POLITECHNIKA ŁÓDZKA WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I AUTOMATYKI INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA ANALIZA PORÓWNAWCZA OBIEGÓW CIEPLNYCH ELEKTROWNI GAZOWO-PAROWYCH COMPARATIVE ANALYSIS OF COMBINED CYCLE GAS TURBINE PLANTS TOMASZ KLESZCZ NR ALBUMU: 152315 OPIEKUN PRACY: DR INŻ. JANUSZ BUCHTA ŁÓDŹ, LUTY 2012
106
Embed
ANALIZA PORÓWNAWCZA OBIEGÓW CIEPLNYCH ELEKTROWNI … · 2012-05-25 · politechnika ŁÓdzka. wydziaŁ elektrotechniki, elektroniki, informatyki i automatyki. instytut elektroenergetyki.
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
POLITECHNIKA ŁÓDZKA WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I AUTOMATYKI
SPIS TREŚCI 1. WPROWADZENIE .................................................................................................................. 4
1.1 Cel i zakres pracy .................................................................................................................... 4 1.2 Polityka energetyczna kraju .................................................................................................... 7 1.3 Bloki gazowe i gazowo-parowe - cechy, uwarunkowania rozwoju, dostępność paliwa ....... 10
2. TURBINA GAZOWA ............................................................................................................. 15 2.1 Informacje ogólne.................................................................................................................. 15 2.2 Klasyfikacja turbin gazowych ............................................................................................... 16 2.3 Analiza obiegu prostego turbiny gazowej ............................................................................. 17 2.4 Wpływ parametrów czynnika i podzespołów oraz warunków otoczenia na osiągi turbiny gazowej .............................................................................................................................................. 20 2.5 Złożone układy turbiny gazowej ........................................................................................... 22
2.5.1 Obieg z regeneracją ciepła............................................................................................. 22 2.5.2 Obieg z międzystopniowym chłodzeniem i podgrzewem czynnika .............................. 23 2.5.3 Z wtryskiem wody i pary ............................................................................................... 24
2.6 Paliwa .................................................................................................................................... 25 2.7 Perspektywy i problemy ........................................................................................................ 27
3. UKŁADY GAZOWO-PAROWE ............................................................................................... 30 3.1 Koncepcja układu gazowo-parowego .................................................................................... 30 3.2 Klasyfikacje układów gazowo-parowych .............................................................................. 31 3.3 Sposoby sprzęgania układu gazowego z obiegiem parowym ............................................... 32
3.3.1 Układ równoległy - z wysokociśnieniową wytwornicą pary (WWP) ........................... 33 3.3.2 Układ szeregowy z kotłem odzyskowym – Combined Cycle ........................................ 33 3.3.3 Układ szeregowy z dopalaniem ..................................................................................... 34 3.3.4 Instalacja turbiny gazowej z wtryskiem pary ................................................................ 34 3.3.5 Układy wykorzystujące tzw. quasi integrację ............................................................... 35
3.4 Charakterystyki termodynamiczne ........................................................................................ 36 3.4.1 Sprawność cieplna ......................................................................................................... 36 3.4.2 Sprawność wytwarzania energii elektrycznej................................................................ 38 3.4.3 Zależność osiągów układu gazowo-parowego od parametrów otoczenia ..................... 39 3.4.4 Wpływ chłodzenia turbiny gazowej na charakterystyki układu .................................... 41
3.6 Stan obecny i perspektywy .................................................................................................... 69
4. ANALIZA ENERGETYCZNA PRZY POMOCY PROGRAMU IPSEPRO ......................................... 71 4.1 Wybór układów ..................................................................................................................... 71 4.2 Założenia. Omówienie zasad analizy obiegów ..................................................................... 71
4.2.1 Parametry turbiny .......................................................................................................... 73 4.2.2 Układ chłodzenia ........................................................................................................... 75
4.3 Struktury jednociśnieniowe ................................................................................................... 75 4.4 Struktury dwuciśnieniowe ..................................................................................................... 81 4.5 Struktury trójciśnieniowe ...................................................................................................... 86 4.6 Układ gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem ........................................................ 92 4.7 Struktura dwupaliwowa – nadbudowa bloku na węgiel brunatny ......................................... 94 4.8 Analiza wyników ................................................................................................................... 95
6. LITERATURA .................................................................................................................... 101 6.1 Książki i artykuły ................................................................................................................ 101 6.2 Strony internetowe: ............................................................................................................. 103
7. STRESZCZENIE PRACY ...................................................................................................... 104
najbliższych lat. Eksploatacja tych złóż może jednak okazać się zbyt droga i kłopotliwa.
Istotne jest realne zagrożenie dla środowiska związane z technologią wydobycia. Zatłaczanie
dużej ilości wody z substancjami chemicznymi może odbić się negatywnie na stanie gleb
i wód gruntowych. Również emisja hałasu i odpadów płynnych jest problemem, nad którego
rozwiązaniem powinno się popracować. Należy korzystać z doświadczeń USA w tym
zakresie. Zarówno pozytywnych, jak i negatywnych, o których niewiele się
mówi [30,33,43,44,63].
Gazy technologiczne (przemysłowe), tj. gaz koksowniczy, konwertorowy,
wielkopiecowy, poredukcyjny, mogą być również paliwem dla bloków gazowych i gazowo-
parowych. Z powodzeniem można wykorzystać je w miejscu wytworzenia do produkcji
energii elektrycznej i ciepła ze stosunkowo wysoką sprawnością. Zlokalizowane w pobliżu
zakładów generujących tego typu gazy elektrociepłownie mogą zostać zmodernizowane do
gazowo-parowych i przystosowane do ich wykorzystania [42,48,50].
Paliwem dla omawianych elektrowni, oprócz wspomnianych może być również gaz
wysypiskowy i biogaz rolniczy. Dotyczy to jednak małych mocy, głównie kogeneracji. Warto
jednak rozwijać tego typu technologie, również ze względu na ekologiczny aspekt sprawy,
przekładający się na względy ekonomiczne (świadectwa pochodzenia itp.). Podobnie wygląda
sytuacja z gazem kopalnianym. Jego źródłem są kopalnie węgla kamiennego, zarówno czynne
jak i zamknięte oraz dziewicze pokłady węgla. Wykorzystanie energetyczne tego surowca
pozwala również na ograniczenie emisji metanu do atmosfery. Istnieją duże szanse, ku temu,
że zostanie on uznany za odnawialne źródło energii, co znacznie podniesie atrakcyjność
inwestycji bazujących na jego spalaniu. Jest to gaz o zróżnicowanych parametrach w
zależności od źródła, ale w większości nadaje się do wykorzystania w przystosowanej
turbinie gazowej. Jego zasoby w pokładach węgla w przeliczeniu na metan szacuje się w
Polsce na 45 mld m3 [2,19,20].
