Ź ródła ciepła i energii elektrycznej

Ź ródła ciepła i energii elektrycznej Koncepcja skojarzonego układu produkcji energii elektrycznej i ciepła dla wybranej lokalizacji geotermalnej The concept of combined production of electricity and heat for the geothermal location MICHAŁ BAJOR Wprowadzenie W artykule przedstawiono rozważania nad koncepcją modernizacji systemu urządzeń energetycznych produkujących ciepło w ciepłowni geotermalnej Geotermii Podhalańskiej. Koncepcja ta ma na celu współprodukcję energii elektrycznej oraz ciepła przy wykorzystaniu entalpii fizycznej złoża wód geotermalnych. Tego typu rozwiązanie pozwoliłoby na częściowe pokrycie zapotrzebowania wła snego na energię elektryczną, generując oszczędności w przedsiębiorstwie. Koncepcja oparta została o organiczny obieg Rankine a, dla którego wykonano analizę termodynamiczną oraz ekonomiczną. Słowa kluczowe: źródła geotermalne, kogeneracja, organiczny obieg Rankine a In the paper the idea of cogeneration system application in Geotermia Podhalańska was considered. Utilization of geothermal water enthalpy would allow the partial coverage of electricity selfdemand, generating savings in the company. The idea is based on the Organic Rankine Cycle and thermodynamic and economical analysis of the proposed solution. Keywords: geothermal sources, cogeneration, organic Rankine cycle (ORC). mgr inż. Michał Bajor doktorant Politechniki Gdańskiej na Środowiskowym Studium Doktoranckim przy Wydziale Mechanicznym Polska jest zaliczana do krajów bogatych w zasoby geotermalne, lecz są to zasoby o niskiej entalpii fizycznej. Ich wykorzystanie ogranicza się do zastosowania jedynie w celach grzewczych, rolniczych lub rekreacyjnych. Krajowe źródła wód geotermalnych nie są dotychczas wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej. Wraz z rozwojem technologii zagospodarowania niskotemperaturowych źródeł energii aktualna sytuacja w sektorze geotermalnym może jednak ulec zmianie. W pracy przedstawiono koncepcję systemu binarnego produkującego ciepło dla potrzeb grzewczych oraz energię elektryczną przy wykorzystaniu złoża geotermalnego. Analizę przeprowadzono na przykładzie Geotermii Podhalańskiej. Proponowane rozwiązanie pozwoliłoby na częściowe pokrycie zapotrzebowania własnego na energię elektryczną, generując oszczędności w przedsiębiorstwie i powodując odciążenie systemu elektroenergetycznego. Rozważania oparto na wykorzystaniu organicznego obiegu Rankine a. Jest to technologia kogeneracyjna objęta i promowana Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (2012/27/UE) [8]. Zasada działania układu realizującego organiczny obieg Rankine a (Organic Rankine Cycle, ORC) nie odbiega od fundamentalnej zasady działania klasycznej siłowni parowej Clausiusa-Rankine a (C-R), gdzie czynnikiem roboczym jest para wodna. Tematyka obiegów ORC została omówiona także w szeregu prac [9,10, 11]. Mając za tło klasyczny obieg C-R łatwo zauważyć, że zasadniczą różnicę w obiegu ORC stanowi fakt zastosowania czynnika niskowrzącego jako czynnika roboczego. Dzięki temu do przygotowania pary nasyconej / przegrzanej czynnika można wykorzystać niskotemperaturowe źródło ciepła. W praktyce oznacza to zastąpienie kotła i odbywającego się w nim procesu spalania wymiennikiem ciepła, w którym odparowanie czynnika roboczego układu ORC następuje