Wstępna optymalizacja kogeneracyjnych układów gazowych The preliminary optimization using gas CHP

INSTAL, nr 6/212, s. 21-26 Ryszard Śnieżyk 1 Wstępna optymalizacja kogeneracyjnych układów gazowych The preliminary optimization using gas CHP W artykule przedstawiono metodę optymalizacji gazowych układów kogeneracyjnych. Przeprowadzono obliczenia na podstawie danych rzeczywistego systemu ciepłowniczego. Obliczenia wykonano z zastosowaniem agregatów firmy Jenbacher. Jako kryterium optymalności przyjęto prosty czas zwrotu (SPBT - simply pay-back time). Przeprowadzono obliczenia dla 43 wariantów pracy zestawów agregatów o jednakowych wielkościach (przegląd zupełny). Ceny gazu ziemnego (taryfa 5/212) waha się od 1,365-1,642 zł/nm 3. Jest to najistotniejszy aspekt opłacalności inwestycji. Trzy najlepsze warianty charakteryzują się prostym czasem zwrotu SPBT 2,5 lata. Najkorzystniejsze rozwiązanie znajduje się w pobliżu mocy cieplnych potrzebnych latem. Zastosowanie gazowych układów kogeneracyjnych jest bardzo opłacalne. Należy kontynuować badania z uwzględnieniem kosztów eksploatacyjnych (serwis, amortyzacja, olej smarujący). In the article a method of optimizing gas cogeneration system is presented. The calculations based on real heat engineering system were carried out. The aggregates produced by Jenbacher were used in calculations. As criterion of the optimality simply pay-back time - SPBT was accepted. the calculations were carried out for 43 variants of functioning of the sets of aggregates with equal sizes (the complete review). The price of natural gas (the tariff 5/212) is in the range from 1,365 - to 1,642 zloty/n cub. m. The best three best variants are characterized the simply pay-back time SPBT 2,5 years. The best solution is near heat requirement for summer period. The use of natural gas cogeneration system is very cost effective. The research must be continued taking into account the operating costs (service, depreciation, oil lubricant). 1. WSTĘP W ostatnim czasie wiele uwagi poświęca się kogeneracji wysokosprawnej [1-3]. Jest to uzasadnione ze względu na korzyści z skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Najistotniejszą sprawą jest uzyskanie efektywności ekonomicznej takich inwestycji. Spośród dostępnych rozwiązań najlepszym rozwiązaniem jest zastosowanie bloków siłowniano-ciepłowniczych zasilanych gazem ziemnym. Pozwala to na wykorzystywanie istniejących systemów ciepłowniczych ze źródłami ciepła na węgiel. Ważne jest również efektywne wykorzystywanie gazu ziemnego, którego podaż powinna wzrastać. Ma to także znaczenie w perspektywie dostaw LNG i gazu łupkowego. 2. Systemy ciepłownicze Najwięcej systemów ciepłowniczych w Polsce, to sieci ciepłownicze zasilane z ciepłowni spalających węgiel kamienny z kotłami o stałym przepływie (La Monta). W takich systemach najłatwiej rozszerzyć produkcję o wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z produkcją ciepła. Pozwala to na najefektywniejsze wykorzystywanie paliwa. Ten kierunek przebudowy systemów ciepłowniczych powinien być realizowany ze względów ekonomicznych i ekologicznych, bez dotacji psujących rynek. Gazowe układy kogeneracyjne powinny być stosowane w systemach ciepłowniczych znacznie odległych od dużych miast, w których znajdują się zawodowe elektrociepłownie węglowe z obiegiem 1 Ryszard Śnieżyk, dr inż. www.rsniezyk.pl, e-mail: rsniezyk1@wp.pl 1