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
15
2. TURBINA GAZOWA
2.1 Informacje ogólne Turbiną gazową nazywany jest silnik cieplny, w którym procesy sprężania
i rozprężania zachodzą w maszynach wirnikowych. W najprostszym, najczęściej stosowanym
układzie (Rys. 2.1), chłodny czynnik (najczęściej powietrze atmosferyczne) zasysany jest
przez układ filtrów do sprężarki osiowej S sprzęgniętej na jednym wale z turbiną T
i generatorem G. Po sprężeniu do ciśnienia ok. 1,5-3,5 MPa trafia do komory spalania KS,
w której miesza się z paliwem. Spalanie mieszanki paliwowej odbywa się przy stałym
ciśnieniu. Ilość powietrza dostarczonego do spalania przekracza teoretyczne zapotrzebowanie
około czterokrotnie. Spaliny o znacznej temperaturze (generalnie wyższej od 1200°C)
wprowadzane są do turbiny, której konstrukcja zbliżona jest do turbiny parowej. Rozprężane
są w niej do ciśnienia bliskiego ciśnieniu atmosferycznemu (straty wylotowe). Rozprężone
gazy o temperaturze pomiędzy 450 a 650°C (w zależności od sprawności, stopnia sprężania,
temperatury spalin na wlocie do turbiny) odprowadzone są na zewnątrz - obieg zamyka się
przez atmosferę. Praca czynnika w turbinie jest większa od pracy włożonej w sprężenie
powietrza, dzięki czemu możliwe jest generowanie mocy elektrycznej [1,11, 31,36].
Rys. 2.1. Schemat turbiny gazowej w układzie prostym [1] S –sprężarka, T – turbina, G – generator, KS- komora spalania, P – pompa paliwa, Z – zawór obejściowy
Należy zwrócić uwagę, iż termin turbina gazowa dotyczy zarówno całego urządzenia
(układu) jak i jednego z jego zespołów (turbiny). Jest to pewna niekonsekwencja tradycyjnie
stosowanego nazewnictwa [1].
Przedstawiona instalacja turbiny gazowej (Rys. 2.1) jest podstawowym, najczęściej
stosowanym rozwiązaniem, w jakim pracuje turbina gazowa. Do podanego układu konieczne
jest jeszcze zastosowanie pompy oleju łożysk i układu regulacji oraz silnika rozruchowego,
który przy rozruchu rozpędza układ do prędkości obrotowej, przy której bilans energetyczny
układu jest dodatni. Regulacja mocy wyjściowej odbywa się poprzez dozowanie paliwa. Przy
Praca turbiny gazowej w układzie zamkniętym, w którym stała ilość czynnika
roboczego, jakim może być gaz szlachetny, krąży w układzie, ulegając kolejnym przemianom
daje możliwości wykorzystania ciepła z różnego typu źródeł m. in. ze spalania paliw stałych
bądź reakcji jądrowych. Stosowanie gazów innych niż powietrze pozwala także
wyeliminować problem korozji wysokotemperaturowej elementów wirnika. Argumentem
przeciw stosowaniu tego typu układów są natomiast problemy związane ze znacznymi
rozmiarami i masą wymienników ciepła, szczególnie nagrzewnicy narażonej na wysokie
temperatury.
2.5.1 Obieg z regeneracją ciepła W układzie z regeneracją ciepła (Rys. 2.5) stosuje się podgrzanie powietrza w
regeneratorze przed wlotem do komory spalania kosztem części ciepła gazów wylotowych.
Rys. 2.5. a) Schemat turbiny gazowej w układzie z regeneracją ciepła; b) schemat procesu cieplnego na wykresie T-s; S – sprężarka, T – turbina, G – generator, KS – komora spalania, R – regenerator, Q1 – ciepło
doprowadzone w komorze spalania, Q2 – ciepło odprowadzone do otoczenia, QR – ciepło wymienione w regeneratorze [31]
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
23
W układzie takim wprowadza się pojęcie stopnia regeneracji:
(8)
Charakteryzuje on ilość ciepła pobranego z gazów wylotowych do powietrza w regeneratorze.
W praktyce mieści się on w przedziale od 0,6 do 0,85 [1].
Zastosowanie regeneratora – powierzchniowego wymiennika ciepła - znacznie podwyższa
sprawność efektywną układu, przy prawie niezmienionej mocy jednostkowej, jednak
zwiększa straty ciśnienia i znacznie podwyższa koszty inwestycyjne. Powoduje to, iż
celowość zastosowania regeneracji ciepła w układzie turbiny gazowej wymaga
indywidualnego zbadania, biorąc pod uwagę analizy techniczno-ekonomiczne [1,31].
2.5.2 Obieg z międzystopniowym chłodzeniem i podgrzewem czynnika Ze względu na fakt, iż ponad połowa mocy generowanej przez turbinę pochłaniana
jest przez sprężarkę powietrza sprawność układu nie jest wysoka. Zmniejszenie pracy
sprężania oraz zwiększenie pracy rozprężania można uzyskać w złożonych układach turbiny
gazowej z chłodzeniem międzystopniowym oraz dzieloną komorą spalania. Zastosowanie
izotermicznego sprężania i rozprężania przy pełnej regeneracji pozwala teoretycznie osiągnąć
sprawność obiegu Carnota. W praktyce nie jest możliwe zrealizowanie takiego obiegu, ale
opisywane rozwiązanie pozwala się do niego zbliżyć. Dodatkowo zaletą jest zwiększenie
stopnia regeneracji ciepła w układzie. Schemat jednowałowej turbiny z międzystopniowym
chłodzeniem i dzieloną komorą spalania oraz odpowiadający mu schemat procesu cieplnego
pokazano na Rys. 2.6 [1,31].
