Analiza energetyczna bloku parowego z sekwestracją dwutlenku

Analiza energetyczna bloku parowego
z sekwestracją dwutlenku węgla
Steam power plant with carbon dioxide capture
JANUSZ BUCHTA
Źródła ciepła i energii elektrycznej
Ź ródła ciepła i energii elektrycznej
W artykule przedstawione zostały wyniki obliczeń symulacyjnych układu cieplnego bloku o mocy 900 MW na
parametry ultra-nadkrytyczne z instalacją wychwytywania dwutlenku węgla metodą absorpcyjną. Dokonano oceny
wpływu instalacji zintegrowanej z obiegiem cieplnym na sprawność bloku. Rozpatrzono przypadek całkowitego
i częściowego wychwytu dwutlenku węgla.
Słowa kluczowe: blok energetyczny, CCS
The paper presents results of simulations of the thermal cycle of the 900 MW supercritical power unit with CCS
installation based on chemical absorption. An assessment of an influence of the CCS installation integrated with the
thermal cycle on power plant efficiency was made. Both full and partial separation of CO2 from the flue gas were
considered.
Keywords: steam power unit, CCS
Wstęp
Unia Europejska w swej polityce ochrony klimatu zmierza do obniżenia emisji dwutlenku węgla o 20% do roku 2020, a w perspektywie roku
2050 – o 50%. Zmusi to właścicieli istniejących elektrownii węglowych do budowy instalacji wychwytywania CO2 ze spalin i jego składowania
(CCS). Wśród rozpatrywanych metod ograniczenia emisji dwutlenku węgla przez energetykę węglową wyróżnić można technologie post-combustion, pre-combustion oraz oxy-combustion. Instalacje post-combustion mogą stanowić kluczowe rozwiązanie dla polskiej energetyki, co wynika
z dominacji w naszym kraju elektrowni i elektrociepłowni wyposażonych w pyłowe kotły węglowe. Wśród perspektywicznych technologii separacji CO2 z gazów wylotowych wskazuje się: absorpcję chemiczną, adsorpcję fizyczną, separację membranową oraz metody kriogeniczne. Metody
te są w fazie opracowywania oraz badań w instalacjach pilotażowych. Ich celem jest integracja elementów instalacji CCS, optymalizacja procesu
oraz legalizacja łańcucha technologii CCS. Dostępne są liczne publikacje dotyczące metod wychwytywania dwutlenku węgla oraz integracji instalacji CCS z obiegiem cieplnym elektrowni [1-7].
Obieg referencyjny
Dla potrzeb analizy bloku energetycznego na parametry ultranadkrytyczne przyjęto obieg porównawczy (wyjściowy), którego schemat
cieplny przedstawiono na rys. 1. Jest to obieg z pojedynczym przegrzewem międzystopniowym, układem podgrzewu regeneracyjnego z ośmiomia podgrzewaczami regeneracyjnymi (powierzchniowymi PR1÷PR7 i mieszankowym ODG) oraz schładzaczem pary (SCH) zasilanym krzyżowo z pierwszego upustu części SP turbiny. W obiegach porównawczych przyjęto opcjonalnie napęd elektryczny pompy wody zasilającej (obieg
E – rys. 1) bądź napęd turbinowy pompy wody zasilającej (obieg T). Turbina napędzająca pompę wody zasilającej (PWZ) jest zasilana parą
z tego samego upustu turbiny głównej co odgazowywacz. Układ tego typu jest często stosowany dla bloków energetycznych o mocach większych
od 300 MW. Główną zaletą tego sposobu
napędu pompy wody zasilającej jest możliwość regulacji jej wydajności poprzez zmianę
prędkości obrotowej. Obliczenia bilansowe
obiegu zostały wykonane za pomocą programu IPSEpro firmy SIMTECH.
Poniżej przedstawiono podstawowe
założenia dotyczące obiegu referencyjnego:
moc elektryczna bloku 900 MW
parametry pary świeżej na dopływie do turbiny 650°C / 30 MPa
parametry pary wtórnie przegrzanej Rys.1.
na dopływie do turbiny 670°C / 5,9 MPa
Struktura
schematu
temperatura wody zasilającej kocioł 310°C
cieplnego
ciśnienie w odgazowywaczu
1,15 MPa
dla obiegu
referencyjnego
(obieg E)
dr inż. Janusz Buchta – Politechnika
Łódzka, Instytut Elektroenergetyki
www.informacjainstal.com.pl
11/2013
13
Ź
ciśnienie w skraplaczu
5 kPa
sprawność kotła (węgiel kam./węgiel brun.) 94,5% / 90%
wartość opałowa paliwa (węgiel kam./węgiel brun.)
