Polskie elektrownie opalane węglem brunatnym

W artykule przedstawiono polskie elektrownie pracujące na węglu brunatnym. Opisano kalendarium powstania, dotychczasowe dokonania modernizacyjne w zakresie poprawy ich sprawności technicznej jak i też w na polu ochrony środowiska. Omówiono zamierzenia inwestycyjne w poszczególnych elektrowniach.

Wstęp

Branża węgla brunatnego w Polsce składa się z pięciu odkrywkowych kopalń węgla brunatnego i pięciu elektrowni opalanych tym paliwem [4].

Elektrownie opalane węglem brunatnym rozpoczęły pracę w następujących okresach:

- Elektrownia "Konin" - 1958 rok, o mocy 600 MW,
- Elektrownia "Adamów" - 1964 rok, o mocy 600 MW,
- Elektrownia "Pątnów" - 1967 rok, o mocy 1.200 MW,
(wymienione elektrownie tworzą obecnie
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin
w skrócie ZE PAK)
- Elektrownia Turów - 1962 rok, o mocy 2.100 MW,
- Elektrownia Bełchatów - 1981 rok, o mocy 4.360 MW.

Artykuł przedstawia dotychczasowe działania energetyki opartej na węglu brunatnym w temacie dostosowania poszczególnych siłowni do wymagań XXI wieku, w zakresie poprawy parametrów technicznych i obniżania emisji zanieczyszczeń [4, 5].

Elektrownia "Adamów"

Elektrownia "Adamów" pracuje od 1964 r. i wchodzi w skład ZE PAK SA. Jest elektrownią zawodową kondensacyjną z blokami energetycznymi w układzie kocioł-turbina. Znajduje się 3 kilometry od Turku, 30 kilometrów od Konina. Nie posiada otwartego systemu chłodzenia poprzez naturalne zbiorniki wodne. W zamkniętym układzie pracuje pięć chłodni kominowych. Oprócz energii elektrycznej "Adamów" produkuje energię cieplną dla Turku i okolic. W skład Elektrowni "Adamów" wchodzi pięć bloków energetycznych o mocy 120 MW każdy [1, 3, 4]. Na przełomie lat 80. i 90. wykonano dwuetapową modernizację elektrofiltrów w pięciu blokach energetycznych oraz instalację obniżającą poziom emisji dwutlenku azotu do atmosfery.

Panorama Elektrowni "Adamów".

Ochrona środowiska jest ważnym obszarem strategicznego działania elektrowni. Ryzyko niewłaściwego zarządzania środowiskiem naturalnym jest zagrożeniem interesów całej spółki. Usankcjonowany przez ONZ termin "czysta produkcja" jest sposobem zarządzania, który umożliwia równorzędne traktowanie ochrony środowiska i efektów produkcyjnych. Zarząd ZE PAK SA od wielu lat, w ramach zarządzania i sterowania produkcją, prowadzi działania zmierzające do ograniczania powstawania szkodliwych odpadów, emisji gazów i pyłów, a więc do wytwarzania "bardziej zielonego" produktu.

Do największych zadań realizowanych w Elektrowni "Adamów", mających na celu ochronę przyrody, zalicza się:

1. Modernizację elektrofiltrów w celu poprawy skuteczności odpalania spalin.
   
   W pierwszym etapie modernizacji elektrofiltra podwyższono konstrukcje ścian o około 3,5 m, całkowicie zmieniono wyposażenie komór (zmieniono elektrody zbiorcze i ulotowe wraz z zawieszeniami i strzepywaczami). Uzyskano sprawność odpalania w granicach 90-94%. Ze względu na zaostrzenie norm emisji pyłu, która od 1 stycznia 1998 roku wynosi 123,5 kg/h, zaistniała potrzeba rozbudowy elektrofiltra w celu osiągnięcia sprawności powyżej 99%. Dobudowana została wówczas jedna strefa w kotłach od 1 do 5 oraz zmieniono dotychczasowe wyposażenie komór w kotłach 1, 2, 3 i 4. W wyniku tego w kotłach 1, 2, 3 i 4 osiągnięto sprawność ~99,5%. W elektrofiltrze kotła nr 5 nie wymieniono wyposażenia komory, a sprawność wynosi 99,1-99,4%.

2. Rekultywację i zagospodarowanie składowisk popiołowych.
   
   Prace nad rekultywacją składowisk popiołowych rozpoczęto w ZE PAK już w latach siedemdziesiątych. W latach 1993-1997, pod naukowym nadzorem Katedry Rekultywacji Akademii Rolniczej w Poznaniu, składowisko popiołów suchego odpopielania elektrowni zostało zadarnione i zadrzewione, przestało być źródłem pylenia i elementem obcym, oszpecającym środowisko. Stan szaty roślinnej upoważnia do stwierdzenia, że temu poprzemysłowemu nieużytkowi nadana została wartość przyrodnicza.

3. Wykonanie instalacji ograniczającej emisję tlenków azotu do atmosfery (NO_x).
   
   Spaliny emitowane w sposób ciągły do atmosfery są ubocznym produktem w procesie wytwarzania energii elektrycznej. Zawierają m.in. szkodliwe dla organizmu ludzkiego oraz przyrody tlenki azotu. Od 1996 roku, w ramach ekologicznego rozwoju przedsiębiorstwa, w Elektrowni "Adamów", sukcesywnie w poszczególnych blokach, wdrażany był system optymalizacji spalania węgla (w cyfrowym systemie automatyki z zastosowaniem sieci neuronowej w celu ograniczenia azotu poniżej poziomu 450 mg/Nm³ określonego Rozporządzeniem Ministra Ochrony Środowiska, Zasobów Naturalnych i Leśnictwa).

4. Wybudowanie oczyszczalni ścieków.
   
   Na szczególną uwagę zasługuje zbudowana w Elektrowni "Adamów" w latach 1991-1994 oczyszczalnia ścieków. Obiekt jest przygotowany na przyjęcie ścieków przemysłowych w ilości 9.320 m³/dobę, które są oczyszczane mechanicznie. Z kolei ścieki bytowo-gospodarcze z Elektrowni "Adamów" oraz przyległych zakładów w ilości 680 m³/dobę są kierowane do części biologicznej oczyszczalni, której główny element stanowi złoże biologiczne. Efektywność oczyszczalni potwierdzają wyniki analiz ścieków. Poziom zanieczyszczeń w ściekach wprowadzonych do wód i do ziemi nie przekracza wartości dopuszczalnych.

5. Budowę instalacji wyparnej.
   
   Przy niekorzystnych warunkach meteorologicznych, głównie w okresach wiosenno-jesiennych oraz intensywnych opadów, istniało ryzyko zalania okolicznych pól zasolonymi wodami nadosadowymi oraz przedostania się ścieków do rzeki Kiełbaski, posiadającej wody w II klasie czystości. Budowa instalacji wyparnej miała rozwiązać problem nadmiaru ścieków kierowanych na mokre składowisko popiołu poprzez system hydroodpopielania kotłów parowych. Uwzględniając całkowity bilans wodno-ściekowy elektrowni, dla projektowanej instalacji zatężenia ścieków przyjęto wydajność 2.500 m³/dobę, tj. około 104 m³/h.

Produktem końcowym instalacji wyparnej jest:

• około 100 m³/h czystej wody (kondensatu), którą zagospodaruje się w obiegach elektrowni jako uzupełnienie strat obiegu wody zasilającej kotły parowe i jako uzupełnienie strat wody chłodzącej.
• około 2,8 m³/h odpadów w postaci zatężonych, gorących ścieków, które po rozcieńczeniu i schłodzeniu zwracane są do systemu odpopielania.

Efektem zamierzonej inwestycji jest:

• rozwiązywanie problemu nadwyżki ścieków w kwaterach odpopielania, a tym samym odciążenie środowiska i eliminacja zagrożenia zalania pól uprawnych,
• ograniczenie zużycia surowców w produkcji wody zdemineralizowanej i zmiękczonej, a tym samym zmniejszenie ilości ścieków z procesów chemicznego uzdatniania wody,
• mniejszy pobór wody z rzeki Kiełbaska o 100 m³/h.

Budowę budynku instalacji wyparnej rozpoczęto w 1996 roku, zakończono w 1999 roku.

Widok Elektrowni "Adamów".

Elektrownia Bełchatów

Odkrycie w latach sześćdziesiątych bogatych złóż węgla brunatnego, szacowanych na około 2 miliardy ton, stało się podstawą decyzji o budowie Zespołu Górniczo-Energetycznego Bełchatów. W roku 1975 powołana została do życia firma pod nazwą "Elektrownia Bełchatów w budowie".

Elektrownia rozwijała się w równie szybkim tempie. Już po sześciu latach od rozpoczęcia prac budowlanych - 29 grudnia 1981 roku zsynchronizowano z siecią krajową pierwszy blok energetyczny, a z Bełchatowa popłynęła najtańsza energia w Polsce. Z chwilą osiągnięcia pełnej projektowanej mocy zainstalowanej, wraz z przekazaniem do eksploatacji w dniu 12 października 1988 ostatniego bloku energetycznego, Elektrownia Bełchatów objęła absolutny prymat w krajowej produkcji energii elektrycznej. Dwanaście 360 MW bloków o łącznej mocy 4.320 MW dało jej pierwszeństwo nie tylko w Polsce, ale i w Europie. Dzisiaj wielkość ta należy już do przeszłości - dzięki rozpoczętemu w roku 1997 programowi modernizacji, moc elektrowni została zwiększona do 4.440 MW.

Roczna produkcja energii w bełchatowskiej elektrowni wynosi ok. 28 miliardów kWh, co stanowi około 19% produkcji krajowej.

Przekształcenia własnościowe zachodzące w kraju nie ominęły również elektrowni Bełchatów, która do 30 kwietnia 1999 roku działała jako przedsiębiorstwo państwowe.

W dniu 19 marca 1999 roku Minister Skarbu Państwa podpisał akt komercjalizacji przedsiębiorstwa państwowego, na podstawie którego bełchatowski potentat energetyczny od 1 maja 1999 roku działa jako Spółka Akcyjna.

Elektrownia Bełchatów.