Rys. 2.6. Złożony układ turbiny gazowej w układzie z regeneracją ciepła oraz jednokrotnym chłodzeniem międzystopniowym i dzieloną komorą spalania (po lewej), Schemat procesu cieplnego (po prawej) [1]
G – generator, SNP – niskoprężna część sprężarki, SWP – wysokoprężna część sprężarki, H – chłodnica międzystopniowa, TWP – wysokoprężna część turbiny, TNP – niskoprężna część turbiny, KS1 – komora
magnez nic inhibitor dla wanadu – osadza się w układzie przepływowym
używany jako inhibitor dla wanadu
Paliwa dostarczane do turbiny przede wszystkim muszą być pozbawione wszelkich
cząstek stałych oraz kropelek cieczy. Maksymalna średnica kropel cieczy nie powinna
przekraczać granicy 10 µm. Dla gazu ziemnego eliminacja kropel cieczy odbywa się na
drodze przegrzanie względem punktu rosy (dla mieszaniny węglowodorów)
o około 30°C [1,16].
2.7 Perspektywy i problemy Opanowanie problemów materiałowych i konstrukcyjnych w związku
z występującymi wysokimi temperaturami jest kluczowym zagadnieniem budowy turbin
gazowych, które przez długi okres decydowało o powolnym rozwoju tego typu silników [31].
1 Zawartość wanadu może być limitowana przepisami o ochronie środowiska do poziomu 0,5 ppm, ograniczenie do tego poziomu nie wynika ze względów technicznych.
Sprawność efektywna rośnie wyraźnie wraz ze wzrostem temperatury spalin,
a dokładniej stosunku tej temperatury do temperatury otoczenia oraz ze wzrostem stosunku
sprężania. Najprostszą metodą zwiększania temperatury spalin T3 na wlocie do turbiny zdaje
się być zastosowanie odpowiednich materiałów żaroodpornych, które zdolne są przenosić
wymagane obciążenia w żądanym okresie pracy. Opracowanie nowych materiałów jest
zadaniem bardzo trudnym. Pomimo szeregu prowadzonych badań rozwój materiałów
żaroodpornych zdaje się być niewystarczający w stosunku do potrzeb. Można wydzielić
główne kierunki ich rozwoju:
dalsze ulepszanie stopów na osnowie niklu o kobaltu (ewentualnie chromu).
wykorzystanie jako osnowy trudnotopliwych metali,
zastosowanie materiałów ceramicznych i kompozytów.
Chłodzenie łopatek turbiny, powszechnie stosowane rozwiązanie pozwalające na
podwyższenie temperatury spalin T3 na wlocie do turbiny przy niezmienionej temperaturze
łopatki, jest obecnie jedyna szansą rozwoju tego typu silników cieplnych (Rys. 2.9).
Rys. 2.9. Tendencje wzrostu dopuszczalnej temperatury metalu łopatek turbiny gazowej (2) i temperatury T3 spalin przed turbina (1) [1]
Rys. 2.10. Różne sposoby chłodzenia powietrzem łopatek kierowniczych i wirujących [31] I – łopatka powłokowa, II – łopatka z otworami, III – łopatka z blaszaną osłoną, IV – łopatka z zrzutem powietrza przez krawędź spływu, V – łopatka z osłoną i zrzutem przez krawędź spływu, VI – łopatka z
chłodzeniem w warstwie przyściennej
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
29
Rys. 2.11. Schematy systemów chłodzenia turbiny gazowej [31] a) chłodzenie powietrzne w układzie otwartym, b) powietrze w układzie półzamkniętym, c) zamknięty system chłodzenia, d) chłodzenie parowe w układzie otwartym, e) parowe w układzie zamkniętym; S – sprężarka, T –
turbina, KS – komora spalania, K – kolektor powietrza chłodzącego, P – kolektor pary chłodzącej, 1 – sprężarka „doprężająca”, 2 – pompa, 3 – chłodnica, 4 – wytwornica pary, 5 – pompa wody
Jest to sposób wymuszony, sztuczny i trudny w realizacji. Straty pracy w chłodzonej
turbinie zależą od intensywności chłodzenia oraz przyjętych rozwiązań konstrukcyjnych.
Należy jednak pamiętać, iż straty te są skompensowane z wyraźną nadwyżką, dzięki
znacznego przyrostowi sprawności wynikającemu z podwyższenia temperatury spalin na
wlocie do turbiny. Znane są różne systemy chłodzenia elementów turbiny, m. in. za pomocą
sprężonego powietrza, wtrysku wody, pary (Rys. 2.10 oraz Rys. 2.11) [16,31].
Istotnym problemem pojawiającym się przy eksploatacji turbin gazowych, pomimo
już wspomnianych zmiennych osiągów zależnych od warunków otoczenia, jest spadek
sprawności i mocy urządzenia w czasie pracy. Wynika on z wyraźnego zużywania się
elementów turbiny oraz w związku z powstającymi w niej osadami i zanieczyszczeniami.
Wartości tych zmian silnie zależą od jakości i typu spalanego paliwa [11].
W ostatnich latach obserwuje się dynamiczny rozwój turbin gazowych w szerokim
zakresie mocy, od kilku kW do setek MW. Spowodowany jest on atrakcyjnością turbin
gazowym wynikającą m. in. z prostoty obsługi, bardzo krótkich czasów rozruchu oraz
korzystnych, niskich wartości emisji substancji szkodliwych. Sprawności tych instalacji
przekraczają już granicę 40%, a stosowanie wspomnianych rozwiązań STIGT daje możliwość
wysokozasiarczonego wymaga znacznego podniesienia temperatury wody zasilającej kocioł
odzyskowy. Czasem taki wariant jest uzasadniony ekonomicznie.
Rys. 3.16. a) Podgrzew kondensatu wodą zasilającą, b) Podgrzew kondensatu w wymiennikach regeneracyjnych zasilanych parą upustową [7]
Charakterystyczną własnością układów Combined Cycle jest ścisła zależność mocy
osiąganej przez turbinę parową od mocy turbiny gazowej dla zdefiniowanej struktury. We
współczesnych rozwiązaniach moc układu gazowo-parowego wynosi około 150÷160% mocy
turbiny gazowej. Dla uzyskania większych mocy elektrowni stosuje się wiele turbin
gazowych pracujących na jeden turbozespół parowy (nawet 5 turbin gazowych, zazwyczaj nie
więcej niż trzy). Takie rozwiązania (Rys. 3.17) pozwalają uzyskać moc zainstalowaną na
poziomie 800÷1000 MW [1,11].