23,8 / 7,65 MJ/kg
sprawność wewnętrzna stopni części WP turbiny
90%
sprawność wewnętrzna stopni części SP turbiny
92%
sprawność wewnętrzna stopni części NP turbiny
85%
sprawność wewnętrzna ostatniego stopnia części NP turbiny 80%
W tablicy 1 przedstawiono podstawowe
wskaźniki oraz strumienie masy czynników
roboczych dla obiegu wyjściowego opalanego
węglem kamiennym i brunatnym. Wskaźniki
zostały wyznaczone na podstawie obliczeń
bilansowych obiegu wykonanych w programie
IPSEpro. Dla przyjętego obiegu referencyjnego, obliczenia bilansowe pozwoliły na określenie wartości strumieni masy bądź objętości
poszczególnych czynników roboczych. W dalszej kolejności zostały określone moce zapotrzebowane przez poszczególne grupy urządzeń potrzeb własnych. Z punku widzenia
układów elektrycznych potrzeb własnych istotna jest moc elektryczna pobierana przez
poszczególne grupy odbiorów, głównie silnikowych. Dlatego podawane w dalszej części
niniejszego artykułu moce są sumarycznymi
mocami elektrycznymi grup urządzeń potrzeb
własnych bez określania liczby zainstalowanych urządzeń. Zestawienie mocy elektrycznych poszczególnych grup urządzeń potrzeb
własnych, stanowiących obciążenie układu
potrzeb własnych bloku 900 MW w warunkach nominalnych zostało przedstawione
w tablicy 2. Na tej podstawie określone zostały
moce netto bloku oraz jego sprawności netto
w rozpatrywanych konfiguracjach (tablica 3).
Tabela 1. Parametry charakteryzujące obieg referencyjny w konfiguracji E i T
Parametr
Obieg E
Obieg T
węgiel kam.
węgiel brun.
węgiel kam.
węgiel brun.
sprawność brutto, %
49,10
46,77
47,47
45,21
strumień masy pary, t/h
2 228
2 228
2305
2305
strumień masy paliwa, kg/s
76,84
251,6
79,48
260,3
strumień masy powietrza do kotła, kg/s
713,6
853,1
738,1
882,4
strumień masy spalin z kotła, kg/s
775
1076
802
1113
strumień CO2 w spalinach, kg/s
168,6
213,9
174,4
221,3
strumień wody chłodzącej, kg/s
19 620
19 620
20 320
20 320
strumień skroplin, kg/s
394,1
394,1
407,7
407,7
jedn. zużycie paliwa, kg/kWh
0,3074
1,006
0,3179
1,041
jedn. emisja CO2, kg/kWh
0,674
0,856
0,698
0,885
Tabela 2. Zestawienie mocy elektrycznej stanowiącej obciążenie układu potrzeb własnych bloku
900 MW w warunkach nominalnych (moce w kW) – dla obiegów E i T
Lp.
Nazwa grupy urządzeń
1.
Kotłownia
Obieg E
Obieg T
węgiel kam.
węgiel brun.
węgiel kam.
węgiel brun.
11 840
1.1
Młyny węglowe
5 240
11 440
5 420
1.2
Wentylatory młynowe
1 620
-
1 670
-
1.3
Wentylatory powietrza
4 760
5 690
4 920
5 890
1.4
Wentylatory spalin
6 260
10 540
6 480
10 900
1.5
Pompa cyrkulacyjna kotła
-
-
-
-
1.6
Inne odbiory kotłowni
400
400
410
410
2.
Elektrofiltry
700
1 100
720
1 140
3.
Maszynownia
3.1
Pompy wody zasilającej
29 940
29 940
-
-
3.2
Pompy kondensatu głównego
1 130
1 130
1 170
1 170
3.3
Pompy kondensatu oczyszczonego
400
400
410
410
3.4
Pompy wody ruchowej
650
650
670
670
3.5
Pompy próżniowe
250
250
260
260
3.6
Pompy skroplin regeneracyjnych
230
230
240
240
3.7
Inne napędy
300
300
310
310
4.