W Grupie BOT

Perspektywa liberalizacji rynku energii i związana z wejściem Polski do Unii Europejskiej - zwiększona na nim konkurencja, sprawiły, że podjęte zostały w polskim sektorze paliwowym i elektroenergetycznym działania konsolidacyjne, w których wzięła udział także Elektrownia Bełchatów SA. W dniu 9 marca 2004 roku powołano w Łodzi spółkę BOT Górnictwo i Energetyka SA. Spółka ta, po wniesieniu do niej przez Ministra Skarbu Państwa 69% akcji każdej ze spółek założycieli stała się spółką dominującą Grupy BOT. Aby to było możliwe, wcześniej Minister Skarbu musiał zostać jedynym akcjonariuszem spółki BOT GiE SA. Stało się to na skutek przekazania w formie darowizny akcji BOT GiE SA Skarbowi Państwa przez wszystkie spółki powołujące ją do życia. W skład Grupy, której siedzibę zlokalizowano w Łodzi, weszły oprócz bełchatowskiej elektrowni: Elektrownia Opole SA, Elektrownia Turów SA Kopalnia Węgla Brunatnego Bełchatów SA i Kopalnia Węgla Brunatnego Turów SA.

Potencjał tworzonej Grupy sytuuje ją w ścisłej czołówce polskich firm. Moc zainstalowana będąca w posiadaniu Grupy BOT wynosi prawie 8 tys. MW. Grupa, której produkcja przekracza 40 TWh rocznie, jest największym producentem energii elektrycznej w kraju. Udział Grupy BOT w rynku energii będzie się kształtował na poziomie około 30 proc.

Technologia

Cykl produkcji energii elektrycznej rozpoczyna się w pobliskiej kopalni węgla brunatnego. Właśnie stamtąd lub z placu składowego, zwanego placem uśredniania, węgiel trafia do elektrowni. Dostarczany jest przenośnikami taśmowymi, a następnie, poprzez węzeł rozdzielczy znajdujący się na terenie elektrowni, za pomocą trzech galerii nawęglania przekazywany jest do kotłów.

Kotły parowe produkcji RAFAKO Racibórz (na licencji firmy Sulzer) zainstalowane w elektrowni wyposażone są w instalacje hydraulicznego odżużlania i hydraulicznego oraz pneumatycznego odpopielania.

Wytworzona w kotle para przegrzana o wysokich parametrach (ciśnienia i temperatury) przepływa rurociągami do turbiny wyprodukowanej przez Zamech Elbląg (obecnie Alstom, na licencji firmy BBC). W turbinie para rozpręża się, czemu towarzyszy przekształcenie energii cieplnej w mechaniczną. Energia mechaniczna wytworzona w turbinie, przekazywana jest poprzez sprzęgło na wał wirnika generatora produkcji Dolmel Wrocław, gdzie następuje przetworzenie energii mechanicznej w elektryczną. W celu efektywniejszego wykorzystania ciepła powstającego przy produkcji energii elektrycznej, w ramach tzw. produkcji skojarzonej, trzy ostatnie bloki energetyczne pracują jako bloki ciepłownicze. Ciepło z upustów turbin wykorzystywane jest do ogrzewania miasta Bełchatów i pobliskich zakładów przemysłowych.

W procesie produkcji energii elektrycznej powstają spaliny oraz popiół i żużel. Żużel oraz popiół (w ograniczonych ilościach) transportowany jest hydraulicznie na składowisko mokre odpadów paleniskowych "Lubień", zaś suchy popiół z lejów popiołowych pod elektrofiltrami transportowany jest do kopalni, gdzie po zmieszaniu z nadkładem, deponowany jest w wyrobisku. Docelowo odpady paleniskowe z elektrowni będą transportowane hydraulicznie i rozprowadzane po składowisku znajdującym się na wierzchowinie zwałowiska wewnętrznego kopalni. Zanieczyszczone spaliny są kierowane do wysokosprawnych elektrofiltrów, gdzie następuje ich prawie stuprocentowe odpylenie. Spaliny z bloków nr 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 i 12 po przejściu przez elektrofiltry, podawane są do instalacji odsiarczania spalin (IOS), gdzie następuje usuwanie dwutlenku siarki (SO₂). Sprawność IOS pracujących w elektrowni wynosi ponad 93%. Produktem procesu odsiarczania spalin jest wysokiej jakości gips, który jest wykorzystywany do produkcji materiałów budowlanych.

Moc elektryczna wyprowadzona jest z elektrowni do systemu krajowego poprzez rozdzielnie 220 i 400 kV, a od lutego 2001 roku, także przez rozdzielnię 110 kV. Umożliwia to dostawy energii elektrycznej bezpośrednio do systemu sieci lokalnych bez dodatkowych strat transformacji w trakcie przesyłu przez kolejne transformatory w układach najwyższych napięć.

Bloki energetyczne Elektrowni Bełchatów pracują w Krajowym Systemie Energetycznym. Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM) przesyła, w ramach regulacji częstotliwości i mocy systemu, sygnał mocy zadanej dla każdego z bloków w przedziałach:

• 240-370 MW dla bloków 1-7
• 290-370 MW dla bloków 8-12

Sterowanie wszystkimi urządzeniami dwunastu bloków energetycznych odbywa się z sześciu nastawni blokowych. Centrum sterowania ruchem elektrowni stanowi nastawnia Dyżurnego Inżyniera Ruchu Elektrowni (DIRE).

Widok Elektrowni Bełchatów.

Elektrownia na rynku energii

W lipcu 1997 r. Elektrownia Bełchatów SA zawarła z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi SA kontrakt długoterminowy (KDT) na sprzedaż energii elektrycznej do PSE, który wygasł z końcem 2005 r. W latach 1997-1999 PSE SA były wyłącznym odbiorcą energii elektrycznej z Elektrowni Bełchatów SA. Od momentu powstania rynku energii, tj. od 1 września 2001 r., do końca 2005 r. Elektrownia Bełchatów SA aktywnie uczestniczyła we wszystkich jego segmentach sprzedając z roku na rok coraz większe ilości energii poza KDT.

Aktualnie, w związku z przyjętą w Grupie BOT strategią centralizacji zadań handlowych, większość energii elektrycznej sprzedawana jest za pośrednictwem BOT Górnictwo i Energetyka SA. Jednak kontrakty zawierane przez BOT GiE SA na sprzedaż energii elektrycznej produkowanej w BOT Elektrowni Bełchatów SA podlegają akceptacji jej przedstawicieli.

Zachodzące zmiany sprawiły, że poza sprzedażą do BOT GiE SA Elektrownia Bełchatów pozostaje czynnym uczestnikiem wybranych segmentów rynku energii: Rynku Bilansującego, Rynku Praw Majątkowych prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii SA oraz rynku lokalnego.

Energia "zielona"

Mając na względzie potrzebę spełnienia zobowiązań Polski dotyczących corocznego wzrostu udziału energii pochodzącej z odnawialnych źródeł energii w całkowitej produkcji energii elektrycznej, a także korzyści, jakie przyniesie Elektrowni Bełchatów wdrożenie produkcji energii "zielonej", która jest prawie trzykrotnie droższa od "czarnej", elektrownia rozpoczęła starania o uruchomienie produkcji energii elektrycznej na bazie współspalania biomasy z węglem. W efekcie przeprowadzonych analiz Elektrownia Bełchatów podpisała umowę na dostawy biomasy ze słomy, drewna oraz łusek słonecznika do prób współspalania jej z węglem. Po pomyślnym zakończeniu prób i opracowaniu docelowej koncepcji współspalania biomasy BOT Elektrownia Bełchatów SA wystąpi do URE o rozszerzenie posiadanej koncesji na wytwarzanie energii o "zieloną" energię pochodzącą ze spalania biomasy.

Sprzedaż ciepła

Rok 2005 był kolejnym rokiem prowadzenia przez BOT Elektrownię Bełchatów SA działalności w ramach koncesji na wytwarzanie oraz przesył i dystrybucję ciepła. Ciepło jest produktem sprzedawanym wyłącznie na rynku lokalnym, ale wymagającym bardzo dużej niezawodności dostaw i dostosowania do wymagań klientów. BOT Elektrownia Bełchatów SA jest dostawcą spełniającym wszystkie oczekiwania odbiorców, oferującym ciepło po bardzo atrakcyjnych cenach i posiadającym wolne zdolności produkcyjne. Elektrownia sprzedaje ciepło kilkunastu odbiorcom. Najwięksi to: PEC Sp. z o.o., Knauf Sp. z o.o., BOT KWB Bełchatów SA, Sempertrans Bełchatów SA, Elbest Sp. z o.o.

Firma przyjazna ludziom i środowisku

Ostatnie dziesięciolecia XX wieku przyniosły ze sobą wzrost wrażliwości społeczeństw na potrzeby ochrony środowiska naturalnego. Również zakłady przemysłowe przyłączyły się do intensywnych działań na rzecz zminimalizowania negatywnego wpływu na środowisko naturalne. BOT Elektrownia Bełchatów SA jest jednym z polskich przedsiębiorstw najbardziej zaangażowanych w ten proces.

Posiadane przez elektrownię certyfikaty, tytuły i nagrody potwierdzają, że w spółce ogromną wagę przykłada się do podnoszenia standardów produkcyjnych i usługowych, dążenia do ciągłego doskonalenia procesów zarządzania, działań zmierzających do poprawy warunków pracy i ochrony zdrowia pracowników oraz przedsięwzięć mających na celu ochronę środowiska. Celem Spółki jest bowiem nie tylko utrzymanie pozycji lidera na polskim rynku energii, ale także to, by firma była przyjazna ludziom i środowisku.

Pozwolenie Zintegrowane - unijne prawo jazdy

1 maja 2004 roku Polska stała się członkiem Unii Europejskiej. Jednym z bardzo ważnych wymagań prawnych UE jest Dyrektywa Rady 96/61/WE z 24 września 1996 r. (tzw. Dyrektywa IPPC), dotycząca zintegrowanego zapobiegania i ograniczania zanieczyszczeń. Wymagania tej dyrektywy, wprowadzającej system pozwoleń zintegrowanych, uwzględnia ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo Ochrony Środowiska.

Dzięki udziałowi w międzynarodowym Projekcie - finansowanym ze środków Duńskiego Programu Współpracy w Dziedzinie Ochrony Środowiska (Dancee) - wspomagającym wdrażanie Dyrektywy IPPC w Polsce, BOT Elektrownia Bełchatów SA, jako pierwsze przedsiębiorstwo w Polsce - w kwietniu 2003 r. - otrzymała "Pozwolenie Zintegrowane", określające warunki korzystania ze środowiska naturalnego.