kosztem zmiany entalpii nośnika energii odpadowej. W zaproponowanej koncepcji systemu binarnego oszacowano, że możliwa do uzyskania w obiegu ORC moc elektryczna wyniesie około 250 kw, a instalacja będzie eksploatowana w trybie ciągłym przez 8 000 godzin w roku. Charakterystyka obiektu Geotermia Podhalańska wykorzystuje głównie wody znajdujące się w skałach węglanowych oceanu środkowego i triasu środkowego. Zalegają one na głębokości od kilkuset metrów do 1,5 km w rejonie Zakopanego i do 2,5 3,5 km w północnej części Podhala [1]. Pracujący system eksploatacji złoża wód geotermalnych i wykorzystania zawartego w nich ciepła jest układem zamkniętym. Taka praca układu pozwala na zachowanie cech odnawialności złoża i zapewnia długoletnią pracę przy zachowaniu stabilnych wartości parametrów eksploatowanego złoża. W układzie eksploatacyjnym funkcjonują zasadniczo następujące elementy [1]: dwa otwory produkcyjne Bańska PGP 1 i Bańska IG 1, dwa otwory chłonne Biały Dunajec PAN 1 i Biały Dunajec PGP 2, ciepłownia geotermalna (wymiennikowa) w Bańskiej Niżnej, stacja pomp wody geotermalnej zatłaczanej do złoża poprzez otwory chłonne Biały Dunajec PAN 1 i Biały Dunajec PGP 2. Woda geotermalna jest wydobywana dwoma odwiertami i transportowana do wymienników ciepła w ciepłowni w Bańskiej Niżnej Szaflarach. Po schłodzeniu jest zatłaczana do 28 12/2014 www.informacjainstal.com.pl

dwóch odwiertów chłonnych Biały Dunajec PGP 2 i PAN 1. Maksymalna wydajność dwóch otworów produkcyjnych wynosi 670 m 3 /h, a średnia temperatura wody to około 86 C. Odległość między otworami produkcyjnymi i chłonnymi wynosi około 1,5 km. Podgrzana woda sieciowa jest przesyłana ciepłociągiem do odbiorców. Po drodze podgrzewana jest w Zakopanem w szczytowej ciepłowni geotermalno-gazowej (oddalonej od ujęcia ok. 13 km). Schemat ideowy geotermalnego systemu ciepłowniczego na Podhalu pokazano na rys. 1. System ciepłowniczy pracuje przy wodzie geotermalnej o ciśnieniu statycznym na głowicy odwiertu 2,6 MPa i temperaturze na poziomie 86 C. W zależności od zapotrzebowania systemu na ciepło regulowana jest wydajność produkcyjna złoża od 300 m 3 /h (w okresie letnim) do 550 m 3 /h (w okresie zimowym). W przypadku szczytowego zapotrzebowania na ciepło uruchamiane są kotły gazowe podnoszące temperaturę wody w systemie ciepłowniczym. Koncepcja systemu binarnego Źródła ciepła i energii elektrycznej W proponowanej koncepcji systemu binarnego wymiennik ciepła pełniący jednocześnie funkcję podgrzewacza i parownika w układzie ORC jest posadowiony na odcinku między otworem produkcyjnym a geotermalnymi wymiennikami ciepłowniczymi (rys. 2). W obliczeniach założono, że strumień ciepła pobrany w parowniku od wody geotermalnej wynosi 2 MW. Przy wydajności wody geotermalnej 300 m 3 /h i schłodzeniu jej od temperatury 86 C o około 6 K. Przyjęcie w obliczeniach takiej wartości strumienia przepływu pozwoli na pracę obiegu z pełną mocą przez cały rok. Wzrost strumienia przepływu wody geotermalnej w okresach zimowych spowoduje automatycznie jej mniejsze schłodzenie w obrębie parownika zminimalizuje w ten sposób wpływ układu ORC na system ciepłowniczy. W rozpatrywanym systemie binarnym rozważono instalację ORC z czynnikiem roboczym R245fa. Jest to czynnik niskowrzący, cechujący się normalną temperaturą wrzenia 15,14 C, oraz punktem krytycznym w