parowym. Zawodowe EC są wybitnie niedociążone, szczególnie latem [4,5], pracują ze znacznym udziałem pseudokondensacji (niska sprawność EC). Metodą zmiany tej sytuacji jest dążenie do tworzenia regionalnych systemów ciepłowniczych. Według Autora, opłacalna odległość satelitarnych, małych systemów ciepłowniczych, które opłaca się przyłączać do istniejących węglowych EC, to: ls R,7 km / MW w przypadku pozostawienia ciepłowni jako szczytowo-rezerwowej oraz: l 1,2 km / MW max w przypadku likwidacji istniejącego źródła ciepła. Szczegółowe analizy tego zagadnienia wykraczają poza zakres merytoryczny niniejszego artykułu. 2.1. Cechy systemów ciepłowniczych Do zastosowania kogenracji wskazane są systemu ciepłownicze dostarczające ciepło do centralnego ogrzewania (Q co obl ) w warunkach obliczeniowych oraz przygotowywania ciepłej wody użytkowej (Q cwu sr ) średniej dobowej. Udział ciepłej wody jest definiowany jako [6]: Q Q Niestety, nie wszyscy dostawcy ciepła znają i stosują właściwe wielkości do oceny pracy systemów ciepłowniczych. W praktyce udział ciepłej wody w Polsce wynosi od ρ =,1,12. Jest więc relatywnie niski. 2.2. Dostawa ciepła w ciągu roku Istotnym czynnikiem wpływającym na produkcję ciepła są warunki klimatyczne. Ich zmienność może powodować wahania między kolejnymi sezonami ogrzewczymi nawet o 3%. Stwarza to duże problemy m.in. ekonomiczne ze względu na trudności w planowaniu przychodów i kosztów produkcji. Na rys. 1. pokazano przebieg dostawy ciepła w jednym z systemów ciepłowniczych w ciągu roku. Próbowano uzyskać dane podobne do uporządkowanego wykresu obciążeń (UWO) podanych w [1]. Opracowane oprogramowanie wymaga danych godzinowe parametry dostawy ciepła (temperatura zewnętrzna, temperatury wody sieciowej oraz jej przepływ). Jest to bardziej zbliżone do warunków rzeczywistych. 2.3. Dostawa ciepła latem Na szczególną uwagę zasługuje analiza dostawy ciepła latem. Pokazano to na rys. 2. Od 19 maja do 1 września dostawa ciepła jest poza sezonem ogrzewczym. Ułatwia to zalgorytmizowanie rozważań. sr cwi obl co Na rys. 2. pokazano również uporządkowany wykres obciążeń latem. Dostawę ciepła latem charakteryzuje moc cieplna: średnia (Q cwu sr = 1,21 MW), minimalna (Q cwu min =,74 MW) i maksymalna (Q cwu max = 1,98 MW). Zmienność potrzeb cieplnych należy uznać za bardzo dużą. Wynika to ze stosowania wymienników płytowych oraz wyeliminowania zasobników ciepłej wody użytkowej w węzłach ciepłowniczych. Taka sytuacja występuje również w największych systemach ciepłowniczych w Polsce [5]. 2.4. Charakterystyka cieplna obl System ciepłowniczy można scharakteryzować za pomocą następujących parametrów: Q co MW (na podstawie pomiarów), Q sr cwu = 1,2 MW. Stąd udział ciepłej wody użytkowej ρ: = 9,5 2