Zarządzanie z certyfikatami

W wypełnianiu warunków zapisanych w pozwoleniu zintegrowanym bardzo pomocne jest funkcjonowanie w elektrowni, od 2001 roku, Systemu Zarządzania Środowiskowego. Wprowadzenie w przedsiębiorstwie tego systemu, opartego na wymaganiach normy PN-EN-ISO 14001, pomogło usystematyzować wszystkie działania na rzecz środowiska naturalnego. Efektem jest stały monitoring emisji i zrzutów zanieczyszczeń, ich ciągła minimalizacja oraz coraz oszczędniejsze wykorzystanie zasobów naturalnych.

Elektrownia Bełchatów od kilku już lat doskonali swój system zarządzania. Działania te rozpoczęto w roku 2001 od opracowania i wdrożenia do swojej praktyki Zintegrowanego Systemu Zarządzania Środowiskiem i BHP. PCBC przyznał w styczniu 2002 r. dla tego systemu certyfikat nr BS-1/1/2002. W następnym roku opracowano i wdrożono System Zarządzania Jakością oraz połączono go z dotychczas funkcjonującym systemem w jeden: Zintegrowany System Zarządzania Jakością Środowiskiem i BHP. W marcu 2003 roku Elektrownia Bełchatów otrzymała certyfikat PCBC nr JBS - 43/1/2003 na Zintegrowany System Zarządzania Jakością, Środowiskiem i BHP oraz certyfikat IQNet nr PL-JBS - 43/1/2003 na zintegrowany System Zarządzania Jakością i Środowiskiem.

W ramach ciągłego doskonalenia systemu zarządzania zarząd Elektrowni Bełchatów w roku 2004 zadecydował o rozszerzeniu funkcjonującego ZSZ ISO o System Zarządzania Bezpieczeństwem Informacji - zgodny z wymaganiami normy PN-I07799-2. Budowa i integracja SZBI w ramach ZSZ ISO zakończona została pozytywnie 1 lipca 2005 r., zaś w marcu 2006 roku elektrownia otrzymała certyfikat PCBC nr JBSI - 1/1/2006 na Zintegrowany System Zarządzania Jakością, Środowiskiem, BHP i Ochroną Informacji oraz certyfikat IQNet nr PL-JBSI - 1/1/2006 na Zintegrowany System Zarządzania Jakością, Środowiskiem i Ochroną Informacji w zakresie: wytwarzania oraz sprzedaży energii elektrycznej i ciepła, usług remontowych, telekomunikacyjnych i zaopatrzeniowych, działań na rzecz ochrony środowiska, poprawy warunków pracy i ochrony zdrowia pracowników, bezpieczeństwa informacji.

Panorama Elektrowni Bełchatów.

Ochrona powietrza atmosferycznego

Ograniczenie emisji pyłów

BOT Elektrownia Bełchatów SA zdając sobie sprawę z potrzeby ochrony powietrza atmosferycznego oraz przestrzegając obowiązujących w tym zakresie w Polsce i Unii Europejskiej przepisów prawnych, monitoruje emisję zanieczyszczeń na wszystkich blokach energetycznych, jak również prowadzi pomiary imisji zanieczyszczeń w okolicach Bełchatowa.

Każdy z kotłów elektrowni wyposażony jest w podwójny, trzystrefowy elektrofiltr. Średnia skuteczność odpylania spalin wynosi 99,6%. Pył wychwycony w komorach elektrofiltra doprowadzany jest do zbiorników popiołowych, a z nich do pomp zbiornikowych. Z pomp, za pomocą sprężonego powietrza, popiół przesyłany jest stalowymi rurociągami do zbiorników retencyjnych. Nagromadzony w nich popiół może być odprowadzany następującymi sposobami:

• podstawowo do nawilżaczy (granulatorów), skąd po zwilżeniu wodą odprowadzany jest na ciąg przenośników taśmowych i po wymieszaniu z nadkładem deponowany jest w wyrobisku KWB Bełchatów (stanowi to około 70 proc. całości odpadów paleniskowych),
• awaryjnie do układu hydroodpopielania na składowisko "Lubień".

Składowiska odpadów paleniskowych

Ilość powstających w elektrowni odpadów paleniskowych uzależniona jest bezpośrednio od ilości i jakości spalanego paliwa. W BOT Elektrowni Bełchatów SA spala się rocznie 34,4-35,8 mln ton węgla brunatnego. Tym samym roczna produkcja odpadów paleniskowych wynosi około 3 milionów ton.

Obecnie w elektrowni istnieją różne systemy transportu i składowania odpadów paleniskowych:

• system hydraulicznego transportu żużla i popiołu na składowisko "Bagno-Lubień" (ok. 30 proc. całości odpadów paleniskowych),
• system pneumatycznego odpopielania do zbiorników magazynowych w elektrowni oraz transportu nawilżonego popiołu podajnikami taśmowymi do odkrywki BOT KWB Bełchatów SA (ok. 70 proc. całości odpadów paleniskowych) poprzez mieszanie popiołu z nadkładem w proporcji 1:10.

Docelowo elektrownia wykorzystywać będzie nowe składowisko odpadów paleniskowych, usytuowane na wierzchowinie wewnętrznego zwałowiska Kopalni Bełchatów. Odpady paleniskowe z elektrowni będą tam transportowane i rozprowadzane hydraulicznie - w postaci mieszaniny popiołowo-wodnej, za pomocą rurociągów stalowych prowadzonych w układzie napowietrznym. Zarówno projekt tego składowiska, jak i technologia składowania, spełniają już wymagania unijne, zawarte w odpowiednich dyrektywach, dotyczących ziemnych składowisk odpadów. Eksploatacja składowiska na terenie wyrobiska powęglowego pozwoli na płynne, stopniowe przechodzenie z obecnych składowisk (Bagno, Lubień i zwałowanie mieszaniny popiołu z nadkładem) na nowe i bardziej ekologiczne. Jego docelowa powierzchnia będzie wynosić ok. 468 ha, a pojemność - ok. 100 mln m³.

Ograniczenie emisji dwutlenku siarki

Projekt techniczny budowy elektrowni opracowywany w latach 70. nie przewidywał specjalnych technicznych rozwiązań mających na celu ograniczenie emisji tlenków siarki. W tamtym czasie technologie odsiarczania spalin były jeszcze mało znane i stosowane jedynie w formie eksperymentalnej. Jednak już w latach 1988-1990 w Elektrowni Bełchatów przeprowadzono rozeznanie w zakresie zaawansowania prac badawczych nad polskimi metodami odsiarczania spalin, jak również zebrano informacje na temat technologii odsiarczania stosowanych na świecie. W latach 1994-1996 holenderska firma HTS (Hoogovens Technical Services) wybudowała pierwsze cztery instalacje odsiarczania spalin - w blokach nr 8, 10, 11 i 12, pracujące w technologii mokrej wapienno-gipsowej, a latach 1999-2003 zostały wybudowane, przez polską firmę Rafako z Raciborza, następne cztery instalacje odsiarczania spalin (również w technologii mokrej). Obecnie w Elektrowni Bełchatów pracuje 8 instalacji odsiarczania spalin - w blokach nr 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 i 12. W 2004 roku rozpoczęto budowę dwóch kolejnych instalacji odsiarczania spalin w blokach nr 3 i 4. Termin przekazania ich do eksploatacji przewidziany jest na koniec roku 2007.
W ramach tego zadania zostanie zrealizowane również podłączenie kanałów spalin z bloków nr 1 i 2 do IOS bl. nr 3 i 4, co pozwoli na odsiarczenie około 30% spalin z bloków nr 1 i 2.

W związku z przewidywaną zmianą jakości paliwa z Odkrywki "Szczerców" (możliwy dwukrotny wzrost zawartości siarki w węglu w stosunku do obecnego z Odkrywki "Bełchatów") oraz z koniecznością osiągnięcia poziomów emisji SO₂ zgodnych z regulacjami Unii Europejskiej po roku 2008 rozpoczęto z dniem 15 marca 2006 modernizację IOS bloku nr 8, a w latach 2007-2008 zostaną poddane modernizacji IOS bl. nr 10, 11 i 12.

Harmonogram uruchomień poszczególnych instalacji odsiarczania spalin w BOT Elektrowni Bełchatów SA przedstawiał się następująco:

• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 10 - 29.09.1994
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 8 - 18.07.1995
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 11 - 14.05.1996
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 12 - 30.09.1996
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 6 - 28.01.2000
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 5 - 14.04.2000
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 7 - 20.10.2003
• przekazanie do eksploatacji IOS na bloku 9 - 20.10.2003

Instalacje, w które wyposażone zostało 8 bloków elektrowni, charakteryzują się bardzo wysoką skutecznością odsiarczania (średnia za rok 2005 dla wszystkich instalacji wyniosła prawie 94 proc.) i prawie stuprocentową dyspozycyjnością (99,7%). Tylko w roku 2005 dzięki funkcjonowaniu tych instalacji emisja SO₂ została zredukowana o ponad 217 tys. ton.

Gips z IOS - odpad czy produkt?

Produktem ubocznym funkcjonowania instalacji odsiarczania spalin metodą mokrą jest gips syntetyczny. Rocznie w BOT Elektrowni Bełchatów SA produkuje się ponad 600 tys. ton tego surowca. Charakteryzuje się on bardzo dobrymi parametrami fizyko-chemicznymi, które zostały potwierdzone nie tylko pomiarami gwarancyjnymi i ciągłą kontrolą laboratoryjną, lecz również przez jego głównego odbiorcę - potentata w branży przetwórstwa gipsowego - firmę KNAUF. Obecnie każda ilość wyprodukowanego gipsu jest zagospodarowywana przez odbiorców, tym samym nie istnieje już potrzeba jego składowania. Gips syntetyczny powstający podczas procesów odsiarczania spalin, jest cenionym materiałem, którego odbiorem, przetwarzaniem oraz wykorzystaniem zainteresowanych jest coraz więcej firm. Wykorzystywany jest on do produkcji gipsu budowlanego oraz innych elementów i prefabrykatów (spoiw, tynków) wykorzystywanych w budownictwie.

