno-biologicznej oczyszczalni ścieków sanitarnych, a następnie poprzez kolektor B do Miedzianki. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 36 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.5. Przewidywane rodzaje i wielkości emisji związane z eksploatacją nowego bloku energetycznego 5.5.1. Emisje do powietrza 5.5.1.1. Emisje z nowego bloku energetycznego Prognozowane wielkości emisji SO2, NO2 i pyłu z nowego bloku energetycznego w warunkach normalnych pracy Przyjmuje się, że nowy kocioł pyłowy będzie spełniał standardy emisyjne ustalone dla tego typu źródeł w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 4 listopada 2014 roku w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów (Dz.U.2014.1546), określone dla warunków umownych, tj. temperatura 273 K, ciśnienie 101,3 kPa, gaz suchy (zawartość pary wodnej nie większa niż 5 g/kg gazów odlotowych), 6 % zawartości tlenu w gazach odlotowych: SO2 150 mg/m3u NO2 200 mg/m3u pył 10 mg/m3u Maksymalne emisje godzinowe z nowego bloku energetycznego wyznaczono w oparciu o powyższe standardy emisyjne oraz nominalny strumień spalin 1 307 000 m3n/h. Emisje roczne obliczono przyjmując roczny czas wykorzystania zainstalowanej mocy 7200 godzin. Prognozowane wielkości emisji pozostałych substancji z nowego bloku energetycznego Ustawa z dnia 11 lipca 2014 roku o zmianie ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw (Dz.U.2014.1101) wprowadziła obowiązek ustalania dla instalacji wymagających pozwolenia zintegrowanego wartości dopuszczalnych emisji do powietrza dla gazów i pyłów wymienionych w konkluzjach BAT, a jeżeli konkluzje nie zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej - dla gazów i pyłów wymienionych w dokumentach referencyjnych BAT oraz dla substancji objętych standardami emisyjnymi. Ponieważ konkluzje BAT nie zostały dotychczas opublikowane dokonano analizy treści BREFu w zakresie emisji substancji do powietrza. BREF LCP czyli dokument referencyjny BAT dla dużych obiektów spalania określa rodzaje substancji pyłowych i gazowych oraz ich dopuszczalne poziomy emisji do powietrza, jak również określa rodzaje substancji, których emisja powinna podlegać kontroli. Zagadnienie emisji omówione zostało w rozdziałach charakteryzujących parametry eksploatacji i emisji oraz monitoring emisji do powietrza. Poniżej przedstawiono substancje (w zależności od rodzaju spalanego paliwa), których emisje Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 37 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 zgodnie z dokumentem referencyjnym powinny zostać objęte poziomami dopuszczalnymi lub co najmniej kontrolą emisji. Wyboru dokonano dla parametrów nowego kotła pyłowego o mocy powyżej 300 MWt (1037,7 MWt) z instalacją odazotowania spalin metodą SNCR lub SCR (wybór metody jest uzależniony od wymaganej redukcji emisji tlenków azotu). Podstawowym paliwem w Elektrowni TURÓW jest węgiel brunatny, więc dla tego paliwa przyjęto substancje istotne ze względu na emisję do powietrze. Listę substancji poszerzono o metale charakterystyczne dla spalania biomasy, tj. Sb, Co, Tl oraz uzupełniono o Cu, Zn i benzo(a)piren, których emisje są przekazywane przez elektrownię w sprawozdaniach do Krajowego Rejestru Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń (PRTR). Pełna lista substancji przedstawia się następująco: SO2, NOx (jako NO2), pył zawieszony PM2,5 i PM10, CO, HF, HCl, NH3, Hg, As, Cd, Cr, Mn, Ni, Pb, V, Co, Cu, Zn, Sb, Tl, benzo(a)piren. Lista ta została zweryfikowana w oparciu o analizę wyników pomiarów emisji prowadzonych dla istniejących bloków Elektrowni TURÓW. Wyniki dotychczasowych pomiarów emisji dla antymonu i talu (Sb, Tl) nie przekraczały granicy oznaczalności, w związku z tym uznano, że nie ma podstaw dla ustalania dla nich emisji dopuszczalnych. Emisje dla nowego bloku energetycznego przyjęto na podstawie wyników pomiarów emisji prowadzonych w latach 2011-2015 dla istniejących bloków 1-6. Na obecnym etapie, tj. na etapie prac projektowych nie ma możliwości ustalenia rzeczywistych, przewidywanych wielkości emisji. Obliczenia mają charakter szacunkowy, gdyż istniejące kotły są kotłami fluidalnymi, a nie pyłowymi, o mocy niemal dwukrotnie mniejszej niż projektowany kocioł pyłowy. Nie mniej nie należy spodziewać się dużych różnic pomiędzy prognozą i emisjami rzeczywistymi, gdyż stosowane jest to samo paliwo oraz identyczne metody ograniczania emisji. Prognozowane emisje tlenku węgla (maksymalną i średnią) wyznaczono na podstawie wyników pomiarów emisji z bloków 1-6 w 2014 roku. Ustalono maksymalną wartość emisji jaką zarejestrowano oraz wartość średnią ze wszystkich pomiarów, a następnie dla nowego bloku zwiększono te wartości proporcjonalnie do różnicy pomiędzy nominalną mocą cieplną projektowanego kotła pyłowego i kotłów 1-6. Dla pozostałych substancji wyznaczono wskaźniki emisji na jednostkę energii wprowadzanej z paliwem (g/GJ) dla każdego z pomiarów przeprowadzonych w latach 2011-2015 na blokach 1-6. Wyznaczając wskaźniki emisji odniesiono je do rzeczywistej ilości energii wprowadzanej z paliwem w czasie prowadzenia pomiaru. Do obliczenia prognozowanych emisji maksymalnych z nowego bloku przyjęto najwyższe wartości z wyznaczonych wskaźników, natomiast do obliczeń emisji średnich przyjęto średnie wartości wskaźników (średnia arytmetyczna ze wszystkich pomiarów) oraz nominalną moc cieplną nowego bloku energetycznego 1037 MWt. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 38 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Emisje substancji w warunkach odbiegających od normalnych Dla nowego bloku energetycznego nie przewiduje się podwyższonych emisji podczas rozruchu. Warunki techniczne eksploatacji kotła pozwolą na prowadzenie rozruchu przy włączonym elektrofiltrze i uruchomionej instalacji odsiarczania spalin. Instalacja odazotowania spalin będzie załączana po osiągnięciu odpowiedniej temperatury spalin w kotle określonej instrukcją techniczną. 5.5.1.2. Emisje substancji z instalacji procesów pomocniczych Instalacje procesów pomocniczych nowego bloku energetycznego emitują wyłącznie pył. Źródłami emisji są następujące urządzenia: - zbiornik retencyjny popiołu nowego bloku, - silosy sorbentu nr 1 i 2, - silos mączki kamienia wapiennego IOS nowego bloku, - instalacja odpylania kruszarkowni nowego bloku, - stacje przesypowe nr 1-4 nawęglania nowego bloku. Emisje pyłu z tych źródeł określono na podstawie parametrów projektowych, tj. wydajności wentylatorów oraz gwarantowanego stężenia pyłu na wylocie z instalacji odpylających. 5.5.2. Wytwarzanie ścieków W czasie eksploatacji nowego bloku energetycznego powstawać będą przede wszystkim ścieki przemysłowe oraz niewielkie ilości ścieków bytowych. Zbierane będą również wody opadowe i roztopowe z powierzchni utwardzonych dróg, parkingów i połaci dachowych. Ø Ścieki przemysłowe: - z uzdatniania wody surowej powierzchniowej dla uzupełniania obiegów wodno- parowych i chłodzącego, z regeneracji jonitów z instalacji oczyszczania kondensatu zanieczyszczone chemikaliami, - ze zmywania obiektów - zanieczyszczone zawiesiną, - z odsalania obiegu chłodzącego, z instalacji odsiarczania spalin, ze stacji regeneracji jonitów - zanieczyszczone chlorkami i siarczanami, - z instalacji odsiarczania spalin, z basenu odżużlacza (opróżnianego okresowo), ze zmywania powierzchni uszczelnionych - zanieczyszczone rtęcią i kadmem. Ø Ścieki bytowe - zanieczyszczone detergentami i innymi środkami powierzchniowo czynnymi z zawartością osadów biologicznych. Ø Wody opadowe i roztopowe - zanieczyszczone zawiesiną popiołu, piasku i węgla oraz węglowodorami ropopochodnymi. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 39 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Prognozowana ilość ścieków przemysłowych pochodzących z instalacji nowego bloku energetycznego wyniesie około 151 m3/h, natomiast prognozowana ilość ścieków przemysłowych pochodzących łącznie z istniejących bloków 1-6 i nowego bloku wyniesie około 534 m3/h. 5.5.3. Wytwarzanie odpadów Z pracą nowego bloku związane będzie powstawanie odpadów, których rodzaje generalnie odpowiadają odpadom wytwarzanym podczas eksploatacji bloków 1-6. Będą to odpady inne niż niebezpieczne: - odpady z energetycznego spalania węgla i odsiarczania spalin, - odpady z bieżących napraw i remontów, - odpady z instalacji przygotowania wody technologicznej, - osady z zakładowych oczyszczalni ścieków, oraz odpady niebezpieczne: - oleje odpadowe, - sorbenty, materiały filtracyjne zanieczyszczone substancjami niebezpiecznymi, - zużyte urządzenia elektryczne i elektroniczne zawierające substancje niebezpieczne, - osady z zakładowych oczyszczalni ścieków, - baterie i akumulatory. W tabeli 4 przedstawiono nowe rodzaje i ilości odpadów, które powstaną podczas eksploatacji nowego bloku energetycznego, a które nie były dotychczas wytwarzane w Elektrowni TURÓW. Tabela 4. Nowe rodzaje odpadów wytwarzane przez instalację nowego bloku Kod odpadu Rodzaj odpadu Żużle, popioły paleniskowe i pyły z kotłów (z wyłączeniem pyłów z kotłów wymienionych w 10 01 04) ex 10 01 01 niepochodzące z palenisk fluidalnych 10 01 02 Popioły lotne z węgla niepochodzące z palenisk ex 10 01 02 fluidalnych Osady z zakładowych 10 01 21 oczyszczalni ścieków inne niż wymienione w 10 01 20 Osady z zakładowych oczyszczalni ścieków 10 01 20* zawierające substancje niebezpieczne Źródło powstawania odpadów Obiekt Urządzenie Ilość (Mg/rok) 10 01 01 63 000 Kotłownia Kocioł nowego bloku 566 000 Kotłownia Kocioł nowego bloku 80 Instalacja odsiarczania spalin nowego bloku oczyszczalnia ścieków IOS Prasy osadu 20 Instalacja odsiarczania spalin nowego bloku oczyszczalnia ścieków IOS Prasy osadu Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 40 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Po uruchomienia nowego bloku energetycznego wyposażonego w instalację mokrego odsiarczania spalin wzrośnie o 80 000 Mg/rok ilość wytwarzanych odpadów o kodzie 10 01 05 - stałe odpady z wapniowych metod odsiarczania gazów odlotowych. Pozostałe odpady niebezpieczne i inne niż niebezpieczne (oprócz odpadu o kodzie 10 01 82) przewidziane do wytwarzania w wyniku eksploatacji nowego bloku są tego samego rodzaju co w istniejącej części instalacji bloków 1-6, a ich łączne ilości nie powinny przekroczyć ilości aktualnie deklarowanych do wytworzenia w obowiązującym pozwoleniu zintegrowanym. 5.5.4. Emisja hałasu W związku z budową nowego bloku energetycznego przewidywane są zmiany w zakresie emisji hałasu: - powstaną nowe źródła hałasu związane z eksploatacją projektowanego bloku 450 MWe, - ograniczona zostanie emisja hałasu z istniejących źródeł w związku z modernizacją istniejącej instalacji. Poza stacjonarnymi źródłami hałasu z instalacją nowego bloku będą związane również źródła mobilne - transport samochodowy i kolejowy, które nie stanowią istotnych źródeł hałasu. 5.5.5. Promieniowanie elektromagnetyczne Elementy urządzeń elektroenergetycznych będące pod napięciem roboczym i przewodzące prądy robocze są źródłem pola elektromagnetycznego o częstotliwości 50 Hz. Urządzenia będące źródłami pól elektromagnetycznych 50 Hz związane z instalacją nowego bloku można podzielić na trzy główne grupy zróżnicowane pod względem budowy, lokalizacji oraz dostępności: - urządzenia służące do wytwarzania energii elektrycznej, - urządzenia przesyłowe, - urządzenia rozdzielcze. Wszystkie urządzenia nowego bloku, które będą emitować promieniowanie elektromagnetyczne o wartościach granicznych na napięciu minimum 110 kV, tj: - transformator blokowy, - transformator odczepowy, - linia napowietrzna 400 kV pomiędzy transformatorem a wyprowadzeniem sieci do stacji Mikułowa, będą znajdować się na terenie zakładu, a zasięg oddziaływania pola elektromagnetycznego wytwarzanego przez te urządzenia nie przekroczy jego granic. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 41 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.6. Wykorzystanie zasobów środowiska 5.6.1. Woda Eksploatacja nowego bloku energetycznego wiąże się z koniecznością zaspokojenia potrzeb wody na cele uzupełnienia obiegu kotłowego i chłodzącego, instalacji odsiarczania spalin, chłodzenia urządzeń sprężarkowni, zraszania popiołu oraz na potrzeby socjalne pracowników. Ponadto przewiduje się zwiększone zapotrzebowanie wody na cele przeciwpożarowe. Łączne zapotrzebowanie na wodę dla celów technologicznych nowego bloku wyniesie 1220 m3/h, z czego około 100 m3/h wymagane jest na potrzeby IOS oraz zraszania popiołu. W celu ograniczenia poborów wody czystej z Witki, zasolone ścieki z układu chłodzącego będą zagospodarowywane jako uzupełnienie ubytków wody w wybranych procesach technologicznych (IOS, zraszanie popiołu). Z uwagi na wyłączenie z eksploatacji do końca 2013 roku bloków 8-10 uruchomienie nowego bloku nie spowoduje wzrostu zużycia wody powierzchniowej. Istniejący system zaopatrzenia w wodę będzie wystarczający na pokrycie potrzeb nowego bloku, które będą wynosiły około 6,62 mln m3 wody powierzchniowej w ciągu roku. W tabeli 5 przedstawiono zapotrzebowanie na wodę dla instalacji nowego bloku, a w tabeli 6 bilans zużycia wody istniejącego i prognozowanego, tj. po uruchomieniu nowego bloku w Elektrowni TURÓW Tabela 5. Zapotrzebowanie na wodę dla instalacji nowego bloku Przeznaczenie wody Uzupełnienie obiegu kotłowego 1. wodą zdemineralizowaną 2. Uzupełnienie obiegu chłodzącego 3. Potrzeby IOS Woda do zewnętrznego chłodzenia 4. urządzeń sprężarkowni Woda zdemineralizowana do 5. wewnętrznego układu chłodzenia urządzeń sprężarkowni 6. Woda do zraszania popiołu Cele zmywne, utrzymanie 7. czystości 8. Cele bytowe 1) 2) Źródło zaopatrzenia woda z Witki lub z Nysy Łużyckiej (źródło rezerwowe) odsoliny z obiegu chłodzącego Ilość wody 36 m3/h 255 700 m3/rok 1) 885 m3/h 6 369 400 m3/rok 1) 85 m3/h woda z Witki 150-200 m3/h 2) woda z Witki 200-300 dm3/m-c woda z Witki odsoliny z obiegu chłodzącego 11,5 m3/h wody z instalacji wewnętrznych 16 m3/dobę ppoż. 5 840 m3/rok 20 m3/dobę woda wodociągowa 7 300 m3/rok przewidywany roczny czas pracy przyjęto 7200 godzin, woda po odebraniu ciepła w układzie chłodzenia sprężarkowni zostanie podana do chłodni kominowej, a więc nie uwzględniamy jej w bilansie, gdyż jest ujęta w wartości 885 m3/h (uzupełnienie obiegu chłodzącego). Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 42 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Tabela 6. Porównanie zużycia wody technologicznej w Elektrowni TURÓW Rodzaj wody Woda zdemineralizowana do uzupełniania strat obiegu kotłowego Woda uzupełniająca obieg chłodzący Łączna ilość wody do pobrania Zużycie wody w 2009 roku (bloki 1-6 oraz 8-10) Zużycie wody Zużycie wody po dla stanu wyłączeniu z projektowanego eksploatacji (bloki 1-6 oraz bloków 8-10 nowy blok) m3/rok 1 059 445 595 841 851 541 18 662 210 12 427 210 18 796 610 19 721 655 13 023 051 19 648 151 5.6.2. Kopaliny Węgiel brunatny Węgiel do nowego kotła dostarczany będzie z terenu Kopalni TURÓW. Przewidywane zużycie węgla brunatnego przez nowy blok: paliwo podstawowe gwarancyjne 400,4 Mg/h (2 882 880 Mg/rok) paliwo podstawowe projektowe górne 366,1 Mg/h (2 635 920 Mg/rok) paliwo podstawowe projektowe dolne 410,4 Mg/h (2 954 880 Mg/rok) Kamień wapienny W przyjętym wariancie nowego bloku z kotłem pyłowym odsiarczanie spalin będzie prowadzone w zewnętrznej mokrej instalacji odsiarczania. W związku z tym wystąpi zapotrzebowanie na sorbent - mączkę kamienia wapiennego. Maksymalne roczne zużycie mączki wapiennej będzie wynosiło około 97200 Mg. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 43 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.7. Przewidywane oddziaływanie emisji na środowisko 5.7.1. Oddziaływanie na powietrze atmosferyczne W analizie rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń wykorzystano model CALMET/CALPUFF opracowany przez Sigma Research Corporation (SRC), stanowiącą część Earth Tech. Inc. z Kalifornii. Model CALPUFF (Scire i in., 2000b; Earth Tech, 2006c) jest modelem obłoku ostatniej generacji. W obliczeniach dyspersji zanieczyszczeń uwzględnia rzeźbę terenu oraz czasową i przestrzenną zmienność warunków meteorologicznych w trzech wymiarach co powoduje, iż opis procesu jest zdecydowanie dokładniej odwzorowany niż przy zastosowaniu metodyki opartej na standardowym modelu wykorzystującym formułę Pasquilla. Właśnie ta cecha decyduje o zasięgu modelu określanym od kilkudziesięciu metrów do kilkuset kilometrów odległości źródło-receptor. Model ten pozwolił na zamodelowanie chłodni kominowej jako źródła emisji, która jest źródłem specyficznym ze względu na ogromną emisję pary wodnej, a tym samym ciepła oraz ze względu na zjawiska termodynamiczne wynikające z kondensacji pary wodnej i uwalniania się ciepła utajonego. Z tego względu określenie wyniesienia smugi kominowej jest zagadnieniem bardziej skomplikowanym niż w przypadku klasycznego źródła punktowego, dla którego pomijalna jest emisja pary wodnej, a dla wyniesienia smugi kominowej wystarczy między innymi znajomość ciepła właściwego spalin. Częścią systemu modelowania CALMET/CALPUFF odpowiedzialną za przygotowanie pierwotnej informacji o terenie oraz danych meteorologicznych na wejście modelu CALPUFF jest preprocesor CALMET. Obliczenia meteorologiczne odbywają się w określonej przez użytkownika regularnej siatce (gridzie), obejmującej między innymi obszar z emisją. Użytkownik określa również rozmiar pola siatki, które zależy od skali obszaru badań, np. skala kraju - pole o boku 5-10 km, skala miasta - pole o boku 500-1000 m. W analizach rozprzestrzeniania uwzględniono trzy charakterystyczne okresy pracy elektrowni. Stan istniejący do dnia 31 grudnia 2015 roku. Emisja z komina sześcioprzewodowego wraz z emitorami procesów i instalacji pomocniczych z terenu głównego elektrowni oraz przemiałowni kamienia wapiennego określona została dla stanu obecnego. Stan od dnia 1 stycznia 2016 do dnia 30 czerwca 2020 roku. Ze względu na uruchomienie instalacji odazotowania spalin (konsekwencja wprowadzenia nowego, dwukrotnie niższego standardu emisji tlenków azotu) zmniejszeniu ulegają emisje tlenków azotu z komina sześcioprzewodowego (nie objęte programem Przejściowego Planu Krajowego). Dla bloków Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 44 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 4-6 zostaje uruchomiona instalacja odsiarczania spalin mokrą metodą wapienną - poza ograniczeniem emisji dwutlenku siarki zmianie ulegają parametry emisji z przewodów 4-6 komina sześcioprzewodowego. Istniejące emitory procesów i instalacji pomocniczych uzupełniono o silos mączki kamienia wapiennego IOS bloków 4-6, instalacje odpylania i odkurzania układów nawęglania bloków 1-6, instalacje odpylania istniejących kruszarkowni K-1, K-2, K-3. Określając standardy emisyjne kotłów energetycznych uwzględniono uczestnictwo elektrowni w Przejściowym Planie Krajowym w zakresie emisji pyłu i dwutlenku siarki. Stan od dnia 1 lipca 2020 roku. Ze względu koniec okresu obowiązywania Przejściowego Planu Krajowego (art. 146 f ust. 3 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 roku Prawo ochrony środowiska - tekst jednolity Dz.U.2013.1232 z późniejszymi zmianami), a co za tym idzie konieczność dotrzymania nowych (niższych) standardów emisyjnych, zmniejszeniu uległa emisja dwutlenku siarki i pyłu z komina sześcioprzewodowego. Dodatkowo planowane jest w tym okresie uruchomienie nowego bloku energetycznego, z którego spaliny emitowane będą przez nowo wybudowaną chłodnię kominową. Istniejące emitory procesów i instalacji pomocniczych uzupełniono o nowe związane z eksploatację nowego bloku. W obliczeniach stężeń zanieczyszczeń uwzględniono również sytuacje odbiegające od warunków normalnej pracy instalacji związane z rozruchem kotłów 1-6. Dla nowego bloku energetycznego nie przewiduje się podwyższonych emisji podczas rozruchu. Warunki techniczne eksploatacji nowego kotła pozwolą na prowadzenie rozruchu przy włączonym elektrofiltrze i uruchomionej instalacji odsiarczania spalin. Analizę rozprzestrzeniania przeprowadzono dla następujących substancji: SO2, NOx (jako NO2), pył zawieszony PM2,5 i PM10, CO, HF, HCl, NH3, Hg, As, Cd, Cr, Mn, Ni, Pb, V, Co, Cu, Zn, benzo(a)piren. Przestrzenne rozkłady stężeń zanieczyszczeń wyznaczone zostały w obszarze o promieniu 145 km od Elektrowni TURÓW przy zastosowaniu dwóch rozdzielczości siatek receptorów: - w zasięgu do około 20 km od źródła rozdzielczość siatki wyniosła 1 km, - w zasięgu od około 20 km do około 145 km od źródła rozdzielczość siatki wyniosła 5 km. Schemat siatki obliczeniowej przedstawia rysunek 6. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 45 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Rysunek 6. Schemat siatki obliczeniowej rozprzestrzeniania substancji Ze względu na specyfikę położenia elektrowni uwzględniono oddziaływanie transgraniczne instalacji na obszarach Niemiec oraz Czech. Dodatkowo określono oddziaływanie Elektrowni na obszary Natura 2000 znajdujące się w promieniu do 145 km od instalacji. Obliczenia stężeń zanieczyszczeń przeprowadzono: 1) w oparciu o emisje roczne określone na podstawie emisji maksymalnej i rzeczywistego czasu pracy źródeł uzyskując w ten sposób uśrednione oddziaływanie obiektu w roku obliczone wartości stężeń analizowano z uwzględnieniem poziomów dopuszczalnych i docelowych określonych w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 24 sierpnia 2012 roku w sprawie poziomów niektórych substancji w powietrzu (Dz.U.2012.1031) zarówno dla stężeń krótkookresowych jak i stężeń średnich rocznych oraz z uwzględnieniem Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 46 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 wartości odniesienia określonych w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 26 stycznia 2010 roku w sprawie wartości odniesienie dla niektórych substancji w powietrzu (Dz.U. 2010 nr 16, poz. 87) w przypadku stężeń średnich rocznych, 2) w oparciu o maksymalne godzinowe emisje zanieczyszczeń uzyskując w ten sposób możliwe najgorsze oddziaływanie instalacji na jakość powietrza w ciągu roku - obliczone wartości stężeń analizowano z uwzględnieniem wartości odniesienia określonych w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 26 stycznia 2010 roku w sprawie wartości odniesienie dla niektórych substancji w powietrzu (Dz.U. 2010 nr 16, poz. 87) w przypadku stężeń krótkookresowych. 