Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Costs and environmental effects of exhaust gas treatment in large combustion plant, case study

Lewandowski Janusz, Szczepański Krystian, Melka Krzysztof, Kawka Marcin, Durka Paweł

Rynek Energii

|

2022

|

Nr 6

66--77

EN

Based on the current data regarding one of the large combustion plants (LCP) in Poland, there was determined the relationship between the costs of exhaust gas treatment applied as a result of progressive limitation of air emissions of certain pollutants from LCPs in the EU and the costs associated with the environmental effects of emission reduction. The analyses were carried out in consideration of the emission limits for particulate matter (PM), sulphur dioxide (SO2) and nitrogen oxides (NOx) laid down in the EU Directives (LCP and IED) and the BAT conclusions. The costs of exhaust gas treatment were examined as regards the investment costs, at the assumed amortisation period of 20 years, as well as the operating costs including the increase in electricity used for own consumption. The costs per unit mass of a given pollutant reduced due to the exhaust gas treatment installation were compared with relevant environmental fees and the avoided external costs related to the pollutants analysed. There was also performed the analysis of PM, SO2 and NOX concentrations in the areas neighbouring the LCP under the study. The obtained results clearly show that with careful planning for investment expenditures related to the construction of the exhaust gas treatment installation, the avoided external costs are several times higher than the incurred expenses. The benefits of tightening the emission regulations are evident not only in terms of the reduction of the external costs, but also in the considerable decrease of the concentration at ground levels.

PL

W artykule wykorzystując rzeczywiste dane z jednej z polskich dużych elektrociepłowni określano relacje miedzy kosztami oczyszczenia spalin do poziomu wynikających z kolejnych ograniczeń prawnych wyprowadzanych w UE, a środowiskowymi skutkami zmniejszenia emisji. Rozpatrzono ograniczenia wynikające z dyrektyw LCP, IED oraz konkluzji BAT dla trzech substancji: pyłu, dwutlenku siarki i tlenków azotu. Po stronie kosztów uwzględniono zarówno koszty inwestycyjne przyjmując 20 letni okres amortyzacja instalacji jak i eksploatacyjne, w tym zwiększanie potrzeb własnych elektrociepłowni. Koszty odniesione do jednostki masy zatrzymanej w instalacji oczyszczającej spaliny substancji porównano z kosztami opłat środowiskowych oraz unikniętymi kosztami zewnętrznymi związanymi z rozważanymi zanieczyszczeniami. Przeprowadzono także analizę zmian immisji zanieczyszczeń wokół elektrociepłowni. Uzyskane wyniki jednoznacznie wskazuję, że przy właściwym planowaniu wydatków inwestycyjnych związanych z budową instalacji oczyszczających, uniknięte koszty zewnętrzne wielokrotnie przekraczają ponoszone nakłady finansowe. Pozytywne skutki zaostrzania standardów emisji widoczne są nie tylko w aspekcie zmniejszenia kosztów zewnętrznych, ale także znaczącym zmniejszeniem immisji wokół elektrociepłowni.

2

Koncepcja uwzględnienia kosztów emisji w modelu matematycznym wspomagającym proces zakupu węgla w przedsiębiorstwie energetycznym

Malec Marcin

Rynek Energii

|

2020

|

Nr 2

30--36

PL

Z procesem wykorzystania węgla w przedsiębiorstwie energetycznym, oprócz kosztów zakupu paliwa oraz jego transportu, wiążą się również inne ważne koszty związane z emisją substancji szkodliwych do środowiska oraz zagospodarowaniem odpadów. Wymagania narzucone przez Dyrektywę w sprawie emisji przemysłowych, konieczność dostosowania jednostek wytwórczych do spełnienia wymagań konkluzji BAT (Best Available Technology) czy system handlu uprawnieniami do emisji są impulsem do redukcji emisji w sektorze energetycznym. Systematyczna modernizacja instalacji środowiskowych wpływa korzystnie na spadek kosztów związanych ze spalaniem paliwa. Niemniej jednak ich udział w strukturze kosztów zmiennych wytwarzania pozostaje na istotnym poziomie. W artykule przedstawiono koncepcję budowy narzędzia, które pozwoli na redukcję kosztów związanych z użytkowaniem paliwa poprzez inicjowanie działań już na etapie planowania pozyskania (zakup lub własne wydobycie) surowca, co obecnie nie jest standardową praktyką w przedsiębiorstwach energetycznych. W przedstawionej koncepcji wzięto pod uwagę koszty użytkowania paliwa i koszty emisji środowiskowych ponoszone przez przedsiębiorstwo energetyczne. Ze względu na fluktuacje podażowe oraz cenowe na rynku węgla kamiennego o oczekiwanych przez odbiorców parametrach jakościowych (m.in. w zakresie niskiej zawartości siarki, popiołu, chloru oraz rtęci), proponowany model może stać się użytecznym narzędziem w ustalaniu relacji cenowych w handlu węglem energetycznym pomiędzy dostawcami a odbiorcami.

EN

The use of coal in a power company is linked with the costs of fuel purchasing and its shipment. However, costs associated with the emission of harmful substances into the environment and waste management are equally important. The require-ments imposed by The Industrial Emissions Directive (IED), the need to adapt units to the requirements of the BAT (best available technology) conclusions and the CO2 emissions trading system are an impetus for continuous reduction of emis-sions in the power sector. Systematic modernization of emission control systems results in positive effects regarding the reduction of costs associated with coal combustion. Nevertheless, their share in the structure of variable costs of production remains at a high level. This paper shows the concept of mathematical model which allows to reduce the costs associated with the use of fuel by initiating activities already at the planning stage of coal’s obtaining (purchase or own production). This is not a standard practice in the power sector. The model takes into account the costs of using fuel and the costs of environmental emissions incurred by the power company. Due to supply and price fluctuations in the hard coal market and importance of quality parameters expected by customers (including low sulfur, ash, chlorine and mercury content), the proposed model will be a useful tool in determining price relations in trade of steam coal between suppliers and customers.

3

Znaczenie kosztów nabycia terenu w projekcie kopalni odkrywkowej węgla brunatnego

Dudek M., Jurdziak L., Kawalec W.

Przegląd Górniczy

|

2014

|

T. 70, nr 10

18--22

PL

Koszty nabycia terenu są istotnym składnikiem kosztów w eksploatacji węgla brunatnego. Wąski margines zysku ze sprzedaży energii zmusza kompanie górniczo-energetyczne do szczególnie wnikliwej analizy wyników ekonomicznych planowanych inwestycji górniczych. Z niezbędną pomocą przychodzą specjalistyczne narzędzia modelowania cyfrowego i optymalizacji kopalń odkrywkowych, bazujące na modelu ekonomicznym złoża, w którym można uwzględnić zmienne koszty powierzchniowe. Przedstawiono symulacje wyniku finansowego wariantowego wyrobiska docelowego, zbudowanego na podstawie modelu ekonomicznego wyeksploatowanego złoża węgla brunatnego z uwzględnieniem kosztu nabycia działek na podstawie studialnego zestawu danych, przygotowanego w środowisku GIS.

EN

Land acquisition costs are important for lignite surface mining. Narrow profit margin from selling electric energy makes mining and power generation companies analyse carefully the profitability of potential mining investments. These analyses are supported with the specialized modeling and pit optimization software that bases upon an economic model of a deposit with regard to the varying land acquisition costs. Simulations of the profitability of an ultimate pit, built upon the economic model of a lignite deposit with simulated land acquisition costs of digitized overlying terrain parcels are presented. The presented case is worked out by use of the study models of the already exhausted lignite deposit and surface data processed with GIS.