Ograniczanie emisji tlenków azotu

Równie ważne jak ograniczanie emisji dwutlenku siarki jest ograniczanie emisji tlenków azotu (NO_x). Jest to grupa związków będących produktem spalania, którą jest niezwykle trudno wyeliminować ze spalin, kiedy te opuszczą już kocioł. W 1992 roku w celu ograniczenia emisji związków azotu wprowadzono w Elektrowni Bełchatów metody pierwotne ograniczania emisji NO_x polegające na optymalizacji procesu spalania. Zoptymalizowano nadmiar powietrza w kotle z 4,5 proc. do 2,8 proc. Zmodernizowano także układy automatycznej regulacji i elementy wykonawcze urządzeń ciągów technologicznych odpowiedzialnych za realizację zoptymalizowanych parametrów pracy kotłów. W wyniku wspomnianych działań osiągnięto redukcję NO_x o ok. 40 proc., z 77 tys. ton/rok w 1991 r. do ok. 40 tys. ton/rok w 1992 roku i mniej więcej taki poziom utrzymywany jest do dnia dzisiejszego.

Perspektywy dalszych działań na rzecz ochrony środowiska w Elektrowni Bełchatów

Działania podejmowane na rzecz ochrony środowiska przyniosły trwałą poprawę jego stanu w porównaniu do początku lat 90. Po wnikliwych analizach aktualnej sytuacji w tym zakresie - prowadzonych przez Inspekcję Ochrony Środowiska, Główny Inspektor Ochrony Środowiska, w grudniu 2000 roku, skreślił Elektrownię Bełchatów z tzw. "Listy 80".

Do najważniejszych zagadnień w zakresie ochrony środowiska, które wymagają dalszych działań ze strony BOT Elektrowni Bełchatów SA należą:

• dalsze ograniczanie emisji dwutlenku siarki poprzez modernizację istniejących instalacji i ewentualną budowę Instalacji Odsiarczania Spalin dla bloków 1 i 2 w celu dostosowania Elektrowni Bełchatów do nowych standardów emisyjnych, które będą obowiązywać od 2008 roku,
• dalsze ograniczanie emisji tlenków azotu poprzez udoskonalenie wprowadzonych metod pierwotnych oraz realizacja planu modernizacji kotłów z zastosowaniem palników niskoemisyjnych w ramach "Kompleksowego Programu Rekonstrukcji i Modernizacji Bloków Energetycznych", co zapewni spełnienie nowych standardów emisyjnych obowiązujących od roku 2016,
• docelowe składowanie odpadów paleniskowych w nowoczesnym składowisku zlokalizowanym w wyrobisku KWB Bełchatów, które spełnia wymogi BAT - najlepszej dostępnej techniki,
• przeprowadzenie modernizacji elektrofiltrów w latach 2006-2012,
• utrzymanie maksymalnego gospodarczego wykorzystania produkowanego gipsu z istniejących IOS.

Działalność inwestycyjna

Budowa nowych mocy energetycznych

Duże złoża taniego paliwa, szacowane na ok. 1 mld ton, konkurencyjność cenowa energii produkowanej w bełchatowskim zagłębiu oraz ważna rola Elektrowni Bełchatów jako stabilizatora polskiego sektora elektroenergetycznego, to najważniejsze argumenty uzasadniające podjęcie działań, które pozwoliłyby utrzymać moce wytwórcze bełchatowskiej elektrowni na obecnym, bardzo wysokim poziomie także w przyszłości. Jednym ze środków do osiągnięcia tego celu jest budowa bloku 833 MW.

Przy realizacji projektu wykorzystane zostaną najnowsze doświadczenia światowe oraz prace rozwojowe dotyczące budowy i wyposażenia dużych bloków energetycznych. W procesie przetargowym rozpoczętym w 2002 roku i przeprowadzonym zgodnie z procedurą EBOR wzięły udział największe światowe koncerny. W marcu 2004 r. Komisja Przetargowa podjęła decyzję o wyborze głównego wykonawcy inwestycji. Równocześnie były prowadzone działania mające na celu wyłonienie organizatorów finansowania projektu, którym zainteresowane były największe międzynarodowe instytucje finansowe.

Zbudowany przy zastosowaniu najlepszej dostępnej techniki (BAT) blok będzie spełniał m.in. wymagania wynikające z Dyrektywy Unii Europejskiej 2001/80/WE, dotyczące limitów emisji zanieczyszczeń do powietrza obowiązujące dla dużych źródeł spalania. Powstanie w Bełchatowie nowego bloku ułatwi wypełnienie przez Polskę - zapisanych w Traktacie Akcesyjnym - zobowiązań, realizowanych poprzez Krajowy Program Redukcji Emisji (KPRE).

Kompleksowy Program Rekonstrukcji Technicznej i Modernizacji

Kompleksowa modernizacja bloków 3-12 została zaplanowana na lata 2007-2012. Najważniejszymi celami modernizacji będą:

• wydłużenie żywotności bloków - do 320 tys. godzin,
• podniesienie o 2% sprawności wytwarzania zmodernizowanych bloków,
• dostosowanie bloków do wymagań Unii Europejskiej w zakresie emisji zanieczyszczeń związków siarki (SO₂ ) i pyłu oraz związków azotu (NO_x ),
• poprawa parametrów eksploatacyjnych, w tym szczególnie dyspozycyjności i awaryjności.

Strategia Rozwoju Mocy Wytwórczych BOT Elektrowni Bełchatów SA zakłada zsynchronizowanie zakończenia eksploatacji bloków energetycznych z pełnym wykorzystaniem zasobów węgla z Odkrywek "Bełchatów" i "Szczerców". Dla realizacji tego założenia koniecznym jest przeprowadzenie kompleksowych modernizacji bloków energetycznych, w wyniku których docelowy czas pracy poszczególnych bloków zostanie wydłużony do 320 tys. godzin pracy, tj. do około 2035 roku. Na podstawie doświadczeń własnych oraz programów modernizacyjnych zrealizowanych w energetyce europejskiej, określono optymalny moment realizacji modernizacji bloków po przepracowaniu około 160 tys. godzin. Modernizacja układu paleniskowego kotłów, m.in. polegająca na zabudowie palników niskoemisyjnych, pozwoli ograniczyć emisję zarówno NO_x, jak i CO do poziomu poniżej 200 mg/Nm³ spalin. Z kolei kompleksowa modernizacja elektrofiltrów będzie oznaczać, że stężenie pyłu nie przekroczy wartości 50 mg/m³ spalin. Te działania zagwarantują, że Elektrownia Bełchatów będzie spełniać wszystkie normy wynikające z dyrektywy 80/2001/WE, które będą obowiązywać wszystkie elektrownie od 2008 roku.

Najważniejsze działania ukierunkowane na podniesienie sprawności wytwarzania energii obejmują modernizację turbozespołu. W ramach tych działań zabudowane zostaną zmodernizowane moduły części wysokoprężnej i średnioprężnej, z wykorzystaniem nowoczesnych, wysokosprawnych profili łopatek. Pełne wykorzystanie możliwości turbiny zapewni podniesienie parametrów obiegu cieplnego bloku do poziomu 5.500^oC dla pierwotnego obiegu pary i 5.700^oC dla obiegu wtórnego.

Modernizacji części mechanicznej i paleniskowej bloków będzie towarzyszyć kompleksowa modernizacja AKPiA i urządzeń elektrycznych. Po modernizacji bezpieczeństwo eksploatacji i wysoką efektywność produkcji zapewniać będzie cyfrowy system sterowania i nadzoru bloku wykorzystujący najnowsze technologie informatyczne.

Bloki nr 1 i 2 poddane zostały w latach 2004-2005 poszerzonym remontom kapitalnym w celu zapewnienia dalszej bezpiecznej eksploatacji do osiągnięcia zakładanego docelowego czasu eksploatacji na poziomie 220 tys. godzin.

Konińskie elektrownie

Historia Spółki ZE PAK

W 1958 r. energię do krajowego systemu energetycznego zaczęła wytwarzać Elektrownia "Konin". W 1964 r. dołączyła do niej Elektrownia "Adamów", a trzy lata później, tj. w 1967 r. zapadła decyzja o połączeniu obu elektrowni w jeden organizm gospodarczy, pod nazwą Zespół Elektrowni Konin - Adamów. W listopadzie 1969 r. osiągnięto pełną moc budowanej od 1964 r. Elektrowni "Pątnów". W kilka miesięcy później, tj. 1 kwietnia 1970 r., zostało utworzone Zarządzeniem nr 11 Ministerstwa Górnictwa i Energetyki z dnia 13 marca 1970 r. przedsiębiorstwo państwowe o nazwie "Zakłady Energetyczne Okręgu Zachodniego - Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin". Z dniem 1 stycznia 1989 r. Zarządzeniem nr 34/ORG/89 Ministra Przemysłu z dnia 16 stycznia 1989 r. zostało powołane przedsiębiorstwo państwowe pod nazwą "Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin".

W roku 1990 zapoczątkowano reformy w sektorze energetycznym. W latach 1991 i 1992 nastąpiła radykalna redukcja wszelkiego rodzaju subsydiowania. Podstawą do zapoczątkowania decentralizacji sektora elektroenergetycznego była ustawa sejmowa z 13 lipca 1990 roku o prywatyzacji przedsiębiorstw państwowych oraz likwidacja Wspólnoty Energetyki i Węgla Brunatnego na podstawie ustawy z 24 lutego 1990 roku.

Zespół Elektrowni PAK SA powstał 29 grudnia 1994 roku w wyniku przekształcenia przedsiębiorstwa państwowego ZE PAK w Jednoosobową Spółkę Akcyjną Skarbu Państwa, którego założycielem jest Skarb Państwa reprezentowany przez Ministra Skarbu Państwa.