5.7.1.1. Analiza wyników obliczeń stężeń w odniesieniu do poziomów dopuszczalnych i docelowych Stężenia zanieczyszczeń powietrza analizowane w odniesieniu do poziomów dopuszczalnych lub docelowych wyznaczone zostały na podstawie emisji średniej rocznej, uwzględniającej rzeczywisty czas pracy źródła. Dla każdego z analizowanych okresów eksploatacji elektrowni, tj. do 31 grudnia 2015 roku (stan istniejący), od 1 stycznia 2016 do 30 czerwca 2020 roku oraz od 1 lipca 2020 roku poziomy dopuszczalne oraz docelowe dla wszystkich analizowanych substancji są dotrzymane. 5.7.1.2. Analiza wyników obliczeń stężeń w odniesieniu do wartości odniesienia Stężenia zanieczyszczeń powietrza do oceny względem wartości odniesienia dla stężeń jednogodzinnych wyznaczone zostały na podstawie emisji maksymalnej. Emisja maksymalna (godzinowa) wprowadzana jest do modelu jako wartość stała dla całego okresu obliczeniowego (roku obliczeniowego) bez uwzględnienia faktycznego czasu pracy emitora. Takie podejście zapewnia, iż w analizowanym okresie dla emisji maksymalnej wyznaczone zostaną stężenia dla wszystkich, również możliwie najgorszych z punktu widzenia dyspersji zanieczyszczeń warunków meteorologicznych. Stężenia średnie dla roku obliczane są natomiast z zastosowaniem średniej emisji względem czasu pracy emitora, jak zostało to wyjaśnione w przypadku poziomów dopuszczalnych. Dla każdego z analizowanych okresów eksploatacji elektrowni, tj. do 31 grudnia 2015 roku (stan istniejący), od 1 stycznia 2016 do 30 czerwca 2020 roku oraz od 1 lipca 2020 roku wartości odniesienia dla wszystkich analizowanych substancji są dotrzymane. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 47 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.7.1.3. Oddziaływanie transgraniczne Obliczenia rozprzestrzenienia się zanieczyszczeń przeprowadzono w zasięgu 145 km od Elektrowni TURÓW. Źródła emisji elektrowni zlokalizowane są około 600 m od granicy z Republiką Federalną Niemiec oraz 6 km od granicy z Republiką Czeską. Stężenia zanieczyszczeń powietrza wyznaczone dla krótkookresowych wartości odniesienia obliczono na podstawie emisji maksymalnych substancji - emisja maksymalna oznacza najgorszy możliwy przypadek emisji. Natomiast stężenia wyznaczone w celu sprawdzenia, czy dotrzymane zostały poziomy docelowe albo dopuszczalne oraz roczne wartości odniesienia obliczono z emisji średnich rocznych substancji. Stężenia na obszarze Republiki Federalnej Niemiec Dla każdego z analizowanych okresów eksploatacji elektrowni, tj. do 31 grudnia 2015 roku (stan istniejący), od 1 stycznia 2016 do 30 czerwca 2020 roku oraz od 1 lipca 2020 roku stężenia substancji wyznaczone na obszarze Niemiec z całkowitej emisji z Elektrowni TURÓW nie przekraczają poziomów dopuszczalnych lub docelowych oraz nie przekraczają wartości odniesienia. Stężenia na obszarze Republiki Czeskiej Dla każdego z analizowanych okresów eksploatacji elektrowni, tj. do 31 grudnia 2015 roku (stan istniejący), od 1 stycznia 2016 do 30 czerwca 2020 roku oraz od 1 lipca 2020 roku stężenia substancji wyznaczone na obszarze Czech z całkowitej emisji z Elektrowni TURÓW nie przekraczają poziomów dopuszczalnych lub docelowych oraz nie przekraczają wartości odniesienia. 5.7.1.4. Oddziaływanie Elektrowni TURÓW na obszary Natura 2000 Ocenie poddano stężenia zanieczyszczeń w obszarach Natura 2000 zlokalizowanych w promieniu 145 km od Elektrowni TURÓW. Całkowity obszar obliczeniowy obejmował powierzchnię 132 037 km2, na której znajdują się łącznie 934 obszary Natura 2000 (402 w Republice Federalnej Niemiec, 120 w Polsce i 412 w Republice Czeskiej). Dla każdego z nich wyznaczono średnie stężenie każdej substancji wraz z wartością udziału procentowego w poszczególnych normach jakości powietrza, tj. w wartościach odniesienia oraz poziomach dopuszczalnych lub docelowych. Dla żadnej z analizowanych substancji w obszarach Natura 2000 nie zostały przekroczone poziomy odniesienia, poziomy dopuszczalny lub docelowe. Najwyższe stężenia w stosunku do wartości odniesienia otrzymano dla jednogodzinnych stężeń dwutlenku siarki (19 %) dla okresu przejściowego eksploatacji na obszarach Natura Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 48 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 2000 znajdujących się na obszarze Polski - Przełomowa Dolina Nysy Łużyckiej oraz na obszarze Niemiec - Neiβetal i Neiβegebiet. 5.7.1.5. Depozycja substancji pyłowej Załącznik 1 do rozporządzenia Ministra środowiska z dnia 26 stycznia 2010 roku w sprawie wartości odniesienia dla niektórych substancji w powietrzu określa wartości odniesienia opadu substancji pyłowej dla ołowiu, kadmu i pyłu ogółem. Przeprowadzono obliczenia całkowitej depozycji wymienionych substancji dla emisji z instalacji Elektrowni TURÓW w siatce o rozdzielczości 1 km i zasięgu około 20 km od elektrowni z wykorzystaniem modelu CALMET/CALPUFF. Dla każdego z analizowanych okresów eksploatacji elektrowni, tj. do 31 grudnia 2015 roku (stan istniejący), od 1 stycznia 2016 do 30 czerwca 2020 roku oraz od 1 lipca 2020 roku maksymalne wartości opadu ołowiu, kadmu i pyłu ogółem wystąpiły bezpośrednio w sąsiedztwie źródeł emisji. Ze względu na ich znikome udziały w wartościach odniesienia (0,0020,62 %) można uznać, iż elektrownia praktycznie nie oddziałuje w zakresie depozycji ołowiu, kadmu i pyłu ogółem. 5.7.2. Wpływ chłodni kominowych na klimat lokalny Chłodnie kominowe o naturalnym ciągu powietrza emitują przez większą część roku powietrze o podwyższonej temperaturze i wilgotności w stosunku do powietrza otaczającego. Nasycone parą wodną powietrze o temperaturze około 10-15 oC wyższej od temperatury powietrza otaczającego, wydobywa się z chłodni kominowych do atmosfery z prędkością 3-5 m/s tworząc wyodrębnioną z otoczenia smugę, w której zachodzą procesy mieszania, konwekcji, parowania i kondensacji pary wodnej. Przebieg tych procesów zależy od warunków meteorologicznych (szczególnie prędkości wiatru i wilgotności) oraz wymiarów powstających kropel wody. Z punktu widzenia zjawisk fizycznych występujących w smudze są one bliskie procesom występującym w chmurach. W analizie i ocenie uwzględniono następujące efekty wywołane emisją pary wodnej: - długość i wysokość smugi, - zamglenie i oblodzenie spowodowane smugą, - wzrost wilgotności względnej, - wzrost temperatury powietrza, - indeks cieplny. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 49 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Emisja pary wodnej z emitorów Elektrowni TURÓW po uruchomieniu instalacji odsiarczania spalin bloków 4-6 oraz nowego bloku energetycznego z chłodnią kominową może oddziaływać na klimat w skali lokalnej. Przeprowadzone analizy pozwalają na sformułowanie poglądu, że w odniesieniu do obiektów o mocy rzędu kilku tysięcy megawatów wpływ chłodni na chmury i opady jest niewielki, a więc nieszkodliwy dla środowiska. Zawiera się on w granicach naturalnych fluktuacji zmienności parametrów meteorologicznych. Oddziaływanie Elektrowni TURÓW na klimat i związane z nim bezpośrednio inne komponenty środowiska będzie niewielki. Przejawiać się ono może w następujący sposób. 1. Niewielkie zwiększenie intensywności jednorazowych opadów na skutek wymywania ze smugi kropel wody przez przechodzący przez nią opad. W odległości do około 5-7 km smugi z chłodni mogą powodować nasilenie jednorazowych opadów deszczu lub śniegu o kilka procent, w odległościach dalszych zjawisko praktycznie nie występuje. 