INTEGRACJA ELEKTROWNI GAZOWO - PAROWEJ Z SILNIKAMI STIRLINGA W CELU WYKORZYSTANIA CIEPŁA ODPADOWEGO

Transkrypt

1 ITEGRACJA ELEKTROWI GAZOWO - PAROWEJ Z SILIKAMI STIRLIGA W CELU WYKORZYSTAIA CIEPŁA ODPADOWEGO Autorzy: Janusz Kotowicz, Mateusz Brzęczek ( Rynek Energii 1/2018) Słowa kluczowe: elektrownia gazowo - parowa, silnik Stirlinga, analiza termodynamiczna, separacja CO 2 Streszczenie. W artykule przedstawiono koncepcję efektywnego zagospodarowania ciepła odpadowego poprzez nadbudowę nowoczesnego bloku gazowo - parowego z instalacją wychwytu i sprężania CO 2 o silniki Stirlinga. Lokalizacja źródeł ciepła odpadowego pozwoliła na zastosowanie dwóch silników Stirlinga: jednego wykorzystującego ciepło spalin wylotowych z kotła kierowanych do absorbera, drugiego pracującego na cieple sprężonego gazu w instalacji sprężania CO 2. W przypadku instalacji sprężania CO 2 analizę przeprowadzono dla dwóch wariantów: z 4 oraz 8 sekcyjnym sprężaniem ditlenku węgla. 1. WPROWADZEIE Elektrownie gazowo parowe charakteryzują się jednymi z najwyższych sprawności wśród technologii wytwarzania energii elektrycznej. Układy te należą do najszybciej rozwijających się rozwiązań. Obecnie osiągają sprawności elektryczne netto przekraczające 60%. Bloki gazowo parowe wyróżniają korzystne charakterystyki ekologiczne emisja CO2 na poziomie 330 kgco2/mwh jest ok. 2.5-krotnie niższa od emisji nowoczesnych elektrowni węglowych wynoszącej ponad 800 kgco2/mwh [1-3]. Przed energetyką stawiane są nowe wyzwania związane z ograniczeniem emisji CO2. Obecnie rozwijane są technologie wychwytu i magazynowania dwutlenku węgla CCS (ang. Carbon Capture and Storage), mające umożliwić niemal zero-emisyjną produkcję energii elektrycznej z paliw kopalnych. Celem tej instalacji jest odseparowanie CO2, a następnie jego transport i składowanie. ajłatwiejszą do wdrożenia jest technologia post combustion, która opiera się na separacji CO2 ze spalin, więc nie ingeruje ona w proces spalania i w podstawową strukturę bloku energetycznego. Aktualnie najbardziej optymalnym sposobem separacji jest absorpcja chemiczna, co potwierdza analiza literatury, np. [4-6]. Integracja bloku gazowo - parowego z instalacją wychwytu CO2 powoduje spadek mocy i sprawności całej elektrowni. W celu zmniejszenia strat mocy poszukuje się możliwości wykorzystania ciepła odpadowego znajdującego się w bloku. Jedną z takich koncepcji jest zastosowanie silników Stirlinga. Silnik ów charakteryzuje się tym, że nie ma rozrządu, nie ma wydechu oraz nie korzysta ze spalania deflagracyjnego. Jest niemal bezgłośny ponieważ nie ma w nim źródeł hałasu. Jego zasadniczą zaletą jest to, że cykl Stirlinga jest bardzo zbliżony do cyklu Carnota, co w praktyce pozwala mu osiągać bardzo duże sprawności (do 40%) w stosunku do silników spalinowych wewnętrznego spalania (maksymalnie 30%). Wadą silnika