15 lipca 1997 r. Rada Ministrów zaakceptowała wniosek Ministra Skarbu Państwa w sprawie udostępnienia od 10 do 20% należących do Skarbu Państwa akcji ZE PAK SA. Rada Ministrów podjętą w tym samym dniu decyzję przewidującą nową emisję akcji w ilości 2.001.000, co stanowić będzie 30% pierwotnej emisji, która może zostać objęta w ramach zobowiązań inwestycyjnych podjętych przez inwestora, przez co inwestor może zwiększyć swój udział do 38,5% w kapitale akcyjnym Spółki. 19 czerwca 1998 r. minister podjął decyzję o rozpoczęciu rokowań z inwestorami biorącymi udział w procesie prywatyzacji ZE PAK SA. Wybór padł na National Power, który posiada elektrownie w 12 krajach, m.in. w Turcji, Kazachstanie i Australii, a jego obroty przekraczają 6 mld funtów rocznie. Jednak do podpisania umowy końcowej nie doszło.

7 stycznia 1999 r. polsko-amerykańskie konsorcjum zorganizowane przez Elektrim SA zostało zaproszone przez Ministra Skarbu do negocjacji w sprawie zakupu 20% akcji ZE PAK SA. Pierwsza w historii prywatyzacji w Polsce umowa sprzedaży akcji w sektorze elektroenergetyki dotycząca elektrowni systemowych została zawarta w dniu 30 marca 1999 r. w siedzibie Ministerstwa Skarbu Państwa w Warszawie i dotyczyła sprzedaży 20% akcji Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin SA na rzecz Elektrim SA za kwotę stanowiącą równowartość 87,9 mln USD. Zgodnie z warunkami umowy Elektrim SA zobowiązał się do podwyższenia kapitału spółki w ciągu 12 miesięcy od daty zawarcia umowy o kwotę stanowiącą równowartość 100 mln USD, z przeznaczeniem na inwestycje rozwojowe związane z modernizacją obiektów ZE PAK SA, zwiększenie wydajności i dyspozycyjności elektrowni oraz ochronę środowiska naturalnego. Inwestor gwarantował pracownikom Spółki w ramach zawartego pakietu socjalnego zatrudnienie na okres rekonstrukcji i modernizacji ZE PAK SA.

Prywatyzacja kapitałowa ZE PAK SA przyniosła korzyści zarówno dla Skarbu Państwa, jak i sektora energetycznego, regionu konińskiego, Spółki i załogi. I tak:

• Skarb Państwa osiągnął, w pierwszym etapie, bezpośrednie przychody z tytułu sprzedaży pakietu 20% akcji (87,9 mln USD).
• Sektor elektroenergetyczny, poprzez zapobieżenie dekapitalizacji urządzeń ZE PAK SA, osiągnął zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju.
• Region koniński zapewnił utrzymanie miejsc pracy w istniejącym kompleksie paliwowo-energetycznym dla ok. 22 tys. osób.
• ZE PAK SA uzyskał środki finansowe na rekonstrukcję techniczną.
• Załoga ZE PAK SA została uwłaszczona poprzez otrzymanie nieodpłatnie pakietu 15% akcji Spółki i ma możliwość utrzymania swoich miejsc pracy.

30 marca 2000 r. Elektrim podniósł o 100 milionów dolarów kapitał zakładowy ZE PAK SA.

Panorama ZE PAK SA od strony Elektrowni "Konin" (rok 1999).

Koniński zespół energetyczny składa się z dwóch elektrowni:

Elektrownia "Pątnów"

Pracuje od 1967 r., ma moc 1.200 MW, jest największą elektrownią ZE PAK SA (51,3 proc. mocy zespołu) i zarazem siedzibą spółki. To zawodowa, blokowa, elektrownia kondensacyjna, z międzystopniowym przegrzewaczem pary.

W ramach zainicjowanych przez zarząd ZE PAK SA działań modernizacyjno-inwestycyjnych przewidziano dwa etapy rekonstrukcji "Pątnowa". Etap pierwszy obejmuje budowę Elektrowni "Pątnów II", gdzie w miejscu nieczynnych bloków opalanych mazutem, powstaje blok opalany węglem brunatnym o mocy 464 MW na parametry nadkrytyczne.

Widok Elektrowni "Pątnów" - rok 2006.

Blok 464 MW na parametry nadkrytyczne zaprojektowano zgodnie z obecnymi trendami w energetyce światowej. Rozwiązania techniczne nawiązują do najlepszych wzorców zagranicznych. Spełniają one wymagania BAT (Best Available Technique) zgodnie z zapisami dyrektywy IPPC Unii Europejskiej.

Parametry dopuszczalnych emisji do powietrza z bloku A będą zgodne z wymaganiami dyrektywy LCP (Large Combustion Plants) UE tak, jak dla instalacji najnowszych.

Emisje zanieczyszczeń:

• NO_x (w przeliczeniu na NO2) - 200 mg/Nm³
• CO - 200 mg/Nm³
• SO₂ (spaliny suche przy 6% O₂) - 200 mg/Nm³
• Popiół za kominem - 30 mg/Nm³

Urządzenia przewidziane do wyposażenia bloku są oparte na rozwiązaniach sprawdzonych w zagranicznych elektrowniach opalanych węglem brunatnym. Oczekuje się wysokiej dyspozycyjności bloku:

• w cyklu rocznym, z uwzględnieniem remontów bieżących: 94%,
• cyklu 6-letnim z uwzględnieniem remontów kapitalnych: 91,3%.

Blok 464 MW będzie się składać z:

• kotła o wydajności 361 kg/s (1.300 t/h),
• turbiny kondensacyjnej napędzającej generator synchroniczny,
• elektrofiltra,
• układu odsiarczania spalin metodą wapienno-gipsową (IOS),
• nowego komina,
• układu wyprowadzenia mocy na szyny rozdzielni 400 kV.

Przewiduje się budowę nowego układu nawęglania, powiązanego z istniejącym placem węglowym, przy wykorzystaniu istniejącego systemu transportu węgla z kopalni i rozładunku z wagonów.

Widok Elektrowni "Pątnów" z budowanym blokiem 464 MW w Elektrowni "Pątnów II" (z lewej strony) i wybudowanymi dodatkowo dwoma kominami do instalacji odsiarczania spalin w Elektrowni "Pątnów I".

Dla umożliwienia włączenia bloku 464 MW w istniejącą infrastrukturę Elektrowni "Pątnów" przewiduje się głęboką modernizację następujących obiektów i układów technologicznych:

• stacja przygotowania wody,
• zbiorniki retencyjne popiołu,
• gospodarka olejem lekkim,
• instalacja wodorowa.

Istniejący układ chłodzący bloków 7 i 8 wykorzystany będzie po niezbędnych adaptacjach.

Podstawowe dane techniczne

Moc nominalna bloku brutto na zaciskach generatora	464 MW
Moc bloku netto	440,0 MW
Sprawność bloku netto w warunkach nominalnych (na szynach 400 kV)	41,0 %
Sprawność bloku brutto w warunkach nominalnych	44,0 %
Potrzeby własne bloku (bez potrzeb ogólnych, tylko odbiorniki elektryczne)	5,17 %
Potrzeby własne całkowite (łącznie z potrzebami ogólnymi i zapotrzebowaniem mocy dla napędu pompy zasilającej):	8,0 %
Produkcja energii elektrycznej przez jeden blok - dla czasu wykorzystania mocy zainstalowanej, wg kontraktu z PSE 6.800 h/a
- Brutto	3.155 GWh
- Netto (na szynach 400 kV) wg umowy z PSE	2.992 GWh
- Roczne zużycie węgla	3,1 mln t
Średnioroczny czas wykorzystania mocy zainstalowanej	6.800 h
Parametry pary świeżej na wylocie z kotła	26,6/544 MPa/oC
Temperatura wody chłodzącej	10÷27 oC

Oddanie do eksploatacji bloku 464 MW planowane jest na grudzień 2007 roku.

W drugim etapie, po zakończeniu budowy "Pątnowa II", zostaną poddane modernizacji cztery wysłużone bloki Elektrowni "Pątnów I", z wykorzystaniem elementów zdemontowanych turbin i generatorów z bloków 7 i 8 (z "Pątnowa II") i dostosowaniu do obowiązujących po 2007 roku norm ochrony środowiska. Dzięki temu zwiększy się ich sprawność, dyspozycyjność oraz zostanie zwiększona moc z 200 do 225 MW.

W celu dostosowania Elektrowni "Pątnów I" do obowiązujących po 2007 roku norm ochrony środowiska, tzn. do wymagań dyrektywy 2001/80/WE i transponującego ją rozporządzenia Ministra Środowiska z 4 sierpnia 2003 roku w sprawie standardów emisyjnych z instalacji, aktualnie budowane są dwie instalacje odsiarczania spalin. Wykonawcą instalacji odsiarczania spalin jest firma RAFAKO SA, która zgodnie z umową zaprojektuje, wykona i zamontuje w systemie "pod klucz" instalację odsiarczania spalin dla bloków 1-4 w Elektrowni "Pątnów I". Obie instalacje odsiarczania pracować będą w oparciu o metodę mokrą wapienno-gipsową z odprowadzeniem mokrych spalin do atmosfery oddzielnymi kominami. Produktem obu instalacji będzie pulpa gipsowa o zawartości 50% wody, a podstawowym czynnikiem wiążącym tlenki siarki będzie wodna zawiesina mączki kamienia wapiennego.

Podstawowe parametry instalacji:

Nominalna (maksymalna trwała) ilość spalin wilgotnych kierowanych do jednej instalacji odsiarczania przy rzeczywistej zawartości tlenu	2.100.000 m3N/h (1)
Minimalna ilość spalin wilgotnych kierowanych do jednej instalacji przy rzeczywistej zawartości tlenu	525.000 m3N/h (1)
Stężenie SO2 w spalinach suchych i 6% O2 na wylocie z IOS
- węgiel gwarancyjny	=< 200 mg / m3u
- węgiel graniczny górny / dolny (1,1% siarki)	=< 200 / =< 200 mg / m3u
Stężenie pyłu w spalinach suchych przy 6% O2 za IOS	=< 30 mg / m3u
Dyspozycyjność instalacji w pierwszym roku pracy	>= 97 %
Dyspozycyjność instalacji w drugim roku pracy	>= 98 %
Możliwy czas pracy IOS z wydajnością nominalną bez odbioru gipsu z IOS (z absorbera i zbiornika 50% zawiesiny)	16 godz.
Poziom hałasu
- poziom hałasu w miejscach stałej obsługi	=< 85 dB(A)
- poziom hałasu w nastawni	=< 45 dB(A)

Pulpa gipsowa będzie transportowana i odwadniana w realizowanej aktualnie, również przez firmę RAFAKO SA Instalacji Odwadniania i Magazynowania Gipsu wraz z Oczyszczalnią Ścieków.