Rys. 3.17. Dwa wariantu konfiguracji układów gazowo-parowych: a) dwie turbiny gazowe pracujące na indywidualne kotły odzyskowe zasilające jeden wspólny układ turbiny parowej (2 + 2 +1), b) dwie turbiny
Rys. 3.19. Przebieg zmian temperatury w kotle odzyskowym [26] t4a – temperatura na wylocie turbiny gazowej, t3s – temperatura pary świeżej, Δtpp – spiętrzenie (przewężenie)
temperaturowe (pinch point), Δtap – niedogrzanie wody na wlocie do walczaka (approach point), t5a – temperatura spalin opuszczających kocioł odzyskowy, t1s – temperatura wody zasilającej
Podniesienie temperatury zwiększa wartość entalpii pary świeżej i stopień suchości na
wylocie, ale jednocześnie powoduje nieznaczny spadek mocy układu, gdyż większa ilość
ciepła „pobierana” jest do przegrzania pary, niż do jej „produkcji” w parowaczu.
Rys. 3.20. Zależność temperatury czynników wzdłuż drogi wymiany ciepła w zależności od ciśnienia pary świeżej [16]
Wzrost sprawności układu jednociśnieniowego można uzyskać przez wprowadzenie
jednego z rozwiązań podgrzewu wody zasilającej pokazanych na Rys. 3.15. w zależności od
stosowanego paliwa i w oparciu o analizę ekonomiczną. Schemat takiego układu pokazano na
Rys. 3.21. Układ ten jest bardzo zbliżony do dwuciśnieniowego, z tą różnicą, że para
produkowana na niższym poziomie ciśnienia wykorzystywana jest jedynie do
odgazowywania. Schłodzenie spalin jest umiarkowane, układ przeznaczony jest do spalania
niska (np. ciśnienie pary świeżej wysokociśnieniowej 10 MPa, niskociśnieniowej 0,5 MPa).
Para o niższych parametrach wprowadzana jest w odpowiednim miejscu do turbiny parowej,
zazwyczaj na wlocie do części niskoprężnej [1,7,11,26,38].
Rozmieszczenie powierzchni ogrzewalnych jest bardzo istotne w celu uzyskania jak
najniższych strat w kotle. Wyróżnić można rozkład szeregowy, równoległy i szeregowo-
równoległy, dotyczy to zarówno układów dwuciśnieniowych jak i trójciśnieniowych.
Przykładową strukturę z kotłem dwuciśnieniowym pokazano na Rys. 3.23a.
Rys. 3.23. a) Schemat układu z kotłem dwuciśnieniowym szeregowym (przy pominięciu linii kropkowanej), b) Przebieg zmian temperatury czynników w kotle odzyskowym (przy pominięciu linii kropkowanej) [26]
PP_W – przegrzewacz pary wysokiego ciśnienia, P_W – parownik wysokiego ciśnienia, PW_W – podgrzewacz wody wysokiego ciśnienia, PP_N – przegrzewacz pary niskiego ciśnienia, P_N – parownik niskiego ciśnienia,
PW – podgrzewacz wody wspólny dla obu sekcji
Dla wariantu z linią kropkowaną układ można uznać za szeregowo-równoległy.
Podgrzewacz wysokoprężny i niskoprężny są w tym wypadku osobnymi wymiennikami
umieszczonymi równolegle. Rozwiązanie to jest charakterystyczne dla układów dużej mocy.
W przypadku przyjęcia wersji z linią przerywaną (bez kropkowanej) układ jest typowo
szeregowy [26]. Kolejne powierzchnie ogrzewalne umieszczone są jedne za drugim, co
odzwierciedla przebieg zmian temperatury (Rys. 3.23b). Cały strumień wody podgrzewany
jest w jednym podgrzewaczu PW i dopiero za nim jest rozdzielany.
Wariant układu z kotłem dwuciśnieniowym z szeregowo-równoległym rozkładem
powierzchni ogrzewalnych umieszczono na Rys. 3.24. Podgrzewacz niskoprężny
i wysokoprężny są rozdzielone. Para niskoprężna po przegrzaniu mieszana jest z parą
wylotową części wysokoprężnej i trafia do części niskoprężnej turbiny (po odrzuceniu linii
kropkowanej – wariant bez przegrzewu). W wariancie zaznaczonym linią kropkowaną
zastosowano przegrzew międzystopniowy. Para niskoprężna podobnie jak w poprzednim jest
a) b)
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
53
wstępnie przegrzana, po czym jest mieszana z para wylotową części wysokoprężnej.
Następnie łączny strumień kierowany jest do przegrzewacza międzystopniowego i po
przegrzaniu wprowadzany do części niskoprężnej. Przegrzew, podobnie jak w przypadku
układu jednoprężnego, jest zabiegiem pozwalającym na zwiększenie stopnia suchości pary na
wylocie turbiny. W skrajnym przypadku może prowadzić nawet do obniżenia sprawności
układu, jednak korzyść w postaci obniżenia erozji łopatek ostatnich stopni turbiny jest
znacząca.
Rys. 3.24. Schemat cieplny elektrowni gazowo-parowej z kotłem dwuciśnieniowym bez przegrzewu międzystopniowego (bez linii kropkowanej) oraz z przegrzewem międzystopniowym [26]
Rozmieszczenie powierzchni ogrzewalnych ma widoczne odzwierciedlenie na
wykresie zmian temperatury czynników w kotle odzyskowym pokazanym na Rys. 3.25.
Wykres ten dotyczy wariantu bez przegrzewu międzystopniowego.
Rys. 3.25. Wykres zmian temperatury czynników w kotle odzyskowym dla schematu z Rys. 3.24 bez przegrzewu międzystopniowego [26]
PW – podgrzewacz dwusekcyjny, pozostałe oznaczenia jak w poprzednim
Rys. 3.32. Uproszczony schemat elektrowni ze zgazowaniem tlenowym [29]
Obecnie na świecie pracuje niewielka ilość układów gazowo-parowych
zintegrowanych ze zgazowaniem (IGCC – Integrated Gasification Combined Cycle).