2 Stirlinga jest konieczność używania dużych powierzchni wymiany ciepła. Problem ten minimalizuje zastosowanie wysokich ciśnień gazu roboczego, co jednak sprawia trudności z jego uszczelnieniem [7]. Przeprowadzona przez Autorów analiza ma na celu uzyskanie odpowiedzi na pytanie, czy zysk energetyczny z silników Stirlinga będzie w stanie zrekompensować większą energochłonność instalacji w przypadku zastosowania 4-sekcyjnej sprężarki CO2 oraz czy silniki Stirlinga dadzą większą korzyść termodynamiczną niż np. moduły ORC, które charakteryzują się niskimi sprawnościami. Analiza wykorzystania modułów ORC została przedstawiona przez Autorów np. w [8]. 2. CHARAKTERYSTYKA ELEKTROWI GAZOWO - PAROWEJ Z CCS Dla badanej elektrowni gazowo - parowej zaproponowano turbinę gazową o mocy elektrycznej równej 200 MW. W turbinie zastosowano otwarte konwekcyjne chłodzenie powietrzem. Spaliny wylotowe z turbiny gazowej zasilają kocioł odzyskowy, w którym generowana jest para zasilająca obieg parowy. Zdecydowano się na zastosowanie trój-ciśnieniowego kotła odzyskowego z przegrzewem międzystopniowym pary wtórnej. Struktura analizowanego bloku gazowo - parowego z instalacją wychwytu i sprężania CO2 została przedstawiona na rys. 1. Do analizowanej elektrowni dostarczone jest powietrze o temperaturze 15 C, ciśnieniu 101,325 kpa i wilgotności względnej 60% zgodnej z ISO 2314 [9]. Komora spalania zasilana jest gazem ziemnym o składzie molowym: 98,21% CH4, 1,27% 2, 0,52% CO2 i wartości opałowej Wd = 50,18 MJ/kg. Temperatura wylotowa spalin z turbiny gazowej jest utrzymywana na poziomie t4a = 630 C. W tym celu regulowana jest temperatura spalin za komorą spalania (t3a) w zależności od stopnia sprężania β. Analizowany model bloku został wykonany w programie GateCycle TM. Ekspander turbiny gazowej składa się z czterech stopni, z których 3 pierwsze są chłodzone. Strumień gazu chłodzącego poszczególny stopień liczony jest indywidualnie zgodnie ze wzorem: gdzie: k St t t g.i b p.g c m g η c tb t, (1) c.i c p.c m c ṁc, ṁg strumienie masowe gazu chłodzącego i zasilającego dany stopień ekspandera, k stosunek powierzchni chłodzonej łopatek do powierzchni przekroju wlotu gazu zasilającego, St liczba Stantona, ηc efektywność chłodzenia, tb temperatura łopatek,

3 tc.i, tg.i temperatura gazu chłodzącego i zasilającego na wlocie do danego stopnia ekspandera, cp.c, cp.g średnie ciepło właściwe gazu chłodzącego i zasilającego między temperaturą wlotową a temperaturą łopatek. S8 [ ] SS(II) S2 S1 2c 7b 1c WD 5b 3b 2 O2 H2O 2b WA 1b 6b 4b paliwo p 3a KS 2a 1a 11s el SS(I) 4a T II III IV I 2.5a S TP (h) 3s(h) 12s 4s(h) TP (i) 3s(i) 4s(i) TP (l) 3s(l) 10s 9s 4s G KD 5s 5a 2.2s(i) 2s(i) P(i) DEA 1s PS 6s 2.4s(i) 2s(h) P(h) 2.3s(h) 2.2s(i) 2.1s(l) P(l) 2s(l) 2.3s(i) 2.5s(i) 2.4s(h) 2.2s(h) 2.1s(i) 8s 7s 2.1s(h) KO Rys. 1. Struktura układu gazowo parowego z instalacją wychwytu i sprężania CO 2 wraz z koncepcją jego nadbudowy (G generator, T turbina, KS komora spalania, S kompresor, TP turbina parowa, CD kondensator, DEA odgazowywacz, P pompa ciśnieniowa, PS pompa skroplin, HRSG kocioł odzyskowy, (h) dotyczy wysokiego, (i) średniego, (l) niskiego poziomu ciśnienia, WA - wieża absorbera, WD - wieża desorbera, SS(I)-SS(II) - silniki Stirlinga)