2. Niewielki wzrost opadów, w szczególności z chmur warstwowych, w promieniu kilkunastu kilometrów od elektrowni, zwłaszcza po stronie zawietrznej. Wzrost opadów spowodowany emisją pary wodnej z instalacji elektrowni można oszacować na poziomie do 5 % opadu naturalnego, który wystąpiłby w tym rejonie (około 600 - 700 mm). 3. Niewielki spadek czasu nasłonecznienia terenu w odległości do kilku kilometrów od elektrowni nie przekraczający 5 %. 4. Zakłócenie naturalnych procesów konwekcyjnych przejawiające się możliwością powstawania szlaków kumulusowych (kilkanaście dni w roku), dodatkowej inicjalizacji konwekcji i ewentualnym wzrostem liczby dni z burzą w rejonie elektrowni. 5. W szczególnie sprzyjających warunkach meteorologicznych ewentualne zwiększenie liczby i gęstości mgieł, a także opadów marznącej mżawki w odległościach do kilkunastu kilometrów od chłodni i związanych z nimi oblodzeń (niezależnie od oblodzenia w rejonie wypadania unosu). 6. Zmiany temperatury przy powierzchni ziemi w stosunku do wartości naturalnych. W warunkach ekstremalnie stabilnych atmosfery wartość tę oszacowano maksymalnie na 2 oC. Z kolei cień spowodowany przez smugę może prowadzić okresowo do spadku temperatury o około 1 oC na wysokości 2 m nad ziemią. Nocą w szczególnych warunkach atmosferycznych (cisza przy powierzchni ziemi) lokalnie notowane mogą być temperatury o około 1-2 oC wyższe niż na terenie otaczającym, co wynika ze zmiany bilansu promieniowania spowodowanego przez smugę. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 50 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Obliczenia wykonane modelem CALMET/CALPUFF w zakresie oddziaływania na parametry klimatyczne nie wykazały istotnego wpływu Elektrowni TURÓW. Określony obliczeniowo zasięg oddziaływania chłodni jest raczej lokalny (500-600 m dla zamgleń i oblodzeń oraz do 1,5 km dla podwyższonej wilgotności względnej powietrza). Prognozowany wzrost wilgotności powietrza może wynieść 1 % i nie powinien powodować odczucia dyskomfortu u okolicznych mieszkańców ze względu na sporadyczność występowania tego zjawiska. 5.7.3. Oddziaływanie na wody powierzchniowe 5.7.3.1. Zasięg oddziaływania zrzutów ścieków z kolektora B Odległość od miejsca zrzutu ścieków do miejsca, w którym nastąpi całkowite wymieszanie zanieczyszczeń wprowadzonych do rzeki uwarunkowana jest takimi czynnikami jak meandry rzeki, jej głębokość, szybkość przepływu, miejsce wprowadzenia ścieków w przekroju rzeki. Zależnością najczęściej stosowaną do określenia tej odległości jest równanie Fischera. Informacje na temat parametrów koryta Miedzianki i prędkości przepływu w przekroju powyżej ujścia kolektora B niezbędne do wykonania obliczeń uzyskano z dokumentacji opracowanej przez Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej Oddział we Wrocławiu dla celów niniejszego wniosku. Dla wylotu kolektora B całkowite wymieszanie odprowadzanych ścieków z wodami Miedzianki nastąpi po 120 m dla przepływu WWQ, po 56 m dla przepływu SWQ, po 60 m dla przepływu SSQ oraz po 72 m dla przepływu SNQ. 5.7.3.2. Wpływ zrzutów ścieków z terenu Elektrowni TURÓW na stan JCWP Analizę wpływu zrzutu ścieków z terenu Elektrowni TURÓW, z uwzględnieniem nowego bloku, na stan jednolitych części wód powierzchniowych „Miedzianka od granicy Państwa do Nysy Łużyckiej” (kod PLRW60004174169) i „Nysa Łużycka od Miedzianki do Pliessnitz” (kod PLRW60001017431) oraz realizację celów środowiskowych dla nich określonych przeprowadzono dla trzech rodzajów zanieczyszczeń - sumy chlorków i siarczanów, rtęci oraz kadmu. Wpływ zrzutów ścieków zawierających chlorki i siarczany na stan JCWP Obliczone stężenie sumy chlorków i siarczanów w Miedziance poniżej zrzutu oczyszczonych ścieków z OŚP wylotem kolektora B wyniesie 302,52 mg (Cl+SO4)/dm3. Przyrost stężenia sumy chlorków i siarczanów w rzece po zrzucie ścieków wyniesie zatem 3 70,52 mg (Cl+SO4)/dm w stosunku do stężeń sumy chlorków i siarczanów powyżej wylotu kolektora B. Jak wykazuje powyższa analiza uruchomienie nowego bloku nie spowoduje Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 51 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 nieosiągnięcia przez Miedziankę celu środowiskowego w postaci dobrego potencjału ekologicznego dla sumy chlorków i siarczanów, tj. II klasy jakości wód - stężenia sumy chlorów i siarczanów w wodach rzeki po zrzucie oczyszczonych ścieków z OŚP spełnią wymagania dla klasy II. Obliczone stężenie sumy chlorków i siarczanów w Nysie Łużyckiej poniżej ujścia rzeki Miedzianki wyniesie 180,86 mg (Cl+SO4)/dm3. Przyrost stężenia sumy chlorków i siarczanów wyniesie 50,51 mg (Cl+SO4)/dm3 w stosunku do stężeń sumy chlorków i siarczanów powyżej ujścia Miedzianki. Jak wykazały przeprowadzone obliczenia i analiza, uruchomienie nowego bloku nie spowoduje nieosiągnięcia przez Nysę Łużycką celu środowiskowego w postaci dobrego stanu ekologicznego dla sumy chlorków i siarczanów, tj. II klasy jakości wód - stężenia sumy chlorów i siarczanów w Nysie Łużyckiej poniżej ujścia Miedzianki spełnią wymagania dla klasy II. Wpływ zrzutów ścieków zawierających lub mogących zawierać rtęć na stan JCWP Ładunek rtęci w przekroju przyujściowym Miedzianki po wprowadzeniu ścieków z elektrowni dla stanu po uruchomieniu nowego bloku energetycznego wynosić będzie 0,88296 kg/rok, zaś stężenie rtęci 0,0342 μg/l, czyli będzie mniejsze od stężenia dopuszczalnego wynoszącego 0,05 µg/l. Ładunek rtęci w wodach Nysy Łużyckiej w przekroju poniżej ujścia Miedzianki wyniesie 1,602 kg/rok (0,1829 g/h), zaś stężenie rtęci wyniesie 0,0159 µg/l, czyli będzie mniejsze od stężenia dopuszczalnego 0,05 µg/l. Wpływ zrzutów ścieków mogących zawierać kadm na stan JCWP Stężenie kadmu w wodach Miedzianki poniżej zrzutu ścieków z oczyszczalni ścieków przemysłowych po wprowadzeniu ścieków z elektrowni dla stanu po uruchomieniu nowego bloku energetycznego wyniesie 0,043 µg/l, czyli będzie mniejsze od dopuszczalnego stężenia średniorocznego wynoszącego 0,25 µg/l. Stężenie kadmu w wodach Nysy Łużyckiej poniżej ujścia Miedzianki wyniesie 0,064 µg/l, czyli będzie mniejsze od dopuszczalnego stężenia średniorocznego wynoszącego 0,25 µg/l. 5.7.4. Wpływ na wody podziemne Elektrownia TURÓW nie eksploatuje ujęć wód podziemnych, natomiast rozwiązania gospodarki wodno-ściekowej oraz gospodarki odpadami (szczelne tace z odpowiednią retencją chroniące zbiorniki olejów i chemikaliów oraz utwardzone i wyprofilowane podłoże, Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 52 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 system odwodnienia z urządzeniami podczyszczającymi itp.) zabezpieczą przed przenikaniem zanieczyszczeń do środowiska gruntowo-wodnego. Rzeka Miedzianka zlokalizowana jest w obrębie jednolitej części wód podziemnych JCWPd nr 89. W 2013 roku Wojewódzki Inspektorat Ochrony Środowiska we Wrocławiu objął JCWPd nr 89 monitoringiem operacyjnym. Ta jednolita część wód podziemnych zagrożona jest nie osiągnięciem dobrego stanu chemicznego. Przeprowadzone badania wykazały, że wody zarówno w poborze wiosennym, jak i jesiennym, charakteryzowały się dobrą jakością (klasa I, II lub III). Identyczne wyniki uzyskano w 2012 roku. Zrzut oczyszczonych ścieków z Elektrowni TURÓW w ilościach i składzie określonych w warunkach korzystania z wód nie ma wpływu na stan jednolitej części wód podziemnych JCWPd 89 - nie powoduje zakłóceń w stosunkach wodnych ujęć wody podziemnej i nie wpływa na warunki hydrochemiczne wód podziemnych. 