Większość powstających obiektów miała charakter demonstracyjny. W ostatnich latach działa
coraz więcej układów komercyjnych. Technologia ta jest droższa od technologii ze spalaniem
pyłu węglowego. Cechuje się ona niższą dyspozycyjnością oraz niższą sprawnością
wykorzystania energii chemicznej węgla. Jest jednak alternatywą dla krajów posiadających
duże pokłady węgla w związku z powszechnym przymusem ograniczania emisji CO2, gdyż
układy te dodatkowo pozwalają na wychwytywanie tego gazu i składowanie.
Rys. 3.33. Porównanie bloków IGCC z typowym blokiem węglowym na parametry nadkrytyczne [29] a) wskaźniki kosztów inwestycyjnych, b) koszt produkcji energii elektrycznej przy założeniu ceny
węgla - 145 zł/t, c) sprawności, d) jednostkowe strumienie substancji szkodliwych
4 – kocioł fluidalny, S – sprężarka, T – turbina gazowa, TP – turbina parowa, KO – kocioł odzyskowy
W procesie sprężania powietrza zastosowano chłodzenie międzystopniowe wodą
zasilającą. Rozprężone spaliny kierowane są do spalinowego podgrzewacza wody. Para
generowana jest w wymiennika umieszczonych w kotle fluidalnym. Zastosowano także
międzystopniowy przegrzew pary [7].
Pokazany na Rys. 3.37 schemat ideowy jest połączeniem technologii zgazowania,
spalania fluidalnego i turbiny gazowej. Jest to koncepcja układu PFBC drugiej generacji
określana jako A-PFBC. Zastosowany w tym wypadku układ zgazowania częściowego
cechuje stopniem konwersji węgla na poziomie 80-85%. Otrzymany gaz syntezowy jest
odsiarczany przy pomocy kamienia wapiennego. Gaz po schłodzeniu, odpyleniu i
oczyszczeniu trafia do komory spalania turbiny gazowej. Pozostałość koksowa z gazyfikatora
jest kierowana do kotła fluidalnego, gdzie jest dopalana, jednocześnie dochodzi również do
utlenienia CaS powstałego w procesie odsiarczania. Przy zastosowaniu turbiny gazowej o
dopuszczalnej temperaturze spalin na wlocie równej 1300°C, układ A-PFBC może osiągnąć
sprawność o 10% wyższą od układu PFBC [7].
3.5.7 Układy dwupaliwowe Pod pojęciem układu dwupaliwowego należy rozumieć układ generujący energię
elektryczny (i ciepło), który w ustalonych warunkach pracy spala dwa różne paliwa
w oddzielnych komorach spalania. Nie zalicza się do nich współspalania biomasy.
Korzystanie z dwóch paliw zmniejsza ryzyko związane ze wzrostem cen jednego z nich.
Układy dwupaliwowe mogą być budowane „od zera”, ale przede wszystkim powstają w
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
63
procesie nadbudowy już istniejących instalacji, głównie węglowych bloków
konwencjonalnych – repowering [3,7,27].
Układ gazowo-parowy można połączyć z blokiem węglowym na kilka sposobów.
Schemat układu z równoległą produkcja pary pokazano na Rys. 3.38. Cechuje się on dużą
swobodą w doborze turbiny gazowej do parowej, a co za tym idzie stosunku spalanego paliwa
gazowego do paliwa wykorzystywanego w nadbudowywanym układzie. Nadbudowanie daje
nawet 5% wzrost sprawności. Wyższa sprawność, w porównaniu do układu bez nadbudowy,
jest zachowywana pomimo zmniejszenia obciążenia bloku nawet do 40% wartości
znamionowej. Ponadto możliwe są różne stany pracy bloku:
układ konwencjonalny – praca jedynie bloku parowego,
układ prosty – moc generowana jest przez turbinę gazową, a spaliny wydalane są
bezpośrednio do atmosfery,
układ nadbudowany – praca bloku parowego i turbiny gazowej,
układ kombinowany – odstawienie kotła parowego, turbinę parową zasilana się tylko z
kotła odzyskowego [24].
Rys. 3.38. Nadbudowa w układzie równoległego wytwarzania pary [24] KP – kocioł parowy, WP, SP, NP – część wysoko, średnio i niskoprężna turbiny parowej, PW – podgrzewacz
regeneracyjny wysokiego ciśnienia;1 – powietrze wtórne, 4 – paliwo stałe; pozostałe oznaczenia jak poprzednio
Spaliny opuszczające turbinę gazową zawieją znaczną ilość tlenu (16 18%), co
wykorzystuje się poprzez wprowadzenie ich do kotła, w którym spalany jest węgiel (bądź
inne paliwo). Ogólną strukturę przedstawia Rys. 3.39 [1,24,31].
moc nie przekraczającą 150 MW). Należy więc dążyć do projektowanie turbin gazowych tak,
aby temperatura gazów wylotowych była odpowiednio wyższa. Zastosowanie dwóch turbin
gazowych na jedną parową pozwala na uzyskanie większej mocy turbiny parowej, co pozwoli
na zastosowanie turbin o parametrach pary świeżej na poziomie 600°C i ciśnieniu
nadkrytycznym. Dodatkowo wprowadza się podgrzewanie paliwa przed podaniem do komory
spalania turbiny gazowej [1,11,26].
Po połączeniu wszystkich opisanych zabiegów układy gazowo-parowe mają uzyskać
w 2020 roku sprawność brutto przekraczającą 65% (wartość wg www.siemens.com).
Podstawowe parametry kilku najnowocześniejszych bloków gazowo-parowych
oferowanych przez wiodących producentów turbin gazowych podano w tablicy 3.2.
Wszystkie te układy są trójciśnieniowymi z przegrzewem. Podana moc jest mocą netto.
Koncern Mitsubishi Heavy Industry jest w trakcie realizacji układu, który ma przekroczyć
granicę 61% sprawności netto.