1 9 8 7 6 Q, MW 5 4 3 2 1 1 339 677 1 15 1 353 1 691 2 29 2 367 2 75 3 43 3 381 3 719 4 57 4 395 4 733 5 71 5 49 5 747 6 85 6 423 6 761 7 99 7 437 7 775 8 113 8 451 Q Qs Qsr Czas, h Rys. 1. Dostawa ciepła w ciągu roku. 2, 1,6 1,2 QL, MW,8,4, 1 169 337 55 673 841 1 9 1 177 1 345 1 513 1 681 1 849 2 17 2 185 2 353 2 521 Q Qs Qmin Qsr Qmax Czas, h Rys. 2. Dostawa ciepła latem. Q Q sr cwu obl co 1,2 9,5,126 12,6% 3

Tak duży udział cwu bardzo rzadko występuje w rzeczywistych systemach ciepłowniczych. Roczna produkcja ciepła wynosiła E = 114 5 GJ. Starano się uzyskać charakterystykę zbliżoną do systemu ciepłowniczego analizowanego w [1]. 3. Kogeneracja Przyszłością ciepłownictwa jest szerokie wprowadzenie kogeneracji [7]. Najważniejszą zaletą ogrzewania zdalaczynnego jest skoncentrowane odbiory ciepła, szczególnie latem. Powinno się to odbywać drogą największej efektywności ekonomicznej. Ze względu na [3]: największy współczynnik skojarzenia (a), największą sprawność wytwarzania energii elektrycznej (ɳ e ), największą sprawność ogólną (ɳ), najmniejszy ubytek sprawności produkcji energii elektrycznej ze zmniejszeniem obciążenia (Δɳ e ) należy, bezdyskusyjnie, stosować układy z silnikami spalinowymi (bloki siłowniano-ciepłownicze) na gaz ziemny. Współczynnik skojarzenia definiuje się jako: N a Q gdzie: N - moc elektryczna, MW, Q - moc cieplna, MW. 3.2. Schemat technologiczny Na rys. 3. pokazano uproszczony schemat technologiczny agregatu kogenracyjnego. Rys. 3. Schemat układu kogeneracyjnego (bloki siłownioano-ciepłownicze). Na rys. 3. oznaczono: B - zasilanie gazem ziemnym, N - energia elektryczna, Q - ciepło, Z - zasobnik ciepła, SC - sieć ciepłownicza, K - kocioł szczytowy, Po - pompa obiegowa. 3.3. Agregaty firmy Jenbacher Wiele istotnych informacji technicznych i ekonomicznych uzyskano na temat agregatów kogeneracyjnych firmy Jenbacher [8]. Dzięki temu możliwe było przeprowadzenie wielu analiz o różnym stopniu szczegółowości. W tab. 1. podano charakterystyki wybranych wielkości agregatów. 4

Tab. 1. Charakterystyka agregatów firmy Jenbacher. W tab. 1. przyjęto następujące oznaczenia: Q - moc cieplna, MW, ɳ th - sprawność cieplna, N - moc elektryczna, MW, ɳ e - sprawność wytwarzania energii elektrycznej, a - współczynnik skojarzenia, ɳ - sprawność ogólna, B GZ - nominalne zapotrzebowanie gazu, Nm 3 /h, C - cena, mln zł. Istotną cechą bloków siłowniano-ciepłowniczych jest relatywnie niewielkie zmniejszenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej przy obniżeniu obciążenia agregatu. Na rys. 6. pokazano cenę jednostkową agregatów firmy Jenbacher w zależności od mocy cieplnej i elektrycznej. Podane przez producenta [8] obejmują niemal wszystkie koszty (wersja kontenerowa). 