5.7.5. Oddziaływanie emisji hałasu Podstawą do oceny oddziaływania hałasu nowego bloku i określenia wymagań dla istniejącej instalacji elektrowni jest uzgodnienie dotyczące udziału emisji hałasu z istniejącej i nowej instalacji na terenach prawnie chronionych przed hałasem, znajdujących się w obszarze wspólnego oddziaływania nowego bloku i instalacji istniejącej: - ograniczenie poziomu hałasu od istniejącej instalacji co najmniej do 42 dB w porze nocy dla terenów zabudowy mieszkaniowej, w terminie do 30.06.2020 roku, - dopuszczalny poziom hałasu dla instalacji nowego bloku - maksymalnie 42 dB w porze nocy dla terenów zabudowy mieszkaniowej. Wypadkowy poziom hałasu emitowanego z terenu elektrowni po rozbudowie o nowy blok energetyczny i modernizacji istniejącej instalacji powinien spełniać wymagania w zakresie ochrony środowiska przed hałasem zapisane w aktualnym pozwoleniu zintegrowanym dla PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia TURÓW. Badania i analizy akustyczne przeprowadzone zostały metodą obliczeniową z wykorzystaniem opracowanego we wcześniejszych pracach modelu obliczeniowego hałasu emitowanego z terenu elektrowni, który został zaktualizowany i zmodyfikowany na potrzeby analizy akustycznej. Na podstawie map i dokumentacji przekazanych przez projektantów model obliczeniowy hałasu dla elektrowni dla stanu istniejącego został przetworzony i zmodyfikowany w celu zbudowania modelu dla stanu projektowanego po uruchomieniu nowego bloku. W modelu zagospodarowania terenu elektrowni: - zamodelowano projektowane obiekty kubaturowe instalacji nowego bloku, Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 53 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 - zamodelowano obiekty kubaturowe powstającej instalacji mokrego odsiarczania spalin bloków 4-6 oraz inne nowe i projektowane obiekty (np. budynki falowników). 5.7.5.1. Określenie oddziaływania hałasu projektowanego bloku energetycznego Dla dopuszczalnych poziomów mocy akustycznych obiektów i instalacji nowego bloku przyjętych w dokumentacji projektowej prognozowany poziom hałasu we wszystkich punktach obliczeniowych zlokalizowanych na terenach zabudowy mieszkaniowej jest mniejszy od 42 dB. Spełnia zatem postawione wymagania. Obszarem newralgicznym oddziaływania hałasu nowego bloku są tereny zabudowy mieszkaniowej osiedla Trzciniec Dolny ze względu na małą odległość między zabudową a obiektami i instalacjami nowego bloku. Dominującym źródłem hałasu na tym terenie jest chłodnia kominowa. Na osiedlu Zatonie w rejonie ul. Mickiewicza oraz na osiedlu Trzciniec Dolny w rejonie zabudowy przy ul. Młodych Energetyków 5 istotnym źródłem hałasu jest także układ nawęglania nowego bloku. Należy stwierdzić, iż w celu spełniania wymagania LA ≤ 42 dB konieczne było postawienie bardzo wysokich wymagań akustycznych dla obiektów układu nawęglania, zarówno dla emisji hałasu z budynku kruszarkowni i wież przesypowych jak i dla zewnętrznych urządzeń takich jak wentylatory wyciągowe czy centrale wentylacyjne. 5.7.5.2. Określenie oddziaływania hałasu elektrowni po projektowanej rozbudowie i modernizacji Po wybudowaniu nowego bloku energetycznego, zgodnie z wymaganiami w zakresie ochrony podanymi w analizie akustycznej do projektu nowego bloku, wymaganiami akustycznymi dla układu nawęglania określonymi w analizie akustycznej wykonanej dla celów niniejszego wniosku oraz po zrealizowaniu działań modernizacyjnych dla istniejącej instalacji bloków 1­6, poziom hałasu emitowanego przez instalacje i urządzenia Elektrowni TURÓW będzie spełniał wymagania w zakresie ochrony środowiska przed hałasem. Punktem newralgicznym ze względu na oddziaływania hałasu istniejącej instalacji jest rejon ul. Mickiewicza 4, gdzie prognozowany poziom hałasu w porze nocy wynosi 45,5 dB i jest wypadkowym wynikiem oddziaływania wszystkich źródeł hałasu. Na obecnym etapie analiz oszacowane przekroczenie o 0,5 dB nie jest przekroczeniem istotnym, mieści się w granicy błędu obliczeń. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 54 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.7.6. Oddziaływanie na środowisko gospodarki odpadami Elektrownia przestrzega hierarchii sposobów postępowania z wytworzonymi odpadami określonej w art. 17 ustawy z dnia 14 grudnia 2012 roku o odpadach, tj. wytworzone odpady przekazywane są w pierwszej kolejności do odzysku, a unieszkodliwianiu poddawane są tylko te odpady, dla których odzysk nie jest możliwy. Elektrownię prowadzi działania mające na celu zapobieganie powstawaniu odpadów lub ograniczaniu ich ilości i negatywnego oddziaływania na środowisko polegają na: Ø racjonalnym gospodarowaniu materiałami i surowcami oraz maszynami i urządzeniami, Ø utrzymywaniu poszczególnych elementów instalacji w dobrym stanie technicznym (regularne przeglądy techniczne prowadzone przez uprawnione podmioty), Ø selektywnym magazynowaniu odpadów, Ø szkoleniu pracowników w zakresie postępowania z odpadami, Ø magazynowaniu odpadów, do czasu odbioru, w sposób ograniczających ich negatywny wpływ na środowisko oraz w specjalnie w tym celu przygotowanych i wyznaczonych miejscach, Ø przestrzeganiu hierarchii sposobów postępowania z wytworzonymi odpadami określonej w art. 17 ustawy z dnia 14 grudnia 2012 roku o odpadach, Ø przekazywaniu odpadów wyłącznie podmiotom posiadającym stosowne zezwolenia w zakresie gospodarki odpadami. 5.7.7. Oddziaływanie promieniowania elektromagnetycznego Wszystkie urządzenia nowego bloku, które będą emitować promieniowanie elektromagnetyczne o wartościach granicznych na napięciu minimum 110 kV, tj: - transformator blokowy, - transformator odczepowy, - linia napowietrzna 400 kV pomiędzy transformatorem a wyprowadzeniem sieci do stacji Mikułowa, będą znajdować się na terenie zakładu, a zasięg oddziaływania pola elektromagnetycznego wytwarzanego przez te urządzenia nie przekroczy jego granic. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 55 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.8. Przewidywane oddziaływanie transgraniczne instalacji nowego bloku Transgraniczny zasięg dotyczy następujących rodzajów oddziaływań: - emisji zanieczyszczeń do powietrza, - emisji hałasu, - wprowadzania zanieczyszczeń do wód rzeki granicznej Nysy Łużyckiej. Zagadnienia te zostały omówione we wcześniejszych punktach wniosku. Wszystkie wymienione rodzaje oddziaływań nie powodują przekraczania standardów jakości środowiska na obszarze Polski, ani na obszarach stron narażonych. 5.9. Działania i środki techniczne mające na celu zapobieganie lub ograniczanie emisji oraz oddziaływania na środowisko W tym punkcie wniosku przedstawione zostały działania i środki techniczne przewidziane do zastosowania w czasie eksploatacji nowego bloku energetycznego w celu: - ograniczania emisji substancji do powietrza, - ograniczania ilości zrzucanych ścieków i ładunków zanieczyszczeń, - ograniczania emisji hałasu, - ograniczania ilości powstających odpadów paleniskowych, - zapobieganiu oddziaływaniu na środowisko odpadów paleniskowych, - ograniczania oddziaływania na środowisko stałych odpadów z wapniowych metod odsiarczania spalin, - ograniczania emisja promieniowania elektromagnetycznego. 