Tablica 3.2. Przykłady kilku najnowocześniejszych instalacji [51,52,53,54,55] b – brutto, pozostałe netto, Hn – kocioł odzyskowy poziomy z naturalną cyrkulacją , B – kocioł odzyskowy typu Bensona, 1-1 – jedna turbina gazowa – jedna turbina parowa
Tablica 4.3. Parametry modelu gas_turbine_generic, które będą wykorzystywane do dalszej analizy
Parametr Wartość Jednostka Objaśnienie
heat_value 49614 kJ/kg wartość opałowa gazu power_el0 375000 kWe znamionowa moc elektryczna eta_th0 0,40 - sprawność znamionowa t_exh0 625 °C temperatura spalin znamionowa m_exh0 820 kg/s strumień spalin znamionowy dp_in0 0 bar strata ciśnienia na wlocie znamionowa dp_out0 0 bar strata ciśnienie na wylocie znamionowa altitude0 0 m wysokość nad poziomem morza –projektowa
dpower_dpin -1,51 1/bar spadek mocy proporcjonalny do strat ciśnienia na wlocie
dpower_dpout -0,6 1/bar spadek mocy proporcjonalny do strat ciśnienia na wylocie
dpower_dalt 0,98 1/bar zmiana mocy proporcjonalna do zmiany ciśnienia atmosferycznego
deta_dpin -0,6 1/bar spadek sprawności spowodowany stratą ciśnienia na wlocie
deta_dpout -0,6 1/bar spadek sprawności spowodowany stratą ciśnienia na wylocie
dflow_dalt 0,99 1/bar zmiana przepływu spowodowana zmianą ciśnienia atmosferycznego
ambient_p0 1,0133 bar ciśnienie atmosferyczne - projektowe
Charakterystyki Objaśnienie
f_power_el stosunek mocy rzeczywistej do znamionowej w funkcji temperatury powietrza
f_eta_th stosunek sprawności rzeczywistej do znamionowej w funkcji temperatury powietrza
f_t_exh stosunek temperatury spalin do temperatury spalin znamionowej w funkcji temperatury powietrza
f_m_exh stosunek strumienia spalin do strumienia spalin znamionowego w funkcji temperatury powietrza
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
75
Rys. 4.2. Względna zmienność sprawności(eta), mocy elektrycznej turbiny(moc) oraz temperatury spalin(t_out) w funkcji straty ciśnienia na wylocie turbiny.
4.2.2 Układ chłodzenia Przyjęto, iż układ chłodzenia turbiny parowej oparty jest na chłodni kominowej.
Przyjęto prostą zmienność ciśnienia w skraplaczu w funkcji temperatury otoczenia,
przedstawioną na Rys. 4.3.
Rys. 4.3. Założona zmienność ciśnienia w skraplaczu w funkcji temperatury otoczenia
4.3 Struktury jednociśnieniowe Na podstawie schematu wyjściowego utworzono podstawowy układ gazowo- parowy
o umiarkowanych parametrach pary. Woda zasilająca podgrzewana jest w wymienniku
mieszankowym będącym jednocześnie odgazowywaczem pracującym przy niewielkim
nadciśnieniu. Schemat bilansowy przedstawia Rys. 4.4, natomiast przebiegi temperatur
Strumień energii chemicznej paliwa 937,5 937,5 937,5 937,5 937,5 MWt Moc turbiny gazowej 368,25 368,25 368,25 368,25 368,25 MWe Moc elektryczna części parowej 153,64 157,37 157,1 158,03 156,92 MWe Sumaryczna moc układu 521,89 525,62 525,35 526,28 525,17 MWe Moc urządzeń potrzeb własnych 3,97 4,13 4,42 4,47 4,19 MWe Ciśnienie pary świeżej 6,5 6,8 7,5 7,5 6,5 MPa Temperatura pary świeżej 535 535 535 535 535 °C Temperatura wody zasilającej 101 60,7 105,76 112,9 60 °C Ciśnienie odgazowania 0,105 0,02 0,12 0,153 0,105 MPa Stopień suchości na wylocie części niskoprężnej turbiny parowej 0,889 0,89 0,888 0,888 0,889 -
Sumaryczna powierzchnia wymiany ciepła w kotle odzyskowym 6833 7108 8642 7597 7083 m2
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
81
4.4 Struktury dwuciśnieniowe Wykorzystując schemat 5 „dobudowano” wymienniki drugiego, niższego poziomu
ciśnienia w układzie szeregowym. Schemat 6 pokazany na Rys. 4.13 jest typowym dla
układów średnich mocy. Woda zasilająca podgrzewana jest we wspólnym podgrzewaczu
wody niskiego ciśnienia i następnie rozdzielana na dwa strumienie. Para niskoprężna jest
przegrzewana do umiarkowanej temperatury i kierowana do odpowiedniego wlotu turbiny
parowej. Rozkład temperatur w kotle odzyskowy umieszczono na Rys. 4.14.
Rys. 4.13. Układ dwuciśnieniowy szeregowy, schemat 6
Rys. 4.14. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu 6
Rys. 4.29. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym bez przegrzania
pary niskiego ciśnienia + zmiana sprawności turbiny i podniesienie temperatury pary świeżej, schemat 11
Rys. 4.30. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu
11
Z podniesieniem temperatury pary podnosi się również zazwyczaj jej ciśnienie.
W wariancie 12 (Rys. 4.31) przeanalizowano zamianę części wysokoprężnej podkrytycznej
na nadkrytyczną o umiarkowanym ciśnieniu, typowym dla krajowych bloków. Uzyskano
oczywiście przyrost sprawności, a rozkład temperatur (Rys. 4.31) znacząco różni się od
pozostałych. Brak obszaru parowania w części wysokoprężnej (linia ciągła czerwona)
pozwala jeszcze zmniejszyć różnicę temperatur czynników.
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
91
Rys. 4.31. Układ trójciśnieniowy szeregowo-równoległy z przegrzewem międzystopniowym bez przegrzania pary niskiego ciśnienia + zmiana sprawności turbiny i podniesienie temperatury pary świeżej + zmiana części
wysokoprężnej na nadkrytyczną, schemat 12
Rys. 4.32. Przebieg zmian temperatur w kotle odzyskowym wzdłuż powierzchni wymiany ciepła, dla schematu
12
Podobnie jak poprzednio zestawienie parametrów analizowanych układów
Odmiennym typem elektrociepłowni gazowo-parowej jest układ Chenga.
W instalacjach małych i średnich mocy jest on konkurencyjnym rozwiązaniem, o sprawności
niższej niż typowa elektrociepłownia gazowo-parowa, jednak znacznie tańszym
inwestycyjnie. Warto rozważać ich budowę w modernizowanych elektrociepłowniach.
