Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "Co" wg kryterium: Temat

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 34
Tytuł:
Analiza integracji jednostki separacji CO2 z obiegiem cieplnym bloku energetycznego
Analysis of CO2 separation unit integration with the thermal-steam cycle of the power unit
Autorzy:
Sztekler, K
Kalawa, W.
Panowski, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/952586.pdf
Data publikacji:
2014
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
CO2
separacja
sekwestracja CO2
modelowanie
separation
CO2 sequestration
modeling
Opis:
Światowe tendencje w ochronie środowiska wskazują na konieczność ograniczenia emisji dwutlenku węgla, który wpływa na rozwój efektu cieplarnianego. Ponieważ podstawowym paliwem wykorzystywanym w energetyce zawodowej jest węgiel, sektor przemysłu jest największym emitorem CO2; zatem prace nad redukcją dwutlenku węgla w tej branży są w pełni uzasadnione. Wchwili obecnej adsorpcyjne technologie wychwytu CO2 nie są jeszcze zastosowane w skali przemysłowej, tym samym nie posiadamy w pełni udokumentowanych informacji dotyczących ich wpływu na bloki energetyczne. Przy wykorzystaniu oprogramowania IPSEpro zamodelowano obieg referencyjny bloku o mocy 833MWe oraz układ separacji CO2 ze spalin, który bazuje na metodach adsorpcyjnych. Analizowano technologię PTSA (Pressure Temperature Swing Adsorption) stanowiącą połączenie dwóch technologii separacji PSA (Pressure Swing Adsorption) i TSA (Temperature Swing Adsorption). Po opracowaniu układów zintegrowano jednostkę wychwytu dwutlenku węgla i innych urządzeń technologicznych z obiegiem parowo-wodnym elektrowni. Integracja w tym wypadku polega na jak najbardziej optymalnym rozmieszczeniu wszystkich urządzeń niezbędnych separacji i transportu CO2. Dane uzyskane z obliczeń modelowych pozwoliły na dokładną analizę wpływu układu separacji CO2 oraz innych niezbędnych urządzeń potrzebnych do realizacji samego procesu wychwytu CO2 i jego przygotowania do transportu w postaci ciekłej na moc bloku oraz sprawność obiegu. Przeprowadzona analiza pozwoliła na oszacowanie ilości dwutlenku węgla, który nie zostanie wyemitowany do atmosfery, co niewątpliwie może zmniejszyć uciążliwość instalacji energetycznych dla środowiska.
Global trends in environmental protection point to the need to reduce emissions of carbon dioxide contributing to the greenhouse effect. Since the primary fuel used in the power industry is coal, the power industry is the largest emitter of CO2, justifying a particular focus on reducing the emissions fromthis source. At present, adsorption technologies for CO2 capture are not yet used on a commercial scale, and there is a lack of adequate information concerning their effects on energy units. IPSEpro software was used for modeling a reference thermal-steam cycle power unit with an 833MWe load, and CO2 separation fromthe flue gas unit (which is based on adsorptionmethods). This study analyzed PTSA (Temperature Pressure Swing Adsorption) technology, which represents a combination of two separation technologies – PSA (Pressure Swing Adsorption) and TSA (Temperature Swing Adsorption). After the development of the systems of the power unit, the carbon dioxide capture unit and other technological installations were integrated into the thermal-steam cycle of the power unit. Integration in this case relied on the optimal arrangement of all the equipment necessary to carry out the task of reducing emissions of carbon dioxide in the steam cycle of the power unit. The data obtained from the model’s calculations allowed for accurate analysis of the impact of the separation of CO2. It was also possible to evaluate other devices needed for the implementation of the process of CO2 capture and preparation for transport in liquid form, considering the unit load and the cycle efficiency. The analysis made it possible to estimate the carbon dioxide amount not emitted into the atmosphere, a key factor in measuring the impact of power plants on the environment.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2014, 17, 2; 137-152
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Dotrzymać kroku polityce energetyczno-klimatycznej UE - postęp badań procesów usuwania CO2 z gazów spalinowych
Keep up EU energy policy – the progress of research process to remove CO2 from flue gas
Autorzy:
Więcław-Solny, L.
Tatarczuk, A.
Krótki, A.
Wilk, A.