temperaturze 154 C i ciśnieniu 3,651 MPa [5]. Zyskuje popularność dzięki zastosowaniom w dużych instalacjach ORC. R245fa zaliczany jest do grupy czynników suchych. Oznacza to, że ekspansja pary czynnika rozpoczynająca się na krzywej nasycenia zawsze będzie miała swój koniec w obszarze pary przegrzanej [4]. Efekt ten jest korzystny z punktu widzenia pracy turbiny. Wskazane jest również w takim przypadku zastosowanie regeneracyjnego wymiennika ciepła celem zwiększenia sprawności termicznej obiegu. W układzie skraplania systemu binarnego zaproponowano wykorzystanie wody z rzeki Biały Dunajec, znajdującej się w odległości ok. 500 m od ciepłowni. Jest to rzeka górska, co oznacza, że jej temperatura, jak i wydajność zmienia się w zależności od pory roku. Według danych IMiGW wydajność w nurcie głównym rzeki na wysokości miejscowości Szaflary wynosi ok. 3 m 3 /s [6], co wielokrotnie przewyższa zapotrzebowanie dla instalacji skraplania. Temperatura wody w rzece waha się w przedziale 5 13 C. Zrzut wody podgrzanej o ok. 4 K do koryta rzeki nie wpłynie negatywnie na środowisko naturalne [7]. Koncepcję instalacji skraplania pokazano schematycznie na rys. 3. Analiza termodynamiczna Obliczenia wykonano w dwóch wariantach, a mianowicie bez zastosowania regeneracyjnego wymiennika ciepła i z jego zastosowaniem. Jak wcześniej wspomniano, dzięki wewnętrznej regeneracji ma miejsce wstępne podgrzewanie czynnika roboczego przed wejściem do wytwornicy pary. Odbywa się to kosztem ciepła pozyskanego ze schłodzenia pary opuszczającej turbinę (przed jej wejściem do skraplacza). Na podstawie istniejącej wiedzy z obszaru obiegów parowych w obliczeniach przyjęto następujące założenia: sprawność wewnętrzna turbiny, η T = 0,85; sprawność generatora, η G = 0,93; stopień suchości na wejściu do turbiny, x = 1; dochłodzenie skroplin, Γ=1K; roczny czas pracy obiegu ORC, t = 8 000 godzin; doprowadzanie ciepła do czynnika i skraplanie pary czynnika jest procesem izobarycznym; pomija się straty ciepła do otoczenia; Rys. 1. Schemat ideowy ujęcia geotermalnego na Podhalu Fig. 1. Schematic view of Podhale geothermal intake Rys. 2. Koncepcyjny system binarny Fig. 2. Idea of binary system Rys. 3. Układ chłodzenia skraplacza Fig. 3. Condenser cooling system pomija się opory hydrauliczne podczas przepływu płynu rurociągami. Temperatura parowania czynnika w układzie ORC jest ściśle związana z górnym źródłem ciepła, które stanowi gorąca woda geotermalna. Jak wspomniano wcześniej, dla celów projektowych wydajność wody geotermalnej przyjęto na poziomie 300 m 3 /h, jej początkowa temperatura wynosi 86 C i na skutek schłodzenia spada do 80 C. Temperaturę skraplania czynnika roboczego układu ORC założono na poziomie 20 C. W celu optymalizacji wykorzystania ciepła z wody geotermalnej zastosowano metodę pinch [3]. Pomogło to dopasować temperaturę www.informacjainstal.com.pl 12/2014 29