W związku ze wspomnianymi problemami przestarzałego sektora energetycznego
i dużymi zasobami węgla, oprócz budowy nowych bloków, nieuniknione będą liczne
modernizacje. Inwestowanie w CCS jest bardzo wątpliwym przedsięwzięciem. Szansą
ograniczenia emisyjności starych bloków jest ich modernizacja do dwupaliwowych, poprzez
nadbudowę turbiną gazową. Wzrost efektywności takiego bloku, w zależności od rozwiązania
będzie różny. W każdym przypadku (nadbudowa równoległa, szeregowa, podgrzew
kondensatu i inne) ogólna emisja CO2 ze znacznym naddatkiem mieści się poniżej progu 750
kg/MWh. Analizowany wariant nadbudowy wykazał, iż nawet nadbudowa równoległa kotłem
odzyskowym o tylko jednym stopniu ciśnienia daje wyraźny przyrost sprawności. Układ
uzyskuje sprawność brutto wyższą o ok. 8 pkt. procentowych niż blok wyjściowy. Ponadto
takie rozwiązanie pozwala nadal spalać węgiel, jako główne paliwo, inwestując przy tym
nawet 4 razy mniej niż w budowę nowego bloku nadkrytycznego. Czas realizacji będzie
relatywnie krótki, a pozostało go niewiele, niecałe 8 lat. Nowe bloki na parametry
nadkrytyczne winny być budowane tylko w przypadku, gdy modernizacja do struktury
dwupaliwowej okaże się technicznie nieuzasadniona [4].
W przyszłości, rozwijające się technologie zgazowania węgla pracujące w integracji
z układem gazowo-parowym (IGCC – Integrated Gasification Combined Cycle), mogą stać
się alternatywą dla tradycyjnych technologii węglowych. Dodatkowo dają one możliwość
utylizacji paliw dodatkowych i odpadowych. Zapewniają one także stosunkowo łatwe
zintegrowanie z układem CCS oraz brak konieczności budowy instalacji odsiarczania
i odazotowania spalin, utrzymując przy tym bardzo niskie wskaźniki emisji. Sprawność
(brutto) analizowanego układu była również wyższa, niż porównywanych bloków
węglowych.
Bloki gazowo-parowe, czy to w konfiguracji Combined Cycle, czy w strukturze
dwupaliwowej winny być dynamicznie rozwijane. Należy również dodać ich duże znaczenie
dla KSE, jako źródła zdolnego do szybkich zmian obciążenia w kontekście zwiększania
udziału mocy ze źródeł odnawialnych oraz budowy elektrowni jądrowej, która znamionowo
pracuje z nieznacznie zmieniającą się mocą.
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
101
6. LITERATURA
6.1 Książki i artykuły 1 Badyda K., Miller A.: Energetyczne turbiny gazowe oraz układy z ich wykorzystaniem,
KAPRINT, Lublin 2011 2 Badyda K., Możliwości zagospodarowania gazu kopalnianego w Polsce dla celów
energetycznych, Energetyka, czerwiec 2008, s. 416-428 3 Bartnik R., Elektrownie i elektrociepłownie gazowo-parowe, WNT, Warszawa 2009 4 Bartnik R., Duczkowska-Kądziel A.: Jedno- i dwupaliwowe technologie gazowo-parowe jako
ważny potencjał modernizacyjny krajowej energetyki, Energetyka, listopad 2011, s. 665-673 5 Bełch K., Kotowicz J.: Analiza termodynamiczna i ekonomiczna elektrociepłowni Chenga,
Rynek Energii, styczeń 2006, s. 21-27 6 Chmielniak T., Ziębik A.: Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków węglowych, monografia,
Gliwice 2010 7 Chmielniak T., Technologie energetyczne, WNT Warszawa 2008 8 Fałkowski A., Rozwój rynku gazu w Europie – czy gaz stanie się w pełni niezależny od ropy i
produktów ropopochodnych? Indeksacja cen gazu do ceny produktów ropopochodnych, 04.01.2012 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://www.cire.pl/pokaz-pdf-%252Fpliki%252F2%252FRozw_rynku_gaz_eu_ij.pdf; dostęp dnia 29.01.2012 r.
9 GAZ-SYSTEM S.A., Połączenia międzysystemowe. Analizowane projekty, 23.09.2010 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://gazownictwo.wnp.pl/system_przesylowy_w_polsce/polaczenia-miedzysystemowe,6686_2_0_0.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
10 GAZ-SYSTEM S.A., Wzrost możliwości importu gazu ziemnego do Polski o ponad 30 procent, 10.01.2012 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://gazownictwo.wnp.pl/wzrost-mozliwosci-importu-gazu-ziemnego-do-polski-o-ponad-30-procent,159705_1_0_0.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
11 Hannemann F., Kehlhofer R., Rukes B., Stirnimann F.: Combined-Cycle Gas & Steam Turbine Power Plants 3rd edition; PennWell Corporation, Tulsa, Oklahoma 2009
12 Iluk T., Kotowicz J.: Układy gazowo-parowe zintegrowane ze zgazowaniem, Rynek Energii, marzec 2008, s. 34-40
13 Instytut Kościuszki, Spadkowy trend cen gazu na świecie, 21.11.2011 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://www.rynek-gazu.cire.pl/pokaz-pdf-%252Fpliki%252F2%252Ftrendy_cen_gazu.pdf; dostęp dnia 29.01.2012 r.
14 Janusz P., Zasoby gazu ziemnego w Polsce jako czynnik poprawiający bezpieczeństwo energetyczne, na tle wybranych państw UE, 21.04.2011 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://gazownictwo.wnp.pl/zasoby-gazu-ziemnego-w-polsce-jako-czynnik-poprawiajacy-bezpieczenstwo-energetyczne-na-tle-wybranych-panstw-ue,7044_2_0_0.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
15 Jędral W., Efektywność energetyczna jako ważny zasób energetyczny – porównanie z wybranymi źródłami energii, Rynek Energii, kwiecień 2011, s. 90-95
16 Jonshagen K., Modern Thermal Power Plants. Aspects of Modelling and Evaluation, E-huset Tryckeri, Szwecja, Lund 2010
17 Kaczmarek A., Analiza uwarunkowań rozwoju elektrowni i elektrociepłowni gazowych i gazowo-parowych, Energetyka, maj 2010, s.353-356
18 Kalina J., Skorek J.: Gazowe układy kogeneracyjne, WNT Warszawa 2005 19 Kalina J., Skorek J.: Możliwości wykorzystania metanu z pokładów węgla w niemieckich i
polskich kopalniach, dostępne w Internecie pod adresem: http://www.itc.polsl.pl/kalina/publikacje/25.pdf; dostęp dnia 29.01.2012 r.
