Autoreferat. Studia podyplomowe z zakresu Zarządzania Przedsiębiorstwem Politechnika Śląska, Gliwice 2006

ZAŁĄCZNIK 2 Autoreferat 1. Imię i nazwisko: Łukasz Bartela 2. Posiadane dyplomy i stopnie naukowe: Stopień doktora nauk technicznych w zakresie budowy i eksploatacji maszyn Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej, Gliwice 2009 Temat pracy doktorskiej: Optymalizacja termodynamiczna oraz ekonomiczna pracy elektrociepłowni gazowo-parowej Promotor: prof. dr hab. inż. Janusz Kotowicz Tytuł magistra inżyniera Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej, Gliwice 2005 Kierunek studiów: Mechanika i budowa maszyn Specjalność: Siłownie cieplne oraz maszyny i urządzenia energetyczne Studia podyplomowe z zakresu Zarządzania Przedsiębiorstwem Politechnika Śląska, Gliwice 2006 3. Informacje o dotychczasowym zatrudnieniu w jednostkach naukowych: Adiunkt, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Politechnika Śląska, 12.2010 nadal Główny Specjalista Inżynieryjno-Techniczny, Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla, 08.2011-01.2012 Asystent, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Politechnika Śląska, 12.2009-12.2010 Doktorant, Wydział Inżynierii Środowiska i Energetyki, Politechnika Śląska, 10.2005-12.2009. 1

4. Wskazanie osiągnięcia naukowego wynikającego z art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 14 marca 2003 r. o stopniach naukowych i tytule naukowym oraz o stopniach i tytule w zakresie sztuki (Dz. U. nr 65, poz. 595 ze zm.): a) Tytuł osiągnięcia naukowego Cykl publikacji powiązanych tematycznie, pod tytułem: Nadkrytyczne bloki kogeneracyjne wyposażone w instalacje separacji oraz sprężania CO 2 [1] 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;64:513-523. [2] 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;85:750-763. [3] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., An analysis of the investment risk related to the integration of a supercritical coal-fired combined heat and power plant with an absorption installation for CO 2 separation. Applied Energy 2015;156:423-435. [4] Bartela Ł., Brzęczek M., Analysis of the use of cooling heat of compressed gas to supply the Rankine cycle with a low-boiling medium. Rynek Energii 2014, 113(4), 130-135. [5] Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Analiza bloku kogeneracyjnego na parametry nadkrytyczne zintegrowanego z instalacją separacji CO 2. Rozdziały 4, 7, 8, 13. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2014. Tabela 1. Zestawienie prac składających się na cykl publikacji Rok wydania Udział, % Impact factor Punkty MNiSW Liczba cytowań * [1] 2014 50% 4,844 45 18(23) [2] 2014 50% 4,380 40 15(12) [3] 2015 50% 5,746 45 4(3) [4] 2014 70% - 9 - [5] 2014 33% - 20 - * - wg bazy Web of Science (w nawiasie Scopus) 2

b) Omówienie celu naukowego wyżej wymienionych prac i osiągniętych wyników wraz z przedstawieniem ich ewentualnego wykorzystania 4b.1. WPROWADZENIE W skład przedłożonego osiągnięcia habilitacyjnego wchodzi cykl pięciu publikacji, z czego cztery stanowią artykuły w czasopismach naukowych. Jedna wskazana pozycja to monografia naukowa. Wszystkie materiały są powiązane tematycznie. Trzy, spośród wskazanych artykułów, to prace opublikowane w czasopismach znajdujących się na liście Journal Citation Reports (JCR). Sumaryczny impact factor dla wymienionych publikacji wynosi 14,970, przy liczbie punktów MNiSW wynoszącej 139. W przypadku publikacji [1], [2] oraz [3] mój udział w poszczególnych pracach wynosi 50%, w przypadku publikacji [4] wynosi 70%, natomiast w przypadku monografii [5] 33%. Zakres merytoryczny jaki wniesiony został przeze mnie na etapie przygotowywania publikacji wyszczególniono w tabeli 2. Tabela 2. Udział autorów w pracach składających się na cykl publikacji Oznaczenie Opis zakresu prac prowadzonych przez autorów celem opracowania publikacji [1] Ł. Bartela: Opracowanie koncepcji publikacji, przygotowanie modelu obliczeniowego bloku kogeneracyjnego, przeprowadzenie analiz w zakresie zmiennego obciążenia poszczególnych komponentów bloku, przygotowanie modelu instalacji sprężania CO 2, przeprowadzenie obliczeń symulacyjnych, przeprowadzenie analiz ekonomicznych, synteza rezultatów, opracowanie tekstu oraz wykonanie rysunków J. Kotowicz: Nadzór merytoryczny, synteza rezultatów A. Skorek-Osikowska: Budowa modeli i algorytmów obliczeniowych instalacji separacji CO 2, pomoc w zakresie przygotowania treści artykułu [2] Ł. Bartela: Opracowanie koncepcji publikacji, adaptacja modelu obliczeniowego bloku kogeneracyjnego, budowa modelu obliczeniowego instalacji turbiny gazowej, przeprowadzenie analiz w zakresie zmiennego obciążenia poszczególnych komponentów bloku, przeprowadzenie obliczeń symulacyjnych, przeprowadzenie analiz ekonomicznych, synteza rezultatów, opracowanie tekstu oraz wykonanie rysunków J. Kotowicz: Nadzór merytoryczny, synteza rezultatów A. Skorek-Osikowska: Adaptacja modeli i algorytmów obliczeniowych instalacji separacji CO 2, określenie wskaźnika zapotrzebowania na ciepło procesu separacji dla zmiennego składu spalin 3

[3] Ł. Bartela: Opracowanie koncepcji publikacji, identyfikacja czynników ryzyka inwestycyjnego, adaptacja algorytmu wykorzystującego metodę Monte Carlo, przeprowadzenie obliczeń symulacyjnych, przeprowadzenie analiz ekonomicznych, przeprowadzenie analiz ryzyka, synteza rezultatów, opracowanie tekstu oraz wykonanie rysunków J. Kotowicz: Nadzór merytoryczny, synteza rezultatów A. Skorek-Osikowska: Prowadzenie analiz ryzyka, pomoc w zakresie przygotowania treści artykułu [4] Ł. Bartela: Opracowanie koncepcji publikacji, opracowanie wariantów integracji, prowadzenie obliczeń, synteza rezultatów, opracowanie tekstu oraz wykonanie rysunków M. Brzęczek: Opracowanie modeli obliczeniowych dla modułu ORC oraz przeprowadzenie przy ich wykorzystaniu wymaganych obliczeń [5] J. Kotowicz: Kierowanie pracami, nadzór merytoryczny, synteza rezultatów Ł. Bartela: Prowadzenie analiz termodynamicznych oraz ekonomicznych, budowa modeli obliczeniowych, synteza rezultatów, opracowanie tekstu oraz wykonanie rysunków A. Skorek-Osikowska: Prowadzenie analiz termodynamicznych, pomoc w zakresie przygotowania treści rozdziałów Tematyka publikacji dotyczy problematyki związanej z efektywnością nowoczesnych źródeł skojarzonej produkcji energii elektrycznej oraz ciepła bazujących na wykorzystaniu paliwa węglowego. Prace nad zagadnieniami rozwijanymi w ramach publikacji realizowane były w ramach Strategicznego Programu Badawczego Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii, Zadania nr 1: Opracowanie technologii wysokosprawnych zero emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin. W pracach omówiono oraz dokonano oceny zastosowania różnych rozwiązań integracji nadkrytycznego bloku kogeneracyjnego z instalacją separacji oraz sprężania CO 2. Analizami termodynamicznymi oraz ekonomicznymi przede wszystkim objęto szereg wariantów integracji zakładających odmienne sposoby zaspokajania potrzeb cieplnych procesu desorpcji, realizowanego w obrębie absorpcyjnej instalacji separacji CO 2. Prowadzono również analizy dla wariantów zakładających integrację bloku z membranowymi instalacjami separacji, jak również analizowano rozwiązania umożliwiające efektywne wykorzystanie ciepła odpadowego. 4

W niniejszym autoreferacie przedstawiono główne osiągnięcia badawcze, zastosowaną metodologię oraz podstawowe rezultaty analiz, które mają charakter przedmiotowy dla wykazanych publikacji. W opisie koncentrowano się na oryginalnych osiągnięciach własnych identyfikowanych w ramach pełnych tekstów wskazanych publikacji, wyłącznie sygnalizując problematykę stanowiącą wkład współautorów. 4b.2. CHARAKTERYSTYKA PRAC I OMÓWIENIE WYBRANYCH WYNIKÓW Wszystkie przedłożone publikacje dotyczą kogeneracyjnych bloków węglowych na nadkrytyczne parametry pary i dotykają w głównej mierze problematyki związanej z ich integracją z instalacjami separacji oraz sprężania dwutlenku węgla. Analizy prowadzone były w ramach Strategicznego Programu Badawczego Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii w Zadaniu nr 1: Opracowanie technologii wysokosprawnych zero emisyjnych bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO 2 ze spalin i w sposób kompleksowy obejmowały zagadnienia związane z efektywnością termodynamiczną, ekonomiczną oraz ryzykiem inwestycyjnym. Podstawowe osiągnięcia w niniejszym zakresie, które były efektem prac zrealizowanych pod kierownictwem prof. Janusza Kotowicza, zostały przybliżone w monografii pt. Analiza bloku kogeneracyjnego na parametry nadkrytyczne zintegrowanego z instalacją separacji CO 2. W przedłożonym zestawieniu publikacji wskazano na wybrane rozdziały monografii uzupełniając tym samym w przedmiotowej tematyce te osiągnięcia własne, dla których wyniki nie zostały zaprezentowane w ramach zestawionych publikacji w czasopismach. Wybór tematyki badawczej w ramach projektu argumentować można potrzebą prowadzenia analiz inwestycyjnych skierowanych dla rynku ciepła, którego niewystarczająco dynamiczny rozwój przyczynił się do wytworzenia istotnej rezerwy w zakresie możliwości ograniczania w gospodarce emisji szkodliwych substancji, w tym dwutlenku węgla. Za interesujący, dotąd nieobrany w Polsce kierunek inwestycyjny uznać można budowę w ramach największych, krajowych aglomeracji dużych, wysokosprawnych bloków kogeneracyjnych. Motywacją dla wyboru takiego kierunku inwestycji mogą być pozytywne doświadczenia zbierane w państwach, gdzie od wielu lat funkcjonują kogeneracyjne bloki węglowe na parametry nadkrytyczne, to jest np. w Danii oraz w Niemczech. Termodynamiczne, a co za tym idzie ekologiczne zalety funkcjonowania tych jednostek wynikają z wysokich parametrów pary oraz korzystnych efektów prowadzenia skojarzonego cyklu produkcji ciepła oraz energii elektrycznej. W rozdziale 4 monografii [5], przed zasadniczą jej częścią analityczną, prezentowane są wyniki przeprowadzonych przeze mnie analiz termodynamicznych, mających na celu ocenę zasadności stosowania wysokich, nadkrytycznych parametrów pary w ramach kogeneracyjnej jednostki węglowej. Analizom poddano blok o określonej strukturze. Badania miały na celu określenie wpływu jaki wywiera zmiana projektowych parametrów pary świeżej oraz wtórnie przegrzanej na podstawowe wskaźniki stosowane powszechnie dla oceny bloków kogeneracyjnych. Odpowiednio 5

ciśnienia pary świeżej (p 1 ) oraz wtórnie przegrzanej (p 3 ), temperatury pary świeżej (t 1 ) oraz wtórnie przegrzanej (t 3 ), jak również temperaturę wody zasilającej (t 73 ) uzmienniano zgodnie z charakterystykami zestawionymi na rys. 1. Inne wielkości projektowe dla bloku, zestawione w rozdziale 4 monografii [5], utrzymywano na stałym, założonym poziomie. Rys. 1. Zakresy badanych wartości parametrów pary oraz wody zasilającej Obliczenia prowadzono celem określenia wskaźników chwilowych, jakie uzyskiwane są przy maksymalnym obciążeniu ciepłowniczym bloku. Ocenę stosowanych parametrów charakterystycznych pary oparto między innymi o następujące wskaźniki chwilowe: gdzie: wskaźnik względnej oszczędności paliwa dzięki zastosowaniu skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła: 1 1, (1) EC q REF q EC el,b REF el,b EC q - chwilowa sprawność wytwarzania ciepła, EC el - chwilowa sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto (EC w bloku kogeneracyjnym, REF w układzie referencyjnym), gdzie: wskaźnik skojarzenia: EC Nel,b, (2) Q g EC N el,b - moc elektryczna brutto bloku kogeneracyjnego, Q - produkowany g strumień ciepła użytecznego, 6

gdzie: wskaźnik ubytku mocy w związku z produkcją skojarzoną: E EC Nel,b Nel,b. (3) Q E N el,b g - moc elektryczna brutto bloku pracującego w trybie czysto kondensacyjnym bez poboru pary na cele ciepłownicze. Na szczególną uwagę zasługuje wskaźnik względnej oszczędności paliwa definiowany w sposób ogólny zależnością (1). Wskaźnik ten, choć odnosi się do efektywności chwilowej bloku, w pewnej mierze pozwala na ocenę potencjału wykorzystania kogeneracji w aspekcie możliwych do uzyskania wartości wskaźnika PES (Primary Energy Saving), stanowiącego wskaźnik kryterialny przy klasyfikacji układów do wysokosprawnej kogeneracji. Wskaźnik PES decydować może o możliwości ubiegania się o odpowiednie certyfikaty, obecnie ciągle stanowiące mechanizm wsparcia dla przedmiotowej klasy technologii. W ramach prowadzonych analiz zaproponowałem dwa sposoby określania tego wskaźnika, różniące się w zakresie stosowanych sprawności referencyjnych wytwarzania energii elektrycznej. W pierwszym przypadku (δ * ) przyjąłem, że referencyjnym układem wytwarzającym energię elektryczną jest blok elektrowni o z góry określonej wartości sprawności brutto REF el,b =0,442. Takie podejście odpowiada regułom, jakie w krajowym prawodawstwie ustanowiła dyrektywa 2004/8/WE, wprowadzająca na drodze przyjętego rozporządzenia krajowego mechanizm wsparcia dla tzw. wysokosprawnej kogeneracji. W drugim przypadku (δ) sprawność referencyjna określana była w toku realizowanych równolegle obliczeń, którymi objęto blok o analogicznej charakterystyce, jak analizowany blok kogeneracyjny, ale pracujący w trybie czysto kondensacyjnym, a więc bez poboru pary dla celów wytwarzania ciepła. Sprawność referencyjna wytwarzania energii elektrycznej zależała tutaj od stosowanych parametrów pary oraz temperatury wody zasilającej, które odpowiadały tym stosowanym w ramach ocenianego bloku kogeneracyjnego: REF E f p, p, t, t, t ). (4) el, b el,b ( 1 3 1 3 73 Sprawność referencyjna wytwarzania ciepła, niezależnie od zastosowanego podejścia metodologicznego dotyczącego doboru sprawności referencyjnej wytwarzania energii elektrycznej, przyjmowała stałą wartość REF q =0,88. Na rys. 2 w funkcji uzmiennianych parametrów (zgodnie z rys. 1) zestawiono charakterystyki wskaźników definiowanych zależnościami (1)-(3). 7

Rys. 2. Charakterystyki wskaźnika względnej oszczędności paliwa, wskaźnika ubytku mocy oraz wskaźnika skojarzenia dla bloku kogeneracyjnego w funkcji parametrów pracy (zgodnie z rys. 1) Rezultaty analiz potwierdzają słuszność podjęcia przedmiotowego zagadnienia badawczego. Wśród podstawowych zalet stosowania wysokich parametrów pary w ramach bloków kogeneracyjnych wymienić można możliwość uzyskiwania wyższych wartości wskaźnika skojarzenia, a więc możliwość uzyskiwania wyższej produkcji energii elektrycznej w odniesieniu do jednostki uzyskiwanego ciepła użytecznego. Wzrost wartości wskaźnika skojarzenia, towarzyszący wzrostowi parametrów pary, wynika ze zwiększania wraz z parametrami dyspozycyjnego spadku entalpii, który realizowany jest w ramach turbiny parowej. Dodatkowo w przypadku stosowania wyższych parametrów produkcja ciepła wiązać się może z niższymi ubytkami mocy elektrycznej. Pośrednio związane jest to również z zmianą dyspozycyjnego spadku entalpii, który wpływa na zmniejszenie znaczenia strat identyfikowanych w części niskoprężnej turbiny parowej. Wskaźnik względnej oszczędności paliwa istotnie zależy od przyjętych sprawności referencyjnych. W przypadku przyjęcia stałej wartości sprawności referencyjnej wytwarzania energii elektrycznej wzrost stasowanych parametrów pary powoduje istotne zwiększenie wartości wskaźnika oceny. W przypadku uzależniania wartości sprawności referencyjnej od parametrów pary, choć wartość wskaźnika oceny jest wysoka, to nie zmienia się wraz ze zmianą stosowanych parametrów w bloku kogeneracyjnym. Za potencjalny czynnik stymulujący do inwestycji w nadkrytyczne bloki kogeneracyjne uznać należy również zdecydowanie wyższą zasadność integrowania takich dużych jednostek wytwórczych z instalacjami oczyszczania spalin, a w tym instalacjami separacji oraz sprężania dwutlenku węgla. Zgodnie z wieloma prognozami, ekonomiczna zasadność integracji systemów wytwórczych z instalacjami separacji może pojawić się już na początku trzeciej dekady XXI wieku. Publikowane prace dotykają głównie tematyki integracji nadkrytycznych bloków kogeneracyjnych z instalacjami separacji wykorzystującymi metodę absorpcji chemicznej i przede wszystkim skupiają się na zagadnieniu pozyskiwania ciepła dla realizacji procesu desorpcji, który umożliwia regenerację wykorzystywanego sorbentu. We wskazanych publikacjach analizowane są zaproponowane przeze mnie 8