4 Sprawności izentropowe kompresorów oraz ekspandera wyznaczono w oparciu o charakterystyki sprawności politropowych w funkcji β dla sprężarek, oraz w funkcji TIT (ang. Turbine Inlet Temperature) i β dla ekspandera. Charakterystyki zaczerpnięto z [10] dla wariantu optymistycznego, a szczegółowy algorytm obliczeń przedstawiono w [11]. Dobór parametrów dla części parowej układu gazowo parowego został poprzedzony optymalizacją z wykorzystaniem algorytmów genetycznych, które przedstawiono w innych publikacjach autorów np. w [1, 2]. W tabeli 1 zostały zestawione główne założenia dotyczące części gazowej i parowej analizowanej elektrowni. Strumień spalin z kotła odzyskowego prowadzony jest do wieży absorbera. Przed wieżą absorbera zostaje ochłodzony do temperatury 40 C [12]. W wieży absorbera następuje proces absorpcji chemicznej. Stopień odzysku dwutlenku węgla (R) wynosi 90%. Zastosowano MEA (ang. monoethanolamine) jako sorbent, którego energochłonność założono na poziomie 4 MJ/kgCO2. astępnie roztwór aminy z CO2 kierowany jest do wieży desorbera. Regeneracja sorbentu wymaga dostarczenia odpowiedniej ilości energii. W tym celu wprowadza się upust pary w turbinie parowej niskoprężnej. Strumień pary z upustu turbiny parowej podgrzewa czynnik w wymienniku desorbera do temperatury T = 125 C. Ciśnienie pary do regeneracji MEA wynosi p11s = 0,287 MPa. Sprężanie dwutlenku węgla odseparowanego w instalacji wychwytu CO2 powoduje dalszy spadek mocy i sprawności. Założono, że sprężanie dwutlenku węgla odbywać się będzie w 4 lub 8 - sekcyjnej sprężarce CO2 do ciśnienia 13 MPa. Przyjęto identyczne stosunki ciśnień w każdej ze sprężarek oraz założono międzysekcyjne ochładzanie strumienia CO2 do temperatury 30 C. W bloku zintegrowanym z instalacją wychwytu i sprężania CO2 można zlokalizować dwa źródła ciepła odpadowego, które można zagospodarować. Wykonanie upustu w turbinie parowej w celu regeneracji sorbentu w instalacji aminowej powoduje zmianę rozkładu temperatur na zimnym końcu kotła odzyskowego. Temperatura spalin na wylocie z kotła odzyskowego wynosi t5a = 127 C. Powstaje w ten sposób źródło ciepła odpadowego, które można efektywnie wykorzystać dzięki silnikowi Stirlinga SS(I). Spaliny kierowane są do wieży absorbera, w celu przeprowadzenia procesu absorpcji chemicznej, którego efektywność zależy m. in. od temperatury spalin. Im niższa temperatura spalin tym efektywność separacji CO2 jest większa. Woda wracająca z reboilera wieży desorbera, posiada temperaturę równą 125 C i jest kierowana do odgazowywacza. Kierowanie wody do odgazowywacza jest korzystnym termodynamicznie rozwiązaniem. W konsekwencji tego następuje spadek strumienia pary ṁ10s prowadzonego do odgazowywacza z niskoprężnej części turbiny parowej. Prowadzi to do wzrostu mocy turbiny parowej. Drugim analizowanym źródłem ciepła odpadowego jest ciepło sprężanego gazu w instalacji sprężania CO2.