5.10. Praca nowego bloku energetycznego w warunkach odbiegających od normalnych Warunki pracy odbiegające od normalnych są to uzasadnione eksploatacyjnie sytuacje włączania (rozruch) lub wyłączania (zatrzymywanie) bloku energetycznego. Jest to związane przede wszystkim z wyłączaniem bloku do planowanych remontów lub postojów, ale również może wynikać z sytuacji awaryjnych. Czas występowania takich warunków jest niewspółmiernie krótszy od czasu trwania pracy w warunkach normalnych. Zgodnie z art.157a ust. 1 pkt 3 ustawy Prawo ochrony środowiska do czasu użytkowania źródła spalania paliw nie wlicza się okresów rozruchu i wyłączenia. W tym punkcie wniosku przedstawiono warunki dla określenia okresów rozruchu i wyłączenia nowego bloku zgodnie z decyzją wykonawczą Komisji z dnia 7 maja 2012 roku dotycząca określania okresów rozruchu i wyłączenia do celów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych ustanawiająca przepisy dotyczące określenia okresów rozruchu i wyłączenia. Zaproponowano również środki Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 56 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 minimalizujące okresy rozruchów i włączeń instalacji oraz środki zapewniające uruchomienie wszystkich urządzeń służących redukcji emisji tak szybko jak jest to możliwe pod względem technicznym. 5.11. Monitorowanie procesów technologicznych istotnych z punktu wymagań ochrony środowiska i wielkości emisji W tym punkcie wniosku przestawiono sposoby kontroli lub monitoringu parametrów następujących procesów technologicznych: 1) parametrów technologicznych: - procesu spalania poprzez monitorowanie następujących parametrów, - pracy elektrofiltrów poprzez monitorowanie następujących parametrów, - pracy instalacji odsiarczania spalin, - pracy instalacji odazotowania spali, 2) gospodarki surowcowo-materiałowej, 3) efektywności wykorzystania zasobów, 4) ilości zużywanego węgla, 5) zużycia energii na potrzeby własne, 6) emisji zanieczyszczeń do powietrza, 7) emisji hałasu, 8) ilości zużywanej wody oraz ilości i jakości odprowadzanych ścieków, 9) ilości wytwarzanych odpadów i sposobu postępowania z nimi. 5.12. Proponowane sposoby zapobiegania występowaniu i ograniczania skutków awarii W tym punkcie przedstawiono sposoby zabezpieczeń, które będą zastosowane dla instalacji nowego bloku energetycznego. Są nimi zasady projektowania, proponowane rozwiązania techniczne i technologiczne oraz zasady organizacji pracy i eksploatacji instalacji mające na celu zabezpieczenie przed: - pożarem, - wybuchem pyłu węglowego, - wyciekiem oleju, - wyciekiem niebezpiecznej substancji chemicznej. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 57 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 5.13. Porównanie proponowanej techniki z najlepszymi dostępnymi technikami Dokonano syntetycznej, tabelarycznej analizy zgodności zastosowanych technik z wymaganiami Najlepszej Dostępnej Techniki (BAT) dla projektowanego nowego bloku energetycznego w przedstawionym poniżej zakresie. Przedmiot oceny/ Komponent środowiska/ Parametr systemu podlegający ocenie Technologia spalania Nawęglanie i gospodarka sorbentem, gospodarka popiołem Układ paliwa rozpałkowego Zabezpieczenie przeciwpożarowe miejsc magazynowania materiałów łatwopalnych Sprawność cieplna bloku Odniesienie do dokumentu referencyjnego BREF LCP 4.5.4. Combustion BREF LCP 4.5.2. Unloading, storage and handling of fuel and additives BREF LCP Executive summary BREF LCP Executive summary BREF LCP Executive summary BREF LCP 4.5.5. Thermal efficiency BREF LCP 2.7.9. Generic technical measures to increase LCP efficiency Przygotowanie paliwa do spalania BREF LCP 4.1.3.2. Fuel preparation for pulverized lignite combustion Sprawność kotła BREF LCP 4.1.8.1. Boiler efficiency Emisja pyłu BREF LCP 4.5.6. Dust Emisja metali ciężkich BREF LCP 4.5.7. Heavy metals Emisja dwutlenku siarki BREF LCP 4.5.8. SO2 emissions Emisja tlenków azotu BREF LCP 4.5.9. NOx emission Emisja tlenku węgla BREF LCP 4.5.10. Carbon monoxide Emisja fluorowodoru i chlorowodoru BREF LCP 4.5.11. Hydrogen fluoride (HF) and hydrogen chloride (HCl) Emisja amoniaku BREF LCP 4.5.12. Ammonia (NH3) Emisja do wód powierzchniowych BREF LCP 4.5.13. Water pollution BREF LCP 3.10. Techniques to control releases to water Wytwarzanie odpadów BREF LCP 1.3.4. Combustion residues and by-products BREF LCP 4.5.14. Combustion residues BREF LCP 4.1.11. Combustion residues and by-products treatment Układ chłodzenia BREF Systemy chłodzenia. 2. Technologiczne aspekty stosowanych układów chłodzenia BREF Systemy chłodzenia. 4.3. Ograniczanie zużycia energii BREF Systemy chłodzenia. 4.4. Ograniczanie zużycia wody BREF Systemy chłodzenia. 4.5. Ograniczenie ingerencji w środowisko bytowania ryb i innych organizmów BREF Systemy chłodzenia. 4.6. Ograniczenie oddziaływania na wodę BREF Systemy chłodzenia. 4.7. Ograniczenie oddziaływania na powietrze BREF Systemy chłodzenia. 4.8. Ograniczanie emisji hałasu BREF Systemy chłodzenia. 3.6.2. Ograniczanie emisji hałasu BREF LCP 3.13. Cooling techniques BREF LCP 4.1.4.1. Condensing power plants Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 58 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 Przedmiot oceny/ Komponent środowiska/ Odniesienie do dokumentu referencyjnego Parametr systemu podlegający ocenie Hałas BREF LCP 1.3.5. Noise emissions BREF LCP 3.12. Measures to control noise emissions Monitoring procesu BREF LCP 3.14. Emission monitoring and reporting BREF Monitoring. Zakres 5.14. Przewidywane sposoby zapobiegania emisjom substancji powodujących ryzyko do gleby, ziemi i wód gruntowych oraz sposoby i częstotliwość wykonywania badań zanieczyszczenia gleby, ziemi i wód gruntowych Potencjalne zagrożenie zanieczyszczeniem gleby, ziemi i wód gruntowych na terenie lokalizacji instalacji nowego bloku energetycznego będzie identyczne jak zidentyfikowane dla istniejących bloków 1-6. Stwarzać je będą stosowane substancje powodujące ryzyko - oleje mineralne i syntetyczne oraz substancje chemiczne, ale tylko wówczas, gdy podczas pracy lub powstałej awarii (np. wycieku) będą niesprawne bądź ulegną uszkodzeniu zastosowane urządzenia zabezpieczające. Prowadzenie eksploatacji urządzeń w sposób prawidłowy, zgodny z obowiązującymi instrukcjami eksploatacji zmniejsza do minimum ryzyko powstania awarii, a tym samym prawdopodobieństwo zanieczyszczenia. W tym punkcie wniosku scharakteryzowane potencjalne zagrożenia oraz sposoby zapobiegania emisji substancji powodujących ryzyko, związane z eksploatacją następujących instalacji nowego bloku energetycznego: - turbozespół - zagrożenie wyciekiem oleju, - elektrofiltr - zagrożenie wyciekiem oleju, - transformatory blokowy, odczepowy, rezerwowy - zagrożenie wyciekiem oleju, - stacja przygotowania wody - zagrożenie wyciekiem substancji chemicznych, - punkt rozładunku oraz magazyn oleju opałowego lekkiego - zagrożenie wyciekiem oleju. W Elektrowni TURÓW wdrożony został system monitoringu substancji powodujących ryzyko w związku z eksploatacją bloków 1-6. Proponuje się rozszerzyć go w takim samym zakresie na tereny lokalizacji wymienionych powyżej instalacji związanych z eksploatacją nowego bloku energetycznego. 