warianty klasyfikowane w dwóch grupach rozwiązań, tj. z wewnętrznym oraz zewnętrznym źródłem ciepła. W przypadku pierwszej grupy ciepło pozyskiwane jest w ramach struktury pierwotnej bloku, co sprowadza się do upustu pary z turbiny parowej. W drugiej grupie klasyfikowane są rozwiązania, gdzie ciepło dla procesu desorpcji pozyskiwane jest w ramach specjalnie w tym celu zabudowanego źródła. O ile rozwiązania z zewnętrznymi źródłami ciepła proponowane są w światowej literaturze przedmiotu dla bloków elektrowni, to nie są podejmowane próby oceny zastosowania tego typu rozwiązań dla bloków kogeneracyjnych, a więc tam, gdzie wydają się one w dużej mierze bardziej uzasadnione z uwagi na ograniczone w tym wypadku możliwości zaspokajania potrzeb cieplnych procesu desorpcji w oparciu o wykorzystanie źródła wewnętrznego, co jest związane z poborem na ogół znacznych ilości pary dla celów ciepłowniczych. W ramach wskazanych publikacji [1, 2, 3, 5] analizowano warianty klasyfikowane w dwóch grupach rozwiązań, przy czym w przypadku rozwiązań zakładających zabudowę zewnętrznego źródła ciepła skupiono się na analizie wariantów z zabudowanym układem turbiny gazowej, gdzie źródłem ciepła są spaliny opuszczające ekspander tej maszyny. W swojej pracy badawczej zajmowałem się również opcjami zakładającymi wykorzystanie zewnętrznych źródeł zasilanych biomasą, przy czym te warianty były rozpatrywane dla współpracy z blokami elektrowni. Prowadzone przeze mnie w ramach projektu prace badawcze wychodzą z ram problematyki związanej z procesem separacji opartym na metodzie absorpcji chemicznej. W publikacjach stanowiących efekt realizacji projektu, gdzie jestem współautorem, znajdują się również takie, gdzie analizowano warianty bloku zakładające jego integrację z membranową instalacją separacji, która w odróżnieniu od instalacji absorpcyjnej dla realizacji procesu separacji wymaga doprowadzenia dużych ilości energii elektrycznej. Ten nakład energetyczny jest wymagany dla uzyskania siły napędowej jaką dla procesu jest różnica pomiędzy ciśnieniami parcjalnymi występującymi po dwóch stronach membrany. W ramach analiz, dla których rezultaty zawarto w przedłożonych publikacjach, posłużono się pojęciem bloku referencyjnego, który stanowił układ, w obszarze którego nie jest realizowana separacja dwutlenku węgla. W mniej lub bardziej szczegółowy sposób blok ten został scharakteryzowany w publikacjach [1, 2, 3, 5]. Wyniki obliczeń uzyskiwane dla tego wariantu stanowiły punkt odniesienia przy ocenie wariantów zakładających separację dwutlenku węgla ze spalin generowanych w ramach osłony kontrolnej bloku. Zaproponowaną przeze mnie strukturę bloku wg wariantu referencyjnego przedstawiono na rys. 3. W skład bloku wchodzi kocioł parowy (KP), turbina parowa upustowo-kondensacyjna, gdzie wyodrębniamy części: wysokoprężną (H), średnioprężną jednoprzepływową (I1), średnioprężną dwuprzepływową asymetryczną (I2+I3) oraz dwie części niskoprężne dwuprzepływowe (L1+L2 oraz L3+L4), kondensator (KND), cztery wymienniki regeneracyjne niskoprężne (LR), odgazowywacz (OD), trzy wymienniki regeneracyjne wysokoprężne (HR) oraz schładzacz pary (SC). Założono moc elektryczną brutto na 9

poziomie 320 MW, która osiągana jest przy pracy czysto kondensacyjnej. Założono, że blok pracuje na potrzeby sieci ciepłowniczej, którą charakteryzuje maksymalny poziom zapotrzebowania na ciepło wynoszący 500 MW. Maksymalna moc cieplna bloku jest ograniczona przez założony minimalny przepływ pary przez część niskoprężną turbiny parowej. Przyjęto, że przepływ ten względem przepływu nominalnego, a więc takiego jaki występuje przy pracy czysto kondensacyjnej, nie może być mniejszy niż 10%. Dla tak poczynionych założeń w okresie wzmożonego zapotrzebowania na ciepło, a więc w okresie zimowym, blok kogeneracyjny nie umożliwia zaspokajania całkowitych potrzeb odbiorców. Pociąga to za sobą konieczność uruchamiania szczytowych źródeł, takich jak np. kotły wodne. Dla poszczególnych maszyn i urządzeń pracujących w ramach bloku założono wartości dla ich podstawowych wielkości charakterystycznych. Wśród najważniejszych wymienić można parametry pary świeżej, w przypadku której temperatura oraz ciśnienie na wylocie z kotła wynosiły odpowiednio 653 C oraz 30,3 MPa oraz parametry pary wtórnej, gdzie temperaturę oraz ciśnienie założono odpowiednio: 672 C oraz 6,0 MPa. Inne założenia umożliwiające zrealizowanie obliczeń bilansowych dotyczyły parametrów termodynamicznych w charakterystycznych punktach obiegu cieplnego, jak również charakterystycznych spiętrzeń oraz przyrostów temperatur, strat ciśnienia oraz sprawności zastosowanych maszyn i urządzeń. Wszystkie te założenia określały warunki projektowe dla bloku kogeneracyjnego. Dla prowadzenia analiz termodynamicznych dla bloku kogeneracyjnego opracowałem model obliczeniowy, który umożliwił prowadzenie symulacji bloku przy zmianie jego obciążenia. Środowiskiem obliczeniowym dla modelu był program GateCycle. W przypadku bloków kogeneracyjnych ich obciążenie zmienia się istotnie w rocznym cyklu pracy z uwagi na zmianę wielkości zapotrzebowania na ciepło w systemie ciepłowniczym. Opracowany model bloku, po adaptacji algorytmów własnych, umożliwiał również dopasowywanie charakterystyk pracy siłowni do charakterystyk temperaturowych sieci ciepłowniczej. Charakterystykę zapotrzebowania na ciepło oraz charakterystyki temperaturowe zaprezentowano na rys. 4 oraz rys. 5. Rys. 3. Schemat referencyjnego bloku elektrociepłowni na parametry nadkrytyczne 10

Rys. 4. Charakterystyka zapotrzebowania na ciepło w sieci ciepłowniczej w funkcji temperatury otoczenia Rys. 5. Charakterystyki temperaturowe sieci ciepłowniczej w funkcji temperatury otoczenia Opracowana przeze mnie metodologia określania wielkości projektowych oraz zmian charakterystyk pracy siłowni towarzyszących zmianom obciążenia determinowanego wymaganiami sieci ciepłowniczej zaprezentowana została w rozdziale 7 monografii [5]. W głównej mierze nakreślono tam problematykę zagadnień projektowania oraz symulowania pracy przy zmiennym obciążeniu turbiny parowej oraz wymienników ciepła. Sposób prowadzenia bloku ciepłowniczego, a więc i zmiany charakterystyk parametrów termodynamicznych identyfikowanych w obiegu cieplnym są determinowane przedstawionymi charakterystykami sieci ciepłowniczej. Zaimplementowana przeze mnie do modelu metoda regulacji, oparta na wykorzystaniu czterech zaworów, odzwierciedla metodę wykorzystywaną w hybrydowym bloku duńskiej elektrociepłowni Avedore 2 [x1]. Dostosowanie charakterystyk pracy siłowni do charakterystyk sieci ciepłowniczej wymaga dodatkowo uzmienniania strumieni wody kierowanej do dwóch wymienników ciepłowniczych. Na rys. 6 pokazano wyodrębnioną część turbozespołu oraz wymienników ciepłowniczych z zaznaczonymi komponentami służącymi przedmiotowej regulacji. Na rys. 7 przedstawiono kolejność, w jakiej, w miarę zwiększania zapotrzebowania na ciepło, otwierane są zawory V1 i V2 oraz zamykane są zawory V3 i V4. Rys. 6. Schemat części turbozespołu oraz wymienników ciepłowniczych z zaznaczonymi zaworami regulacyjnymi Rys. 7. Zmiana nastaw zaworów dla różnych obciążeń ciepłowniczych Efektem wykorzystania opracowanego przeze mnie modelu siłowni, przy zaadaptowanym sposobie regulacji, jest uzyskanie zbioru charakterystyk dla 11

podstawowych wielkości fizycznych dla wszystkich charakterystycznych punktów obiegu cieplnego zaznaczonych na rys. 3 oraz rys. 6. Za rozdziałem 7 monografii [5] na rys. 8 11 zaprezentowano w funkcji temperatury zewnętrznej odpowiednio charakterystyki: ciśnień pary przed oraz za zaworami regulacyjnymi, temperatur wody w układzie wymienników ciepłowniczych, strumieni wody w obrębie tego układu oraz względne strumienie pary przepływające przez dwie części niskoprężne turbiny parowej. Na rysunkach zaznaczono obszary pracy bloku, odpowiadające poszczególnym zakresom regulacji prowadzonej za pomocą zaworów (A-B, B-C, C- D, D-E zgodnie z rys. 7). Publikowane charakterystyki stanowią oryginalny materiał mogący stanowić podstawę dla analiz zdolności regulacyjnych bloków kogeneracyjnych wyposażonych w turbinę parową z częścią dwuprzepływową asymetryczną. Turbina o takiej konstrukcji nie została dotychczas zastosowana w ramach energetyki krajowej. Rys. 8. Ciśnienia pary przed oraz za zaworami regulacyjnymi turbiny parowej (oznaczenia zgodnie z rys. 3 oraz rys. 6) w funkcji temperatury otoczenia z zaznaczeniem stref regulacji Rys. 10. Strumienie wody ciepłowniczej w charakterystycznych punktach układu (oznaczenia zgodnie z rys. 3 oraz rys. 6) w funkcji temperatury otoczenia z zaznaczeniem stref regulacji Rys. 9. Temperatura wody ciepłowniczej w charakterystycznych punktach układu (oznaczenia zgodnie z rys. 3 oraz rys. 6) w funkcji temperatury otoczenia z zaznaczeniem stref regulacji Rys. 11. Względne strumienie pary przepływającej przez części niskoprężne turbiny parowej (oznaczenia zgodnie z rys. 3 oraz rys. 6) w funkcji temperatury otoczenia Uzyskiwane charakterystyki zmian parametrów termodynamicznych były podstawą dla prowadzonych przeze mnie w dalszym etapie realizacji projektu analiz termodynamicznych, których zasadniczym celem było określanie wskaźników efektywności termodynamicznej, a w dalszej kolejności wskaźników efektywności 12

ekonomicznej. W tym aspekcie podstawowymi informacjami pozyskiwanymi na etapie prowadzonych obliczeń symulacyjnych bloku kogeneracyjnego były charakterystyki mocy elektrycznych, mocy cieplnych oraz strumieni energii chemicznej paliwa. Takie charakterystyki znaleźć można w [1, 2, 3, 5]. Na rys. 12 pokazano charakterystykę uzyskaną w oparciu o obliczenia symulacyjne bloku referencyjnego. Na rysunku, odpowiednio kolorem zielonym oraz niebieskim, zaznaczono poziomy mocy cieplnej bloku uzyskiwane dzięki pracy wymienników sieci ciepłowniczej: podstawowego HE1 oraz szczytowego HE2. D-E C-D B-C A-B Rys. 12. Moc elektryczna (brutto i netto), moc cieplna oraz strumień energii chemicznej paliwa dla bloku referencyjnego w funkcji temperatury otoczenia Analizy termodynamiczne mające na celu ocenę poszczególnych wariantów bloku kogeneracyjnego prowadziłem przy wykorzystaniu wskaźników średniorocznych, co jest w pełni uzasadnione w przypadku systemów działających w szerokim zakresie zmian obciążenia, a więc i dla analizowanych wariantów bloku kogeneracyjnego. Określanie takich wskaźników oceny, jak średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej, średnioroczna sprawność wytwarzania ciepła użytecznego oraz wskaźnik średniorocznej emisji jednostkowej, wymagały zaimplementowania do algorytmu odpowiedniego uporządkowanego wykresu temperatur, a więc charakterystyki wskazującej czas w jakim odpowiedni zakres temperatur otoczenia występuje w przeciągu roku kalendarzowego. Wykorzystanie takiej charakterystyki pozwala na dokonanie transformacji charakterystyk wielkości wyrażonych w funkcji temperatury otoczenia do charakterystyk wyrażonych w funkcji czasu występowania. Przyjęty do obliczeń uporządkowany wykres temperatur otoczenia oraz opis metodologii realizacji transformacji znaleźć można w publikacji [1]. Na rys. 13 pokazano charakterystykę uzyskiwanych mocy elektrycznych (brutto i netto) oraz strumienia ciepła użytecznego w funkcji czasu. Charakterystyki te uzyskano na drodze transformacji wybranych charakterystyk pokazanych na rys. 12. 13

Rys. 13. Moc elektryczna (brutto i netto) oraz moc cieplna bloku referencyjnego w funkcji czasu W ramach analiz, dla których rezultaty znaleźć można w przedłożonych publikacjach, określane były średnioroczne wskaźniki oceny termodynamicznej, które definiowane są następująco: średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej brutto: Eel,b el,b, (5) R E el,n R ch średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej netto: E E el,n ch, (6) średnioroczna sprawność wytwarzania ciepła użytecznego: Q q R, (7) E ch średnioroczna sprawność wytwarzania energii elektrycznej oraz ciepła (średnioroczna sprawność ogólna): el q R el,br. (8) q R Średnioroczna emisja jednostkowa CO 2 definiowana jest zależnością: E e E e chw CO2 w chg CO2 g CO, (9) 2 Eel,n gdzie wskaźnik e CO 2 w jest średnioroczną emisją jednostkową CO 2 obciążającą jednostkę energii chemicznej węgla obliczaną zgodnie z zależnością: e 1 R m CO2 CO2 w CO, (10) 2 w Ech 14

gdzie: R CO2 - stopień wychwytu CO 2 w ramach instalacji separacji, generowanego w roku dwutlenku węgla. Wskaźnik emisji oznaczony jako m CO 2 - ilość w e CO 2 g odnosi się do gazu ziemnego, który stanowił paliwo dodatkowe dla grupy wariantów integracji bloku z instalacją separacji oraz sprężania CO 2 zakładających zabudowę zewnętrznego źródła ciepła. Dla obliczenia zdefiniowanych wskaźników konieczne było określenie rocznych ilości produkcji energii elektrycznej (brutto oraz netto) oraz ciepła, rocznej konsumpcji paliwa oraz rocznej wielkości emisji CO 2 : R E N d, (11) el, b 0 el,b R E N d N N d, (12) el, n R 0 el,n R 0 el,b el,pw Q Q d, (13) 0 E ch R 0 R E d W m d, (14) ch d 0 pal R m m d. (15) CO2 0 CO2 Na rys. 14 zaprezentowano uzyskane na drodze wykorzystania opisanej metodologii charakterystyki średniorocznej sprawności wytwarzania energii elektrycznej (brutto i netto), średniorocznej sprawności wytwarzania ciepła użytecznego oraz średniorocznej sprawności ogólnej w funkcji czasu pracy bloku referencyjnego. 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 elr, qr, el+qr, - 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 8760 R, h Rys. 14. Średnioroczna sprawność ogólna, średnioroczne sprawności wytwarzania energii elektrycznej netto i brutto oraz średnioroczna sprawność wytwarzania ciepła użytecznego w funkcji czasu pracy bloku referencyjnego w roku el+qr el,br el,nr qr 15

Analogiczne obliczenia prowadzone były dla wariantów bloku zintegrowanego z instalacją separacji oraz sprężania CO 2. W skład instalacji separacji CO 2 wchodzą dwie kolumny: kolumna absorbera oraz kolumna desorbera. Przyjęto, że dwutlenek węgla usuwany jest ze spalin w obrębie kolumny absorbera z wykorzystaniem absorpcji aminowej, bazującej na użyciu 30%-owego wodnego roztworu monoetanolaminy (MEA). Popularność tego sorbentu wynika przede wszystkim z jego wysokiej reaktywności, stabilności chemicznej, możliwości regeneracji, i co nie mniej ważne, stosunkowo niskiej ceny. Stosowne analizy umożliwiające określenie efektywności oraz wymogów dla realizacji procesu absorpcji chemicznej oraz procesu desorpcji prowadzone były przy wykorzystaniu programu Aspen Plus. Kluczowe założenia oraz rezultaty tych analiz znaleźć można w rozdziale 8 monografii [5]. Z punktu widzenia prac skoncentrowanych na problematyce integracji absorpcyjnej instalacji separacji z blokiem energetycznym podstawową informacją uzyskiwaną na etapie analiz instalacji separacji jest wymagany strumień ciepła wykorzystywany w procesie desorpcji oraz temperatura do jakiej w obrębie desorbera podgrzewany jest sorbent nasycony. Na drodze przeprowadzonych przez zespół analiz ukierunkowanych dla uzyskania stopnia odzysku CO 2 na poziomie 0,9 określono wskaźnik ciepłochłonności procesu desorpcji wynoszący 3,83 MJ/kgCO 2 oraz czystość uzyskiwanego dwutlenku węgla na poziomie 0,958. Temperatura do jakiej podgrzewano sorbent nasycony celem wyodrębnienia z niego dwutlenku węgla wynosiła 125 C. Strumień gazu bogatego w dwutlenek węgla uzyskany w procesie separacji po dodatkowym osuszeniu kierowany jest do instalacji sprężania celem dostosowania parametrów do transportu do miejsca składowania. Założono, że proces sprężania realizowany jest dla uzyskania ciśnienia gazu na poziomie 15 MPa. W bazowym wariancie instalacji sprężania zabudowana jest sprężarka dwusekcyjna, gdzie pomiędzy sekcjami oraz za drugą sekcją gaz wychładzany jest do temperatury 40 C. Zarówno w ramach instalacji separacji, jak i instalacji sprężania istnieje możliwość odzysku ciepła, które użytecznie wykorzystywane może być w ramach bloku energetycznego. Dużym potencjałem użytkowym charakteryzuje się ciepło jakie odbierane jest w kondensatorze zabudowanym na nitce gazu bogatego w CO 2 opuszczającego kolumnę desorbera. Dla podnoszenia sprawności bloku zintegrowanego ważne jest również zagospodarowanie ciepła odzyskiwanego w chłodnicach zabudowanych w instalacji sprężania. Model obliczeniowy instalacji sprężania, umożliwiający, prócz pozyskiwania informacji dotyczących parametrów odzyskiwanego ciepła, również określanie mocy elektrycznej wymaganej dla realizacji procesu sprężania, opracowany został przeze mnie w programie GateCycle. W [1] przedstawiono rezultaty analiz jakie uzyskałem dla wariantu bloku kogeneracyjnego zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji CO 2, gdzie potrzeby cieplne procesu desorpcji zaspokaja się na drodze upustu pary z turbiny parowej. Schemat sposobu integracji przedstawiono na rys. 15. Wariant z poborem pary z upustu turbiny parowej jest najczęściej rozpatrywanym w literaturze rozwiązaniem zasilania procesu desorpcji w ramach bloków zintegrowanych z absorpcyjnymi instalacjami separacji. Tak zorganizowany układ charakteryzuje się 16

brakiem dodatkowych komponentów. Ten wariant integracji przewidziany jest jednak w głównej mierze dla bloków nowoprojektowanych. Adaptacja bloku istniejącego dla umożliwienia przedmiotowej integracji, jeśli nawet jest możliwa, to wiąże się z koniecznością przeprowadzenia bardzo istotnych zabiegów modernizacyjnych, skupionych głównie na ingerencji w konstrukcję turbiny parowej [x2]. W przypadku bloków kogeneracyjnych, których profil pracy jest podporządkowany pod zmieniane w szerokim zakresie zapotrzebowanie na ciepło, takie dostosowanie konstrukcji jest w jeszcze większym stopniu utrudnione. W zaproponowanym przeze mnie rozwiązaniu turbina parowa charakteryzuje się taką samą strukturą, jak w przypadku bloku referencyjnego. W warunkach projektowych para na poszczególnych upustach charakteryzuje się również takimi samymi poziomami ciśnienia. Za najwłaściwsze w tym przypadku miejsce dla poboru pary uznano przelotnię pomiędzy częścią średnioprężną jednoprzepływową, a częścią średnioprężną dwuprzepływową asymetryczną. Takie rozwiązanie zapewnić może zminimalizowanie liczby zabiegów mających na celu dostosowanie konstrukcji turbiny w przypadku chęci adaptacji bloku, który nie był projektowany z myślą o integracji z instalacją separacji CO 2. Celem dostosowania ciśnienia pary pobranej z przelotni do wymogów procesu desorpcji w pierwszej kolejności kierowana jest ona do dodatkowej przeciwprężnej turbiny parowej. Poziom ciśnienia, do którego para rozpręża się w tej turbinie determinowany jest temperaturą, do jakiej podgrzany musi być sorbent nasycony dwutlenkiem węgla w kolumnie desorbera instalacji separacji (125 C). W ramach analiz, dla których rezultaty zaprezentowane zostały w [1] dokonałem obliczeń dla dwóch wariantów bloku zintegrowanego z instalacją separacji, gdzie ciepło dla realizacji procesu desorpcji pozyskiwane jest w przelotni turbiny parowej. W przypadku pierwszego wariantu (B) ciepło kondensacji oraz chłodzenia pozyskiwane w instalacji separacji oraz sprężania CO 2 jest rozpraszane w otoczeniu, z kolei w przypadku drugiego wariantu (C) ciepło to jest zagospodarowane celem podgrzewu wody w systemie ciepłowniczym, co umożliwia zmniejszenie poboru pary celem zasilania wymienników ciepłowniczych HE1 oraz HE2. Schemat bloku zgodnego z przedmiotowymi wariantami integracji pokazano na rys. 15. Integracja bloku z absorpcyjną instalacją separacji CO 2, przy założeniu nominalnej mocy brutto na poziomie 320 MW pociąga za sobą konieczność przeskalowania (w stosunku do wariantu referencyjnego) poszczególnych komponentów bloku. Uzyskanie takiej samej mocy na zaciskach generatora przy braku poboru pary na cele ciepłownicze, ale przy poborze pary dla celów realizacji procesu desorpcji, wymaga przede wszystkim zwiększenia mocy kotła parowego, zwiększenia mocy efektywnej części H oraz I1 turbiny parowej, przy jednoczesnym zmniejszeniu mocy efektywnej części dwuprzepływowych. Uzyskane charakterystyki mocy elektrycznych, mocy cieplnych oraz strumieni energii chemicznej paliwa dla dwóch analizowanych wariantów przedstawiono na rys. 16. Na poszczególnych wykresach odpowiednimi kolorami zaznaczono pola obciążeń poszczególnych wymienników ciepła (wymiennika parowego podstawowego HE1, wymiennika parowego szczytowego 17