3,5 3,2 ce = 3E-7 N^2 -,15 N + 4,117 R2 =,9462 cj, mln zł/mw 2,9 2,6 cth = 2E-7 Q^2 -,1 Q + 3,5863 R2 =,947 2,3 2,,6 1, 1,4 1,8 2,2 2,6 3, 3,4 3,8 4,2 N; Q, kw ce cth Wielom. (ce) Wielom. (cth) Rys. 4. Jednostkowa cena agregatów firmy Jenbacher [8]. Na uwagę zasługuje niezrozumiały wzrost ceny jednostkowej agregatu o największej mocy (ECOMAX 4 HE). 4. Taryfa gazowa Do analiz przyjęto obowiązująca taryfę dla paliw gazowych PGNiG [9]. Założono, że zakup gazu ziemnego następuje z sieci tranzytowej, czyli z firmy Gaz-System. Przy tak dużym zużyciu rocznym rzędu nawet kilkunastu milionów m 3, jest to możliwe. 5

Należy dążyć do maksymalnego obniżenia ceny gazu przez stosowanie grupy taryfowej E-1C, czyli wykorzystanie ilości zamówionej gazu powyżej,9. Nie zawsze jest to możliwe. Wówczas koszty stałe gazu są niewielkie (rzędu 1,5-4,5%). 5. Ceny energii elektrycznej i ciepła Założono, że cena ciepła z układu skojarzonego wynosi zgodna z ceną referencyjną podaną przez Prezesa URE za rok ubiegły, czyli c th = 64,91 zł/gj [1,12]. Natomiast cenę energii elektrycznej założono równą cenie z TGE w roku 211, czyli c e = 198,2 zł/mwh [11]. Uzyskanie wyższych cen energii elektrycznej jest możliwe drogą jej sprzedaży na rynku lokalnym, tj. bez korzystania z przesyłu PSE. 6. Algorytm obliczeń Dla każdej godziny wyliczano na podstawie znanej mocy cieplnej: Q 1,163 1 3 G wyznacza się liczbę pracujących agregatów kogeneracyjnych i ich moc cieplną. Na tej podstawie wylicza się wytwarzaną moc elektryczną. Następnie wylicza się ilości produkowanej energii elektrycznej i ciepła. Znając obciążenie wyznacza się zużycie gazu ziemnego. W kolejnym kroku wylicza się wpływy ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej oraz koszty gazu ziemnego. Znając roczne wpływy ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej oraz koszty, a także nakłady inwestycyjne można wyznaczyć prosty czas zwrotu (SPBT - simple pay-back time): I SPBT K K gdzie: I - nakłady inwestycyjne, zł, K th - wpływy ze sprzedaży ciepła, zł, K e - energii elektrycznej, zł, K - koszty gazu ziemnego, zł. 7. Wyniki obliczeń Przyjęto, że należy zastosować maksymalnie 8 agregatów. Ponieważ dostępne są agregaty o 8 wielkościach, to liczba wszystkich wariantów wynosi 64. Wprowadzono ograniczenie sumarycznej mocy cieplnej układu kogeneracyjnego mocą systemu ciepłowniczego (Q max = 9,5 MW). Założono, że wszystkie agregaty w danym wariancie obliczeń są jednakowe. Przyjmując jako kryterium optymalności SPBT, wyznaczono najlepsze rozwiązania spośród 43 wariantów przeprowadzonych obliczeń. Dla 6 wariantów uzyskano ujemny dochód, tzn., że przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła nie pokrywały kosztów gazu ziemnego. Poniżej przedstawiono wyniki obliczeń dla 37 wariantów pracy układu kogeneracyjnego. 7.1. Prosty czas zwrotu SPBT Na rys. 7. przedstawiono SPBT w zależności od liczby i wielkości agregatów kogeneracyjnych. Minimalny prosty czas zwrotu wynosi SPBT min = 2,43 roku, a maksymalny SPBT min = 34,2 roku! Jak wiadomo, z ekonomicznego punktu widzenia, dopuszczalny, prosty czas zwrotu powinien być: SPBT dop < 8 lat. s e ( T zs I K th T ps K ) 6