Pompy wody chłodzącej
5 740
5 740
5 950
5 950
5
IOS
5.1
Pompy cyrkulacyjne
1 800
5 400
1 860
5 590
5.2
Urządzenia pomocnicze
400
1 200
410
1 240
6.
Przygotowanie wody
800
800
830
830
7.
Urządzenia odpopielania, sprężarki
1 200
1 500
1 240
1 550
1 550
8.
Nawęglanie
600
1 500
620
9.
Inne urządzenia
1 200
1 500
1 200
1 500
63 620
79 710
34 790
51 450
RAZEM
Model obiegu z wychwytem dwutlenku węgla
W przeprowadzonej analizie założono usuwanie CO2 w systemie post-combustion z wykorzystaniem metody absorpcji chemicznej.
W metodzie absorpcyjnej oczyszczanie spalin następuje w wieżach absorpcyjnych, gdzie dwutlenek węgla reaguje z rozpuszczalnikami chemicznymi tworząc nietrwały związek chemiczny, który następnie ulega rozpadowi pod wpływem ciepła, pozwalając odzyskać pierwotny
rozpuszczalnik i strumień CO2. Typowymi rozpuszczalnikami są MEA (monoetanoloamina C2H7NO), DEA (dwuetanolo­amina), amoniak (NH3),
węglan potasu (K2CO3) oraz inne sorbenty. Proces może być stosowany przy niewielkich stężeniach CO2, odpowiadających jego zawartości
w spalinach kotłowych, ale spaliny muszą być wcześniej oczyszczone z dwutlenku siarki, tlenu i węglowodorów. Istotnym parametrem rozpusz­
czalników jest ich energochłonność określana w odniesieniu do 1 tony wychwyconego CO2. Dostępne obecnie aminy charakteryzują się
energochłon­nością 2,7‑4,2 GJ/t. Zastosowanie w przyszłości mieszanin amin (MEA-MDEA) powinno zredukować energochłonność do 1,2-2,4
GJ/t [1, 5]. Układ służący do procesu absorpcji CO2 składa się z dwóch elementów. Pierwszy z nich stanowi absorber, w którym zachodzi
wychwytywanie dwutlenku węgla. Drugim urządzeniem jest desorber, w którym następuje desorpcja czyli uwalnianie wcześniej zaabsorbowanego CO2 i odzysk sorbentu. Rozpuszczalnik nasycony dwutlenkiem węgla jest poddawany regeneracji poprzez ogrzanie, co wymaga dostarczenia dodatkowego ciepła. Wówczas następuje zerwanie wiązania chemicznego i uwolnienie czystego dwutlenku węgla z rozpuszczalnika.
Proces regeneracji sorbentu jest jedną z głównych przyczyn znacznego zmniejszenia sprawności obiegu elektrowni. Związane jest to z dużym
poborem ciepła wykorzystywanego w procesie desorpcji. Ciepło może być dostarczane z wykorzystaniem części pary pozyskanej z turbiny
powodując, iż produkcja energii elektrycznej może znacznie się zmniejszyć wskutek zmniejszenia przepływu masowego pary przez niskoprężną część turbiny. Wychwycony dwutlenek węgla jest sprężany, oziębiany, skraplany i transportowany na miejsce składowania.
Instalacja wychwytywania dwutlenku węgla ze spalin wylotowych wymaga dużej ilości energii. Z tego względu, sens jej stosowania dotyczy
jedynie bloków o dużej sprawności. Do obliczeń modelowych, jako porównawczy, przyjęty został układ cieplny bloku z napędem parowym pom-
14 11/2013
www.informacjainstal.com.pl
Źródła ciepła i energii elektrycznej
Tabela 3. Parametry charakteryzujące blok
900 MW
Obieg E
Parametr
Obieg T
węgiel
kam.
węgiel
brun.
moc netto, MW
836,4
820,3
865,2
848,6
sprawność brutto,
%
49,10
46,77
47,47
45,21
sprawność netto, %
45,63
42,63
45,64
42,63
moc brutto, MW
węgiel
kam.
węgiel
brun.