HE2) oraz wymienników wchodzących w skład instalacji separacji oraz sprężania biorących udział w produkcji ciepła użytecznego. Rys. 15. Schemat bloku kogeneracyjnego zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji oraz sprężania CO 2 z zasilaniem procesu desorpcji ciepłem pobieranym wraz z parą z upustu turbiny parowej D-E B-C D-E C-D B-C A-B Rys. 16. Moce elektryczne, moce cieplne oraz strumień energii chemicznej węgla w funkcji temperatury otoczenia z zaznaczeniem stref regulacji dla wariantu B oraz C Zestawione rezultaty analiz wskazują, iż w przypadku wariantów zintegrowanych, w odniesieniu do wariantu referencyjnego (rys. 12), istotnie zwiększa się rola szczytowych źródeł w produkcji ciepła dla potrzeb sieci. W przypadku wariantu C ograniczenie czasu pracy urządzeń szczytowych, względem wariantu B, uzyskane jest dzięki wyższej mocy cieplnej bloku, co jest możliwe dzięki użytecznemu wykorzystaniu ciepła kondensacji oraz ciepła chłodzenia sprężanego CO 2 dla podgrzewu wody ciepłowniczej. Jak pokazuje to rys. 16, moc cieplna uzyskiwana dzięki odzyskowi ciepła w obrębie instalacji separacji oraz sprężania umożliwia całkowite pokrycie zapotrzebowania na podgrzew wody użytkowej oraz częściowe 18

pokrycie zapotrzebowania na ciepło grzewcze. Tym sposobem użyteczne wykorzystanie ciepła pozyskiwanego w ramach instalacji separacji oraz sprężania umożliwia w okresie letnim prowadzenie bloku przy poborze pary z turbiny parowej wyłącznie dla spełnienia wymogów realizacji procesu desorpcji, tj. bez zasilania nią wymienników ciepłowniczych. Analiza ekonomiczna, prowadzona w ramach badań po uzyskaniu wyników analiz termodynamoicznych, wymagała określenia rocznych przepływów pieniężnych związanych między innymi z zakupem odpowiedniej ilości paliwa, czy też sprzedażą produktów. W tym celu już na etapie analiz termodynamicznych konieczne było określenie rocznych ilości spalanego węgla, ilości uzyskiwanej energii elektrycznej oraz ciepła. Celem określenia tych wielkości dla znanego czasu pracy układu posłużono się odpowiednio zależnościami (11)-(14). Uzyskane wartości znaleźć można w publikacji [1]. W tabeli 3 zestawiono rezultaty średniorocznych wskaźników oceny dla poszczególnych wariantów. W tabeli 4, również dla różnych czasów pracy układu w roku, pokazano uzyskane wartości wskaźnika emisji jednostkowej dwutlenku węgla. Rezultaty te zaprezentowano w rozdziale 8 monografii [5]. Tabela 3. Średnioroczne sprawności wytwarzania produktów użytecznych (wariant A, B i C) dla różnych czasów pracy bloku elektrociepłowni w roku Wielkość Jedn. Wariant A Wariant B Wariant C 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h Średnioroczna spr. wytwarzania energii el. brutto Średnioroczna spr. wytwarzania energii el. netto Średnioroczna spr. wytwarzania ciepła użytecznego Średnioroczna spr. ogólna - 0,4379 0,4446 0,4494 0,4530 0,3965 0,3998 0,4021 0,4039 0,3984 0,4022 0,4049 0,4070 0,4050 0,4117 0,4165 0,4201 0,3260 0,3293 0,3316 0,3334 0,3279 0,3317 0,3345 0,3365 0,3867 0,3349 0,2978 0,2701 0,2136 0,1890 0,1714 0,1582 0,2916 0,2598 0,2370 0,2200 0,8246 0,7794 0,7472 0,7230 0,6100 0,5887 0,5735 0,5621 0,6900 0,6620 0,6420 0,6270 Tabela 4. Emisje jednostkowe dwutlenku węgla dla wariantów A, B oraz C dla różnych czasów pracy bloku elektrociepłowni w roku Czas pracy w roku, h 5000 6000 7000 8000 Emisja jedn. CO 2, kgco 2 /MWh Wariant A Wariant B Wariant C 813,55 800,26 791,03 784,25 102,96 101,93 101,21 100,67 102,37 101,18 100,35 99,74 19

W publikacji [2] zaprezentowano rezultaty analiz jakimi objęto warianty bloku kogeneracyjnego zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji CO 2, gdzie ciepło dla realizacji procesu desorpcji uzyskiwane jest w zewnętrznym źródle opartym na zastosowaniu turbiny gazowej. Turbina gazowa współpracuje z parowaczem, który na drodze wychłodzenia spalin opuszczajacych ekspander turbiny gazowej umożliwia generowanie pary nasyconej, której wysoka entalpia wykorzystywana jest w procesie desorpcji. Schemat bloku zintegrowanego przedstawiono na rys. 17. Z uwagi na stosunkowo niskie wymagania odnoszące się do temperatury pary kierowanej do wyparki współpracującej z kolumną desorbera zdecydowałem o zastosowaniu w układzie turbiny gazowej lotniczopochodnej, a więc takiej, która charakteryzuje się wysokim stosunkiem ciśnień realizowanym w sprężarce powietrza, a co za tym idzie stosunkowo niską temperaturą spalin opuszczających ekspander turbiny gazowej. Konstrukcje tego typu umożliwiają uzyskiwanie wysokich sprawności konwersji energii chemicznej gazu ziemnego. Rys. 17. Schemat elektrociepłowni na parametry nadkrytyczne z instalacją separacji z zasilaniem procesu desorpcji parą produkowaną w zespole turbiny gazowej W ramach publikacji [2] zaprezentowano rezultaty analiz jakimi objęto osiem różnych wariantów bloku zintegrowanego z instalacją separacji oraz sprężania CO 2 oraz układem turbiny gazowej. W każdym przypadku integracja zakładała brak ingerencji w strukturę części realizującej obieg turbiny parowej. Wobec powyższego przy mocy 320 MW, jaka uzyskiwana jest przy pracy czysto kondensacyjnej, zapotrzebowanie na moc w paliwie węglowym jest takie samo jak w przypadku wariantu referencyjnego. Wielkość układu generacji ciepła dla procesu desorpcji, a więc również moc turbiny gazowej determinowana była z kolei przez wielkość zapotrzebowania na ciepło procesu desorpcji. Dla poszczególnych wariantów zapotrzebowanie na ciepło może być zróżnicowane z uwagi na możliwość realizacji procesu separacji CO 2 również ze spalin opuszczających turbinę gazową. Analizy prowadzono przy założeniu, że 20

dostępne są turbiny gazowe o przyjętych podstawowych parametrach charakterystycznych oraz dowolnych mocach, choć nie większych nominalnie od 150 MW, co było istotne z punktu widzenia prowadzonych w dalszym etepie analiz ekonomicznych. Założono, że turbina gazowa zasilana jest gazem ziemny o znanej charakterystyce. Podstawowe wielkości charakterystyczne turbiny gazowej o mocy 150 MW zestawiono w publikacji [2]. Model turbiny gazowej opracowałem w programie GateCycle. Model posłużył dla określenia charakterystyk pracy turbiny gazowej w funkcji zmieniającej się temperatury otoczenia. Charakterystyki pokazujące względną zmianę w funkcji temperatury otoczenia takich wielkości jak: strumień paliwa, strumień oraz temperaturę spalin opuszczających ekspander turbiny gazowej oraz moc elektryczną zestawiono w publikacji [2]. Wielkością projektową dla parowacza zasilanego spalinami opuszczającymi turbinę gazową było minimalne spiętrzenie temperatur pomiędzy czynnikami wymieniającymi ciepło, tzw. pinch point, który założono na poziomie 10 K. Wśród analizowanych wariantów, w pierwszej kolejności, przeprowadziłem obliczenia dla czterech podstawowych wariantów oznaczonych w [2] jako: B-1, B-2, B-3 oraz B-4. W przypadku wariantu B-1 spaliny generowane na drodze spalania węgla w kotle parowym, po przeprowadzeniu procesu głębokiego odsiarczania, wprowadzane są do instalacji separacji CO 2. Proces separacji prowadzony jest przy tych samych założeniach, jakie miały miejsce w przypadku wariantów zakładajacych wykorzystanie wewnętrznego źródła ciepła. W przypadku wariantu B-1 nie wykorzystuje się użytecznie ciepła kondensacji oraz chłodzenia sprężanego dwutlenku węgla. Procesowi separacji nie poddaje się spalin generowanych w ramach zespołu turbiny gazowej, wobec czego emisja bezwzględna tego gazu do otoczenia jest większa, niż ma to miejsce w przypadku wariantów z wewnętrznymi źródłami ciepła. Wariant B-2 jest rozwinięciem wariantu B-1. Tutaj założono, że realizowany jest odzysk ciepła w instalacji separacji oraz sprężania, przy czym ciepło to wykorzystuje się dla podgrzewu wody sieci ciepłowniczej, co prowadzami do zmniejszenia poboru pary z upustów turbiny parowej, bądź zwięszenia mocy cieplnej bloku w okresach wysokiego zapotrzebowania na ciepło. W przypadku wariantu B-2, tak jak i w przypadku wariantu B-1, procesowi separacji poddaje się wyłącznie spaliny generowane na drodze spalania węgla. W wariancie B-3 oraz wariancie B-4 dodatkowo procesowi separacji CO 2 poddaje się spaliny generowane na drodze spalania gazu ziemnego. W przypadku wariantu B-3 nie wykorzystuje się użytecznie ciepła odzyskanego w obrębie instalacji separacji oraz spreżania CO 2. Wariant B-4 zakłada wykorzystanie tego ciepła dla podgrzewu wody sieci ciepłowniczej. W świetle dostępnych publikacji naukowych, zakres przeprowadzonych, wielowariantowych analiz, majacych na celu określenie zasadności prowadzenia separacji CO 2 ze spalin generowanych w wyniku spalania węgla oraz gazu ziemnego uznać można za oryginalny. W przypadku wariantów B-3 oraz B-4 zapotrzebowanie na ciepło dla procesu 21

desorpcji jest wyższe, niż ma to miejsce w przypadku wariantów B-1 oraz B-2. Wynika to ze znacznie wyższych strumieni objętościowych spalin poddawanych procesowi separacji, ale również z istotnie odmiennych wymagań procesu desorpcji. Te odmienne wymagania związane są z odmiennymi udziałami poszczególnych składników wchodzących w skład spalin poddawanych procesowi separacji. Spaliny te stanowią mieszaninę spalin generowanych na drodze spalania węgla oraz spalin generowanych na drodze spalania gazu ziemnego. Wykorzystując model instalacji separacji CO 2, jaki opracowano przy wykorzystaniu programu Aspen Plus, przeprowadzono analizę mającą na celu określenie wpływu udziału spalin generowanych w turbinie gazowej w mieszance gazów spalinowych na wielkość wskaźnika energochłonności realizacji procesu desorpcji. Charakterystykę taką, za publikacją [2], pokazano na rys. 18. Rys. 18. Jednostkowe zapotrzebowania na ciepło procesu desorpcji w funkcji udziału spalin generowanych w turbinie gazowej w spalinach stanowiących mieszankę spalin z turbiny gazowej oraz kotła węglowego Kolejne cztery analizowane warianty zakładały w każdym przypadku użyteczne wykorzystanie ciepła odzyskiwanego w instalacji separacji oraz sprężania CO 2. W przypadku wariantów B-5 oraz B-7 separacji poddawano wyłącznie spaliny generowane na drodze spalania paliwa węglowego. W przypadku wariantów B-6 oraz B-8 dwutlenek węgla separuje się również ze spalin uzyskiwanych na drodze spalania paliwa gazowego. W odniesieniu do wariantów podstawowych w przypadku wariantów B-5 oraz B-6 wskaźnik energochłonności wynikający z charakterystyki pokazanej na rys. 18 został zredukowany o 25%, natomiast w przypadku wariantów B-7 oraz B-8 o 50%. Obliczenia symulacyjne prowadzone dla poszczególnych wariantów bloku zintegrowanego pozwoliły na uzyskanie rozkładów mocy charakterystycznych (elektrycznych uzyskiwanych w ramach zespołu turbiny parowej oraz turbiny gazowej, mocy cieplnej oraz strumieni energii dostarczanych w paliwach) w funkcji temperatury otoczenia. Charakterystyki zestawiono na rys. 19. Wzorem rys. 16 na wykresach zaznaczono pola reprezentujące produkcję ciepła uzyskiwaną w trzech różnych rodzajach wymienników oraz strefy prowadzonych regulacji. 22

Rys. 19. Charakterystyki mocy elektrycznych, mocy cieplnych oraz strumieni energii chemicznej paliw w funkcji temperatury otoczenia dla bloku elektrociepłowni dla wariantów B-1 B-8 Analogicznie jak miało to miejsce dla wariantów zakładających zasilanie procesu desorpcji ciepłem pozyskiwanym z upustu turbiny parowej w rozdziale 8 monografii [5] dla wariantów zakładających wykorzystanie zewnętrznego źródła ciepła zestawiono rezultaty obliczeń dotyczące ilości produkowanej w roku (przy różnych 23

czasach pracy): energii elektrycznej, ciepła, ilości konsumowanych paliw zestawiono w publikacji [2]. Wartości średniorocznych wskaźników oceny oraz wskaźników emisji jednostkowej CO 2 zestawiono odpowiednio w tabelach 5 oraz 6. Tabela. 5. Średnioroczne sprawności bloku elektrociepłowni dla różnych czasów pracy bloku elektrociepłowni w roku (warianty B-1 B-8) Wielkość Jedn. Wariant B-1 Wariant B-2 Wariant B-3 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h Średnioroczna spr. wytwarzania energii 0,4285 0,4314 0,4334 0,4349 0,4344 0,4370 0,4388 0,4400 0,4240 0,4251 0,4257 0,4260 el. brutto Średnioroczna spr. wytwarzania energii 0,3909 0,3936 0,3953 0,3966 0,3968 0,3992 0,4007 0,4017 0,3868 0,3877 0,3881 0,3883 el. netto GWh Średnioroczna spr. wytwarzania ciepła 0,2065 0,1800 0,1611 0,1469 0,2124 0,1849 0,1653 0,1506 0,1209 0,1057 0,0949 0,0868 uż. Średnioroczna spr. ogólna 0,6350 0,6114 0,5945 0,5818 0,6468 0,6219 0,6041 0,5907 0,5450 0,5308 0,5206 0,5129 Wielkość Jedn. Wariant B-4 Wariant B-5 Wariant B-6 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h Średnioroczna spr. wytwarzania energii 0,4320 0,4322 0,4321 0,4320 0,4374 0,4406 0,4429 0,4446 0,4325 0,4346 0,4360 0,4369 el. brutto Średnioroczna spr. wytwarzania energii 0,3947 0,3947 0,3946 0,3943 0,3932 0,3963 0,3983 0,3998 0,3993 0,4011 0,4023 0,4030 el. netto GWh Średnioroczna spr. wytwarzania ciepła 0,1251 0,1092 0,0979 0,0895 0,2493 0,2168 0,1936 0,1762 0,1875 0,1633 0,1462 0,1333 uż. Średnioroczna spr. ogólna 0,5571 0,5414 0,5301 0,5214 0,6867 0,6574 0,6364 0,6208 0,6200 0,5979 0,5821 0,5703 Wielkość Jedn. Wariant B-7 Wariant B-8 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 5000 h 6000 h 7000 h 8000 h Średnioroczna spr. wytwarzania energii 0,4395 0,4433 0,4460 0,4479 0,4401 0,4430 0,4450 0,4465 el. brutto Średnioroczna spr. wytwarzania energii 0,3905 0,3941 0,3965 0,3983 0,3870 0,3898 0,3917 0,3930 el. netto GWh Średnioroczna spr. wytwarzania ciepła 0,2769 0,2405 0,2146 0,1951 0,2531 0,2200 0,1964 0,1788 uż. Średnioroczna spr. ogólna 0,7164 0,6838 0,6605 0,6431 0,6932 0,6630 0,6415 0,6253 Tabela 6. Emisje jednostkowe CO 2 dla różnych czasów pracy bloku elektrociepłowni w roku (warianty B-1 B-8) Czas pracy w roku, h 5000 6000 7000 8000 Emisja jednostkowa CO 2, kgco 2 /MWh Wariant B-1 Wariant B-2 Wariant B-3 Wariant B-4 Wariant B-5 Wariant B-6 Wariant B-7 Wariant B-8 285,93 282,53 279,85 277,64 281,64 278,57 276,12 274,08 63,59 63,54 63,56 63,62 62,30 62,40 62,53 62,67 244,62 241,39 238,83 236,70 66,77 66,58 66,49 66,48 216,50 213,30 210,80 208,72 74,39 73,97 73,72 73,57 24