4 2 1 5 36 32 28 24 SPBT, lat 2 16 12 8 4 1 x 14 NGS 1 x 11 NGS 1 x 2 HE 1 x 27 HE 1 x 9 NGS 1 x 33 HE 1 x 6 NGS 1 x 4 HE 2 x 9 NGS 2 x 6 NGS 2 x 11 NGS 2 x 14 NGS 2 x 2 HE 2 x 27 HE 3 x 9 NGS 3 x 11 NGS 3 x 6 NGS 3 x 14 NGS 4 x 6 NGS 4 x 9 NGS 4 x 11 NGS 5 x 6 NGS 3 x 2 HE 6 x 6 NGS 2 x 33 HE 5 x 9 NGS 4 x 14 NGS 7 x 6 NGS 5 x 11 NGS 6 x 9 NGS 8 x 6 NGS 2 x 4 HE 8 x 11 NGS 3 x 27 HE 7 x 9 NGS 5 x 14 NGS 4 x 2 HE 7.2. Zużycie i cena gazu ziemnego Rys. 5. SPBT w zależności od liczby agregatów. Najlepszy wariant (jeden agregat ECOMAX 14 NGS) charakteryzuje się rocznym zużyciem gazu wynoszącym B opt = 2 526 Nm 3 /a. Na rys. 6. pokazano zużycie gazu dla wszystkich wariantów. 5 5 5 4 5 3 5 3 2 5 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 B, Nm3 1 Wariant Rys. 6. Roczne zużycie gazu ziemnego dla wszystkich wariantów. 7

opt Średnia cena gazu c GZ = 1,365 zł/m 3. Należy zwrócić uwagę, że wykorzystanie gazu wynosi c =,799 i to powoduje, że należy zastosować grupę taryfową E-1B. Na rys. 7. pokazano jednostkowe ceny gazu oraz prosty czas zwrotu wszystkich rozwiązań w zależności od mocy cieplnej ukłądu kogeneracyjnego. W wszystkich tych przypadkach dostarczany gaz mógł być zamawiany według taryfy dla grupy E-1B (1) lub E-1A (27). Należy zwrócić uwagę na duży zakres zmian ceny jednostkowej gazu ziemnego. Zakres cen gazu ziemnego wynosi: c GZ min = 1,365 zł/nm 3 c GZ max = 1,638 zł/nm 3. Wynika to z wpływu stopnia wykorzystania gazu (od,113 do,896), skutkujące wyborem grupy taryfowej. Rozpatrywane warianty mieszczą się w dwóch grupach: E-1B i E-1A. 35 1,65 3 cgz =,2 Q 3 -,173 Q 2 +,592 Q + 1,3189 R 2 =,917 1,6 25 1,55 SPBT, lat 2 15 SPBT =,272 Q 3-2,461 Q 2 + 6,9985 Q - 2,4859 R 2 =,8666 1,5 1,45 cgz, zł/m3 1 1,4 5 1,35,4 1,2 2, 2,8 3,6 4,4 5,2 6, 6,8 7,6 1,3 SPBT cgz Wielom. (cgz) Wielom. (SPBT) Q, MW Rys. 7. Prosty czas zwrotu i jednostkowa cena gazu ziemnego w zależności od mocy cieplnej kogeneracji. 7.3. Dochód ze sprzedaży energii Na rys. 8. pokazano przychody ze sprzedaży energii elektrycznej i ciepła oraz koszty gazu ziemnego. Pozwala to na określenie dochodu. Na rysunku tym przedstawiono wyniki dla siedmiu najlepszych wariantów. Na rys. 8. poszczególne symbole (w zł): K e - wpływy ze sprzedaży energii elektrycznej, K th - wpływy ze sprzedaży ciepła, K g - koszt gazu ziemnego, ΔK - dochód. Najlepsze rozwiązanie charakteryzuje się kosztem inwestycyjnym I kog = 3,7 mln zł, wpływami ze sprzedaży energii elektrycznej K e = 2,43 mln zł, wpływami ze sprzedaży ciepła K th = 2,5 mln zł, a koszty gazu wynoszą K g = 3,44 mln zł. Rocznie w kogeneracji zostanie wyprodukowane E kog = 41 4 GJ ciepła oraz P = 12 2 MWh energii elektrycznej. Istotnym zagadnieniem jest sposób zapewnienia mocy cieplnej latem przy zapotrzebowaniu powyżej Q kog opt = 1,4 MW, gdyż moc maksymalna wynosi Q L max = 1,98 MW. Najczęściej stosuje się wyporowe, niskociśnieniowe zasobniki ciepła. Nie wydaje się to rozwiązaniem najlepszym. Powinno to być przedmiotem odrębnych rozważań. 8