Łączny koszt przewidywanych w latach 2000-2011 robót modernizacyjnych sięgnie kwoty 1 mld EUR. Przewiduje się także stopniowe zakończenie procesów technologicznych w blokach 5 i 6. Ukończenie całego programu rekonstrukcji technicznej w "Pątnowie" zaplanowane zostało do końca 2011 roku.

Decyzje o odtworzeniu mocy wytwórczych ZE PAK SA przyniosą, oprócz zastosowania najnowszych technologii, efekty w postaci:

• utrzymania dobrej pozycji ZE PAK SA na rynku energii z mocą docelową 2.212 MW,
• produkcji "czystej energii" o wysokim standardzie, odpowiadającej wymaganiom ochrony środowiska,
• wytwarzania energii o jakości odpowiadającej standardom liberalizowanych rynków w Europie oraz zasadom TPA.

Budowa nowoczesnego bloku o mocy 464 MW:

• służy zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego regionu i kraju,
• wskazuje na kierunek rozwoju branży wytwarzania energii dla innych podmiotów na polskim rynku.

Elektrownia "Konin"

Istnieje od 1958 r., posiada około 488 MW mocy, pracując również na potrzeby ciepłownictwa. Jest najstarszą polską elektrownią opalaną węglem brunatnym, jedynym dostawcą energii cieplnej dla Konina. Układ cieplny elektrowni został umownie podzielony na trzy etapy. To konsekwencja kolejnego uruchamiania turbozespołów i kotłów oraz różnych, dla każdego z etapów, parametrów termodynamicznych wytwarzanej pary. W etapie I, w układzie kolektorowym, pracują cztery kotły i trzy turbiny. W II etapie - dwa kotły i dwie turbiny. Dzięki połączeniu kotłów etapu I i II stacją redukcyjno-schładzającą, istnieje możliwość "przerzucania" pary z II na I etap. Trzeci etap wyposażony jest w dwa bloki energetyczne po 120 MW. Na początku lat 90. gruntownej modernizacji poddano dwa kotły I etapu, gdzie stosuje się obecnie spalanie hybrydowo-fluidalne, połączone z suchym odsiarczaniem spalin. Dwa kotły II etapu przebudowano na nowoczesne kotły pyłowe, wyposażone w instalację odsiarczania spalin metodą mokrą, co spowodowało skreślenie w grudniu 1998 roku Elektrowni "Konin" z "Listy 80" największych trucicieli w Polsce.

Elektrownia "Konin".

Instalacja odsiarczania spalin została wybudowana przez firmę ABB Fläkt Industri AB, która była również dostawcą technologii opartej na metodzie mokrej wapiennej. Produktem ubocznym instalacji odsiarczania jest gips o jakości handlowej, który jest wykorzystywany przez zlokalizowaną w pobliżu Elektrowni firmę GIPSITECH sp. z o.o.

Parametry gwarantowane:

Sprawność odsiarczania - > 95%

Dyspozycyjność - > 98%

Stężenie pyłu - < 30 mg/Nm³s.s.

Podgrzew spalin - 10^oC powyżej temperatury nasycenia spalin

Poziom hałasu - =< 85 dB (A)

Zużycie czynników:

• - energia elektryczna - 4.190 kWh/h
• - mączka kamienia wapiennego (100% CaCO₃) - 6.335 kg/h
• - woda procesowa - 84.200 kg/h
• - para (1,2 MPa, 260^oC) - 12.400 kg/h

Jakość gipsu:

• CaSO₄ x 2 H₂O - >= 93% wag.
• H₂O - =< 10% wag.

Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin SA od marca 1999 roku jest jednym z ważniejszych ogniw Grupy Kapitałowej Elektrim SA. Ten dynamicznie rozwijający się zespół elektrowni zawodowych dostarcza na rynek około 10 procent wytwarzanej w kraju energii elektrycznej i jest drugim co do wielkości producentem energii elektrycznej, otrzymywanej z węgla brunatnego. Zarząd Spółki, wobec zmieniających się oczekiwań oraz wymagań klientów i kontrahentów, podjął w 1999 roku decyzję o wdrożeniu w ZE PAK SA Systemu Zarządzania Jakością.

Globalizacja światowego rynku stawia przed przedsiębiorstwami wiele trudnych zadań. Jednym z nich jest dostosowanie organizacji i zarządzania do międzynarodowych standardów, przyjętych i uznawanych przez inne kraje. Spełnienie tego wymagania jest dla przedsiębiorstwa warunkiem uczestnictwa we wspólnym globalnym rynku. Na rynku takim, warunkiem koniecznym odniesienia sukcesu w walce o klienta jest podnoszenie jakości wytwarzanych dóbr i usług poprzez wdrożenie norm ISO, a następnie wprowadzenie do funkcjonowania organizacji zasad filozofii TQM jako systemu zarządzania organizacją.

Coraz więcej przedsiębiorstw opracowuje, wdraża i certyfikuje Systemy Zarządzania Jakością w oparciu o międzynarodową normę ISO serii 9000:2000, aby potwierdzić swoją zdolność do spełnienie wymagań i osiągnięcie zadowolenia klienta poprzez zarządzanie procesowe. Obserwuje się również wśród przedsiębiorstw wzrost zainteresowania wpływem swojej działalności na środowisko, bezpieczeństwo pracy oraz dążenie organizacji do samodoskonalenia.

Wdrożenie w organizacji Systemu Zarządzania Jakością jest procesem, który wynika z ewolucji kultury w przedsiębiorstwie i stanowi jeden z głównych filarów jej zarządzania. Należy pamiętać, że nadrzędnym celem Systemu Zarządzania Jakością jest nie tylko ciągła poprawa aktualnego stanu jakości, spełnienie wymagań klienta, ale także przewidywanie jego oczekiwań w przyszłości.

Wdrożenie systemu zarządzania jakością

Przebieg prac wdrożeniowych Systemu Zarządzania Jakością najlepiej można zobrazować w postaci kalendarium:

1. 26 maja 1999 r. zgodnie z misją spółki "W sposób efektywny i zapewniający bezpieczeństwo produkujemy czystą ekologicznie energię elektryczną i cieplną" Zarząd ZE PAK SA uchwałą 33/99 podjął decyzję o rozpoczęciu prac mających na celu ustanowienie i wdrożenie systemu jakości określonego postanowieniami normy (ISO/CD2 9001:2000).
2. 8 października 1999 r. podpisano umowę o mapowaniu procesów gospodarczych ZE PAK SA z firmę SOFTLAN SA Poznań - IDS Scheer Polska.
3. 17 grudnia 1999 r. stworzono "Bieżący Model Funkcjonowania ZE PAK SA" (stan przed restrukturyzacją) - opisano łącznie 170 procesów.
4. 1 stycznia 2000 r. - w nowej strukturze organizacyjnej ZE PAK SA wyodrębniono pion Dyrektora Systemów Jakości i rozpoczęto prace mające na celu przygotowanie ZE PAK SA do wdrożenia ISO.
5. 3 marca 2000 r. - Zarząd ZE PAK SA uchwałą 21/00 podjął decyzję o zawarciu umowy z Ośrodkiem Kwalifikacji Jakości Wyrobów "SIMPTEST" z siedzibą w Poznaniu na opracowanie i wdrożenie w ZE PAK SA Systemu Zarządzania Jakością.
6. 14 kwietnia 2000 r. przyjęto koncepcję oraz harmonogram opracowania i wdrożenia Systemu Zarządzania Jakością.
7. 24 lipca 2000 r. Zarządzeniem nr 33/00 Prezesa Zarządu - Dyrektora Generalnego powołano do życia Zespół Q-EKO-BHP funkcjonujący jako organ doradczy w Systemie Zarządzania Jakością.
8. 12 stycznia 2001 r. Zarząd podjął uchwałę nr 4/01 upoważniającą Dyrektora Generalnego do podpisania dokumentacji Systemu Zarządzania Jakością:
   • Polityki Systemu Zarządzania Jakością wydanie 1,
   • Deklaracji Systemu Zarządzania Jakością wydanie 1,
   • Księgi Jakości Systemu Zarządzania Jakością wydanie 1, egzemplarz elektroniczny "00" i w formie papierowej "01",
   • Procedur Systemu Zarządzania Jakością wydanie 2.
9. 29 marca 2001 r. Zarząd podjął uchwałę nr 26/01 o wyznaczeniu terminu certyfikacji na lipiec 2001 r.
10. 19 kwietnia 2001 r. - wybór Bureau Veritas Quality International jako firmy certyfikującej System Zarządzania Jakością w ZE PAK SA.
11. 17-19 lipca 2001 r. został przeprowadzony przez zespół audytorów Bureau Veritas Quality International pod kierownictwem Pana Ryszarda Jankowskiego - Dyrektora BVQI Polska audit certyfikujący System Jakości w zakresie produkcji energii elektrycznej i cieplnej na zgodność z normą ISO 9001:2000 we wszystkich kluczowych obszarach funkcjonowania ZE PAK SA.
12. 27 lipca 2001 r. - Bureau Veritas Quality International wydał dla Systemu Zarządzania Jakością ZE PAK SA Certyfikat Systemu Jakości
    nr 85740.
13. Po 27 lipca 2001 r. - ciągłe doskonalenie Systemu Zarządzania Jakością z uwzględnieniem wymagań normy ISO 9004:2000 mające na celu wdrożenie w ZE PAK SA zasad TQM i rozbudowa Systemu o: System Zarządzania Bezpieczeństwem i Higieną Pracy zgodny z normami OHSAS 18001 i PN-N-18001 oraz System Zarządzania Środowiskowego zgodny z normą PN-EN ISO 14001.

Certyfikat z OHSAS oraz certyfikat akredytacja PCA.