900
py wody zasilającej (obieg T). Z obliczeń bilansowych wykonanych w programie IPSEpro
dla obiegu referen­cyjnego (obieg T) uzyskano
nominalny strumień pary z kotła 2305 t/h, zaś
sprawność brutto bloku 47,47% dla węgla
kamiennego i 45,21% – dla węgla brunatnego. Odpowiednio strumień CO2 w spalinach
wynosi 174,4 kg/s oraz 221,3 kg/s. W kolejnym kroku analizy dokonano modyfikacji Rys. 2.
Struktura schematu cieplnego bloku z napędem parowym pompy wody zasilającej (TPWZ) oraz
obiegu referencyjnego (obieg T) poprzez za- instalacją CCS zintegrowaną ze obiegiem cieplnym
stosowanie zintegrowanego układu wychwytywania i sprężania CO2, w którym zastosowano absorpcyjną instalację CCS z wykorzystaniem amin jako sorbentu. Schemat cieplny bloku wyposażonego w instalację CCS przyjęty do analizy przedstawiono na rys. 2. W standardowych bibliotekach programu IPSEpro nie ma elementów,
które pozwalałyby na modelowanie procesu wychwytywania CO2 ze spalin. Instalację CCS odwzorowano zatem poprzez wymiennik ciepła
(niezbędnego do regeneracji sorbentu) zasilany parą pobieraną z turbiny (blok DESORPCJA). Ważnym zagadnieniem z punktu widzenia sprawności energetycznej bloku jest integracja instalacji CCS z układem cieplnym. Z tego powodu zastosowano odzysk ciepła powstającego w procesie
sprężania CO2 i wprowadzono je do układu regeneracji niskociśnieniowej. Elementem integracji instalacji CCS z obiegiem jest także odpowiedni
dobór temperatury pary dla regeneracji sorbentu. Dla celów niniejszej analizy przyjęto temperaturę 127°C, co odpowiada ciśnieniu 0,247 MPa
w stanie nasycenia, natomiast temperaturę po stronie sorbentu na poziomie 122°C. Powyżej tej temperatury może nastąpić termiczny rozkład
sorbentu. Założono, że wychwycony dwutlenek węgla będzie sprężany do ciśnienia 10 MPa w celu jego transportu rurociągiem do miejsca składowania. Proces sprężania CO2 odbywa się trójstopniowo w połączonych szeregowo sprężarkach (S1÷S3), w których stopień sprężania wynosi
3,7. Praca sprężania oraz straty występujące w jej trakcie powodują znaczny wzrost temperatury CO2 (do 167°C). Po każdym stopniu sprężania
gaz jest schładzany do temperatury 50°C, a uzyskane w ten sposób ciepło może być wykorzystane do podgrzania skroplin w układzie cieplnym
elektrowni poprzez wymienniki W2÷W4. Odzysk ciepła pozwala na zlikwidowanie upustów w części niskoprężnej turbiny. Ponadto założono, że
na wylocie z instalacji służącej do desorpcji, temperatura CO2 wynosi 120°C, a ciśnienie 0,2 MPa. W wymienniku W1 następuje schłodzenie CO2
przed pierwszym stopniem sprężania S1.
Wyniki obliczeń modelowych
Obliczenia symulacyjne obiegu cieplnego bloku z instalacją CCS wykonano w konfiguracji obiegu przedstawionej na rys. 2 oraz założeniu,
że sprawność tego procesu wynosi 90%, a zapotrzebowanie na ciepło do regeneracji sorbentu wynosi 2,2 GJ/t CO2. Spodziewane znaczne
obniżenie sprawności jednostek wytwórczych posiadających instalację CCS powoduje, że optymistyczne zapowiedzi uruchomienia w roku
2020 komercyjnych, pełnoskalowych instalacji CCS, zostały odsunięte w czasie. Zanim zostaną zbudowane instalacje komercyjne, wcześniej
pojawią się instalacje demonstracyjne z częściowym wychwytem CO2. Dla celów analizy rozpatrzono jednostkę wytwórczą z pełnym oraz
częściowym wychwytem CO2 o następujących jednostkowych poziomach emisji CO2: 500 g/kWh, 350 g/kWh.
Początkowo założono, że kocioł dostarcza nominalny strumień pary (2305 t/h) – wówczas nie ulega zmianie strumień masy paliwa do kotła.