20 Kalina J., Skorek J.: Paliwa gazowe dla układów kogeneracyjnych; Seminarium cykliczne „Elektroenergetyka w procesie przemian” - Generacja rozproszona, Politechnika Śląska, s. 11-26
21 Kaliski M., Siemek J., Sikora A., Staśko D., Janusz P., Szurlej A.: Wykorzystanie gazu ziemnego do wytwarzania energii elektrycznej w Polsce i UE – szanse i bariery, Rynek Energii, kwiecień 2009, s. 2-7
22 Kamrat W., Elektrownie gazowe szansą poprawy bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski, Rynek Energii, kwiecień 2009, s. 14-19
23 Kaproń H., Różne segmenty rynku gazu w Polsce, Rynek Energii, kwiecień 2011, s. 3-8 24 Kotlicki T., Pawlik M.: Możliwości zastosowania układów kombinowanych gazowo-parowych
w energetyce, Gospodarka Paliwami i Energią, 2002, nr 5-6 25 Kotowicz J., Bartela Ł.: Wpływ wybranych kryteriów na charakterystyki elektrociepłowni
gazowo-parowych, Rynek Energii, maj 2007 26 Kotowicz J., Elektrownie gazowo-parowe, KAPRINT Lublin 2008 27 Kotowicz J., Nadbudowa bloków parowych o parametrach nadkrytycznych turbinami
gazowymi, Rynek Energii, kwiecień 2008, s. 45-49 28 Kotowski W., Marcjasz-Siemiątkowska I.: Wytwarzanie gazów palnych i syntezowych przez
utylizację odpadów w plazmie, Gospodarka Paliwami i Energią, 2003, nr 2, s. 18-22 29 Kowalkowska A., Wilk R. K., Wrótniak A.: Analiza techniczno-ekonomiczna układów
gazowo-parowych zintegrowanych ze zgazowaniem węgla, Gospodarka Paliwami i Energią 2004, nr 2, s. 7-11
30 Krzysiek J. – Shale Gas Operation QA/QC Consultant, Gaz łupkowy a środowisko, Czysta Energia, listopad 2011
31 Lewandowski J., Miller A.: Układy gazowo-parowe na paliwo stałe, WNT, Warszawa 1993 32 Łakoma A., Plany dużych inwestycji w nowe bloki w polskich elektrowniach, 13.09.2011 r.,
dostępne w Internecie pod adresem: http://www.ekonomia24.pl/artykul/716290.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
33 Macuda J., Marchel P. – WIERTNICTWO NAFTA GAZ: Oddziaływanie prac wiertniczych na środowisko przy pozyskiwaniu gazu łupkowego w Polsce, 09.01.2012 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://gazownictwo.wnp.pl/gaz_lupkowy/eksploatacja-gazu-lupkowego-moze-byc-nieoplacalna,7493_2_0_1.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
34 Malinowski D., Energetyka – nowy, wielki odbiorca gazu, 19.01.2011 r., dostępne w Internecie pod adresem: http://energetyka.wnp.pl/energetyka_gazowa/energetyka-nowy-wielki-odbiorca-gazu,7354_2_0_3.html; dostęp dnia 29.01.2012 r.
35 Matusiak B. E., Liberalizacja rynku gazu w krajach Unii i w Polsce, Rynek Energii, marzec 2011, s. 21-25
36 Miller A., Maszyny i Urządzenia energetyczne, WSiP, Warszawa 1994 37 Nagy S., Siemek J.: Podziemne magazyny gazu i ich rola w gospodarce gazowej, Rynek
Energii, kwiecień 2009, s. 8-13 38 Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie, WNT, Warszawa 2010 39 Pawlik M., Nowe moce wytwórcze w Polsce w świetle unijnych regulacji, Energetyka,
wrzesień 2010, s. 578-582
Praca dyplomowa inżynierska – Tomasz Kleszcz
103
40 Pawlik M., Gaz – paliwo „pomostowe”, Energetyka Cieplna i Zawodowa, nr 7-8/2011 41 Rakowski J., Obecne możliwości technologiczne ograniczania emisji CO2 z elektrowni
technologicznych, Rynek Energii, marzec 2010, s. 87-93 43 Rychlicki S., Siemek J.: Gaz łupkowy – zasoby i technologia, Rynek Energii, marzec 2011,
s. 3-8 44 Siemek J., Kaliski M., Rychlicki S., Janusz P., Sikora S., Szurlej A.: Wpływ shale gas na
rynek gazu ziemnego w Polsce, Rynek Energii, maj 2011, s. 118-123 45 Siemek J., Rychlicki S., Kaliski M., Szurlej A., Janusz P.: Rola sektora gazowego w
zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego Polski na tle wybranych państw Unii Europejskiej, Rynek Energii, marzec 2010, s. 8-13
46 Szkutnik J., Sobota R.: Zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego w Polsce w perspektywie do 2030 roku, Rynek Energii, styczeń 2010, s. 57-61
47 Wasilewski A., Światowy kryzys ekonomiczny i gaz ziemny, Rynek Energii, marzec 2010,s. 3-7 48 Warzyc M., Ziębik A.: Wykorzystanie hutniczych gazów gazowych w przemysłowych
elektrociepłowniach gazowo-parowych, Gospodarka Paliwami i Energią, 2000, nr 8, s. 5-9 49 Wędzik A., Układy kombinowane produkcji energii elektrycznej. Część I. Zagadnienia
techniczne, Energetyka, maj 2006, s. 323-329 50 Ziębik A., Elektrociepłownie hutnicze – teraźniejszość i przyszłość, Energetyka, październik
została napisana przeze mnie samodzielnie. Jednocześnie oświadczam, że ww. praca: - nie narusza praw autorskich w rozumieniu ustawy z dnia 4 lutego 1994 roku
o prawie autorskim i prawach pokrewnych (Dz. U. Z 2000 r. nr 80, poz. 904 z późniejszymi zmianami) oraz dóbr osobistych chronionych prawem cywilnym, a także nie zawiera danych i informacji, które uzyskałem w sposób niedozwolony,
- nie była wcześniej podstawą żadnej innej urzędowej procedury związanej z nadawaniem dyplomów wyższej uczelni lub tytułów zawodowych.