Utrzymanie systemu i jego doskonalenie wymaga ciągłej pracy, w myśl zasad TQM "to rodzaj wszechstronnego, zbiorowego wysiłku zorientowanego na ustawiczne doskonalenie organizacji we wszystkich aspektach, sferach i efektach jej działalności". W założeniach TQM tkwi, bowiem zaangażowanie pracowników i pobudzanie ich motywacji w celu poprawy efektywności firmy. Pracownicy zaangażowani w proces ciągłego doskonalenia obowiązujący w TQM uczą się jak zmieniać organizację małymi krokami, co nadaje zmianom charakter ewolucyjny. Jest to bardziej naturalne i bezpieczne, zarówno dla zarządzającego procesem, jak i dla osiąganych wyników. Zmiana staje się normą w organizacji, co sprzyja jej akceptacji. Dzięki postrzeganiu tych zmian, jako zjawisk pozytywnych oraz wyszkoleniu pracowników stają się oni biegli w doskonaleniu procesów i dzięki temu sukces wprowadzania dużych zmian może być bardziej prawdopodobny.

Elektrownia Turów

Elektrownia Turów jest elektrownią cieplną, kondensacyjną, blokową z międzystopniowym podgrzewem pary i zamkniętym układem wody chłodzącej. Udział mocy zainstalowanej w Elektrowni Turów w systemie energetycznym kraju wynosi około 7%. Paliwem podstawowym jest węgiel brunatny, dostarczany przenośnikami taśmowymi z BOT Kopalni Węgla Brunatnego Turów SA.

Elektrownia Turów.

Geneza

Rejon Dolnego Śląska, należący przed 1939 rokiem do Niemiec, miał dobrze rozwiniętą strukturę energetyczną, pracowicie budowaną już od 1882 roku. Jeszcze w roku 1944 moc zainstalowana w elektrowniach zawodowych (cieplnych i wodnych) wynosiła 453 MW oraz istniała rozbudowana sieć przesyłowo-rozdzielcza. Utrzymujący się na tych terenach od lutego do końca kwietnia 1945 roku front oraz późniejsza dewastacja urządzeń i częściowa ich wywózka na wschód spowodowały, że na koniec 1945 roku odnotowano tylko 244 MW mocy zainstalowanej w energetyce zawodowej. Sytuacja ta sprawiła, że bilans energetyczny regionu był niekorzystny, co powodowało częste wyłączenia dostaw energii elektrycznej. Bilans ten poprawiono w 1948 roku, po uruchomieniu połączenia sieciowego o napięciu 110 kV z Górnym Śląskiem oraz w 1950 roku z Wielkopolską. Dynamicznie rozwijająca się gospodarka wymagała jednak coraz więcej energii, której system w ówczesnym kształcie nie mógł dostarczyć.

Na początku lat pięćdziesiątych powstała koncepcja budowy dużej elektrowni na Dolnym Śląsku, opartej na węglu brunatnym. Powołana przez ministerstwo energetyki w połowie 1955 roku komisja lokalizacyjna, po rozpatrzeniu siedmiu projektów, wytypowała ostatecznie miejsce budowy przyszłej elektrowni. Znajdowało się ono w niewielkiej odległości na północ od istniejącej już odkrywkowej kopalni węgla brunatnego we wsi Turoszów, która wydobywała węgiel głównie na potrzeby pracującej tuż obok, za granicą, niemieckiej Elektrowni "Hirschfelde". Z powstałych tam wariantów wybrano ostatecznie elektrownię blokową o mocy 1.200 MW, złożoną z sześciu bloków, z jednym kotłem pyłowym o wydajności 650 t/h pary na blok. Jeszcze w trakcie tych prac Rada Ministrów wydała 14 marca 1958 roku uchwałę nr 53/58 w sprawie budowy Kombinatu Górniczo-Energetycznego "Turów". Ostateczny kompleksowy projekt Elektrowni Turów zatwierdził 2 lutego 1959 roku uchwałą 54/59 Komitet Ekonomiczny Rady Ministrów.

Przewidywał on budowę elektrowni o mocy 1.200 MW w trzech etapach: po dwa bloki w każdym, przy czym zakończenie pierwszego etapu planowano na rok 1962, natomiast zakończenie całej inwestycji na rok 1965. Pierwsze prace ziemne rozpoczęto w 1959 roku.

27 maja 1962 roku po raz pierwszy rozpalono kocioł nr 2, 22 lipca o godzinie 3.00 poruszono turbinę parą, a w październiku blok oddano do eksploatacji. Już podczas budowy rozbudowano trzeci etap projektu, powiększając go o jeszcze jeden blok, nie zmieniając terminu zakończenia inwestycji. Budowę zakończono w terminie, przekazując do eksploatacji ostatni, siódmy blok, 19 sierpnia 1965 roku. Argumenty: korzystny bilans paliwa i wody, doświadczeni pracownicy oraz krajowi producenci urządzeń energetycznych spowodowały, że powiększono projekt o kolejne trzy bloki o takiej samej mocy, jak poprzednie. Ostatni, dziesiąty blok energetyczny, oddano do eksploatacji 30 grudnia 1971 roku. Od tego dnia Elektrownia Turów dysponowała mocą zainstalowaną równą 2.000 MW i była wtedy największą w Polsce, a biorąc pod uwagę paliwo - największą w Europie elektrownią zawodową na węgiel brunatny. Budowa zakładu wymagała stworzenia od podstaw całej potrzebnej przedsięwzięciu infrastruktury. W szczytowym okresie budowy zatrudnionych było około 10.000 pracowników. W projektowaniu elektrowni brało udział ponad 60 biur projektowych.

Kolejność oddawania do eksploatacji bloków energetycznych w elektrowni Turów.

Nr bloku	Data oddania do eksploatacji
1	01.01.1963
2	30.10.1962
3	29.08.1963
4	11.12.1963
5	21.07.1964
6	01.12.1964
7	19.08.1965
8	31.12.1970
9	09.08.1971
10	30.12.1971

Modernizacja Elektrowni Turów

Elektrownia Turów złożona z 10 dwustumegawatowych bloków, uruchomionych w latach 1962-71, opalanych węglem brunatnym z pobliskiej kopalni, zanotowała na początku lat 90. wzrost awaryjności z powodu długotrwałej eksploatacji urządzeń. Najstarsze bloki w ciągu trzydziestu lat przepracowały po 200 tysięcy godzin, z około 700 uruchomieniami. Gwałtownie zaczęła rosnąć pracochłonność remontów. Mimo zwiększania ich zakresu, liczono się z degradacją urządzeń elektrowni. Potwierdzały to różnego rodzaju badania diagnostyczne i ekspertyzy. Kierownictwo elektrowni musiało podjąć decyzje dotyczące przyszłości zakładu, zdając sobie sprawę, że ograniczenie się do standardowych remontów urządzeń, nawet w pogłębionym zakresie, doprowadzi w niedalekiej przyszłości do wyłączenia najstarszych bloków. Podjęto decyzję o kompleksowej modernizacji Elektrowni Turów. Do najważniejszych atutów programu modernizacji zaliczono:

Na poziomie centralnym:

• zgodność z programem unowocześnienia i rozwoju energetyki,
• zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego południowo-zachodniej Polski,
• zgodność z polityką ekologiczną państwa,
• realizacja międzynarodowych zobowiązań, w tym II Protokołu Siarkowego oraz wymogów Wspólnoty Europejskiej,
• zapewnienie ożywienia krajowego przemysłu,
• wzrost ekologicznej konkurencyjności wobec innych elektrowni.

Na poziomie lokalnym:

• umożliwienie poprawy stanu środowiska naturalnego - likwidacja tzw. "czarnego trójkąta",
• perspektywę dalszej kilkudziesięcioletniej pracy dwóch dużych zakładów elektrowni i kopalni,
• zapewnienie aktywności gospodarczej regionu,
• wykorzystanie lokalnych zasobów paliwa, poprawę efektywności wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej, zwiększenie komfortu pracy.

W 1990 roku Elektrownia Turów wraz z doradcą technicznym - Biurem Studiów i Projektów Energetycznych "Energoprojekt Katowice", uzgodniły założenia modernizacji i opracowały koncepcję rekonstrukcji elektrowni wraz ze wstępną analizą przedsięwzięcia. Pod koniec 1990 roku uzyskano potwierdzenie ministra - kierownika Centralnego Urzędu Planowania, że modernizacja jest zgodna z rządowymi założeniami polityki energetycznej Rzeczpospolitej Polskiej na lata 1990-2010. W grudniu 1992 roku opublikowano "Oświadczenie w sprawie modernizacji oraz przystosowania Elektrowni Turów do wymogów ochrony środowiska", podpisane przez Ministra Przemysłu i Handlu, Ministra Ochrony Środowiska oraz dyrektora Elektrowni Turów.

Program zakładał modernizację elektrowni w okresie 10 lat, w tym:

• bloki: 8, 9, 10 - poddanie gruntownym remontom (wymiana automatyki blokowej, układów elektrycznych oraz zabudowa suchej instalacji odsiarczania spalin w celu umożliwienia pracy) do ok. 2012 roku,
• bloki: 1-6 - całkowita etapowa rekonstrukcja (kotły fluidalne o mocy 235 MW), bloki 1-3 i bloki: 4-6 - 260 MW. Założono, że blok nr 7 zostanie całkowicie wyłączony z eksploatacji około 2003 roku.

Kluczowym problemem było opracowanie sposobu i źródeł finansowania długotrwałej oraz kapitałochłonnej rehabilitacji. Ostatecznie podjęto decyzję o wykorzystaniu formy finansowania inwestycji zabezpieczonej wpływami z przychodów z przyszłej produkcji energii elektrycznej w długim okresie.

Nagrody i wyróżnienia otrzymane przez Elektrownię Turów.

Pozyskanie środków pieniężnych na modernizację uwarunkowane było koniecznością wykazania się przez elektrownię stabilną sytuacją finansową w okresie spłaty zadłużenia. Podstawą do przeprowadzenia zamierzeń inwestycyjnych stała się podpisana 26 sierpnia 1994 roku Umowa na Dostawę Mocy i Energii Elektrycznej pomiędzy PSE SA i Elektrownią Turów. Stanowiący gwarancje zabezpieczenia kredytów dla banków kontrakt długoterminowy pozwolił na zawarcie umowy z KWB Turów, która gwarantuje dostawę węgla brunatnego oraz kontraktu z konsorcjum składającego się z firm ABB Baden w Szwajcarii i Foster Wheeler Pyropower Inc. - San Diego, USA (obecnie - ALSTOM Ltd & Wheeler Pyropower Inc.) na modernizację "pod klucz" poszczególnych bloków. Modernizację rozpoczęto w czerwcu 1995 roku. Dla zrealizowania modernizacji zorganizowano finansowanie w postaci kredytów, których udzieliły największe banki krajowe i zagraniczne.