W takim przypadku wzrost zapotrzebowania na ciepło przez instalację regeneracji sorbentu pociąga za sobą spadek mocy generatora. Związane jest to z poborem pary do desorpcji, która nie wykona pracy w części NP turbiny. Rozpatrywane obiegi charakteryzują się ubytkiem mocy
brutto bloku wskutek przyjęcia założenia stałego wydatku pary z kotła i poborem pary przez instalację CCS do regeneracji sorbentu. Ubytek
mocy elektrycznej turbozespołu wskutek poboru pary do regeneracji sorbentu wynosi 62,2 i 76,8 MW odpowiednio dla węgla kamiennego
i brunatnego. Spadek sprawności brutto wynosi zaś 3,28 oraz 3,85 punktu procentowego. Dla zrekompensowania ubytku mocy i uzyskania mocy
brutto 900 MW konieczne jest zwiększenie wydajności kotła.
W dalszej analizie rozpatrzono następujące układy i oznaczenia:
–– obieg CCS-1 – obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t CO2, o wydajności
kotła 2305 t/h i z ubytkiem mocy generatora oraz pełnym wychwytem CO2;
–– obieg CCS-2 – obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t CO2, o mocy brutto
900 MW oraz pełnym wychwytem CO2;
–– obieg CCS-3 – obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t CO2, o mocy brutto
900 MW i częściowym wychwytem CO2 do poziomu jednostkowej emisji 350 g/kWh;
–– obieg CCS-4 – obieg z turbinowym napędem PWZ, z instalacją CCS o energochłonności procesu desorpcji 2,2 GJ/t CO2, o mocy brutto
900 MW i częściowym wychwytem CO2 do poziomu jednostkowej emisji 500 g/kWh.
Sprężanie CO2 wymaga napędu sprężarek, moc elektryczna pobierana przez napędzające je silniki dla obiegów CCS-2 wynosi:
–– dla bloku na węgiel kamienny
www.informacjainstal.com.pl
11/2013
15
Ź
PSP = 58,6 MW,
–– dla bloku na węgiel brunatny
PSP = 75,7 MW.
Oprócz sprężarek, instalacja CCS
wymaga zastosowania dodatkowych urządzeń dla potrzeb własnych w postaci wentylatorów i pomp w układzie absorpcji i regeneracji sorbentu. Całkowitą moc pobieraną
w układzie wychwytywania CO2 oszacowano następująco:
–– dla bloku na węgiel kamienny
PCCS = 71,6 MW,
–– dla bloku na węgiel brunatny
PCCS = 92,5 MW.
Analogicznie jak dla obiegów referencyjnych określono moce elektryczne poszczególnych grup urządzeń dla potrzeb własnych.
Ponieważ w obiegach CCS‑2÷CCS‑4 zwiększyły się wydajności kotła i strumienie innych
czynników roboczych, zatem wzrosło zapotrzebowanie na moc dla pozostałych urządzeń.
W analizowanych obiegach z częściowym wychwytem CO2 oczyszczaniu w instalacji CCS (z 90% sprawnością) podlegają
następujące części strumienia spalin:
–– dla węgla kamiennego 33,8% oraz
57,8% (odpowiednio dla emisji 500
i 350 g/kWh),
–– dla węgla brunatnego 51,4% oraz 69,9%
(odpowiednio dla emisji 500 i 350 g/
kWh).