5.15. Kwalifikacja zakładu ze względu na możliwość wystąpienia poważnej awarii przemysłowej Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 10 października 2013 roku w sprawie rodzajów i ilości substancji niebezpiecznych, których znajdowanie się w zakładzie decyduje o zaliczeniu go do zakładu o zwiększonym ryzyku albo zakładu o dużym ryzyku wystąpienia Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 59 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 poważnej awarii przemysłowej (Dz.U.2013.1479), Elektrownia TURÓW jest zakładem o zwiększonym ryzyku wystąpienia poważnej awarii przemysłowej ze względu na możliwość magazynowania 3350 Mg oleju opałowego ciężkiego (mazutu). Zgodnie z listą substancji niebezpiecznych (tabela 1 załącznika do cytowanego rozporządzenia) ciężki olej opałowy, który znajduje się na terenie zakładu w ilości: Ø od 2500 do 25000 Mg kwalifikuje go do zakładu zwiększonym ryzyku wystąpienia poważnej awarii przemysłowej, Ø powyżej 25000 Mg kwalifikuje go do zakładu o dużym ryzyku wystąpienia poważnej awarii przemysłowej. Stosowne zgłoszenie na podstawie art. 250 ust. 1 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 roku Prawo ochrony środowiska (tekst jednolity Dz.U.2013.1232 z późniejszymi zmianami) skierowane zostało w dniu 12 czerwca 2015 roku do Komendy Powiatowej Państwowej Straży Pożarnej w Zgorzelcu oraz do Wojewódzkiego Inspektoratu Ochrony Środowiska we Wrocławiu Delegatura w Jeleniej Górze. Jednocześnie ze zgłoszeniem zakładu przedłożony został „Program Zapobiegania Awariom PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Turów” opracowany zgodnie z art. 251 ust. 4 ustawy Prawo ochrony środowiska, który w myśl art. 208 ust. 6 ustawy załączony został również do wniosku o zmianę pozwolenia zintegrowanego. 5.16. Ocena stanu technicznego instalacji Elektrownia TURÓW pracuje nieprzerwanie od 1962 roku. W grudniu 2004 roku zakończono jej kompleksową modernizację i rekonstrukcję. Był to jeden z największych procesów inwestycyjnych w tej branży w Europie Środkowej, dzięki czemu została najnowocześniejszą w kraju elektrownią opalaną węglem brunatnym. Rekonstrukcja bloków polegała na likwidacji w znacznej części starej jednostki energetycznej i wybudowaniu w jej miejscu całkowicie nowej. Osiągnięto to poprzez wymianę kotłów pyłowych OP-650b bloków 1-6 na kotły fluidalne wraz instalacjami i urządzeniami powiązanymi technologicznie z blokami. Następnie wyłączano z eksploatacji kolejne bloki 7­10 z kotłami pyłowymi. Z końcem 2013 roku wyłączono ostatni blok energetyczny z kotłem pyłowym (blok 10) i obecnie eksploatowane są wyłącznie kotły fluidalne. Rekonstrukcja elektrowni polegała nie tylko na wymianie i modernizacji infrastruktury technicznej, ale również na zmianie zasadniczego procesu technologicznego. Zastąpienie kotłów pyłowych kotłami z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym, wymiana lub modernizacja podstawowej infrastruktury technicznej pozwoliła na uzyskanie stanu technicznego Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 60 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 porównywalnego ze stanem technicznym nowego obiektu. Jedynymi niemodernizowanymi obiektami z grupy podstawowych obiektów technologicznych są chłodnie kominowe. Stan techniczny chłodni kominowych, pomimo regularnych remontów, można ocenić na dostateczny do dobrego. Bardzo szczegółowa ocena stanu technicznego elektrowni została przedstawiona w dokumentacji „Stan techniczny urządzeń elektrowni w 2012 roku” opracowanym przez Wydział Planowania Operacyjnego i Koordynacji Elektrowni TURÓW w 2013 roku. Corocznie opracowywane są operacyjne plany inwestycyjne, w których określa się strukturę i wielkość nakładów inwestycyjnych na kolejny rok eksploatacji elektrowni, a ich realizacja zapewnia utrzymanie dobrego stanu technicznego instalacji. Budowa i wprowadzenie do eksploatacji nowoczesnego bloku energetycznego wpłynie na poprawę ogólnej oceny stanu technicznego instalacji. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 61 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 6. WNIOSKOWANE ZMIANY W POZWOLENIU ZINTEGROWANYM DECYZJA PZ 220/2014 ze zmianami W tym punkcie wniosku przedstawione zostały proponowane zmiany treści decyzji w zakresie następujących punktów pozwolenia zintegrowanego. 1. Zmiana decyzji w zakresie punktu I. 2. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - wstęp. 3. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - Bloki energetyczne (ppkt 1). 4. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - Układ nawęglania (ppkt 2). 5. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - Gospodarka olejowa (ppkt 4). 6. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - Systemy oczyszczania gazów spalinowych (ppkt 5). 7. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - Układ odpopielania (ppkt 6). 8. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji -Wyprowadzenie spalin (ppkt 7). 9. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. „Rodzaje i parametry instalacji” - układ chłodzenia (ppkt 8). 9. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.1. Rodzaje i parametry instalacji - układ chłodzenia (ppkt 8). 11. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.2.1. Rodzaj i ilość wykorzystywanej energii, materiałów, surowców i paliw. 12. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.2.2. Sposoby osiągania wysokiego poziomu ochrony środowiska jako całości, w tym ograniczanie potencjalnych oddziaływań transgranicznych. 13. Zmiana decyzji w zakresie punktu II.2.5. Eksploatacja instalacji w uzasadnionych technologicznie warunkach odbiegających od normalnych oraz warunki wprowadzania do środowiska substancji w takich przypadkach. 14 Zmiana decyzji w zakresie punktu II.2.6. Sposoby postępowania w przypadku zakończenia eksploatacji instalacji. 15. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.1.1.1. Warunki wprowadzania substancji do powietrza. Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 62 Wniosek o zmianę pozwolenia zintegrowanego dla instalacji Elektrownia TURÓW w Bogatyni streszczenie w języku niespecjalistycznym październik 2015 16. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.1.1.2.A. Rodzaj i ilość gazów i pyłów dopuszczonych do wprowadzania do powietrza w warunkach normalnego funkcjonowania instalacji. 17. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.1.1.2.C. Rodzaj i ilość nieobjętych standardami emisyjnymi gazów i pyłów dopuszczonych do wprowadzania do powietrza z kotłów bloków energetycznych w warunkach normalnego funkcjonowania instalacji. 18. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.1.1.3. Roczna ilość substancji zanieczyszczających dopuszczonych do wprowadzania do powietrza z instalacji spalania paliw. 19. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.1.1.4. Usytuowanie stanowisk do pomiaru wielkości emisji do powietrza ze źródeł instalacji spalania paliw oraz sposób postępowania w przypadku awarii aparatury pomiarowej służącej do ciągłego monitorowania emisji do powietrza. 20. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.2.2.1. Rodzaje i ilości odpadów dopuszczonych do wytworzenia, sposoby dalszego gospodarowania odpadami oraz miejsca i sposoby ich magazynowania. 21. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.3.2.1. Punktowe zewnętrzne źródła hałasu. 22. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.3.2.2. Źródła hałasu typu budynek. 23. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.3.2.3. Liniowe źródła hałasu. 24. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.4.1. Instalacja spalania paliw (instalacja wymagająca pozwolenia zintegrowanego). 25. Zmiana decyzji w zakresie punktu III.5.2.1. Instalacja spalania paliw (instalacja wymagająca pozwolenia zintegrowanego). Przedsiębiorstwo Badawczo-Wdrożeniowe Ochrony Środowiska EKOPOLIN strona 63