Ź Tabela 1. Zestawienie wyników obliczeń Table 1. Result of calculations R245fa (71 C / 20 C) bez RWC z RWC sprawność termiczna obiegu [%] 9,91 10,24 sprawność obiegu Carnota [%] 15,11 15,11 strumień masy czynnika [kg/s] 8,67 8,96 gener. moc elektryczna [kw] 202,14 208,97 produkcja roczna energii elektrycznej [MWh/rok]* 1584,93 1638,47 * nie uwzględniono zapotrzebowania na energię elektryczną dla potrzeb automatyki i sterowania Tabela 2. Wstępny koszt inwestycji (netto) Table 2. preliminary cost of the investment (net) lp składowa inwestycji koszt [zł] 1 wytwornica pary 148 275 2 turbina 314 670 3 generator ze sprzęgłem magnetycznym 58 696 4 instalacja skraplania (wymiennik ciepła oraz pompa) 242 699 5 pompa czynnika R245fa 56 022 6 regeneracyjny wymiennik ciepła 4 276 7 armatura, instalacja automatyki 200 000 dokumentacja 8 projektowo-wykonawcza, 80 000 pozwolenia, rozruch technologiczny parowania czynnika roboczego w układzie ORC do źródła ciepła przy założonej minimalnej różnicy temperatury (ΔTmin) między źródłem ciepła a czynnikiem roboczym w parowniku. Dla potrzeb niniejszej pracy spełniony jest warunek ΔTmin = 10K. Wartości temperatury i ciśnienia, przy jakich zostały wykonane obliczenia to odpowiednio: 71 C i 626 kpa podczas parowania czynnika R245fa oraz 20 C i 122,7 kpa podczas jego skraplania. Obliczenia termodynamiczne przeprowadzono z wykorzystaniem programu do obliczeń obiegów ORC i analiz optymalizacyjnych w oparciu o metodę pinch [2]. Wyniki obliczeń zestawiono w tabeli 1. Ich analiza potwierdza, że zastosowanie wewnętrznej regeneracji ciepła podnosi sprawność obiegu. W rozpatrywanych tematach nie jest to jednak duża zmiana, co stawia pod znakiem zapytania celowość stosowania dodatkowego wymiennika. Gdyby pozostać jednak przy rozważanej koncepcji z zastosowaniem wewnętrznej regeneracji ciepła, to jego moc wyniosłaby około 70 kw. Należy jednak zaznaczyć, że dodatkowy wymiennik generuje dodatkowe koszty inwestycyjne. Ocena techniczno ekonomiczna Większość urządzeń rozważonych dla proponowanego obiegu ORC nie jest produkowana w Polsce, co oznacza konieczność ich importu. Koszt z tym związany zależy od kursu wymiany polskiej waluty. W celu wyznaczenia nakładów inwestycyjnych, ceny urządzeń importowanych należy przeliczyć na polską walutę. Obliczenia wykonano na podstawie średnich kursów walut z maja 2014 r. Przyjęto kursy euro i dolara na poziomie: 1 = 4,19 zł oraz 1 $ 3,15 zł. W tabeli 2 zestawiono składowe kosztu inwestycyjnego (Ki) rozważanego systemu binarnego, przy czym wszystkie ceny urządzeń są cenami netto i nie uwzględniają ewentualnych upustów cenowych. 9 robocizna SUMA 100 000 1 194 369 Roczny przychód brutto inwestycji Generowany zysk z inwestycji związany jest ze sprzedażą wyprodukowanej energii elektrycznej oraz ze sprzedażą świadectw pochodzenia energii, czyli tzw. zielonych certyfikatów, które przyznawane są za produkcję energii elektrycznej przy wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii. Oznacza to, że roczny przychód można zapisać jak: R = E c (C ee + C zc ), (1) Użyte we wzorze oznaczenia określa się odpowiednio jako: E c wyprodukowana energia netto przez obieg ORC z uwzględnionym zapotrzebowaniem na zasilanie pompy czynnika, pompy wody pracującej w instalacji skraplania, oprzyrządowania kontrolno-pomiarowego oraz zapotrzebowanie własne dodatkowe wynoszące około 5% produkowanej energii. Całkowita energia elektryczna, którą można wykorzystać do uzyskania przychodu szacuje się na 1 498 MWh/a; C ee kurs energii elektrycznej określony na podstawie notowań na Towarowej Giełdzie Energii. Dla proponowanej modernizacji został on przyjęty jako średnia wartość dla pierwszego kwartału z 2014 r. i wynosi on 174,82 zł/mwh; C zc kurs wartości świadectw pochodzenia energii