W publikacji [1] zaprezentowano rezultaty analiz ekonomicznych jakimi objęto wariant referencyjny bloku oraz dwa warianty bloku zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji, gdzie ciepło dla realizacji procesu desorpcji doprowadzane jest wraz z parą pobieraną z upustu turbiny parowej. Są to warianty odpowiednio oznaczone w niniejszym przewodniku jako wariant B oraz wariant C, dla których schemat przedstawiono na rys. 15. W publikacji [2] przedstawiono z kolei rezultaty analiz ekonomicznych dla wariantów bloku, w ramach którego ciepło dla realizacji procesu desorpcji generowane jest w układzie turbiny gazowej. Rezultaty zaprezentowano dla ośmiu wariantów bloku kolejno oznaczonych od B-1 do B-8. Schemat bloku właściwy dla tych wariantów przedstawia rys. 17. Analizy ekonomiczne ukierunkowane były dla określenia granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej, a więc takiej, która zagwarantować może dla inwestycji uzyskanie progu rentowności: be C C NPV 0, (16) el el gdzie NPV jest wartością zaktualizowaną netto, stanowiącą najpowszechniej wykorzystywany wskaźnik oceny efektywności ekonomicznej. Metodologię obliczeniową wykorzystywaną w ramach analiz ekonomicznych przybliżono w publikacjach [1, 2, 3]. Metodologię określania podstawowych przepływów pieniężnych identyfikowanych w ramach przedmiotowych inwestycji, zaadaptowaną do własnego algorytmu obliczeniowego, przedstawiono w monografii [5]. Dla poszczególnych wariantów bloku przyjęto takie same założenia odnoszące się do ich otoczenia funkcjonowania. Mowa tu o cenach surowców, jednostkowych kosztach zatrudniania, warunkach pozyskania kredytu, okresach eksploatacji, itp. Z uwagi na znaczące różnice w zakresie struktur oraz charakterystyk pracy analizowanych bloków w obszarze założeń nominalnych zróżnicowano głównie takie wielkości jak nakłady inwestycyjne oraz wskaźniki kosztów eksploatacji. Podstawową problematyką z jaką zmierzyłem się w zakresie prowadzenia analiz ekonomicznych było szacowanie wielkości nakładów inwestycyjnych dla poszczególnych wariantów. Zaadaptowana metodologia, oparta o wykorzystanie powszechnie stosowanych wielkości jednostkowych nakładów inwestycyjnych, bazowała na procesie aktualizacji oraz skalowaniu dostępnych danych literaturowych. Posiłkowano się w tym zakresie metodologią aktualizacji opartą o wskaźnik EPCCI (European Power Capital Cost Index) oraz zależnością: 0,331 el,n a i a ib, (17) Nel,n b N jaką zaproponowałem w oparciu o dane zestawione w [x3]. Zależność umożliwia szacowanie wielkości jednostkowego nakładu inwestycyjnego na blok a o mocy elektrycznej netto N na drodze skalowania, przy znanym (w oparciu literaturę el, n a lub informacje rynkowe) nakładzie inwestycyjnym na blok b, o podobnej charakterystyce, ale odmiennej mocy elektrycznej N. Wielkości nakładów oraz el, b a 25

moce umożliwiajace wykorzystanie zależności (17), zarówno dla bloku referencyjnego, jak i bloków zintegrowanych z absorpcyjną instalacją separacji oraz sprężania, określano w oparciu o dane zaczerpnięte z raportów [x4-x7]. Analizy ekonomiczne pozwoliły na uzyskanie wartości granicznych cen sprzedaży energii elektrycznej. Wyniki obliczeń w tym zakresie, publikowane w [1, 2] zestawiono w tabeli 7. Tabela 7. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej dla podstawowych założeń ekonomicznych Wariant Wartość Jednostka A 66,79 /MWh B 95,25 /MWh C 89,84 /MWh B-1 101,25 /MWh B-2 100,00 /MWh B-3 107,60 /MWh B-4 106,14 /MWh B-5 96,15 /MWh B-6 98,58 /MWh B-7 93,57 /MWh B-8 94,48 /MWh W ramach analiz realizowałem również badania wpływu zmian podstawowych wielkości determinujących podstawowe przepływy pieniężne na wartość wybranego wskaźnika efektywności ekonomicznej. I tak na rys. 20, dla wariantu referencyjnego oraz wariantów B i C, zaprezentowano charakterystyki pokazujące wpływ zmiany czasu pracy bloku w roku na graniczną cenę sprzedaży energii elektrycznej. Obliczenia zrealizowano przy założonej nominalnej cenie uprawnień do emisji gazów cieplarnianych (21,8 /MgCO 2 ) oraz dla dwóch innych scenariuszy: pierwszym, gdzie cena uprawnień jest dwukrotnie wyższa od nominalnej (43,6 /MgCO 2 ) oraz dla scenariusza zakładajacego brak funkcjonowania rynku uprawnień (0 /MgCO 2 ). Analogiczne rezultaty dotyczące wariantów zakładających wykorzystanie układu turbiny gazowej zestawiono na rys. 21 (warianty A oraz B-1 B-4) oraz rys. 22 (warianty A oraz B-5 B-8). 26

Rys. 20. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji czasu pracy bloku w roku przy różnych cenach uprawnień do emisji gazów cieplarnianych dla wariantów A, B i C Rys. 21. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji czasu pracy bloku w roku przy różnych cenach uprawnień do emisji gazów cieplarnianych dla wariantów A, B-1, B-2, B-3 i B-4 Rys. 22. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji czasu pracy bloku w roku przy różnych cenach uprawnień do emisji gazów cieplarnianych dla wariantów A, B-5, B-6, B-7 i B-8 27

W ramach publikacji prezentowano rezultaty analiz ekonomicznych ukierunkowanych na badanie wpływu również innych wielkości kształtujących otoczenie ekonomiczne potencjalnych inwestycji, w tym np. wielkości nakładów inwestycyjnych, czy też kosztów eksploatacji i utrzymania. Dużo miejsca poświęcono analizom majacym na celu badanie efektywności ekonomicznej w funkcji uzmiennianej ceny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Na rys. 23 zestawiono odpowiednie charakterystyki dotyczące wariantów A, B oraz C. Na rys. 24 oraz rys. 25 zestawiono charakterystyki uzyskane na drodze analizy wariantów B-1 B-8. Na wykresach na osiach odciętych zaznaczono liniami przerywanymi wartości cen uprawnień, przy których, dla poszczególnych wariantów, następuje zrównanie uzyskiwanej granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej z graniczną ceną właściwą dla wariantu referencyjnego. Wartości te stanowią rezultaty obliczeń prowadzonych celem określania tzw. kosztu emisji unikniętej. Rys. 23. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji ceny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych dla wariantów A, B i C Rys. 24. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji ceny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych dla wariantów A, B-1, B-2, B-3 i B-4 28

Rys. 25. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej w funkcji ceny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych dla wariantów A, B-5, B-6, B-7 i B-8 W artykule [3] zaprezentowano rezultaty prowadzonych przeze mnie analiz ryzyka inwestycyjnego dla dwóch wariantów bloku kogeneracyjnego. Analizom poddano wariant referencyjny A oraz wariant C. Jak wskazują to rezultaty analiz ekonomicznych zestawione w tabeli 7, dla wariantów tych uzyskano najkorzystniejsze wskaźniki efektywności ekonomicznej. Analizy ryzyka stanowią narzędzie wsparcia dla inwestora, uzupełniając jego wiedzę jaką czerpie z rezultatów badania efektywności ekonomicznej. Analiza ryzyka, jako narzędzie, jest przydatna szczególnie w tych przypadkach, gdzie porównywane warianty inwestycyjne charakteryzują się zbliżonymi efektywnościami ekonomicznymi. Prowadzenie analiz ryzyka ma na celu wymierne określenie poziomu ryzyka związanego z uzyskaniem przez inwestora efektów szacowanych na podstawie analiz ekonomicznych. W ramach prowadzonych analiz wykorzystałem metodę Monte Carlo stanowiącą rozwinięcie metody analizy scenariuszy. Usprawnienie polega tutaj na włączeniu w algorytm probablilistycznej metody generacji scenariuszy. Metoda Monte Carlo jest szeroko wykorzystywana w literaturze przedmiotu, również w zakresie analiz układów energetycznych. W publikacji [3] opisano opracowany algorytm, który został wykorzystany w zakresie przedmiotowych analiz. Przed przystąpieniem jednak do prowadzenia obliczeń, majacych ostatecznie umożliwić uzyskanie miarodajnych wskaźników ryzyka inwestycyjnego, dokonałem identyfikacji czynników ryzyka, które sklasyfikowałem w dwóch grupach, tj. w grupie ekonomicznych oraz technicznych czynników ryzyka. Wszystkim zidentyfikowanym czynnikom ryzyka przypisałem miarodajne, charakterystyczne wielkości, dla których następnie, w oparciu o doświadczenie oraz przeprowadzone studium dostępnych prognoz, przyjęto wartości nominalne oraz możliwe do zajścia odchylenia względne, jakie dotyczą objętego okresu funkcjonowania bloku. W grupie ekonomicznych czynników ryzyka znalazły się: cena węgla, cena ciepła, cena uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, nakłady inwestycyjne oraz koszty utrzymania i serwisu eksploatacyjnego bloku. W grupie technicznych czynników ryzyka znalazły się: dyspozycyjność oraz zapotrzebowanie na ciepło. W publikacji [3] wszystkie 29

wymienione czynniki ryzyka poddano szczegółowej charakterystyce. Przy doborze dla wybranych wielkości wartości nominalnych oraz możliwych od nich odchyleń na istotne problemy natrafiono przy analizach dostępnych prognoz dotyczących cen uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. O ile zdecydowana większość poddanych analizie prognoz jest zgodna co do trendu zmian przedmitowych cen, to prognozowana dynamika tych cen jest mocno zróżnicowana. W związku z brakiem podstaw dla jednoznacznego określenia nominalnej ceny uprawnień oraz możliwych do zaistnienia od niej odchyleń zaproponowano w zakresie analizy ryzyka nowe podejście metodologiczne. Geneza tej metodologii bazuje na słusznym założeniu, że inwestor jest skłonny zainteresować się integracją bloku z instalacją separacji dopiero w momencie pojawienia się istotnego bodźca rynkowego. Za taki bodziec uznać można pojawienie się odpowiednio wysokiej ceny uprawnień, która prowadzić może do uzyskiwania progu rentowności ekonomicznej dla porównywanych inwestycji: bez oraz z instalacją sepracji CO 2. Tym samym dla przeprowadzenia analiz ryzyka dla dwóch wariantów bloku kogeneracyjnego dobrano taką cenę uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, która warunkuje pojawienie się progu rentowności, a więc zrównanie się określanych dla dwóch wariantów wartości wskaźników oceny efektywności, tj. granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej. Określony w ten sposób dla wariantu A oraz C wskaźnik oceny efektywności ekonomicznej wyniósł 47,88 /MgCO 2. Przed przystąpieniem do analiz wszystkie wybrane wielkości, reprezentujące zidentyfikowane czynniki ryzyka, poddano weryfikacji. Weryfikacja polegała na zbadaniu wpływu poszczególnych, wybranych wielkości na graniczną cenę sprzedaży enegii elektrycznej i miała na celu ocenę zasadności traktowania tych wielkości jako zmiennych losowych w ramach opracowanego algorytmu. Rezultaty weryfikacji zaprezentowano na rys. 26. ZL1 ZL1 ZL3 ZL3 ZL7 ZL1 ZL4 ZL4 ZL1 Rys. 26. Wpływ zmiany poszczególnych wielkości na zmianę granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej dla wariantu A oraz wariantu C (ZL1- cena węgla, ZL2- cena ciepła, ZL3 - cena uprawnień do emisji, ZL4 - nakłady inwestycyjne, ZL5 - koszty eksploatacyjne, ZL6 - maksymalne zapotrzebowanie na ciepło, ZL7 - czas pracy bloku w roku) 30

Uzyskane rezultaty wskazały na słuszność kwalifikacji wszystkich wielkości jako zmiennych losowych w analizie ryzyka. W tabeli 8 zestawiono wszystkie wielkości wraz z przyjętymi do analiz wartościami nominalnymi oraz możliwymi odchyleniami od wartości nominalnych. Tabela 8. Wartości nominalne oraz zakresy zmian względnych dla wyselekcjonowanych wielkości stanowiących zmienne losowe w analizie ryzyka Wzgl. zakres odchylenia Wartość nominalna od wartości nominalnej, Zmienna losowa % Wariant A Wariant C Wariant A Wariant C ZL1: Cena węgla, /GJ 3,66-10 25 ZL2: Cena ciepła, /GJ 8,10-10 25 ZL3: Cena uprawnień do emisji CO 2, /MgCO 2 47,88-80 80 ZL4: Jednostkowy nakład inwestycyjny, /kw n 1683 2659-5 25 ZL5: koszty eksploatacyjne, /MWh n 7,60 14,07-15 15 ZL6: Maksymalne zapotrzebowanie 500-30 20 na ciepło, MW ZL7: Czas pracy bloku w roku, h 7500-20 10-25 10 Rezultatem analizy Monte Carlo są wykresy prawdopodobieństwa skumulowanego (P S ) uzyskania odpowiednich wartości granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej. Dwa rozkłady prawdopodobieństwa skumulowanego dla dwóch analizowanych wariantów przedstawiono na rys. 27. Rys. 27. Prawdopodobieństwa skumulowane uzyskania granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej dla dwóch analizowanych wariantów bloku Na podstawie uzyskanych charakterystyk określiłem miarodajne wskaźniki oceny ryzyka inwestycyjnego. Definicje wskaźników znaleźć można w [3]. Uzyskane wartości zestawiłem w tabeli 9. 31

Tabela 9. Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej dla założeń nominalnych oraz wyniki analiz ryzyka dla dwóch analizowanych wariantów Wskaźnik oceny Symbol Wartość Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej dla założeń nominalnych, /MWh Prawdopodobieństwo osiągnięcia granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej na poziomie nominalnym lub niższym, - Graniczna cena sprzedaży energii elektrycznej z prawdopodobieństwem uzyskania wynoszącym 0,5, /MWh Różnica pomiędzy granicznymi cenami sprzedaży energii elektrycznej, dla których uzyskuje się prawdopodobieństwa skumulowane odpowiednio 99,9% oraz 0,1% Prawdopodobieństwo uzyskania niższej granicznej ceny sprzedaży energii elektrycznej przez inwestycję w blok wg wariantu A, niż przez inwestycję w blok wg wariantu C b-e el Wariant A C 85,26 Wariant C * P S 0,3733 0,1432 b-e el 0.5 C 88,94 90,47 b-e C el 99.8% 63,70 30,51 P A/C 0,6116 Uzyskane rezultaty analiz wskazują na znacznie wyższe ryzyko inwestycyjne w przypadku bloku zintegrowanego zgodnie z wariantem C. W przypadku tego wariantu istnieje znacznie niższe prawdopodobieństwo, że inwestycja uzyska efektywność ekonomiczną na poziomie określonym na etapie prowadzonych analiz ekonomicznych. Ponoszenie w przypadku inwestycji w blok zintegrowany znacznie wyższego ryzyka inwestycyjnego wynika głównie z istotnie wyższych nakładów inwestycyjnych oraz niższych sprawności wytwarzania energii elektrycznej. Naturalnym sposobem przeciwdziałania niekorzystnym skutkom integracji, przejawiającym się spadkiem sprawności wytwarzania energii elektrycznej jest stosowanie niskoenergochłonnych metod separacji oraz efektywnych sposobów wykorzystania ciepła odpadowego. Oba te kierunki działań były przedmiotem analiz w zakresie prac realizowanych przeze mnie w etapie projektu kierowanym przez prof. Janusza Kotowicza. Przykładowo w rozdziale 9 monografii [5] prezentowane są rezultaty analiz jakimi objęto blok kogeneracyjny, gdzie proces separacji dwutlenku węgla realizowany jest w ramach instalacji membranowej. Artykuły, których jestem współautorem, z wynikami tych analiz, publikowano w wysokopunktowanych czasopismach. W zakresie prac mających na celu poszukiwanie efektywnych metod zagospodarowania ciepła odzyskiwanego w ramach instalacji separacji oraz sprężania CO 2 angażowałem się w prace poświęcone integracji z blokiem dodatkowego modułu 32

umożliwiającego generację energii elektrycznej, wykorzystującego obieg Clausiusa Rankine a z zastosowanym czynnikiem niskowrzącym. W publikacji [4] przedłożonej w ramach cyklu habilitacyjnego przedstawiono rezultaty analiz termodynamicznych modułu ORC zasilanego ciepłem chłodzenia sprężanego dwutlenku węgla stanowiącego produkt procesu separacji. W przypadku wybranych wariantów bloku ciepło odzyskiwane w ramach kondensatora stanowiącego element instalacji separacji oraz w instalacji sprężania wykorzystywane było dla podgrzewu wody ciepłowniczej. Umożliwia to zmniejszenie strumieni pary upuszczanych z turbiny parowej dla zasilania wymienników ciepłowniczych, co prowadzi do zwiększenia efektywności termodynamicznej bloku. Taki sposób wykorzystania ciepła może mieć miejsce wyłącznie w sytuacji, gdy gaz po sprężeniu charakteryzuje się stosunkowo wysokim potencjałem temperaturowym, umożliwiającym podgrzew wody trafiającej do chłodnicy, która w okresie zimowym, zgodnie z charakterystyką przedstawioną na rys. 3, uzyskuje wysoka temperaturę 60 C. Podgrzew tej wody do temperatury 130 C może mieć miejsce wyłącznie wtedy, gdy temperatury gazu opuszczającego sekcje sprężania są wysokie. Wobec powyższego całoroczne wykorzystanie ciepła chłodzenia dla podgrzewu wody ciepłowniczej mogłoby mieć miejsce tylko w przypadku wykorzystania sprężarek o zastosowanej niskiej liczbie sekcji sprężających. Wykorzystanie sprężarek o wyższej liczbie sekcji z jednej strony spowoduje ograniczenie nakładu pracy na proces sprężania, ale równocześnie przełoży się na wystąpienie ograniczeń w zakresie możliwości podgrzewu wody ciepłowniczej. Wykorzystanie modułu ORC celem wykorzystania ciepła chłodzenia sprężanego gazu, głównie z uwagi na możliwość efektywnego wykorzystywania ciepła, nawet przy zastosowaniu większej liczby sekcji sprężających, uznano za interesujący kierunek badań. Analizy przeprowadzono dla instalacji sprężania o różnej liczbie sekcji: wariant a instalacja z zastosowaną sprężarką dwusekcyjną, wariant b instalacja z zastosowaną sprężarką trójsekcyjną, wariant c instalacja z zastosowaną sprężarką czterosekcyjną, wariant d instalacja z zastosowaną sprężarką pięciosekcyjną, wariant e instalacja z zastosowaną sprężarką sześciosekcyjną. Każdy wariant zakładał zabudowę pomiędzy sekcjami sprężającymi oraz za ostatnią sekcją sprężającą dwóch wymienników ciepła w strefie wyższych temperatur chłodnicy stanowiącej wymiennik pozyskujący ciepło zasilania modułu ORC oraz celem dochłodzenia gazu chłodnicy, w ramach której przejęte ciepło jest rozpraszane w otoczeniu. Gaz trafiający do każdej z sekcji sprężających miał temperaturę 40 C. Przed przystąpieniem do analiz założono, że stosunki ciśnień realizowane w ramach każdej sekcji sprężającej są sobie równe. Schemat instalacji sprężania CO 2 z wykorzystaniem sprężarki z podziałem na n sekcji pokazano na rys. 28. 33