6 5 2 4 5 3 7 3 2 2 1 5 75 K, zł 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 Ke Kth Kg ΔK Rys. 8. Przychody, koszty gazu i dochód z kogeneracji. 7.4. Moc cieplna kogeneracji Najistotniejszą wskazówką do przyspieszenia obliczeń jest możliwość oceny mocy cieplnej układu kogeneracyjnego. Na rys. 9. pokazano prosty czas zwrotu SPBT w zależności od mocy cieplnej. Zakres mocy cieplnej wytwarzanej w kogeneracji w poszczególnych wariantach wynosił od Q Kmin =,74 MW do Q Kmax = 7,4 MW. Na rys. 9. zaznaczono zakres mocy wyznaczony dla okresu letniego, tj. Q L min =,74 MW Q L max = 1,98 MW. Z rys. 9 jasno wynika, że najlepsze rozwiązania znajduje się w zakresie mocy cieplnych występujących latem. Umożliwia to znaczne zmniejszenie analizowanych wariantów i przyspiesza obliczenia. Ten wniosek powinien być wykorzystany w dalszych poszukiwaniach optymalizacji gazowego układu kogeneracyjnego w ciepłowniach węglowych. 7.5. Udział ciepła z kogeneracji Istotną wielkością niezbędną do oceny wyznaczonego wariantu jest udział produkcji ciepła w kogeneracji do rocznych potrzeb systemu ciepłowniczego. W obliczonych wariantach udział ten wynosi od u min kog = 16,6% do u max opt kog = 51,1%, w przypadku najlepszego rozwiązania u kog = 34,5%. Na rys. 1. pokazano udział ciepła wyprodukowanego w kogeneracji w zależności od zastosowanych agregatów kogeneracyjnych. Na rys. 1. zaznaczono cztery najlepsze warianty (u S kog < 2,5 roku). Wartość udziału ciepła wyprodukowanego w skojarzeniu może być również wykorzystany do wyznaczenia ceny ciepła dla odbiorców po wprowadzeniu gazowego układu kogeneracyjnego. Ze względu na wpływ udziału ciepła na cenę końcową dla odbiorców, przy podobnym czasie zwrotu, powinno się wybierać wariant o najmniejszym udziale u kog. 9

35 3 SPBT =,272 Q 3-2,461 Q 2 + 6,9985 Q - 2,4859 R 2 =,8666 25 SPBT, lat 2 15 1 5,4 1,2 2, 2,8 3,6 4,4 5,2 6, 6,8 7,6 SPBT SPBTmax Qmin Qmax Wielom. (SPBT) Q, MW Rys. 9. Prosty czas zwrotu w zależności od mocy cieplnej układu kogeneracyjnego. 7 35 6 3 5 25 ukog, % 4 3 2 15 SPBT, lat 2 1 1 5,4 1,2 2, 2,8 3,6 4,4 5,2 6, 6,8 7,6 ukog ukogs SPBT Q, MW Rys. 1. Udział ciepła z kogeneracji i SPBT w zależności od mocy cieplnej agregatów. 1

8. PODSUMOWANIE Przedstawione rozważania wskazują jednoznacznie, że: nie należy brać pod uwagę układów kogeneracyjnych z turbinami gazowymi, gdyż zostało wielokrotnie wykazane, że ich wskaźniki ekonomiczne są znacznie niższe niż agregatów z silników gazowymi najlepszą metodą opłacalnego zastosowania gazu ziemnego jest zabudowa agregatów kogeneracyjnych w ciepłowniach węglowych, wymiarowanie urządzeń powinno się odbywać na podstawie potrzeb cieplnych systemu ciepłowniczego latem, w rozpatrywanym systemie ciepłowniczym należy zastosować agregat firmy Jenbacher typu ECOMAX 14 NGS (Q = 1,23 MQ, N = 1,487 MW, I = 3,7 mln zł), najlepszy wariant umożliwia wyprodukowanie w skojarzeniu, E kog = 41 4 GJ (o wartości K th = 2,5 mln zł), tj. około ~34% ciepła potrzebnego rocznie (w przeciętnych warunkach klimatycznych) przez system ciepłowniczy, produkcja energii elektrycznej wynosi P = 12 2 MWh o wartości K e = 2,43 mln zł, opłacalność uzyskuje się dzięki pracy agregatów przez cały rok i maksymalnej produkcji energii elektrycznej, roczne zużycie gazu wynosi około B = 2,5 mln Nm 3, o wartości K g = 3,44 mln zł i cenie jednostkowej c GZ = 1,365 zł/nm 3 (taryfa E-1B), w analizach nie brano pod uwagę "żółtych" certyfikatów, gdyż są niepewne i, jak wszelkie dotacje, psują rynek, uzyskany prosty czas zwrotu, przyjęty jako kryterium optymalności, wynoszący około dwa i pół roku jest podstawą do stwierdzenia, że inwestycja jest bardzo opłacalna, należy kontynuować badania z uwzględnieniem kosztów eksploatacyjnych (amortyzacja, serwis, płyny eksploatacyjne itp.). Podziękowania dla Pana Rafała Sojki z firmy KWE Technika Energetyczna Sp. z o.o. z Bielska-Białej (autoryzowanego przedstawiciela firmy Jenbacher w Polsce), za udostępnienie danych technicznych i ekonomicznych agregatów kogeneracyjnych oraz cenne uwagi merytoryczne. LITERATURA [1] Skorek J. Techniczno-ekonomiczna analiza porównawcza budowy gazowych układów kogeneracyjnych małej mocy z silnikiem tłokowym lub turbiną gazową, INSTAL, nr 4, 212. [2] Skorek J. Analiza techniczno-ekonomiczna nadbudowy węglowej ciepłowni miejskiej układem kogeneracyjnym z gazowym silnikiem tłokowym lub turbiną gazową, INSTAL, nr 9, 21. [3] Śnieżyk R. Parametry pracy systemu kogeneracyjnego do obliczeń ekonomicznych, INSTAL, nr 9, 21. [4] Śnieżyk R. Ile ciepła latem potrzebuje EC Wrocław? Rynek Ciepła REC 211, KAPRINT, 211. [5] Śnieżyk R. Parametry dostawy ciepła latem - podstawą wymiarowania układu kogeneracyjnego, Energetyka, nr 8, 211, [6] Kamler W. Ciepłownictwo, PWN, Warszawa, 1979. [7] Skorek J., Kalina J. Gazowe układy kogeneracyjne, WN-T, Warszawa, 25. [8] Sojka R. KWE Technika Energetyczna Sp. z o.o. Bielsko-Biała. www.kwe.pl [9] Taryfa dla paliw gazowych, nr 5/212, PGNiG, Warszawa, 16.3.212 r. 11

[1] URE. Informacja (nr 6/212) w sprawie średnich cen sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w wysokosprawnej kogeneracji za rok 211, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, 3.3.212 r. [11] URE. Informacja (nr 7/212) w sprawie średnich cen sprzedaży ciepła wytworzonego w jednostkach wytwórczych nie będących jednostkami kogeneracyjnymi za rok 211, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, 3.3.212 r. [12] URE. Informacja (nr 8/212) w sprawie wskaźnika referencyjnego przez Prezesa URE zgodnie z metodologią określoną w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 17 września 21 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepła (Dz.U. z 21 r. Nr 194, poz. 1291), Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, 3.3.212 r. Niniejsza praca badawczo-rozwojowa została sfinansowana w ramach działalności gospodarczej prowadzonej pod nazwą "Ryszard Śnieżyk". 12