elektrycznej, wyznaczany na podstawie notowań na Towarowej Giełdzie Energii. Dla określenia analizy ekonomicznej przyjęto jego średnią wartość z pierwszego kwartału 2014 roku i jest on równoważny 201,65 zł/mwh. Dla wykonywanej analizy zakładany okres referencyjny (n) to 15 lat. W modelu wyznaczania przychodu związanego z produkcją energii elektrycznej przyjęto roczny przyrost kursu energii elektrycznej oraz wartość świadectw energetycznych na poziomie 3%. Szacowany roczny przychód (R), związany ze sprzedażą energii elektrycznej oraz certyfikatów dla pierwszego roku można określić na poziomie 546 584 zł. Finansowanie oraz koszty związane z inwestycją Do analizy finansowej przyjęto, że nakłady inwestycyjne zostaną pokryte w 70% z kapitału obcego (K o ) i wykorzystane zostanie 30% kapitału własnego (K w ). Koszt kapitału obcego związany jest z oprocentowaniem bankowym, które założono na poziomie 11%; natomiast koszt kapitału własnego to 6%. Całkowite roczne koszty bieżące związane z inwestycją można określić jako: K c = K e + K s (2) Powyższy zapis określa całkowite roczne koszty jako sumę kosztów eksploatacyjnych i stałych. Koszty eksploatacyjne związane są z utrzymaniem jednego etatu przy obsłudze urządzeń oraz kosztem ubezpieczeń i serwisu. Ich wartość ustalono na podstawie poniższego wzoru: K e = r e K i, (3) gdzie współczynnik r e dla proponowanej inwestycji został założony na poziomie 0,03. W modelu ekonomicznym założono dodatkowo roczny przyrost kosztów eksploatacyjnych na poziomie 2%. Szacunkowe koszty eksploatacyjne dla pierwszego roku zakłada się na poziomie 35 839 zł. Jako koszty stałe określa się sumę kosztów związanych z finansowaniem inwestycji i określa się je jako: K s = K kw + K ko + V k + K A (4) 30 12/2014 www.informacjainstal.com.pl

Rys. 4. Przepływy pieniężne w inwestycji w okresie referencyjnym Fig. 4. Cash flow in investment during the reference period Składowe kosztów stałych to: K kw koszt kapitału własnego: K kw = 6% K w (5) K ko koszt kapitału obcego: K ko = 11% K o (6) V k rata kapitałowa: Źródła ciepła i energii elektrycznej (7) amortyzację liniową w okresie 15 letnim K A amortyzacja, którą przyjęto jako. (8) Roczne koszty stałe szacuje sie na poziomie 240 521 zł. Natomiast całkowite roczne koszty bieżące w pierwszym roku prognozuje się w wysokości 276 360 zł. Koszt jednostkowy produkowanej energii elektrycznej dla proponowanej inwestycji wynosi 176 zł/mwh. Wyznacza się go na podstawie poniższej zależności: (9) Dochód roczny i okres zwrotu inwestycji Zysk operacyjny (EBIT), GP, jest to zysk nie uwzględniający podatku dochodowego. Określany jest jako różnica rocznych przychodów i całkowitych kosztów: GP = R K c (10) Podatek dochodowy wynosi 18% i wyliczany jest na podstawie zysku operacyjnego jako: D = 0,18 GP (11) Rzeczywisty dochód związany z inwestycją określa się jako: NP = GP D (12) Rzeczywisty dochód z inwestycji pozwala wyznaczyć okres zwrotu poniesionych nakładów. Dla proponowanej modernizacji oszacowano go na ok. 5 lat. Potwierdzeniem jest wykres przedstawiający przepływy pieniężne związane z finansowaniem inwestycji, pokazany na rys. 4. Dla wykonania pełnej analizy ekonomicznej inwestycji wyznaczono wewnętrzną stopę zwrotu IRR. Jest ona jednym z mierników pozwalającym oszacować rentowność inwestycji. Wartość IRR przedstawia rzeczywistą stopę