Rys. 28. Schemat instalacji sprężania CO 2 ze sprężarką n-sekcyjną Określone zapotrzebowanie na moc dla celów sprężania w przypadku zastosowania sprężarki dwusekcyjnej wynosi 26,17 MW. Odnosząc tę moc do strumienia energii chemicznej paliwa, jakim zasilany jest blok uzyskujemy informację o wielkości ubytku sprawności bloku wynikającego z potrzeby sprężania dwutlenku węgla: N el,c el,n,c. (18) E ch Odnosząc moc wymaganą dla realizacji procesu sprężania do strumienia energii chemicznej paliwa dla wariantu ze sprężarką dwusekcyjną uzyskujemy spadek sprawności bloku na poziomie 3,34 punktu procentowego. Dzięki zastosowaniu wyższej liczby sekcji sprężających możliwe jest uzyskanie w stosunku do wariantu a następujących spadków zapotrzebowania na moc: dla wariantu b: 2,88 MW, c: 4,19 MW, d: 5,01 MW, e: 5,59 MW. Przekłada się to bezpośrednio na zmniejszenie ubytku sprawności bloku określanego zależnością (18): dla wariantu b: 2,98 p.p., c: 2,81 p.p., d: 2,70 p.p. oraz e: 2,63 p.p. Naturalnym następstwem zastosowania wyższej liczby sekcji sprężania będzie ograniczenie temperatury gazu opuszczającego sekcję sprężającą, a w konsekwencji tego zmniejszenie mocy wymienników międzysekcyjnych. Na rys. 29 pokazano charakterystyki temperatury gazu o wysokiej zawartości CO 2 ochładzanego w ramach kolejnych, międzysekcyjnych wymienników ciepła w funkcji mocy cieplnej tych wymienników. W skrajnym przypadku, przy zastosowaniu sprężarki sześciosekcyjnej, temperatura gazu opuszczającego sekcję sprężającą wynosi 80,4 C. Wykorzystanie w sposób użyteczny ciepła chłodzenia dla celów ciepłowniczych może być w tym wypadku ograniczone. 34

Rys. 29. Charakterystyki temperatury CO 2 ochładzanego w ramach poszczególnych wymienników międzysekcyjnych w funkcji mocy cieplnej tych wymienników dla analizowanych wariantów instalacji sprężania W skład analizowanego modułu ORC wchodzi kocioł odzyskowy (KO), w ramach którego ciepło przekazywane jest od gorącego gazu do czynnika niskowrzącego, turbina parowa na czynnik niskowrzący (OTP), współpracująca z generatorem energii elektrycznej, opcjonalny regeneracyjny wymiennik ciepła (WR) stanowiący element układu w sytuacji, kiedy możliwy jest przepływ ciepła od pary opuszczającej turbinę do skroplin, oraz pompa kondensatu. W kotle odzyskowym czynnik niskowrzący ulega odparowaniu i w stanie nasycenia kierowany jest do turbiny parowej, gdzie rozpręża się do ciśnienia stanowiącego poziom nasycenia dla temperatury wynoszącej 25 C. Schemat modułu włączonego w instalację sprężania dwutlenku węgla pokazano na rys. 30. Rys. 30. Schemat modułu ORC zintegrowanego z instalacją sprężania CO 2 Podczas analiz zmienną decyzyjną było ciśnienie pary wprowadzanej do turbiny parowej. W publikacji [4] zaprezentowano rezultaty analiz przeprowadzonych dla wariantów wykorzystujących dwa różne czynniki niskowrzące, tj. etanol oraz czynnik R245ca. Prowadzono również analizy dla obiegu, gdzie czynnikiem roboczym jest 35

woda. Dla każdego z czynników, przy uzmiennianym ciśnieniu pary zasilającej turbinę, określano charakterystyki mocy stanowiącej różnicę pomiędzy mocą wymaganą dla zasilania sprężarki, a mocą netto modułu ORC: N N N. (19) pw, C/ORC pw,c el,n,orc Na rys. 31 pokazano różnice mocy określonych według zależności (19), uzyskane podczas analiz jakimi objęto wariant z zastosowanym czynnikiem R245ca. Na rysunku zestawiono charakterystyki właściwe dla wszystkich analizowanych wariantów, zakładających zastosowanie różnej liczby sekcji sprężania. Liniami przerywanymi zaznaczono moce, jakie są wymagane dla zasilania sprężarek. Rys. 31. Różnice mocy zasilania sprężarki oraz mocy netto modułu ORC w funkcji ciśnienia pary produkowanej w kotle odzyskowym dla analizowanych wariantów instalacji sprężania przy wykorzystaniu jako czynnik obiegowy R245ca Zestawione charakterystyki wskazują, że zastosowanie modułów ORC może pozwolić na użyteczne wykorzystanie ciepła chłodzenia, nawet w przypadku zastosowania sprężarek wielosekcyjnych. Prowadzone w ramach projektu analizy dotyczące modułów ORC stały się bodźcem dla zainicjowania współpracy z zespołem Prof. Dariusza Mikielewicza. Rezultaty analiz termodynamicznych dla opracowanej oryginalnej koncepcji zasilania modułu ORC, w pierwszej kolejności ciepłem chłodzenia sprężanego CO 2, a następnie parą pobieraną z upustu turbiny parowej, przedstawiono w [d10]. Istotnym zagadnieniem, które stało się przedmiotem również aktualnie przeze mnie prowadzonych analiz jest badanie opłacalności ekonomicznej dla stosowania przedmiotowej integracji. W rozdziale 13 monografii [5] zaprezentowano rezultaty przeprowadzonej przeze mnie oceny zasadności budowy bloków na parametry nadkrytyczne z uwagi na potencjał ograniczania emisji CO 2, również w ujęciu bilansu krajowego. Efekt ekologiczny budowy w Polsce bloku kogeneracyjnego na parametry nadkrytyczne wynika z wycofania mocy generowanej w niskoefektywnych źródłach, jak również 36

z ograniczenia strat przesyłu związanych z ograniczeniem produkcji energii elektrycznej w źródłach scentralizowanych zlokalizowanych najczęściej w dużych odległościach od konsumentów. Analiza została przeprowadzona przy założeniu, że zabudowa jednego nowoczesnego bloku kogeneracyjnego pozwala na wycofanie z systemu dwóch bloków ciepłowniczych klasy BC-100. Analizy przeprowadzono dla trzech wariantów inwestycyjnych, które zakładały budowę bloku referencyjnego, budowę bloku wg wariantu C oraz budowę bloku wg wariantu B-2. W bilansie systemu ciepłowniczego konsekwencją rozpatrywanej inwestycji będą zmiany w zakresie emisji dwutlenku węgla. W ramach analiz określano bezwzględne zmniejszenie emisji dwutlenku węgla do atmosfery w skali roku: gdzie: kogeneracyjny,, (20) - wielkość emisji zastąpionej na skutek inwestycji w nadkrytyczny blok w nadkrytyczny blok kogeneracyjny. - wielkość emisji wniesionej na skutek inwestycji Efekt ekologiczny określałem również w ujęciu względnym: 100%. (21) Zaproponowane przeze mnie zależności, jakie wykorzystano dla określania wielkości emisji zastąpionej oraz emisji wniesionej na skutek inwestycji, są następujące: E gdzie: E E CO2 E CO2_z CO2 E E E 2 E Q el_bc-100 BC-100 el_nbk el_bc-100 CO2_z 1 REF elq_bc-100 el CO2_z CO2_z E 2 E Eel_NBK QNBK E ECO2_w 1 e elq_nbk el_tg el_bc -100,Eel_NBK el_tg RCO2 e CO2_w CO2_gz eco2_w (22), (23) E - ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w okresie rocznym netto, odpowiednio w zastępowanym bloku BC-100 oraz nowym nadkrytycznym bloku węglowym (bez uwzględniania energii elektrycznej wyprodukowanej przez turbinę gazową w przypadku wariantu B-2), Q -, BC -100,QNBK ilości ciepła wyprodukowanego w okresie rocznym, odpowiednio w zastępowanym bloku BC-100 oraz nowym, nadkrytycznym bloku węglowym, E - ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w okresie rocznym przez turbinę gazową, - średnioroczna sprawność ogólna, odpowiednio zastępowanego el q_bc-100, elq_nbk E E CO2_w CO2 CO2_w bloku BC-100 oraz nowego, nadkrytycznego bloku węglowego, el_tg - średnioroczna REF sprawność turbiny gazowej, el - średnioroczna sprawność wytwarzania energii el_tg 37

elektrycznej w zastępowanym bloku kondensacyjnym pracującym w źródle scentralizowanym, - wskaźnik strat przesyłu energii elektrycznej, e,e - CO2_w CO2_gz wskaźnik emisji jednostkowej, odpowiednio dla węgla oraz gazu ziemnego, stopień odzysku CO 2 w instalacji separacji. R CO2 - Dla przyjętych do analiz założeń, które przybliżone są w rozdziale 13 monografii [5] uzyskano rezultaty jakie dla trzech analizowanych wariantów zestawiono w tabeli 10. Tabela 10. Wielkości emisji CO 2 zastąpionych oraz wniesionych, jak również wielkości bezwzględnego oraz względnego zmniejszenia emisji CO 2 na skutek inwestycji w nadkrytyczny blok kogeneracyjny Wariant A Wariant C Wariant B-2 Emisja zastąpiona, TgCO 2 /rok 2,66 4,98 4,85 Emisja wniesiona, TgCO 2 /rok 2,07 0,47 1,39 Bezwzględne zmniejszenie emisji 0,59 4,51 3,46 CO 2, TgCO 2 /rok Względne zmniejszenie emisji CO 2, % 22,2 90,6 71,3 Rozdział 13 monografii [5] zwraca uwagę na istotny, dodatkowy potencjał z jakim związana jest inwestycja w nadkrytyczny blok węglowy. Potencjał ten wynika z bardzo słabej kondycji technicznej układów pracujących w ramach sieci ciepłowniczych największych aglomeracji miejskich. Wiek stosowanych tam bloków, w tym bloków typu BC-100, często przekracza poziom 40 lat. Istotną zaletą uruchomienia układów w aspekcie krajowego bilansu energii będzie odbudowa mocy wytwórczych. Związane jest to również z nominalnie wysokimi wartościami wskaźników skojarzenia uzyskiwanych przez bloki na parametry nadkrytyczne. W związku z tym zastąpienie określonej mocy cieplnej w systemie ciepłowniczym niesie za sobą, prócz zastąpienia analogicznej mocy cieplnej na rynku lokalnym, również wniesienie dodatkowej mocy do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. 4B.3. PODSUMOWANIE CYKLU Przedłożony cykl publikacji łączy tematyka dotycząca nowoczesnych, nadkrytycznych bloków kogeneracyjnych zintegrowanych z instalacjami separacji oraz sprężania CO 2. Zaprezentowany w cyklu publikacji materiał rozszerza problematykę szeroko poruszaną w literaturze przedmiotu, która jednak w mojej ocenie bardzo istotnie koncentruje się na zagadnieniach związanych z integracją z instalacjami separacji bloków elektrowni. Tym sposobem nie podejmowane są w środowisku naukowym działania mające na celu wypracowanie optymalnych rozwiązań dla zasilania w ciepło procesu desorpcji w ramach bloków kogeneracyjnych, gdzie występują ograniczone możliwości w zakresie adaptacji klasycznego sposobu zasilania, tj. poprzez pobór pary 38

z upustu turbiny parowej. Prowadzenie szerokich, wielowariantowych analiz systemowych pozwoliło na wskazanie wielu problemów natury technicznej, które w przyszłości będą identyfikowane na etapie inwestycji w układy kogeneracyjne zintegrowane z instalacjami mającymi na celu ograniczenie emisji dwutlenku węgla. Prowadzone przeze mnie analizy pozwoliły na wskazanie najkorzystniejszych wariantów integracji, jak również umożliwiły ocenę różnych sposobów przeciwdziałania niekorzystnym skutkom takich integracji. Zgodnie z moją wiedzą przeprowadzone analizy stanowią pierwszą próbę wielokryterialnej oceny zasadności wykorzystania zewnętrznych źródeł zasilania w ciepło procesu desorpcji dla nadkrytycznych bloków kogeneracyjnych zintegrowanych z instalacjami separacji CO 2. Oryginalność przedłożonych prac przejawia się głównie w aspekcie metodologicznym. Na uwagę zasługują również nowe wskaźniki, jakie wykorzystano do oceny przedmiotowych technologii, jak również analizy rozwiązań technicznych, które dotychczas nie zostały zaimplementowane w ramach krajowego sektora wytwórczego. W zakresie prowadzonych analiz wskazać można następujące elementy stanowiące moje osiągnięcie, które zgodnie z moją wiedzą, świadczą o nowatorskim charakterze przedłożonych publikacji: I. Zaimplementowanie do modelu symulacyjnego bloku metodologii pozwalającej na badanie przebiegów parametrów termodynamicznych we wszystkich charakterystycznych punktach obiegu siłowni kogeneracyjnej o dotychczas nie zastosowanej w Polsce strukturze technologicznej (nadkrytyczna turbina parowa z częścią średnioprężną asymetryczną dwuprzepływową), umożliwiających analizę zdolności regulacyjnych w szerokim zakresie zmiany zapotrzebowania na ciepło. II. Zaproponowanie oraz zastosowanie zmodyfikowanego wskaźnika oceny układów kogeneracyjnych w zakresie oszczędności energii chemicznej paliwa na skutek prowadzenia produkcji skojarzonej, umożliwiającego badanie wpływu stosowanych parametrów pary lub innych wielkości decydujących o efektywności termodynamicznej bloku kogeneracyjnego, z uwzględnieniem w tym zakresie analogicznych postępów w ramach segmentu wytwarzania wyłącznie energii elektrycznej. III. Przeprowadzenie szerokich analiz celem oceny zasadności poddawania procesowi separacji CO 2 spalin generowanych na drodze spalania dwóch paliw w ramach bloku węglowo-gazowego, gdzie dla realizacji procesu desorpcji wykorzystuje się specjalnie w tym celu zabudowane źródło ciepła zasilane paliwem gazowym. Jest to szczególnie ważne w związku z pojawieniem się regulacji Komisji Europejskiej dotyczącej konieczności ograniczenia emisji w źródłach wytwórczych do poziomu 550 kgco 2 /MWh. W tej sytuacji wykorzystanie węgla mogłoby mieć miejsce wyłącznie w ramach źródeł wielopaliwowych. 39

IV. Zaproponowanie oraz zastosowanie zależności umożliwiającej metodą skalowania szacowanie jednostkowych nakładów inwestycyjnych dla bloku o znanej mocy, przy znanym nakładzie inwestycyjnym na blok o podobnej charakterystyce, ale odmiennej mocy nominalnej. V. Zaproponowanie oraz zastosowanie metodologii prowadzenia analiz ryzyka przy wykorzystaniu metody Monte Carlo, gdzie z uwagi na brak możliwości jednoznacznego doboru wartości nominalnej dla wielkości reprezentującej wybrany czynnik ryzyka, stosuje się wartość warunkującą wystąpienie progu rentowności. VI. Zaproponowanie oraz zastosowanie metodologii określania efektów w zakresie ograniczania emisji dwutlenku węgla, jakie może przynieść inwestycja w nowoczesny blok kogeneracyjny, bazującej na wykorzystaniu pojęcia wielkości emisji wprowadzonej oraz zastąpionej, stanowiących skumulowany efekt inwestycji. Analizy, dla których rezultaty zaprezentowano w publikacjach wykazały, iż integrowanie nadkrytycznych bloków kogeneracyjnych z instalacjami separacji CO 2 jest uzasadnione w podobnym stopniu jak stosowanie takich instalacji w ramach bloków elektrowni. Zaletą dużych jednostek kogeneracyjnych w odniesieniu do popularnie stosowanych w Polsce rozwiązań podkrytycznych jest wyższa zasadność integracji, zarówno w aspekcie technicznym, jak i ekonomicznym. Wykazano, iż w przypadku integracji nowoprojektowanego bloku kogeneracyjnego, mającego współpracować z absorpcyjną instalacją separacji, optymalnym rozwiązaniem dla zasilania w ciepło procesu desorpcji jest pobór pary z upustu turbiny parowej. O efektywności ekonomicznej dla inwestycji w bloki zintegrowane z instalacjami absorpcyjnymi w dużej mierze decyduje ciepłochłonność procesu desorpcji. Inwestycje w nadkrytyczne bloki kogeneracyjne mogą mieć miejsce wyłącznie w obrębie największych aglomeracji, co w głównej mierze decyduje o potencjale tych układów w aspekcie ograniczania emisji gazów szkodliwych. Inne wyniki analiz nadkrytycznych bloków kogeneracyjnych, w głównej mierze dotyczących ich integracji z instalacjami separacji oraz sprężania CO 2, jakie prowadzone były przy moim współudziale, publikowane były w wielu innych artykułach, tj. [b3], [b8], [b9], [c4], [c6], [c10], [c11], [c19], [c20], [c22], [c23], jak również prezentowane były na konferencjach krajowych i zagranicznych: [d16], [d18], [d24], [d26], [d27], [d31], [d33]. Literatura [x1] Hansen S., Sorensen H.D., Process design and optimization of the Avedore 2 multifuel power plant. Proceedings of the 16 th International Conference ECOS 2003, Copenhagen, Denmark. [x2] Chmielniak T., Kosman G., Łukowicz H., Integracja instalacji wychwytu CO 2 z kondensacyjnymi blokami energetycznymi. Rynek Energii 2008;79(6):75-81. 40