5 Tabela 1. Założenia dla elektrowni gazowo parowej Wielkość Wskaźnik potrzeb własnych części gazowej i parowej, - δ g-p 0,02 Wartość Temperatura metalu łopatki turbiny gazowej, C t b 1000 Stosunek powierzchni łopatki chłodzonej do powierzchni przekroju wlotu gazu zasilającego, - k 8 Liczba Stantona, - St 0,005 Efektywność chłodzenia, - η c 0,4 Temperatura pary świeżej wysokoprężnej, C t 3s(h) 600 Ciśnienie pary świeżej wysokoprężnej, MPa p 3s(h) 18 Temperatura pary wtórnej, C t 3s(i) 600 Ciśnienie pary wtórnej, MPa p 3s(i) 6 Ciśnienie w kondensatorze, kpa p KD 5 Sprawność izentropowa TP, - η itp 0,90 Sprawności mechaniczne i generatora, - η mtp η g 0,99 3. UPROSZCZOY MODEL BILASOWY SILIKA STIRLIGA Silnik Stirlinga jest silnikiem cieplnym, który przetwarza energię cieplną w energię mechaniczną, jednak bez procesu wewnętrznego spalania paliwa, a na skutek dostarczania ciepła z zewnątrz, dzięki czemu możliwe jest zasilanie go ciepłem z dowolnego źródła. Silnik Stirlinga produkuje energię nie na zasadzie deflagracji jak konwencjonalne silniki wewnętrznego spalania ale w sposób ciągły, dzięki czemu wytwarza znacznie mniej hałasu i nie wymaga stosowania dużych kół zamachowych dla poprawienia równomierności obrotów. Z uwagi na konieczność zastosowania bardzo dużej chłodnicy silniki te nie znalazły zastosowania w motoryzacji. Uproszczony schemat modelu bilansowego silnika Stirlinga przedstawiono na rys. 2. Z rys. 2 wynika, iż strumień ciepła zasilającego silnik Stirlinga sumę strumieni ciepła: użytecznego el. SS tego silnika zgodnie z równaniem: Q uż, wylotowego Q wyl, strat Q zas należy rozumieć jako Q str oraz mocy elektrycznej Q zas Quż Qwyl Qstr el. SS (2)

6 . Quż.. Silnik Stirlinga Qzas Qwyl. Qstr el Rys. 2. Uproszczony model bilansowy silnika Stirlinga Q 5 a W rozpatrywanych przypadkach strumień ciepła zasilającego silnik Q zas jest strumieniem ciepła spalin wylotowych z kotła odzyskowego dla silnika Stirlinga SS(I) oraz strumieniem ciepła sprężanego ditlenku węgla dla silnika Stirlinga SS(II). Strumień strat uwzględnia sprawność wymiennika ciepła ηwc (ηwc = 0,99), strumień ciepła zasilającego Q zas oraz strumień ciepła na wylocie z silnika Q wyl : Q str 1 Q Q WC zas wyl (3) Strumień ciepła użytecznego uzyskuje się przekształcając równanie (2) do postaci: Q uż Qzas Qwyl Qstr el. SS (4) Moc elektryczna silnika Stirlinga el.ss rozumiana jest jako różnica strumienia ciepła zasilającego Q zas i strumienia ciepła wylotowego silnika ηel.ss (otrzymanej z rys. 3) zgodnie z równaniem: Q wyl z uwzględnieniem sprawności elektrycznej el. SS el. SS Q Q zas wyl (5) Sprawność wytwarzania energii elektrycznej silnika Stirlinga wyznaczono w oparciu o przykładową charakterystykę sprawności silnika Stirlinga (Philips 1-98 [10]) ujmującą temperaturę górnego i dolnego źródła ciepła, która została przedstawiona na rys. 3. Sprawność Carnota została obliczona jako różnica średnich temperatur górnego źródła ciepła T. odniesiona do temperatury górnego źródła ciepła T g. ź : d ź T. i dolnego g ź

7 C T g. ź T T g. ź d. ź T1 c T2 c T2 w T 2 2 T1 c T2 c 2 1w (6) 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 η el.ss, - t d.ź = 0 o C t d.ź = 100 o C t g.ź, o C Rys. 3. Sprawność elektryczna silnika Stirlinga w funkcji średnich temperatury górnego źródła ciepła dla dwóch średnich temperatur dolnego źródła ciepła [10] 4. METODOLOGIA OCEY PRACY ELEKTROWI I WYIKI ITEGRACJI Moc elektryczna turbiny gazowej eltg przedstawiona jest następującą zależnością: is eltg it mt G (7) ms gdzie: it - moc wewnętrzna ekspandera, ηmt - sprawność mechaniczna ekspandera, is - moc wewnętrzna sprężarki, ηms - sprawność mechaniczna sprężarki, ηg - sprawność generatora. Sprawność brutto siłowni ηel.b określa zależność: el. b eltg eltp el. b (8) m p Wd m p Wd

8 gdzie: el.b moc elektryczna brutto elektrowni, eltg, eltp moc elektryczna turbiny gazowej i turbiny parowej, m - strumień spalanego paliwa, Wd wartość opałowa paliwa. p Sprawności elektryczne części gazowej ηeltg oraz części parowej ηeltp określają zależności: gdzie: eltg eltg (9) m p Wd eltp eltp Q (10) 4a Q 4 a - strumień ciepła doprowadzonego do kotła odzyskowego. Sprawność elektryczna netto bloku gazowo-parowego obliczana jest analogicznie do (6). Uwzględnia jednak dodatkowo potrzeby własne poszczególnych instalacji w obrębie elektrowni: eltg eltp el. SS i el (11) m p Wd i g p CC (12) Całkowity wskaźnik potrzeb własnych całej elektrowni δ wynosi: g p CC i g p CC (13) el. b el. b gdzie: δg-p wskaźnik potrzeb własnych części gazowej i parowej układu, δcc wskaźnik potrzeb własnych instalacji sprężania CO2. Rys. 4 przedstawia energochłonność sprężarek CO2 w układzie cztero- i ośmiosekcyjnego sprężania w funkcji stosunku ciśnień w sprężarce powietrza turbiny gazowej. Zastosowanie większej liczby sekcji sprężarek CO2 w istotny sposób zmniejsza energochłonność instalacji sprężania ditlenku węgla - od 1,1 MW dla β = 10 do ok. 0,8 MW dla β = 100. Z uwagi na wzrost kosztów inwestycyjnych nie stosuje się struktur instalacji sprężania większych niż składających się z 8 sekcji.

9 Rys. 4. Energochłonność sprężarek CO 2 CC w układzie 4 i 8 sekcyjnego sprężania CO 2 w funkcji stosunku ciśnień w sprężarce powietrza β a rys. 5 przedstawiono sprawność netto elektrowni gazowo - parowej wyliczoną ze wzoru (11) i (12), gdzie CC = 0 i Σel.SS = 0 oraz sprawność elektryczną netto elektrowni zintegrowanej z instalacją wychwytu i sprężania CO2 bez współpracy z silnikami Stirlinga obliczoną ze wzoru (11), gdzie Σel.SS = 0. Rys. 5. Sprawność netto elektrowni gazowo - parowej (bez CCS) oraz sprawność netto elektrowni gazowo - parowej zintegrowanej z instalacją wychwytu i sprężania CO 2 (z CCS) w wariancie ze sprężaniem CO 2 w 8-sekcyjnej sprężarce CO 2

10 Integracja elektrowni gazowo - parowej z instalacją wychwytu i sprężania CO2 zmienia rozkład temperatur w kotle odzyskowym. Przyjęto minimalne spiętrzenie temperatur w górnym wymienniku silnika Stirlinga SS(I) na poziomie 20 K. Przyjęto również, że silnik Stirlinga SS(I) chłodzony jest wodą o temperaturze 15 C. Temperatura spalin za górnym wymiennikiem silnika Stirlinga SS(I) została określona na poziomie 70 C. a rys. 6 przedstawiono moc elektryczną el.ss silnika Stirlinga SS(I) wyznaczoną z równania (5) oraz jego sprawność elektryczną ηel.ss wyznaczoną w oparciu o charakterystykę sprawności silnika Philips'a 1-98 (rys. 3). Dla silnika Stirlinga SS(II) przyjęto te same założenia, a uzyskaną moc dla wariantu z cztero- i ośmio- sekcyjnym sprężaniem przedstawiono na rys. 7. Rys. 6. Moc elektryczna el.ss i sprawność elektryczna silnika Stirlinga (I) η el.ss w funkcji stosunku ciśnień w sprężarce powietrza β Sprawność elektryczna silnika Stirlinga SS(I) wzrasta wraz ze spadkiem produkowanej przez niego mocy elektrycznej (rys. 6). Jednakże z uwagi na poszukiwanie wzrostu sprawności całego bloku, sprawność elektryczna silnika Stirlinga jest wielkością drugorzędową. Kluczowa jest moc wygenerowana przez silnik z uwagi na jej udział w sprawności elektrowni wyrażonej równaniem (11).