zysku przedsięwzięcia. Dla założonych kosztów oraz przychodów wewnętrzną stopę zwrotu proponowanej inwestycji szacuje się na 17,4%. IRR jest stopą dyskonta, dla której wartość bieżąca inwestycji (NPV) będzie równa zero. Co oznacza, że suma wpływów z inwestycji równoważna będzie sumie wydatków, a sama inwestycja będzie na progu rentowności. Dla wyznaczenia wskaźnika NPV przyjęto stopę dyskonta na poziomie 8%, a sama wartość bieżąca inwestycji jest dodatnia i wynosi ok. 4 miliony złotych. Ocena techniczna proponowanej modernizacji Na rynku dostępne są wszystkie urządzenia konieczne do wykonania proponowanej modernizacji ciepłowni. Jednak największym problemem związanym z realizacją proponowanej modernizacji może być turbina. Jest to jedyne urządzenie, które wymaga importu bez pomocy lokalnego dystrybutora. Alternatywną możliwością jest zlecenie zaprojektowania i jednostkowego wykonania turbiny w kraju. Taki sposób wykonania byłby lepszym rozwiązaniem. Z ekonomicznego punktu widzenia tego typu działanie byłoby bardziej uzasadnione, ponieważ nie występowałyby dodatkowe opłaty związane z importem, a wydane środki wsparłyby polską gospodarkę. W aspekcie technicznym dostępny byłby lokalny serwis oraz wykonanie turbiny według projektowych parametrów pracy, co mogłoby zwiększyć sprawność samej turbiny. Drugim aspektem, który może sprawiać problemy techniczne jest instalacja skraplania. Zakładana temperatura kondensacji czynnika jest ściśle uzależniona od dolnego źródła ciepła, które w proponowanej koncepcji zmienia swoje parametry w zależności od pory roku. Woda o temperaturze nie przekraczającej 15 C powinna zapewnić sprawną pracę instalacji skraplania. Najważniejszym aspektem technicznym jest zapewnienie odpowiedniej temperatury w instalacji ciepłowniczej. Instalacja obiegu ORC obniży temperaturę wody geotermalnej, zasilającej sieć wymienników geotermalnych. Spowoduje to obniżenie temperatury w systemie ciepłowniczym. W tej sytuacji utrzymanie odpowiedniej temperatury w instalacji grzewczej powinny zapewnić kotły gazowe pełniące funkcję szczytowych źródeł ciepła. www.informacjainstal.com.pl 12/2014 31

Ź Podsumowanie W artykule przedstawiono koncepcję systemu binarnego skojarzonego z ujęciem wody geotermalnej. Rozważania oparto na organicznym obiegu Rankine a. Jako płyn roboczy w obiegu zaproponowano czynnik R245fa, ponieważ jego stosowanie jest wskazane przy dużych instalacjach przemysłowych. Jego ekspansja w turbinie przebiega w obszarze pary przegrzanej co jest korzystne dla pracy turbiny. Wszystkie zaproponowane urządzenia są dopuszczone do pracy z tego typu czynnikiem. Doboru urządzeń dokonano po konsultacjach z producentem lub przedstawicielem handlowym, co pozwala na urzeczywistnienie przedstawionych cen dla wybranej koncepcji. Przyjęte ceny urządzeń są cenami katalogowymi i nie uwzględniają upustów. Zakup kilku urządzeń od jednego dostawcy z pewnością obniży koszt jednostkowy urządzeń, a co za tym idzie, zmniejszy całkowity nakład inwestycyjny. Ze wstępnych obliczeń dla warunków przyjętych do analizy inwestycja cechuje się pozytywnymi wskaźnikami opłacalności ekonomicznej. Jej wstępny koszt wynosi około 1,2 miliona złotych, a planowany zwrot inwestycji, przy rocznym zysku na poziomie 230 tysięcy złotych szacuje się na około 5 lat. Przy wykonywaniu analizy ekonomicznej