[x3] Pauschert D., Study of equipment prices in the power sector. ESMAP Technical Paper 122/09. [x4] CO 2 capture ready plants. Technical study. Report Number 2007/4. International Energy Agency, May 2007. [x5] Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants Volume 1: Bituminous Coal and Natural Gas to Electricity. Report. DOE/NETL-2010/1397 [x6] Fuel resource, new entry and generation costs in the NEM. Final report. ACIL Tasman, April 2009 [x7] The future of coal. Massachusetts Institute of Technology, Cambridge 2007. URL: http://web.mit.edu/coal/the_future_of_coal.pdf, retrieved January 2013. 5. Omówienie pozostałych prac naukowo-badawczych niestanowiących osiągnięcia habilitacyjnego a) Osiągnięcia naukowe Przedłożony cykl publikacji stanowi owoc prac jakie realizowałem w ramach głównego nurtu zainteresowań w okresie od uzyskania tytułu doktora nauk technicznych. Prócz tego prace publikacyjne stanowiące mój dorobek naukowy dotyczyły następujących zagadnień: Analizy systemowe dla układów gazowo-parowych na gaz ziemny oraz zintegrowanych ze zgazowaniem węgla Kondensacyjne elektrownie węglowe zintegrowane z instalacjami separacji oraz sprężania CO 2 Hybrydowe układy energetyczne Systemy magazynowania energii Analizy termodynamiczne oraz ekonomiczne dla systemów energetyki rozproszonej 5a.1 Analizy systemowe dla układów gazowo-parowych na gaz ziemny oraz zintegrowanych ze zgazowaniem węgla Tematyka bloków gazowo-parowych była podstawową tematyką jaką zajmowałem się na etapie przygotowywania rozprawy doktorskiej. Publikacja [a9] była przygotowywana oraz przesłana do redakcji czasopisma Energy przed przystąpieniem do obrony doktoratu, a ukazała się na miesiąc po rozprawie. Publikacja [a7] opracowana została przeze mnie w pierwszym półroczu po doktoracie i jest swoistym podsumowaniem prac w zakresie problematyki optymalizacji kogeneracyjnych bloków gazowo-parowych w środowisku dynamicznie zmieniającego się otoczenia prawno-ekonomicznego. Po zakończeniu doktoratu często podejmowałem się prac badawczych w zakresie bloków gazowo-parowych, co również związane było ze współpracą z EDF Polska. W ramach tej współpracy wykonywałem analizy dla bloku gazowo-parowego pracującego w Elektrociepłowni Zielona-Góra. W ramach 41

prac analizowałem koncepcje zabudowy w ramach obiegu cieplnego siłowni absorpcyjnych pomp ciepła oraz modułów ORC, mających przynieść efekt we wzroście sprawności konwersji paliwa gazowego. Drugi etap współpracy dotyczył tematyki odzysku ciepła odpadowego w ramach bloku. W tematyce układów gazowoparowych współpracowałem również z doktorantami macierzystego Instytutu. Wynikiem takiej współpracy jest publikacja [c1], gdzie podejmowałem zagadnień związanych z chłodzeniem łopatek ekspandera turbiny gazowej. Tutaj wykorzystywałem doświadczenia wcześniej zebrane na etapie rozwijania zagadnień związanych z metodologią obliczeniową z układami gazowo-parowymi zintegrowanymi ze zgazowaniem węgla. Publikacja [c25] jest rezultatem analiz jakimi objęto koncepcję systemu dopalania, umożliwiającego zwiększenie efektywności bloku gazowo-parowego. Koncepcja zakłada zabudowę systemu dopalania wyłącznie na części strumienia spalin opuszczających ekspander turbiny gazowej. W październiku 2016 roku w ramach Seminarium Komisji Problemów Energetyki PAN wygłosiłem, przy udziale prof. Janusza Kotowicza, referat pt. Optymalizacja i możliwości poprawienia charakterystyk elektrociepłowni gazowo-parowych. Układy gazowo-parowe, tym razem współpracujące z układem generacji gazu syntezowego opartego na wykorzystaniu procesu zgazowania paliwa węglowego, analizowane były przeze mnie w ramach grantu badawczego pt. Analiza termodynamiczna i ekonomiczna układu gazowo-parowego zintegrowanego ze zgazowaniem węgla oraz membranową separacją ditlenku węgla, który kierowany był przez prof. Janusza Kotowicza. W projekcie odpowiedzialny byłem za opracowanie modelu układu gazowo-parowego oraz integracji tego modelu z modelami innych instalacji identyfikowanych w ramach referencyjnego bloku IGCC. W ramach analiz koncentrowałem się głównie na problematyce związanej z zasilaniem turbiny gazowej gazami o wysokiej zawartości wodoru, jak również na problematyce integracji cieplnej obiegu turbiny parowej z instalacją generacji oraz oczyszczania gazu syntezowego. W projekcie brałem również udział w zakresie prac poświęconych analizom ekonomicznym. Wyniki prac koncentrujących się na analizach termodynamicznych bloku IGCC przedstawiono w publikacjach [a3, a8, c18]. W publikacjach [ac, a8] zestawiono dodatkowo wyniki analiz ekonomicznych dla różnych technologii generacji energii elektrycznej, co służy ocenie zasadności budowy bloku IGCC zintegrowanego z membranową instalacją separacji CO 2. Analizy dotyczące zmiany paliwa wysokometanowego, dla którego projektowane są turbiny gazowe, na paliwo o wysokim udziale wodoru miały na celu określenie charakterystyk pracy maszyny mającej pracować w ramach przedmiotowych dla projektu układów IGCC, gdzie prowadzone jest tlenowe zgazowanie węgla oraz separacja CO 2 w technologii pre-combustion. Analizy prowadzone przy wykorzystaniu opracowanego przeze mnie algorytmu umożliwiły wskazanie technicznych ograniczeń wybranej turbiny gazowej związanych ze składem doprowadzanego do niej paliwa. Rezultaty analiz przedstawiono w publikacjach [b6, c13]. Najważniejsze rezultaty uzyskane podczas prac realizowanych w ramach grantu zestawiono w monografii [f3]. 42

5a.2 Kondensacyjne elektrownie węglowe zintegrowane z instalacjami separacji oraz sprężania CO 2 Tematykę kondensacyjnych elektrowni węglowych współpracujących z instalacjami separacji oraz sprężania CO 2 rozwijałem równolegle z podstawową tematyką badawczą skupioną na problematyce związanej z nadkrytycznymi blokami kogeneracyjnymi. Zainteresowanie skupione było na dwóch technologiach separacji dwutlenku węgla i ich adaptacji w ramach dużej, węglowej jednostki wytwórczej. W pierwszym przypadku systemy, które analizowałem to bloki węglowe na parametry nadkrytyczne zintegrowane z technologią post-combustion, zakładające wykorzystanie metod absorpcji chemicznej lub separacji membranowej. W drugim przypadku była to technologia oxy-combustion. Zainteresowania rozwiązaniami identyfikowanymi w ramach technologii postcombustion, zakładającej separację dwutlenku węgla z objętości spalin uzyskiwanych na drodze standardowego spalania węgla w kotle parowym, wstępnie rozwijałem w ramach Projektu Badawczego Zamawianego pt. Nadkrytyczne Bloki Węglowe, którego kierownikiem był prof. Tadeusz Chmielniak, a który realizowany był w okresie trwania mojego doktoratu. Za syntezę prac zrealizowanych przy moim udziale w okresie trwania projektu, a dotyczących analiz bloku węglowego zintegrowanego z membranową instalacją separacji można uznać publikację [a6]. Niniejsza publikacja została opracowana i opublikowana w okresie, w którym posiadałem już tytuł doktora nauk technicznych. W ramach publikacji prezentowane są rezultaty optymalizacji prowadzonych dla termodynamicznej funkcji celu, dla przeprowadzenia której wykorzystano opracowaną przeze mnie aplikację wykorzystującą teorię algorytmów genetycznych. Część publikacji, których jestem współautorem, a które dotykają przedmiotowej tematyki to artykuły, opracowane przy udziale pani mgr inż. Doroty Mikosz. Artykuły te zrealizowane zostały w oparciu o wyniki prac jakie uzyskiwano w ramach realizowanego doktoratu pt. Analiza efektywności termodynamicznej i ekonomicznej bloku wielopaliwowego zintegrowanego z instalacją separacji CO 2, przy którym pełnię funkcję promotora pomocniczego. W ramach prowadzonych analiz wariantem odniesienia oraz podstawą dla zabudowy instalacji separacji CO 2 był blok referencyjny na węgiel kamienny o mocy brutto 900 MW. W dużej mierze prowadzone analizy, nad którymi sprawowałem opiekę merytoryczną, dotyczyły integracji bloku energetycznego z absorpcyjną instalacją separacji, której desorber jest zasilany ciepłem generowanym w zewnętrznym źródle stanowiącym układ turbiny gazowej. Rezultaty wybranych analiz prezentują publikacje [c7, c8]. W publikacji [c15] prezentowane są z kolei rezultaty analiz termodynamicznych bloku, który współpracuje z membranową instalacją separacji. Zgodnie z poczynionymi założeniami w kotle parowym spalana jest mieszanka węgla oraz biomasy o uzmiennianych udziałach obu paliw. Prowadzenie w tym przypadku procesu separacji dwutlenku węgla ze spalin uzyskiwanych na drodze spalania takiej mieszki paliwowej umożliwia uzyskiwanie ujemnych wartości dla definiowanego w pracy wskaźnika jednostkowej emisji CO 2, co też udowodniono w publikacji. 43

Prace w ramach tematyki związanej z układami oxy, dla których rezultaty publikowane były przy moim udziale, prowadzone były w ramach Strategicznego Programu Badawczego współfinansowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju Zaawansowane technologie pozyskiwania energii, Zadanie nr 2: Opracowanie technologii spalania tlenowego dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanej z wychwytem CO 2. Kierownikiem zadania był prof. Wojciech Nowak. Prace jakie prowadziłem w ramach projektu realizowałem w ramach tematu badawczego nr 6, pt. Symulacje numeryczne oraz analizy systemowe oxy-spalania, którego kierownikiem był prof. Janusz Kotowicz. W pierwszym etapie prac poświęconych analizom systemowym opracowałem model kotła pyłowego typu oxy, który był wykorzystywany przez członków zespołu badawczego w ramach analiz szerokiego spektrum rozwiązań systemowych. Opis modelu oraz przykładowe rezultaty obliczeń prowadzonych przy jego wykorzystaniu zaprezentowano w publikacji [b10]. W dalszym etapie prac model poddawany był przez członków zespołu badawczego modyfikacjom, m. in. służącym opracowaniu modelu kotła fluidalnego. W przedmiotowym zakresie jestem współautorem publikacji [c9], gdzie zestawione są przykładowe charakterystyki uzyskane na drodze wykorzystania opracowanego modelu kotła fluidalnego. W projekcie realizowałem również prace mające na celu opracowanie innych modeli obliczeniowych, w tym między innymi modelu obiegu parowego siłowni oraz modelu instalacji sprężania dwutlenku węgla. Brałem udział w integracji poszczególnych modeli, których celem było uzyskanie modeli zintegrowanych dla z góry zaplanowanych rozwiązań bloku oxy, różniących się w głównej mierze mocą, rodzajem kotła parowego oraz rodzajem zastosowanej technologii separacji tlenu. W zakresie analiz systemowych w głównej mierze brałem udział w pracach skupionych na analizach bloku z kotłem pyłowym, wyposażonym w tlenownię kriogeniczną o mocy 460 MW. Prowadzone w ramach tematu badawczego nr 6 prace miały na celu opracowanie oraz analizę rozwiązań systemowych bloku oxy umożliwiających zniwelowanie spadku sprawności bloku związanego w głównej mierze z koniecznością zasilania w energię instalacji tlenowni, stanowiącej integralną część bloku. W ramach prac koncentrowałem się zarówno na sposobach umożliwiających zmniejszenie energochłonności procesu produkcji tlenu, jak również na rozwiązaniach umożliwiających efektywne wykorzystanie ciepła odpadowego. Wśród rozwiązań umożliwiających wzrost sprawności bloku oxy analizowano system, gdzie azot stanowiący uboczny produkt uzyskiwany na etapie produkcji tlenu wykorzystywano dla celów suszenia węgla brunatnego. Rezultaty analiz zestawiono w publikacji [b7]. Istotnym zagadnieniem badawczym było zrealizowanie cyklu analiz poświęconych sposobom użytecznego wykorzystania ciepła kondensacji oraz ciepła chłodzenia gazów sprężanych w obrębie instalacji tlenowni oraz instalacji przygotowania dwutlenku węgla do transportu do miejsca zatłaczania. Analizowano tutaj wykorzystanie tego ciepła dla zastąpienia wymienników regeneracyjnych. Wynikiem tych analiz jest m.in. opracowanie publikacji [b5, c12, c14]. Dla uzyskania rezultatów zestawionych w publikacji [c12], której jestem współautorem, wykorzystano aplikację obliczeniową mojego autorstwa wykorzystującą teorię algorytmów genetycznych. W zakresie prac poświęconych 44

wykorzystaniu ciepła chłodzenia sprężanego dwutlenku węgla prowadzono również analizy mające na celu ocenę zastosowania modułu ORC, w ramach którego odzyskiwane ciepło służy generacji energii elektrycznej. Rezultaty tych analiz zaprezentowano w [b5]. Zagadnienia związane z ograniczeniem mocy potrzeb własnych instalacji tlenowni rozwijałem w ramach analizy systemu hybrydowego, w ramach którego współpracują instalacje: membranowej separacji tlenu oraz tlenowni kriogenicznej. Rezultaty tych analiz zaprezentowano w publikacjach [a2, c17]. W ramach zadania badawczego prowadzono również analizy ekonomiczne. Rezultaty takich analiz znaleźć można w publikacji [a5]. Uzupełnieniem analiz ekonomicznych były prowadzone również przy moim udziale analizy ryzyka, gdzie wykorzystano metodę Monte Carlo. Rezultaty analiz prowadzonych dla bloku z instalacją tlenowni kriogenicznej oraz instalacją tlenowni hybrydowej znaleźć można w publikacji [a2]. Syntezę ogółu prac przeprowadzonych przez zespół prof. Janusza Kotowicza stanowi monografia [f1]. Mój udział przy opracowywaniu monografii koncentrował się na opracowaniu rozdziałów 1-7. 5a.3. Hybrydowe układy energetyczne Moje zainteresowanie hybrydowymi układami energetycznymi, rozumianymi jako jednostki wielopaliwowe, zainicjował Projekt Badawczy Zamawiany pt. Nadkrytyczne Bloki Węglowe, którego kierownikiem był prof. Tadeusz Chmielniak. Prace poświęcone układom hybrydowym realizowane były w projekcie w ramach dwóch zadań badawczych, z czego jedno poświęcone było układom węglowo-biomasowym, natomiast drugie układom węglowo-gazowym. Część publikacji opracowanych zostało w końcowej fazie realizacji projektu, która przypadka na okres mojej działalności po uzyskaniu tytułu doktora nauk technicznych. W publikacji [b11] przedstawiono rezultaty analiz termodynamicznych bloku węglowo-gazowego o zadanej strukturze, gdzie podstawowa jednostka węglowa współpracuje z układem turbiny gazowej. Wysokotemperaturowe spaliny opuszczające ekspander turbiny gazowej służą podgrzewowi skroplin, wody zasilającej oraz generacji pary w ramach obiegu turbiny parowej jednostki podstawowej. W publikacji zestawiono wyniki analiz bloku węglowo-gazowego z rezultatami uzyskanymi dla innych technologii węglowych oraz gazowych wykazując, iż przedmiotowy blok węglowo-gazowy na tle innych technologii charakteryzuje istotnym potencjałem w zakresie ograniczenia emisji szkodliwych substancji, przy równoczesnej możliwości zachowania wysokiej sprawności generacji energii elektrycznej. Podsumowaniem prac realizowanych przeze mnie w ramach projektu jest udział w opracowaniu rozdziału 5 w monografii [g5]. Hybrydyzacjami układów energetycznych mającymi na celu włączenie w struktury bloków energetycznych systemów mogących stanowić autonomiczne źródło generacji użytecznych form energii zajmowałem się w okresie współpracy z firmą EDF Polska S.A. w ramach projektu pt. Odzysk energii z instalacji turbinowych. Projekt realizowałem w ramach Konsorcjum Polskich Uczelni Technicznych. Prace skupiły się na analizie rozwiązań umożliwiających zwiększenie sprawności bloków 45

energetycznych na drodze ich integracji z silnikami Stirlinga, modułami ORC oraz absorpcyjnymi pompami ciepła. Prowadzone analizy miały na celu ocenę potencjału wykorzystania w tym celu strumieni ciepła zidentyfikowanych we wskazanych jednostkach wytwórczych wchodzących w strukturę grupy EDF Polska S.A., reprezentujących trzy grupy układów, tj. kondensacyjne bloki węglowe, ciepłownicze bloki węglowe oraz ciepłownicze bloki gazowo-parowe. W publikacji [a1], która powstała na gruncie doświadczeń zebranych podczas realizacji prac prowadzonych przy współpracy z podmiotem przemysłowym, dokonano oceny zastosowania w ramach bloku ciepłowniczego wyposażonego w turbinę parową przeciwprężną modułu realizującego obieg Clausiusa-Rankine a, wykorzystujący jako medium robocze czynnik niskowrzący. Taki zabieg jest autorskim rozwinięciem idei Szewalskiego i może być sposobem rewitalizacji wielu kogeneracyjnych bloków przemysłowych, umożliwiających ich efektywną pracę w ramach komunalnych sieci ciepłowniczych. 5a.4 Systemy magazynowania energii Aktualnie zainteresowanie badawcze skupiam w głównej mierze na rozwiązaniach umożliwiających wysokoefektywną integrację systemów magazynowania energii z blokami energetycznymi, co umożliwić może zwiększenie elastyczności pracy tych jednostek w dobie wzrastającej mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej, a więc w źródłach o wysoce zmiennym w czasie potencjale wytwórczym. Efektem działań w tym zakresie jest zgłoszenie patentowe nr P.413413 na wynalazek pt. Sposób integracji instalacji magazynowania energii w postaci sprężonego powietrza z energetycznym blokiem parowym, gdzie współautorem jest prof. Janusz Kotowicz. Problematyka magazynowania energii w ramach systemów o dużym potencjale rozwijana była przeze mnie w ramach współpracy z Biurem Studiów i Projektów Gazownictwa Gazoprojekt S.A. w ramach projektu realizowanego dla PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System S.A. od października 2015 do marca 2016. Analizy dla potrzeb pracy prowadzone były dla wskazanych przez Zamawiających rzeczywistych lokalizacji farm wiatrowych. Dla poszczególnych lokalizacji analizowano przypadki integracji farm wiatrowych z systemami wyposażonymi w instalacje generatorów wodoru wykorzystujących proces elektrolizy. Dla potrzeb projektu opracowałem metodologię doboru mocy nominalnej generatorów wodoru oraz zaproponowałem wykorzystywane w ramach projektu techniczne wskaźniki oceny. Opracowałem algorytm obliczeniowy umożliwiający dokonywanie szacunkowych obliczeń wskaźników efektywności termodynamicznej o charakterze średniookresowym. Analizowane w ramach prac systemy zakładały zarówno wykorzystanie prostych instalacji produkcji wodoru, który zgodnie z założeniami był zatłaczany do sieci przesyłowej gazu ziemnego, jak również wykorzystanie systemów o rozbudowanej strukturze wykorzystujących m.in. instalacje zgazowania biomasy, instalacje metanizacji, instalacje ogniw paliwowych, turbinę gazową, czy też instalacje upłynniania tlenu. Tematyka związana z magazynowaniem energii rozwijana była przeze mnie również w ramach projektu Gekon pt. Magazynowanie energii w postaci wodoru w kawernach solnych, w ramach 46

którego zadaniami badawczymi realizowanymi w ramach Politechniki Śląskiej kierował prof. Tadeusz Chmielniak. Mój udział w pracach dotyczył zadania nr 8, pt. Analiza warunków pracy elektrolizerów, kompresorów sprężających wodór do magazynu i turbin gazowych. Dla potrzeb projektu poddałem analizie problematykę spalania gazów wysokowodorowych w ramach standardowych konstrukcji turbin gazowych. Przy wykorzystaniu autorskich algorytmów obliczeniowych dokonałem obliczeń turbiny gazowej zasilanej paliwem stanowiących mieszaninę gazu ziemnego oraz wodoru. Przeprowadziłem stosowne analizy przypadków. W ramach projektu brałem udział w opracowaniu publikacji [b1, b2]. W ramach analiz, dla których rezultaty zaprezentowano w niniejszych pozycjach, w głównej mierze zaangażowany byłem w opracowanie metodologii obliczeniowej oraz algorytmów obliczeniowych systemów magazynowania współpracujących z odnawialnymi źródłami energii. 5a.5 Analizy termodynamiczne oraz ekonomiczne dla systemów energetyki rozproszonej Publikacje w niniejszej tematyce są w dużej części wynikiem współpracy z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla. Prace badawcze dotyczyły systemów kogeneracyjnych bazujących na wykorzystaniu procesu zgazowania biomasy. Za istotne dokonanie uznać można opracowanie publikacji [a4], której współautorami są pracownicy IChPW. Zaprezentowano tam wyniki prac doświadczalnych dotyczących reaktora zgazowania Gazela, którego koncepcja opracowana została w IChPW, jak również rezultaty analiz systemowych dla koncepcji układu kogeneracyjnego, który w ramach struktury wykorzystuje przedmiotowy reaktor. W niniejszej publikacji skupiono się w głównej mierze na badaniu wpływu jaki wywiera skala układu na wskaźniki oceny termodynamicznej oraz ekonomicznej. Układ kogeneracyjny wyposażony w instalację generacji gazu procesowego oraz silnik tłokowy był również przedmiotem analiz termodynamicznych oraz ekonomicznych, dla których rezultaty przedstawiono w [b4]. Rezultaty analiz mających na celu porównanie wykorzystania w ramach układu kogeneracyjnego silnika tłokowego oraz turbiny gazowej przedstawiono w [c16]. W ramach wymienionych prac odpowiedzialny byłem za opracowanie algorytmów obliczeniowych, przygotowanie modeli części odpowiedzialnej za generację energii elektrycznej oraz przeprowadzenie analiz termodynamicznych oraz ekonomicznych dla całej inwestycji. Zagadnienia związane z układami kogeneracyjnymi bazującymi na procesie zgazowania biomasy rozwijam obecnie w ramach projektu badawczego nr 2014/13/B/ST8/01869 finansowanego przez Narodowe Centrum Nauki pt. Badania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w układach bazujących na obiegu Stirlinga z akumulacją ciepła. Dotychczasowe efekty projektu opublikowano w [c3, c5]. W ramach tych prac w głównej mierze rozwijam autorską koncepcję zastosowania silnika Stirlinga zasilanego ciepłem surowego gazu pozyskanego w procesie zgazowania, co ma służyć jego wychłodzeniu przed procesem oczyszczania. Rozwiązanie takie zwiększa atrakcyjność układu dla jego wykorzystania w ramach sieci ciepłowniczych o zmiennym zapotrzebowaniu na ciepło. 47