Dla rozpatrywanych obiegów dokonano
porównania wskaźników charakteryzujących
poszczególne warianty. Wskaźniki zamieszczono w tablicy 4. Wskaźniki poszczególnych
obiegów na węgiel kamienny zilustrowano na
wykresach (rys. 3)
Tabela 4. Porównanie obiegów na węgiel kamienny i brunatny
E
T
CCS-1
CCS-2
CCS-3
CCS
nie
nie
tak
tak
tak
CCS-4
tak
energochłonność CCS, GJ/t
-
-
2,2
2,2
2,2
2,2
emisja CO2, kg/kWh
0,674
0,698
0,075
0,075
0,35
0,5
moc brutto, MW
900
900
837,8
900
900
900
841,5
węgiel kamienny
moc netto, MW
836,4
865,2
738,0
792,9
824,3
moc potrzeb własnych, MW
63,6
34,8
99,8
107,1
75,7
58,5
sprawność brutto, %
49,10
47,47
44,19
44,19
45,40
46,09
43,09
sprawność netto, %
45,63
45,64
38,92
38,92
41,58
wydajność kotła, t/h
2228
2305
2305
2476
2410
2374
strumień masy paliwa, kg/s
76,84
79,48
79,48
85,38
83,11
81,87
emisja CO2, kg/kWh
0,856
0,885
0,097
0,097
0,35
0,5
moc brutto, MW
900
900
823,2
900
900
900
801,6
węgiel brunatny
moc netto, MW
820,3
848,6
689,3
753,7
783,7
moc potrzeb własnych, MW
79,7
51,4
133,9
146,3
116,3
98,4
sprawność brutto, %
46,77
45,21
41,36
41,36
42,40
43,04
38,33
sprawność netto, %
42,63
42,63
34,63
34,63
36,92
wydajność kotła, t/h
2228
2305
2305
2520
2458
2421
strumień masy paliwa, kg/s
251,6
260,3
260,3
284,5
277,6
273,4
Rys. 3.
Porównanie obiegów: moc
brutto,
netto
i potrzeb
własnych,
jednostkowa emisja
CO2,
sprawności
brutto
i netto dla
obiegów
na węgiel
kamienny
Podsumowanie
Zastosowanie instalacji CCS pociąga za
sobą spadek sprawności bloku i duży wzrost
zapotrzebowania na energię elektryczną
przez potrzeby własne. Ubytek sprawności
bloku wyposażonego w absorpcyjną instalację CCS zależy od energochłonności zastosowanego sorbentu. Wdrożenie instalacji CCS
w energetyce wymaga znacznych nakładów
inwestycyjnych i spowoduje wzrost kosztów
produkcji energii elektrycznej. W ostatnich
latach zaniechano, bądź odłożono w czasie
realizację kosztownych, demonstracyjnych
instalacji CCS (Bełchatów, Longannet, Jänschwalde). W ramach współfinansowanego
przez NCBiR Programu Strategicznego
„Zaawansowane technologie pozyskiwania
energii”, zbudowano pierwszą w Polsce
mobilną, pilotową instalację do wychwytu
CO2. W lipcu 2013 roku Parlament Europejski zgodził się na wycofanie z rynku 900 mln
uprawnień do emisji CO2, co spowoduje wzmocnienie bodźców ekonomicznych do prac nad rozwojem technologii CCS.
16 11/2013
www.informacjainstal.com.pl
[1] Praca zbiorowa pod redakcją T. Chmielniaka i A. Ziębika: Obiegi cieplne nadkrytycznych bloków weglowych, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2010.
[2] Wang M., Lawal A., Stephenson P., Sidders J., Ramshaw C.: Post-combustion CO2 capture with chemical absorption: A state-of-the-art review. Chemical Engineering
Research and Design, 89 (2011), s. 1609–1624
[3] Rakowski J.: Perspektywiczne możliwości ograniczania emisji CO2 z elektrowni węglowych, Energetyka nr 4/2010.
[4] Sztekler K., Panowski M., Klajny R.: Analiza adsorpcyjnego układu oczyszczania spalin kotłowych na potrzeby sekwestracji dwutlenku węgla. Systems, vol. 14, 2010,
s. 186-192.
[5] Romeo L.M., Espatolero S., Bolea I.: Designing a supercritical steam cycle to integrate the energy requirements of CO2 amine scrubbing, International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 2, Issue 4, October 2008, s. 563-570.
[6] Łukowicz H., Mroncz M.: Analysis of the possibilities of steam extraction from a condensing 900 MW turbine for the carbon dioxide separation system. Archiwum
Energetyki, tom XLII (2012), nr 3-4, s. 71-84.
[7] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: Influence of CO2 separation on the efficiency of the supercritical coal fired power plant. Rynek Energii 94 (2011), 3, s. 53-56.
Źródła ciepła i energii elektrycznej
L I T E R AT U R A
Przedstawione w pracy wyniki zostały uzyskane w badaniach współfinansowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ramach
umowy SP/E/1/67484/10 – Strategiczny Program Badawczy – Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii
dla wysokosprawnych „zeroemisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin. n
www.informacjainstal.com.pl
11/2013
17