zostało uwzględnione dodatkowe źródło finansowania jakim są świadectwa pochodzenia energii, które w znaczny sposób poprawiły wskaźnik ekonomiczny inwestycji. Obniżenie oprocentowania dla kapitału zewnętrznego do 6% obniży dodatkowo okres zwrotu inwestycji. Należy podkreślić fakt, że sprawność instalacji ORC można by poprawić jeszcze bardziej, gdyby zastosowano dogrzew obiegu ORC tak, jak to przedstawiono w pracy [12]. Największy koszt inwestycji stanowi turbina, która pochłania około 30% całkowitych kosztów inwestycji. Należałoby poszukać na lokalnym rynku producentów turbin, którzy zapewnią jednostkowe wykonanie turbiny. Ośrodki zajmujące się tą tematyką znajdują się w Gdańsku lub Łodzi. Poza wartościami ekonomicznymi przedstawionego projektu należy uwzględnić także korzyści ekologiczne mające pozytywny wpływ na środowisko naturalne w regionie. Produkcja energii elektrycznej z lokalnego źródła odnawialnego pozwoli na zmniejszenie zużycia energii pierwotnej związanej z oddzielnym wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła oraz zmniejszenie strat przesyłowych. Poza tym wdrożenie tego typu inwestycji spowoduje wzrost udziału produkowanej energii ze źródeł odnawialnych, co stanowi wymóg w Polsce w świetle pakietu 3 x 20%. LITERATURA [1] Kępińska B.: Opracowanie w ramach projektu Energia odnawialna jako wyzwanie dla samorządów lokalnych. Przykłady udanych przedsięwzięć w Polsce i krajach Unii Europejskiej realizowanego przez Stowarzyszenie Gmin Polska Sieć Energie Cités, 2004. [2] Bajor M., Wajs J., Mikielewicz D.: Algorytm obliczeń i program kalkulacyjny do obiegów ORC uwzględniający minimalną różnicę temperatury między płynami (pinch). Opracowanie wewnętrzne IMP PAN, 62/13, Gdańsk, 2013. [3] Białecki R.A., Ziębik A.: Zastosowanie metody pinch do racjonalizacji struktury układów cieplnych (na przykładzie sieci wymienników ciepła). W: Analiza możliwości zmniejszenia niedoskonałości termodynamicznej procesów zaopatrzenia w elektryczność, ciepło i chłód w aspekcie zrównoważonego rozwoju kraju, Warszawska Drukarnia Naukowa PAN, Warszawa, 2006. [4] Mikielewicz D., Mikielewicz J.: A thermodynamic criterion for selection of working fluid for subcritical and supercritical domestic micro CHP. Applied Thermal Engineering, vol. 30, 2357-2362, 2010. [5] NIST Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties REFPROP w wersji 9.0, 2010. [6] Dane IMiGW: http://www.pogodynka.pl/polska/podest/zlewnia_gornej_wisly [7] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 24 lipca 2006 r., Dz.U. 2006 nr 137 poz. 984. [8] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (2012/27/UE) [9] Borsukiewicz-Gozdur A., Nowak W.: Badania eksperymentalne niskotemperaturowej minisiłowni parowej z czynnikiem organicznym. Rynek Energii, 2014, nr 5 (114) 102-107. [10] Antczak Ł., Kryłłowicz W.: Mikrosiłownia hybrydowa koncepcja, projekt i badania. Instal, 2013 nr 10 (344) 8-10. [11] Wiśniewski S., Nowak W.: Ocena efektywności pracy elektrowni hybrydowej z jednoobiegową siłownią ORC sprzężoną cieplnie z siłownią binarną. Instal, 2013 nr 10 (344) 11-14. [12] Mikielewicz D., Mikielewicz J., Utilisation of bleed steam heat to increase the upper heat source temperature in low-temperature ORC, Archives of Thermodynamics, vol. 32, Nr. 3, 57-70, 2011. 32 12/2014 www.informacjainstal.com.pl