Odrębne zagadnienie badawcze identyfikowane w moim dorobku w tematyce związanej z systemami energetyki rozproszonej dotyczy wykorzystania promieniowania słonecznego dla pozyskiwania różnych form energii użytecznej. W zakresie tej tematyki jestem autorem koncepcji układu opartego na wykorzystaniu koncentratorów promieniowania słonecznego zintegrowanych z systemami umożliwiającymi transformację tego ciepła z chłód oraz energię elektryczną. Prace nad przedmiotowym systemem trigneracji zainicjowałem w ramach kierowanego przeze mnie grantu badawczego pt. Opracowanie oraz budowa instalacji obiegu oleju termalnego z koncentratorami promieniowania słonecznego. Przedmiotowe koncentratory stanowią podstawową część systemu, który jest odpowiedzialny, według opracowanej przeze mnie koncepcji, za pozyskiwanie ciepła wysokotemperaturowego, które w zależności od potrzeb wykorzystywane może być w ramach absorpcyjnego urządzenia chłodniczego dla produkcji chłodu lub w ramach silnika Stirlinga lub modułu ORC dla produkcji energii elektrycznej. Ciepło podgrzewanego w ramach instalacji koncentratorów oleju termalnego wykorzystywane może być również dla celów grzewczych. W ramach grantu opracowano oraz sfinansowano budowę stanowiska badawczego, w skład którego wchodzą trzy zwierciadła paraboliczne o łącznej powierzchni 4,5 m 2. System zwierciadeł oraz absorberów zamontowany jest na instalacji umożliwiającej zmianę położenia celem efektywnego skierowania zwierciadeł w stronę padającego promieniowania słonecznego. Rezultaty wstępnych analiz mających na celu wykazanie zasadności stosowania opracowanej koncepcji systemu trigeneracyjnego zestawiono w publikacji [c2]. Obecnie, po pierwszych dwóch próbach zakończonych niepowodzeniem, czynione są ponowne starania dla pozyskania grantu badawczego, który umożliwi sfinansowanie prototypu układu generacji chłodu oraz przeprowadzenie odpowiednich badań stanowiskowych. 5a.6. Podsumowanie całości dorobku Na łączny mój dorobek naukowy składa się 127 publikacji, z czego: 3 monografie naukowe, 32 publikacje indeksowane w bazie Web of Science, a w tym 14 artykułów opublikowanych w czasopismach indeksowanych w bazie Journal Citation Raports, 32 publikacje w czasopismach nieindeksowanych w bazie Web of Science, 53 publikacji w materiałach konferencyjnych oraz 7 rozdziałów w monografiach. Po uzyskaniu tytułu doktora, tj. od grudnia 2009 roku opublikowano 100 prac naukowych mojego autorstwa. Na liczbę tą składają się 3 monografie, 23 publikacje indeksowane w bazie Web of Science, a w tym 12 artykułów w czasopismach indeksowanych w Journal Citation Raports, 28 artykułów spoza bazy Web of Science, 41 publikacji w materiałach konferencyjnych, oraz 5 rozdziałów w monografiach. Dodatkowo w okresie po doktoracie byłem współredaktorem 4 monografii konferencyjnych. Dane blibliometryczne zaczerpnięte z bazy Web of Science oraz Scopus dla artykułów publikowanych po uzyskaniu tytułu doktora przedstawiono w tabeli 11. 48

Tabela 11. Zestawienie artykułów spoza cyklu opublikowanych w czasopismach naukowych po uzyskaniu tytułu doktora Kategoria Oznaczenie Rok wydania Udział (%) Impact Factor Punkty MNiSW Liczba cytowań* [a1] 2015 20 0,689 20 0(0) [a2] 2015 33 4,801 40 11(11) [a3] 2014 33 0,653 15 6(6) [a4] 2014 17 4,844 45 17(14) (A) [a5] 2013 25 3,590 40 23(28) [a6] 2012 50 3,651 40 24(49) [a7] 2011 50 3,487 40 9(21) [a8] 2011 33 0,700 25 12(30) [a9] 2010 50 3,587 32 25(40) [b1] 2016 33-12 1(-) [b2] 2016 25-12 2(-) [b3] 2015 33-12 1(-) [b4] 2015 33-12 2(-) [b5] 2015 20-12 0(-) (B) [b6] 2011 50-10 2(2) [b7] 2011 50-10 2(5) [b8] 2011 50-10 10(15) [b9] 2010 50-10 3(4) [b10] 2010 50-10 8(13) [b11] 2010 50-10 3(11) [c1] 2016 33-11 -(-) [c2] 2015 50-11 -(-) [c3] 2015 25-11 -(-) [c4] 2015 33-11 -(-) [c5] 2014 33-9 -(-) [c6] 2014 33-9 -(-) [c7] 2014 50-10 -(0) [c8] 2014 33-8 -(0) [c9] 2014 50-8 -(0) [c10] 2014 33-9 -(0) [c11] 2013 33-9 -(1) [c12] 2013 50-8 -(0) [c13] 2013 50-8 -(4) (C) [c14] 2013 33-10 -(-) [c15] 2012 50-10 -(0) [c16] 2012 25-10 -(6) [c17] 2012 50 - - -(-) [c18] 2012 50-4 -(-) [c19] 2012 33-4 -(-) [c20] 2012 33-10 -(17) [c21] 2011 25-9 -(11) [c22] 2011 33-6 -(-) [c23] 2011 50-6 -(-) [c24] 2011 33-6 -(-) [c25] 2010 33-9 -(4) [c26] 2010 50-6 -(-) [c27] 2010 33 - - -(-) (A) publikacje naukowe w czasopismach znajdujących się w bazie Journal Citation Reports, indeksowane w bazie Web of Science (B) inne publikacje naukowe indeksowane w bazie Web of Science (C) inne publikacje naukowe * wg bazy Web of Science (w nawiasie Scopus) 49

Podsumowanie dla danych bibliometryczne zawartych w bazach Web of Science oraz Scopus prezentuje Tabela 12. Sumaryczny impact factor wszystkich moich publikacji wynosi 42,224, natomiast dla artykułów opublikowanych po uzyskaniu tytułu doktora 40,972. Na rys. 32 przedstawiono rozkład liczby cytowań dla artykułów indeksowanych w bazie Web of Science wg lat. Tabela 12. Dane bibliometryczne według baz danych Liczba Liczba cytowań Indeks publikacji wszystkie bez autocytowań Hirscha Web of Science 32 210 153 9 Scopus 43 350 254 12 Rys. 32. Rozkład liczby cytowań wg lat (baza Web of Science) 5a.7. Wykaz publikacji spoza cyklu Wykaz innych (nie wchodzących w skład osiągnięcia wymienionego w pkt 4) opublikowanych prac naukowych oraz wskaźniki dokonań naukowych po uzyskaniu tytułu doktora. A) Publikacje naukowe w czasopismach znajdujących się w bazie Journal Citation Reports, indeksowane w bazie Web of Science [a1] Bartela Ł., Kotowicz J., Kubiczek H., Skorek-Osikowska A., Brzęczek M., Thermodynamic and economical analysis of the ORC module application to an existing combined heat and power unit with the backpressure turbine. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A, Journal of Power and Energy 2015;229(6):613 627. /IF=0,689, 20 pkt. MNiSW/ [a2] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., A comparative thermodynamic, economic and risk analysis concerning implementation of oxy-combustion power 50

plants integrated with cryogenic and hybrid air separation units. Energy Conversion and Management 2015;92:421-430. /IF=4,801, 40 pkt. MNiSW/ [a3] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Influence of the selected parameters on the effectiveness of IGCC system integrated with CCS installation. Chemical and Process Engineering 2014,35(2):233-248. /IF=0,653, 15 pkt. MNiSW/ [a4] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Sobolewski A., Iluk T., Remiorz L., The influence of the size of the CHP system integrated with a biomass fuelled gas generator and piston engine on the thermodynamic and economic effectiveness of electricity and heat generation. Energy 2014;67:328-340. /IF=4,844, 45 pkt. MNiSW/ [a5] Skorek-Osikowska A. Bartela Ł., Kotowicz J., Job M., Thermodynamic and economic analysis of the different variants of a coal-fired, 460 MW power plant using oxy-combustion technology. Energy Conversion and Management 2013;76:109-120. /IF=3,590, 40 pkt. MNiSW/ [a6] Kotowicz J., Bartela Ł., Optimisation of the connection of membrane CCS installation with a supercritical coal- fired power plant. Energy 2012;38:118-127. /IF=3,651, 40 pkt. MNiSW/ [a7] Kotowicz J, Bartela Ł., The influence of the legal and economical environment and the profile of activities on the optimal design features of a natural-gas-fired combined heat and power plant. Energy 2011;36(1):328-338. /IF=3,487, 40 pkt. MNiSW/ [a8] Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Economic and environmental evaluation of selected advanced power generation technologies. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A, Journal of Power and Energy 2011;225: 221-232. /IF=0,700, 25 pkt. MNiSW/ [a9] Kotowicz J., Bartela Ł., The influence of economic parameters on the optimal values of the design variables of a combined cycle plant. Energy 2010;35:911-919. /IF=3,597, 32 pkt. MNiSW/ B) Inne publikacje naukowe indeksowane w bazie Web of Science [b1] Bartela Ł., Kotowicz J., Dubiel K., Technical economic comparative analysis of the energy storage systems equipped with the hydrogen generation installation. Journal of Power Technologies 2016;96(2):92-100. /12 pkt. MNiSW/ [b2] Skorek- Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Dubiel K., Use of a gas turbine in a hybrid power plant integrated with an electrolyser, biomass gasification generator and methanation reactor. Journal of Power Technologies 2016;96(2):73-80. /12 pkt. MNiSW/ [b3] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Thermodynamic and economic evaluation of a CO 2 membrane separation unit integrated into a supercritical coal-fired heat and power plant. Journal of Power Technologies 2015;95 (3):201 210. /12 pkt. MNiSW/ [b4] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Thermodynamic and economic effectiveness of a CHP unit with piston engine fueled with gas from biomass gasification. Journal of Power Technologies 2015;95(1):73-78. /12 pkt. MNiSW/ 51

[b5] Kotowicz J., Job M., Bartela Ł., Brzęczek M., Skorek-Osikowska A., Utilization of heat recovered from compressed gases in an oxy-combustion power unit to power the Organic Rankine Cycle module. Journal of Power Technologies 2015;95(4):239-249. /12 pkt. MNiSW/ [b6] Bartela Ł., Kotowicz J., Analiza pracy turbiny gazowej pracującej w układzie IGCC. Rynek Energii 2011;95(4):16-22. /10 pkt. MNiSW/ [b7] Bartela Ł., Kotowicz J., Analiza wykorzystania azotu jako medium suszącego węgiel spalany w kotle oxy. Rynek Energii 2011;93(2):49-55. /10 pkt. MNiSW/ [b8] Bartela Ł., Kotowicz J., Wpływ wprowadzenia membranowego procesu separacji CO 2 na efektywność nadkrytycznej elektrociepłowni węglowej. Rynek Energii 2011; 6 (97):12-19. /10 pkt. MNiSW/ [b9] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Analiza termodynamiczna wybranej struktury elektrociepłowni węglowej na parametry nadkrytyczne. Rynek Energii 2010;90(5):62-68. /10 pkt. MNiSW/ [b10] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Model kotła oxy na parametry nadkrytyczne - analiza wybranych parametrów. Rynek Energii 2010;90(5):69-75. /10 pkt. MNiSW/ [b11] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Ekologiczny efekt sprzężenia nadkrytycznego bloku węglowego z instalacją turbiny gazowej. Rynek Energii 2010;87(2):8-13. /10 pkt. MNiSW/ C) Inne publikacje naukowe w czasopismach [c1] Kotowicz J., Brzęczek M., Bartela Ł., Analiza nowoczesnych technik chłodzenia turbiny gazowej z zastosowanym spalaniem sekwencyjnym i ich wpływu na pracę elektrowni gazowo-parowej. Rynek Energii 2016;124(3):65-71. /11 pkt. MNiSW/ [c2] Bartela Ł., Remiorz L., Ocena zasadności stosowania koncentratorów promieniowania słonecznego w zakresie produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu. Rynek Energii 2015;121(6):81-85. /11 pkt. MNiSW/ [c3] Remiorz L., Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Metodologia numerycznego modelowania obiegów Stirlinga. Rynek Energii 2015;121(6):53-57. /11 pkt. MNiSW/ [c4] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Analiza integracji nadkrytycznego bloku kogeneracyjnego z membranową instalacją separacji CO 2. Rynek Energii 2015;116(1):64-70. /11 pkt. MNiSW/ [c5] Remiorz L., Bartela Ł., Kotowicz J., An analysis of the use of a Stirling engine in a combined heat and power plant based on biomass gasification. Rynek Energii 2014,115(6):132-138. /9 pkt. MNiSW/ [c6] Bartela Ł., Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Ocena możliwości ograniczenia emisji CO 2 dzięki budowie w Polsce dużego bloku kogeneracyjnego zintegrowanego z instalacją separacji. Rynek Energii 2014,115(6):67-73. /9 pkt. MNiSW/ [c7] Bartela Ł., Mikosz D., Repowering a coal-fired power plant with a gas turbine to supply heat for the desorption process. Journal of Power Technologies 2014;94(4):329 338. /10 pkt. MNiSW/ 52

[c8] Kotowicz J., Bartela Ł., Mikosz D., Analysis of thermodynamics of two-fuel power unit integrated with a carbon dioxide separation plant. Archives of Thermodynamics 2014;35(4):55-68. /8 pkt. MNiSW/ [c9] Balicki A., Bartela Ł., Characteristics modeling for supercritical circulating fluidized bed boiler working in oxy-combustion technology. Archives of Thermodynamics 2014;35(2):51 63. /8 pkt. MNiSW/ [c10] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Analiza ryzyka inwestycyjnego związanego z wdrożeniem technologii separacji CO 2 w nadkrytycznej elektrociepłowni węglowej. Rynek Energii 2014;110(1):90-95. /9 pkt. MNiSW/ [c11] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Termodynamiczne oraz ekologiczne skutki zintegrowania elektrociepłowni węglowej z instalacją separacji dwutlenku węgla. Rynek Energii 2013;109(6):97-102. /9 pkt. MNiSW/ [c12] Brzęczek M., Bartela Ł., Optimizing management of the condensing heat and cooling of gases compression in oxy block using of a genetic algorithm. Archives of Thermodynamics 2013;34(4):199 214. /8 pkt. MNiSW/ [c13] Bartela Ł., Kotowicz J., Analysis of operations of the gas turbine in a poligeneration combined cycle. Archives of Thermodynamics 2013;34(4):137-160. /8 pkt. MNiSW/ [c14] Job M., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Analysis of the use of waste heat in an oxy-combustion power plant to replace steam cycle heat regeneration. Journal of Power Technologies 2013;93(3):33-141. /10 pkt. MNiSW/ [c15] Bartela Ł., Mikosz D., Produkcja energii elektrycznej o ujemnym wskaźniku emisji dwutlenku węgla. Rynek Energii 2012;103(6):40-45. /10 pkt. MNiSW/ [c16] Sobolewski A., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Iluk T., Porównanie efektywności układów kogeneracyjnych z generatorem gazu procesowego Gazela. Rynek Energii 2012;102(5):31-37. /10 pkt. MNiSW/ [c17] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Analiza termodynamiczna bloku oxy zintegrowanego z tlenownią hybrydową membranowo-kriogeniczną. Archiwum Spalania 2012;12(3):137-144. [c18] Bartela Ł., Kotowicz J., Analysis of electricity generation in a integrated gasification combined cycle unit. Archiwum Energetyki 2012;XLII(3-4):3-14. /4 pkt. MNiSW/ [c19] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Rożek M., Thermodynamic evaluation of a combined heat and power plant with carbon dioxide capture installation integrated with a gas turbine. Archiwum Energetyki 2012;XLII(2):37-47. /4 pkt. MNiSW/ [c20] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Integracja bloku elektrociepłowni węglowej na parametry nadkrytyczne z instalacją wychwytu dwutlenku węgla oraz turbiną gazową. Rynek Energii 2012;100(3):56-62. /10 pkt. MNiSW/ [c21] Kotowicz J., Łukowicz H., Bartela Ł., Michalski S., Validation of a program for supercritical power plant calculations. Archives of Thermodynamic 2011;32(4):81 89. /9 pkt. MNiSW/ [c22] Bartela Ł., Kotowicz J., Janusz-Szymańska K., Analysis of supercritical coalfired combined heat and power plant integrated with membrane carbon capture and storage installation. Archives of Energetics 2011;XLI(3-4):185-195. /6 pkt. MNiSW/ 53