Program modernizacji elektrowni realizowano dzięki poparciu Rządu RP, który udzielił gwarancji dla części zaciągniętych kredytów.

Modernizację bloku nr 1 rozpoczęto 26 czerwcu 1995 roku, a 22 lipca 1998 roku generator zmodernizowanego bloku nr 1 został po raz pierwszy zsynchronizowany z krajowym systemem elektroenergetycznym. Blok nr 2 wyłączono do modernizacji 1 września 1995 roku, pierwsza synchronizacja bloku 2 odbyła się 1 października 1998 roku. Pomyślne zakończenie pracy próbnej i podpisanie Świadectwa Odbioru Tymczasowego bloku nr 1 nastąpiło 16 grudnia 1998 roku, natomiast odbiór tymczasowy bloku nr 2 miał miejsce 26 grudnia 1998 roku. 15 grudnia 2000 roku, po upływie okresu gwarancyjnego, podpisano Świadectwo Odbioru Końcowego bloków nr 1 i 2.

Modernizacja bloku 3 rozpoczęła się 3 października 1997 roku. Blok został oddany do eksploatacji 31 maja 2000 roku, natomiast Świadectwo Odbioru Końcowego podpisano 27 stycznia 2002 roku.

Modernizacja bloku nr 5 rozpoczęła się 31 grudnia 1999 roku, a zakończyła 24 marca 2003 roku podpisaniem Świadectwa Odbioru Tymczasowego (PAC). Zakończenie okresu gwarancyjnego nastąpiło w styczniu 2005 r.

Modernizacja bloku nr 4 rozpoczęła się 31 marca 2001 roku, a jej zakończenie nastąpiło 18 lutego 2004 r. Modernizację zakończono z wyprzedzeniem w stosunku do terminu kontraktowego przypadającego 31 marca 2004 roku. Zakończenie okresu gwarancyjnego nastąpiło 8 września 2005 roku.

Modernizacja bloku nr 6 rozpoczęła się 28 lutego 2002 roku, a jej zakończenie nastąpiło 11 grudnia 2004 roku. Zakończenie okresu gwarancyjnego nastąpiło w połowie 2006 roku.

W roku 2004 zakończono, trwającą 10 lat, gruntowną odnowę techniczno-ekologiczną firmy. Był to jeden z największych procesów inwestycyjnych w Europie Środkowej, o wartości 1,7 mld USD. Bloki po rekonstrukcji pracują z mocą 235 MW (bl. 1, 2, 3) i z mocą 261 MW (bl. 4, 5 i 6). 1 stycznia 2004 roku został wyłączony z eksploatacji blok nr 7. W czasie prowadzenia rekonstrukcji bloków w elektrowni przeprowadzono również szereg inwestycji proekologicznych, koniecznych do zrealizowania w celu dostosowania nowej technologii do warunków lokalizacyjnych, dla utrzymania ciągłości ruchu elektrowni. Były to m.in.: budowa przemiałowni kamienia wapiennego, wybudowanie komina sześcioprzewodowego (modernizacja systemu wyprowadzania spalin), budowa systemu monitoringu emisji i imisji zanieczyszczeń, oczyszczalnia ścieków, modernizacja stacji uzdatniania wody dla celów kotłowych.

Dzięki przeprowadzonej modernizacji można zakładać okres funkcjonowania firmy do 2040 roku. Dodatkowo elektrownia spełnia wymogi norm ochrony środowiska zalecane w Unii Europejskiej. Zasadność działań proekologicznych potwierdzona została uzyskaniem znacznego obniżenia poziomu emisji zanieczyszczeń z elektrowni oraz pozytywnymi zmianami w stanie środowiska naturalnego w regionie "Worka Turoszowskiego", a wyrazem tego jest m.in. skreślenie z "Listy 80" najbardziej uciążliwych zakładów dla środowiska. W znacznym stopniu zredukowano wskaźniki emisji zanieczyszczeń w stosunku do stanu sprzed modernizacji.

W 2003 roku decyzją wojewody udzielone zostało elektrowni Pozwolenie Zintegrowane na korzystanie ze środowiska (IPCC). Korzyści ekonomiczne przeprowadzonego przedsięwzięcia należy rozpatrywać w dwóch aspektach, tj. zmniejszonych opłat za korzystanie ze środowiska oraz wzrostu konkurencyjności firmy jako produkującej czystą energię.

Na przestrzeni ostatnich lat elektrownia otrzymała szereg nagród i wyróżnień, m.in.: Firma Przyjazna Środowisku, Lider Polskiej Ekologii, Mecenas Polskiej Ekologii, Gold Winner otrzymany w Międzynarodowym Konkursie Green Apple oraz "Laur Białego Tygrysa" za wdrożenie przyjaznej środowisku technologii spalania węgla brunatnego w kompaktowych kotłach z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym. W 2004 roku Elektrownia Turów otrzymała laur w kategorii "technologie i finanse". Kapituła przyznająca nagrodę podkreśliła osiągnięcia energetyki turoszowskiej m.in. w dostosowywaniu do wymogów wspólnego rynku w dziedzinie ekologii. W 2005 roku do szerokiej gamy nagród i wyróżnień dołączyła nagroda "Jakość dla Środowiska" - przyznawana corocznie przez wydawnictwo Ekoprofit. Wymienione powyżej wyróżnienia po raz kolejny potwierdzają słuszność decyzji sprzed kilku lat o kompleksowej modernizacji bloków energetycznych elektrowni i realizacji strategii rozwoju. Elektrownia Turów SA potwierdziła swoją pozycję jako lidera wytwarzającego czystą ekologicznie energię.

Elektrownia Turów.

W związku z likwidacją starego bloku nr 7 istnieje możliwość zainstalowania na jego miejscu nowoczesnej jednostki wytwórczej. Udokumentowane zasoby węgla są odpowiednio duże, aby zapewnić paliwo dla tego bloku na okres co najmniej 30 lat. Rozpoczęcie tej inwestycji zależy wyłącznie od możliwości zorganizowania finansowania, gdyż technicznie jest ona uzasadniona dużym stopniem zużycia podstawowych bloków energetycznych pracujących w energetyce polskiej. Większość polskich bloków o mocach 200 MW i 360 MW pracuje ponad 25 lat i wkrótce będzie musiała być wymieniona.

Elektrownia jest firmą wytwarzającą energię z wykorzystaniem najnowocześniejszych technologii produkcyjnych, jak również firmą zarządzaną zgodnie z uznanymi międzynarodowymi standardami. W latach 2003-2004 został wdrożony Zintegrowany System Zarządzania Jakością, Środowiskiem, Bezpieczeństwem Pracy i Bezpieczeństwem Informacji (ZSZ-ISO) zgodny z wymaganiami norm:

       PN-EN ISO 9001 Systemy zarządzania jakością,
       PN-EN ISO 14001 Systemy zarządzania środowiskowego,
       PN-N 18001 Systemy zarządzania bezpieczeństwem i higieną pracy,
       BS 7799-2 Systemy zarządzania bezpieczeństwem informacji.

W roku 2004 powstała Grupa BOT Górnictwo i Energetyka SA, w skład której weszły 3 elektrownie (Bełchatów, Opole i Turów) oraz 2 kopalnie (Bełchatów i Turów). Elektrownia jest nowoczesnym i mocnym filarem holdingu, posiadającym jeden z najbardziej nowoczesnych potencjałów wytwórczych w polskiej i europejskiej elektroenergetyce. Szanse rozwoju elektrowni wiązane są z rozwojem całej Grupy. Produkowana w elektrowni energia elektryczna stanowi około 9% produkcji krajowej.

Podstawowe dane techniczne

BOT Elektrownia Turów SA	Jednostka	2004	2005
Moc zainstalowana na 31.12.2005	MW	2.027	2.088
Produkcja energii elektrycznej brutto	MWh	11.477.870	13.509.180
Zużycie węgla brunatnego na produkcję energii elektrycznej i cieplnej	Mg	10.670.016	11.790.500
Energia chemiczna paliwa z węgla ogółem	GJ	107.214.465	122.245.966
Wskaźnik dyspozycyjności	%	88,1	85
Produkcja ciepła	GJ	794.827	703.887

Podsumowanie

Od początku transformacji rozpoczęto w Polsce stopniowe ograniczanie emisji zanieczyszczeń powietrza osiągając to różnymi działaniami [1, 2, 3]. Podjęta restrukturyzacja gospodarki, ze szczególnym uwzględnieniem górnictwa i przemysłu ciężkiego łącznie z energetyką, spowodowała zamknięcie przestarzałych energochłonnych zakładów i często ograniczenie produkcji w pozostałych. Przedstawione w artykule dokonania i plany na przyszłość elektrowni opalanych węglem brunatnym należy uznać za pozytywny wkład polskiej elektroenergetyki do wymagań XXI wieku w temacie ochrony środowiska.

dr hab. inż. Zbigniew Kasztelewicz
prof. nadzw. AGH w Krakowie

mgr inż. Maciej Zajączkowski
AGH w Krakowie

Literatura

[1] Bednarczyk J., 2005, Struktura paliwowa energetyki i perspektywy jej rozwoju na krajowych zasobach surowcowych, Materiały Konferencyjne, Legnica.

[2] Gawlik L., 2005, Zaopatrzenie Europy w paliwa pierwotne, Polityka Energetyczna t. 8, Zeszyt 2, Wyd. IGSMiE PAN, Kraków.

[3] Ney R., 2006, Wybrane problemy polityki energetycznej Polski, Polityka Energetyczna t. 9, Wyd. IGSMiE PAN, Kraków.

[4] Kasztelewicz Z., 2004, Polskie górnictwo węgla brunatnego. Związek Pracodawców Porozumienie Producentów Węgla Brunatnego. Redakcja "Górnictwo Odkrywkowe" Bełchatów - Wrocław.

[5] Kasztelewicz Z., 2007, Węgiel brunatny - optymalna oferta energetyczna dla Polski. Związek Pracodawców Porozumienie Producentów Węgla Brunatnego. Redakcja "Górnictwo Odkrywkowe" Bogatynia - Wrocław.