11 Rys. 7. Moc elektryczna el.ss silnika Stirlinga (II) η el.ss (dla sprężania realizowanego w 4- i 8- sekcyjnej sprężarce) w funkcji stosunku ciśnień w sprężarce powietrza β Uzyskane moce elektryczne silników Stirlinga SS(I) oraz SS(II) umożliwiły poprawę charakterystyki sprawności elektrycznej całej elektrowni dając zysk około 0,24 punktu procentowego w całym zakresie analizowanego stosunku sprężania β. Sprawności elektryczne bloku gazowo - parowego zintegrowanego z instalacją wychwytu i sprężania CO2 bez i z silnikami Stirlinga SS(I) i SS(II) przedstawiono na rys. 8. Rys. 8. Sprawność elektryczna netto η el układu gazowo - parowego zintegrowanego z instalacją wychwytu i sprężania CO 2 (z CCS) oraz bloku gazowo - parowego z instalacją wychwytu i sprężania CO 2 dodatkowo nadbudowanego silnikami Stirlinga [z CCS i SS(I)+SS(II)] dla wariantu z 8-sekcyjnym sprężaniem CO 2.

12 7. PODSUMOWAIE Integracja bloku gazowo - parowego z instalacją wychwytu i sprężania CO2 powoduje przesunięcie optymalnego stosunku ciśnień w sprężarce powietrza (czyli takiego, dla którego blok osiąga najwyższą sprawność elektryczna netto) w stronę wyższych spręży. Dla bloku referencyjnego optymalny spręż jest w zakresie β = 41-43, natomiast dla bloku zintegrowanego z instalacją separacji i sprężania CO2 optimum istnieje dla β = 50 (rys. 5). Lokalizacja źródeł ciepła odpadowego pozwoliła na zastosowanie dwóch silników Stirlinga: SS(I) - wykorzystującego ciepło spalin wylotowych z kotła odzyskowego kierowanych do absorbera oraz SS(II) - wykorzystującego energię sprężanego gazu w instalacji sprężania CO2. Zysk energetyczny uzyskany dzięki silnikowi Stirlinga SS(II) nie jest w stanie zrekompensować różnicy energochłonności instalacji sprężania CO2, w której zastosowano 4-sekcyjną sprężarkę zamiast 8-sekcyjnej. Instalacja 8 sekcyjnego sprężania dwutlenku węgla posiada energochłonność niższą od 4 sekcyjnego o ok. 0,8-1,1 MW (rys. 5), natomiast silnik Stirlinga SS(II) produkuje maksymalnie 0,63-0,82 MW (rys. 7). Dodatkowo na korzyść 8 - sekcyjnego sprężania CO2 przemawia fakt, iż po jego integracji z silnikiem Stirlinga SS(II) można dodatkowo uzyskać 0,24-0,33 MW mocy elektrycznej (rys. 7). adbudowa silnikami Stirlinga nowoczesnej elektrowni gazowo - parowej pracującej z instalacją aminową wychwytu i sprężania CO2 pozwoliła na zwiększenie jej sprawności elektrycznej netto o około 0,24 punktu procentowego w całej przestrzeni β. Pozwoliło to na osiągnięcie sprawności elektrycznej netto równej 53,65% dla β = 50. Porównując uzyskane wyniki z artykułem [8] można stwierdzić, że silnik Stirlinga produkuje nieco mniej energii elektrycznej (o ok. 0,1 punktu procentowego w przeliczeniu na sprawność elektryczną netto bloku) niż moduły ORC umiejscowione w tych samych lokalizacjach w strukturze bloku. Z uwagi na małą różnice w produkowanej mocy w celu doboru lepszej technologii koniczne jest przeprowadzenie analizy ekonomicznej. Praca naukowa finansowana przez arodowe Centrum auki w ramach projektu badawczego "Badanie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w układach bazujących na obiegu Stirlinga z akumulacją ciepła".