[c23] Łukowicz P., Bartela Ł., Preliminary selection of the basic geometry of turbine stages for a supercritical turbine in a heat and power plant. Archives of Energetics 2011;XLI(3-4):167-183. /6 pkt. MNiSW/ [c24] Bartela Ł., Kotowicz J., Michalski S., The influence of chosen operation parameters on the efficiency of supercritical power plant. Zeszyty Naukowe Akademii Morskiej w Szczecinie 2011;27(99)z.1:5-11. /6 pkt. MNiSW/ [c25] Kotowicz J., Bartela Ł., Balicki A., Thermodynamic analysis of a new conception of supplementary firing in a combined cycle. Archives of Thermodynamics 2010;31(4):15-24. /9 pkt. MNiSW/ [c26] Kotowicz J., Bartela Ł., Wpływ wybranych parametrów na charakterystyki pracy elektrociepłowni gazowo-parowych. Archiwum Energetyki 2010;XL(3):87-104. /6 pkt. MNiSW/ [c27] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Economical and ecological evaluation of the advanced electricity production technologies adapted for carbon dioxide capture. Journal of Energy Science 2010;1:147-160. D) Artykuły na konferencjach międzynarodowych i krajowych [d1] Bartela Ł., Dubiel K., Kotowicz J., Wpływ uwarunkowań technicznych oraz ekonomicznych na zasadność budowy instalacji magazynowania energii. Materiały VI Konferencji Naukowo Technicznej Energetyka Gazowa 2016, praca zbiorowa pod redakcją Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka. Gliwice 2016, Tom II, s. 25 31. [d2] Remiorz L., Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Optymalizacja wybranych parametrów konstrukcyjnych silnika Stirlinga analiza wstępna. Materiały VI Konferencji Naukowo Technicznej Energetyka Gazowa 2016, praca zbiorowa pod redakcją Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka. Gliwice 2016, Tom II, s. 457 464. [d3] Bartela Ł., Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Remiorz L., Dubiel K., Termodynamiczna oraz ekonomiczna analiza wykorzystania silnika Stirlinga w ramach układu kogeneracyjnego opartego na wykorzystaniu procesu zgazowania biomasy. Materiały VI Konferencji Naukowo Technicznej Energetyka Gazowa 2016, praca zbiorowa pod redakcją Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka. Gliwice 2016, Tom II, s. 135 148. [d4] Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Bartela Ł., Remiorz L., Wykorzystanie układów mikro-chp bazujących na silniku Stirlinga w układach energetyki prosumenckiej analiza przypadku. Materiały VI Konferencji Naukowo Technicznej Energetyka Gazowa 2016, praca zbiorowa pod redakcją Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka. Gliwice 2016, Tom II, s. 203 210. [d5] Kotowicz J., Bartela Ł., Dubiel K., Integracja bloku energetycznego z systemem magazynowania energii. Forum Energetyków GRE, Szczyrk 25-29 czerwca 2016. [d6] Remiorz L., Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Metody analizy obiegu Stirlinga. Modelowanie w mechanice. Program 55. sympozjonu, Ustroń, 20-24 lutego 2016 r. Zeszyt streszczeń. Polskie Towarzystwo Mechaniki Teoretycznej i Stosowanej. Oddział Gliwice, Komitet Mechaniki Polskiej Akademii Nauk, Instytut Mechaniki Teoretycznej i Stosowanej Politechniki Śląskiej. 54

[d7] Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Bartela Ł., Remiorz L., Potencjał wykorzystania układów mikro-chp bazujących na silniku Stirlinga w energetyce rozproszonej. XII Konferencja Problemy Badawcze Energetyki Cieplnej, Warszawa 2015. Książka streszczeń, s. 84. [d8] Bartela Ł., Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Remiorz L., Analiza wykorzystania silnika Stirlinga w układzie kogeneracyjnym bazującym na procesie zgazowania biomasy. XII Konferencja Problemy Badawcze Energetyki Cieplnej, Warszawa 2015. Książka streszczeń, s. 85. [d9] Remiorz L., Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Analityczne i numeryczne wyznaczanie parametrów obiegów Stirlinga na przykładzie analizy Schmidta. XII Konferencja Problemy Badawcze Energetyki Cieplnej, Warszawa 2015. Książka streszczeń, s. 86. [d10] Mikielewicz D., Bartela Ł., Ziółkowski P., Wajs J., Mikielewicz J., Operation of the 900 MW power plant with the ORC supplied from three heat sources. Aktualne zagadnienia energetyki Tom II. Monografia pod red. Kazimierza Wójsa oraz Piotra Szulca, Oficyna Wydawnicz Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2014, s. 327-341. "Energetyka 2014", 5-7 listopada 2014, Wrocław. [d11] Kotowicz J., Bartela Ł., Mikosz D., Brzęczek M., Ocena możliwości zwiększenia sprawności bloku dwupaliwowego zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji CO 2 poprzez zabudowę modułu ORC. Aktualne zagadnienia energetyki Tom II. Monografia pod red. Kazimierza Wójsa oraz Piotra Szulca, Wrocław 2014, s. 87-103. "Energetyka 2014", 5-7 listopada 2014, Wrocław. [d12] Kotowicz J., Bartela Ł., Mikosz D., Wpływ energochłonności procesu desorpcji na charakterystyki sprawności efektywności ekonomicznej bloku dwupaliwowego zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji CO 2. Aktualne zagadnienia energetyki Tom II. Monografia pod red. Kazimierza Wójsa oraz Piotra Szulca, Wrocław 2014, s. 69-85. "Energetyka 2014", 5-7 listopada 2014, Wrocław. [d13] Kotowicz J., Bartela Ł., Mikosz D., Wpływ energochłonności sorbentu na charakterystyki termodynamiczne bloku dwupaliwowego zintegrowanego z absorpcyjną instalacją separacji CO 2. Zastosowania analizy termodynamicznej do opisu zjawisk fizycznych I urządzeń energetycznych. Monografia pod red. Mariusza Szewczyka, Rzeszów 2014, s. 159-170. "XXII Zjazd Termodynamików", 23-27 września 2014, Polańczyk. [d14] Bartela Ł., Brzęczek M., Analiza wykorzystania ciepła chłodzenia sprężanego gazu dla zasilania obiegu Rankine'a z czynnikiem niskowrzącym. XIV Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Gazu 2014, Kazimierz Dolny, 25-27 czerwca 2014, 177-188 [d15] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Analiza porównawcza produkcji tlenu w tlenowni kriogenicznej i hybrydowej. XIV Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Gazu 2014, Kazimierz Dolny, 25-27 czerwca 2014, 189-202. [d16] Bartela Ł., Analiza ekonomiczna integracji nadkrytycznej elektrociepłowni węglowej z instalacją separacji CO 2 oraz turbiną gazową. Rynek Gazu, Kazimierz Dolny, 19-21 czerwca 2013. [d17] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Thermodynamic, economic and risk analysis concerning investment in a coal power plant working in the oxycombustion technology. Proceedings of the 26th International Conference ECOS 2013, 16-19 July 2013, Guilin, China. [d18] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Economic analysis of a supercritical coal-fired CHP plant integrated with an absorption carbon capture 55

installation. Proceedings of the 26th International Conference ECOS 2013, 16-19 July 2013, Guilin, China. [d19] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł. Kotowicz J., Efektywność termodynamiczna i ekonomiczna układu CHP z silnikiem tłokowym zasilanym gazem ze zgazowania biomasy. Materiały V Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa 2013, Zawiercie 9-11. października 2013, tom II, s. 497-515. [d20] Bartela Ł. Kotowicz J., Turbiny gazowe zasilane gazami ze zgazowania węgla stan techniki oraz analiza przypadku, Materiały V Konferencji Naukowo- Technicznej Energetyka Gazowa 2013, Zawiercie 9-11. października 2013, tom II, s. 179-199. [d21] Bartela Ł., Mikosz D., Nadbudowa bloku węglowego turbiną gazową celem zasilania w ciepło procesu desorpcji. Materiały V Konferencji Naukowo- Technicznej Energetyka Gazowa 2013, Zawiercie 9-11. października 2013, tom 2, s. 201-216. [d22] Mikosz D., Bartela Ł., Biomass repowering of a coal-fired power plant to obtain a heat required to desorption process. Materiały konferencyjne Power Engineering and Environment, Modern Energy Technologies and Renewable Energy Resources 2013, 11 13. September 2013, Ostrava, s. 49-53 [d23] Mikosz D., Bartela Ł., Analiza termodynamiczna oraz ekologiczna różnych wariantów zasilania w ciepło procesu desorpcji w nadkrytycznym bloku węglowym. Materiały konferencyjne, XI Konferencja Problemy Badawcze Energetyki Cieplnej, Warszawa 2013. [d24] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Łukowicz P., Analiza integracji układu elektrociepłowni z absorpcyjną instalacją wychwytu dwutlenku węgla. Proceeding of XIII International Techno-Scientific Conference "Forum Energetyków GRE 2012", Szczyrk, 25-27. April 2012. [d25] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Analiza pracy układu IGCC zintegrowanego z membranową instalacją wychwytu dwutlenku węgla. Proceeding of XIII International Techno-Scientific Conference "Forum Energetyków GRE 2012", Szczyrk, 25-27. April 2012. [d26] Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Kotowicz J., Porównanie absorpcyjnej i membranowej instalacji wychwytu CO 2 zintegrowanej z nadkrytyczną elektrociepłownią węglową. 7th Congress of Chemical Technology TECHEM, Kraków, 8-12 lipca 2012. [d27] Łukowicz P., Bartela Ł., Concept of a captue ready combined heat and power plant. Proceedings of the 25th International Conference ECOS 2012, 26-29. June 2012, Perugia, Italy. [d28] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Analiza ekonomiczna wybranego układu IGCC zintegrowanego z membranową instalacją CO 2. 7th Congress of Chemical Technology TECHEM, Kraków, 8-12. lipca 2012. [d29] Kotowicz J., Sobolewski A., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Iluk T., Porównanie efektywności układów kogeneracyjnych z generatorem gazu procesowego Gazela. XVIII Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Ciepła 2012, Nałęczów, 17-19. października 2012, s. 351-365. [d30] Bartela Ł., Mikosz D., Produkcja energii elektrycznej o ujemnym wskaźniku emisji dwutlenku węgla. XVIII Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Ciepła 2012, Nałęczów, 17-19. października 2012, s. 365-375. [d31] Bartela Ł, Kotowicz J., Wpływ prowadzenia membranowego procesu separacji CO 2 na efektywność nadkrytycznej elektrociepłowni węglowej. XVII 56

Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Ciepła 2011, Nałęczów, 19-21. października 2011, s. 415-431. [d32] Bartela Ł, Kotowicz J., Analiza pracy turbiny gazowej pracującej w układzie IGCC. XI Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek Gazu 2011, Kazimierz Dolny, 15-17. czerwca 2011. [d33] Łukowicz H., Łukowicz P., Bartela Ł. Steam turbine model for simulation of work under changing conditions. Proceedings of the 24th International Conference ECOS 2011, 4-7. lipca 2011, Novi Sad, Serbia, s. 705-718. [d34] Iluk T., Sobolewski A., Kotowicz J., Bartela Ł., Biomasse drying integrated with gasification plant of 1,5 MW power output. Power engineering and environment 2011. Ostravice, 29-31. August 2011, s. 34-39. [d35] Kotowicz J., Bartela Ł., Balicki A., Methodology for determining the effieciency of electricity generation in power unit based on oxy fuel supercritical boiler. Power engineering and environment 2011, Ostravice, 29-31. August 2011, s. 57-62. [d36] Bartela Ł., Kotowicz J., The influence of syngas composition on characteristics of the combined cycle. Proceedings of the 6th Dubrovnik Conference on Sustainable Development of Energy, Water and Environment Systems, Dubrovnik, Croatia, 25-29. September 2011. [d37] Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Balicki A., Model kotła pyłowego dla układu zintegrowanego OXY. Międzynarodowa XI Konferencja Kotłowa ICBT 2010, Szczyrk, 19-22. października 2010, No. 25, Vol. 2, s. 31-46. [d38] Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Kotowicz J., Air separation unit for the system integrated with coal gasification. Power engineering and environment 2010. Ostravice, 1-3. September 2010, 120-124. [d39] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K., Bartela Ł., The analysis of the possibilities of the efficiency improvement of the supercritical power plant integrated with CCS instalation. Proceedings of the 23rd International Conference ECOS 2010, 14-17. June 2010, Lausanne, Switzerland, s.1560-1567 [d40] Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Modelling and analysis of gas generator in the integrated gasification combined cycle system. Proceedings of the 23rd International Conference ECOS 2010, 14-17th June 2010, Lausanne, Switzerland, s. 1596-1602. [d41] Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Ecologic effect of the connection of the coal fueled steam unit with the gas turbine installation. Proceedings of the 23rd International Conference ECOS 2010, 14-17th June 2010, Lausanne, Switzerland, s. 1622-1628. E) Monografie - autorstwo [f1] Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł. Balicki A., Michalski S. Technologie oxy-spalania dla bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem dwutlenku węgla. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2015. [f2] Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Analiza bloku kogeneracyjnego na parametry nadkrytyczne zintegrowanego z instalacją separacji CO 2. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2014. 57

[f3] Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Janusz-Szymańska K., Chmielniak T., Remiorz L., Iluk T., Analiza termodynamiczna i ekonomiczna układu gazowo-parowego zintegrowanego ze zgazowaniem węgla oraz membranową separacją ditlenku węgla. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej. Gliwice 2012. F) Monografie - redakcja [f4] Materiały V Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa 2013, tom 1, Zawiercie, 9-11 Października 2013, pod redakcją: Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka, Wydawnictwo Instytutu Techniki Cieplnej, Gliwice 2013, 404 strony. [f5] Materiały V Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa 2013, tom 2, Zawiercie, 9-11 Października 2013, pod redakcją: Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka, Wydawnictwo Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Gliwice 2013, 515 strony. [f6] Materiały VI Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa 2016, tom 1, Zawiercie, 20-22 Kwietnia 2016, pod redakcją: Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka, Wydawnictwo Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych, Gliwice 2016, 420 stron. [f7] Materiały VI Konferencji Naukowo-Technicznej Energetyka Gazowa 2016, tom 2, Zawiercie, 20-22 Kwietnia 2016, pod redakcją: Łukasza Barteli, Jacka Kaliny, Janusza Kotowicza, Janusza Skorka, Wydawnictwo Instytutu Techniki Cieplnej, Gliwice 2013, 464 strony. G) Rozdziały w monografiach [g1] [g2] [g3] [g4] [g5] Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Balicki A., Berdowska S., Michalski S., Analizy techniczne spalania tlenowego węgla. Rozdział 13 w monografii Spalanie tlenowe dla kotłów pyłowych i fluidalnych zintegrowanych z wychwytem CO 2 pod redakcją Wojciecha Nowaka i Tomasza Czakierta. Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 2012, s. 254-279. Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Wpływ wybranych parametrów na charakterystyki nadkrytycznej elektrociepłowni węglowej. Rozdział w monografii Rynek ciepła 2010 pod redakcją Henryka Kapronia. Wydawnictwo Kaprint, Lublin 2010, s. 5-86. Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Analiza wpływu składu utleniacza na wybrane parametry procesu dla modelu kotła oxy na parametry nadkrytyczne. Rozdział w monografii Rynek ciepła 2010 pod redakcją Henryka Kapronia. Wydawnictwo Kaprint, Lublin 2010, s. 127-138. Kotowicz J., Bartela Ł., Efektywność elektrowni węglowych zintegrowanych z układem CCS. Rozdział 1.9 w monografii Systemy, Technologie i Urządzenia Energetyczne pod redakcja Jana Talera. Wydawnictwo Politechniki Krakowskiej, Kraków 2010, s. 131-141. Kotowicz J., Ziębik A., Bartela Ł., Liszka M., Układy wielopaliwowe. Rozdział 5 w monografii Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków węglowych pod redakcja Tadeusza Chmielniaka, Andrzeja Ziębika. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2010, s. 212-251. 58

H) Inne prace niepublikowane [h1] Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Opracowanie pt. Przeprowadzenie obliczeń symulacyjnych dla układów CHP (o mocy 1 5 MW) opartych na silniku tłokowym ze zgazowarką GazEla w ramach współpracy z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla, listopad 2013. [h2] [h3] [h4] [h5] Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Janusz-Szymańska K., Opracowanie pt. Ekspertyza dotycząca efektywności termodynamicznej i ekonomicznej produkcji energii elektrycznej i ciepła z zastosowaniem technologii zgazowania biomasy w instalacji z generatorem GazEla w zakresie do 50 MWt (w dostarczanym paliwie) w ramach współpracy z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla, październik 2012. Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Balicki A., Szeibel A., Opracowanie pt. Ekspertyza dotycząca efektywności ekonomicznej i termodynamicznej wykorzystania gazu powstającego w wyniku zgazowania biomasy w generatorze gazela w ramach współpracy z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla, styczeń 2012. Kotowicz J., Bartela Ł., Skorek-Osikowska A., Remiorz L., Opracowanie pt. Ekspertyza dotycząca możliwości wykorzystania części strumienia gazu procesowego celem podsuszania paliwa dla instalacji zgazowania biomasy o mocy 1,5 MWt w ramach współpracy z Instytutem Chemicznej Przeróbki Węgla, marzec 2011. Kotowicz J., Skorek-Osikowska A., Bartela Ł., Janusz-Szymańska K., Raporty w ramach współpracy z EDF Polska zatytułowanych: Audyt obiegu parowowodnego w EDF Rybnik oraz Odzysk energii z instalacji turbinowych, 2013. 5a.8. Projekty badawcze, badawczo-rozwojowe oraz prace naukowo-badawcze wykonane dla partnerów przemysłowych 2016 Projekt HESTOR pt. Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru w kawernach solnych. Program GEKON finansowany jest przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju oraz Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Rola: Wykonawca 2015-2017 Badania skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w układach bazujących na obiegu Stirlinga z akumulacją ciepła. Grant badawczy własny NCN. Rola: Główny wykonawca 2015-2016 Opracowanie pn. Wariantowe analizy uwarunkowań i aspektów technicznych budowy i eksploatacji instalacji Power-to-Gas. Wykonane dla Biura Studiów i Projektów Gazownictwa Gazoprojekt S.A. w ramach projektu realizowanego dla PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System S.A., październik 2015 marzec 2016. Rola: Główny wykonawca 2015 Zadanie badawcze pt. Wykorzystanie ciepła odpadowego spalin w celu zwiększenia efektywności energetycznej bloku parowo-gazowego w Zielonej Górze dla EDF Polska S.A., kwiecień 2015 listopad 2015. Rola: Główny wykonawca 59

2014 opracowanie oraz budową instalacji obiegu oleju termalnego z koncentrator ami pr omieniowąnia stonecznego. Grant badawczy w ramach BK. Rola : Kierownik proj ektu 2013 Zadania badawcze pt. odzysk energii z instalacji turbinowycł dla EDF Polska S.A. w ramach wspóęracy EDF Polska S.A. z KonsoĘum Polskich Uczelni Technicznych, wrzesiefizol3 - marzec 201,4. Rola: Główny wykonawca 2010-20 5 Strategiczny Program Badawczy współfinansowany ptzez Narodowe Centrum Badń i Rozwoju _ Zaawartsowane technologie pozyskiwania energii, Zadanie nr I - Opracowanie technologii dla wysokosprawnych,,zero-emisyjnych,,bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem Coz ze spalin. Rola: Wykonawca 2010-2015 Strategiczny Program Badawczy współfinansowany przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju _ Zaawansowane technologie pozyskiwania energii, Zadanre nr 2 - Opracowanie technologii spalania tlenowego dla lrottów pyłowych ifluidalnych zintegrowanej z wychwytem Coz. Rola: Wykonawca,, 2OO}-20I2Analizą termodynamiczna i ekonomiczna u&adu yazowo pąrowe7o zintegrowanego ze zgazowaniem węgla oraz membranowq separacjq ditlenkuwęgla. Grant badawczy własny MNiSW. Rola: Główny wykonawca 5a.9. Informacje dodatkowe W latach 2010 _ 2016 wykonywałem recerzje artykułów kierowanych do wysoko punktowanych czasopism z listy filadelfrjskiej: Energ,, (16 recenzji), Journal of Cleąner Production (1 recenzja), Renewable Energl ( rcceruja), Applied Energ ( recetuja). Ponadto wykonywałem recenzje artykułów kierowanych do czasopism krajowych: Journąl of Power Technologies, Rynek Energii, Karbo, Inżynieria Chemiczna. Sporządzałem również recenzje artykułów konferencyjnych (m.in. konferencji PBEC, Energetyka, Energetyka Gazowa) oraz publikacji składanych do druku w Monografii Inżynieria Środowiska w Energetyce i Motoryzacji (aękuły współtworzone przęz studentów będących członkami kół naukowych). 60