13 LITERATURA [1] Kotowicz J., Brzęczek M.: The influence of a CO2 separation and compression unit on the optimal parameters of combined cycle power plants, Journal of Power Technologies 2014, 94(4): [2] Kotowicz J., Bartela Ł.: The influence of economic parameters on the optimal values of the design variables of a combined cycle plant, Energy 2010;35: [3] Kotowicz J., Brzęczek M.: The influence of CO2 capture and compression on the economic characteristics of a combined cycle power plant, Journal of Power Technologies, 2013;93(5): [4] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J.: Economic analysis of a supercritical coal-fired CHP plant integrated with an absorption carbon capture installation, Energy 2014;64: [5] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J.: Thermodynamic, ecological and economic aspects of the use of the gas turbine for heat supply to the stripping process in a supercritical CHP plant integrated with a carbon capture installation, Energy Conversion and Management 2014;85: [6] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M.: The thermodynamic analysis of the combined cycle gas turbine units without and with carbon capture installation, Journal of Polish CIMAC 2015;9(1): [7] Bartela Ł., Kotowicz J., Remiorz L., Skorek-Osikowska A., Dubiel K.: Assessment of the economic appropriateness of the use of Stirling engine as additional part of a cogeneration system based on biomass gasification. Renewable Energy 2017;112: [8] Kotowicz J., Brzęczek M., Job M.: Thermodynamic analysis of the integration of an advanced Combined Cycle Power Plant with ORC modules. Proceedings Of Ecos The 28th International Conference On Efficiency, Cost, Optimization, Simulation And Environmental Impact Of Energy Systems, June 30 - July 3, 2015, Pau, France. [9] ISO 2314:2009 Standard: Gas turbines e acceptance tests. [10] Weftstein H. E.: The potential of GT combined cycles for ultra high efficiency. Proc. Of ASME Turbo Expo 2012, GT Denmark, 2012.

14 [11] Kotowicz J., Job M., Brzęczek M.: The Characteristics of Ultramodern Combined Cycle Power Plants. Energy, 2015;92(2): [12] Kotowicz J.: Stan i perspektywy rozwoju układów gazowo - parowych. Archiwum Energetyki, tom XLII(2012); nr 1: ITEGRATIO OF A COMBIED CYCLE POWER PLAT EGIES TO USE WASTE HEAT WITH STIRLIG Key words: combined cycle power plant, Stirling engine, thermodynamic analysis, CO 2 separation Summary. This paper presents the concept of the effective use of a waste heat in a combined cycle power plant with carbon capture and compression installation by the integration with Stirling engines. The location of the waste heat sources allowed for the use of two Stirling engines: first using flue gas heat from the heat recovery steam generator directed to the absorber, second using the energy of compressed gases in the CO 2 compression installation. In the case of a CO 2 compression installation, the analysis was carried out for two variants: with 4 and 8 sequential compression of carbon dioxide. Janusz Kotowicz, prof. dr hab. inż. jest Prorektorem ds. Współpracy z Otoczeniem Społeczno-Gospodarczym Politechniki Śląskiej oraz pełni funkcję Zastępcy Dyrektora Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, Gliwice, janusz.kotowicz@polsl.pl Mateusz Brzęczek, dr inż. jest asystentem naukowym w Zakładzie Miernictwa i Automatyki Procesów Energetycznych w Instytucie Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ul. Konarskiego 18, Gliwice, mateusz.brzeczek@polsl.pl