Śpiewak, D.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282432.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
emisja CO2
usuwanie CO2
CCS Carbon Capture and Storage
MEA
pakiet klimatyczny
strategiczny program badawczy
CO2 emission
CO2 removal
carbon capture and storage (CCS)
Opis:
Konsekwencją przyjętej polityki "klimatycznej" UE (Pakiet klimatyczny - 3*20), mającej na celu obniżenie emisji gazów cieplarnianych szczególnie z dużych źródeł energetyki zawodowej będzie wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej obarczonej dodatkowymi kosztami zakupu pozwoleń do emisji CO2 - EUA oraz wprowadzania technologii niskoemisyjnych w tym CCS (Carbon Capture and Storage). Kluczowym elementem dla sektora energetycznego staje się rozwój wysokosprawnych niskoemisyjnych technologii węglowych do zastosowania w energetyce zawodowej w najbliższej perspektywie czasowej oraz poznanie stopnia rozwoju technologii pozwalających na redukcję emisji CO2 ze spalin. W artykule przedstawiono krótki przegląd informacji na temat stopnia rozwoju technologii pozwalających na redukcję emisji CO2 z procesów generacji energii elektrycznej w klasycznych blokach węglowych oraz postępu bada? nad procesami usuwania CO2 ze spalin na świecie. W opracowaniu przedstawiono również wstępne wyniki badań procesu usuwania CO2 z gazów metodą absorpcji chemicznej w wodnym roztworze 30% monoetanoloaminy MEA - wpływ wybranych parametrów procesowych (stosunek L/G) na sprawność usuwania CO2. Badania realizowane są w Instytucie Chemicznej Przeróbki Węgla w Zabrzu, w ramach Zadania nr 1: Opracowanie technologii dla wysokosprawnych "zeroemisyjnych" bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin, Strategicznego Programu Badawczego - Zaawansowane technologie pozyskiwania energii.
The consequence of the adopted EU climate policy aimed at reducing greenhouse gas emissions especially from large power plants would increase electricity generation costs burdened with additional costs for the purchase of CO2 emission permits – EUA and the introduction of low carbon technologies including CCS (Carbon Capture and Storage). A key element for the energy sector is the development of high-low-emission coal technologies for use in the power industry in the near term. A very important issue is to know the degree of development of technologies to reduce CO2 emissions for use in the power sector in the near term. This article presents a brief overview of information about CO2 removal technologies development to reduce CO2 emissions from electricity generation processes in coal power plants. The preliminary results of the process of removing CO2 from the gas by chemical absorption in an aqueous solution of 30% monoethanolamine MEA – the influence of process parameters (the L/G ratio) for CO2 removal efficiency. Tests are performed at the Institute for Chemical Processing of Coal in Zabrze, as part of Strategic Research Programme – Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power units integrated with CO2 capture.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2012, 15, 4; 111-123
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Sytuacja na giełdach handlu emisją a ceny energii elektrycznej
Emissions trading exchanges and the price of electricity
Autorzy:
Grudziński, Z.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282465.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
CO2 emisja
giełdy handlu emisją
CDS
CO2 emission
emission trading exchanges
Opis:
Mimo trwającego spowolnienia gospodarczego emisja CO2 cały czas rośnie. Od 1990 roku wzrosła o 38%. Ponad 50% emisji pochodzi z USA, Unii Europejskiej i Japonii. W Polsce w stosunku do roku 1990 emisja spadła o 16,4%, podczas gdy w panstwach OECD spadła o 6,2%. W tym czasie w Chinach nast1pi3 prawie trzykrotny wzrost emisji do poziomu 5,1 ton CO2 na osobe. Sektor energetyczny jest odpowiedzialny za 41,0% emisji (2009 rok). W Polsce w 2010 roku nast1pi3 wzrost emisji o 4,5%. Jednak krajowe emisje CO2 nie przekroczyły puli bezpłatnych pozwoleń. W roku 2011 Komisja Europejska ustaliła warunki przyznawania darmowych uprawnien do emisji CO2 europejskim przedsiębiorstwom. Natomiast w 2012 r. Komisja przyjeła scieżkę obniżania unijnych emisji CO2 o 80% do 2050 r. Handel uprawnieniami do emisji CO2 w Europie (EUA) obecnie funkcjonuje w tzw. drugim okresie rozliczeniowym. Najwiekszym rynkiem giełdowym jest Europejska Giełda Klimatyczna oraz giełda BlueNext. Około 70% transakcji w danym roku na giełdach odnosi sie do kontraktów na grudzien danego roku. Ceny uprawnień do emisji EUA (notowanych na giełdach) od I pierwszego okresu rozliczeniowego charakteryzowały sie dużą zmienność. Ceny w notowaniach dziennych wahały sie w szerokich granicach od 0,1 do 29,5 EUR/tone CO2. Głównymi czynnikami wpływającymi na kształtowanie sie cen (wzrost bądź spadek) uprawnień są: brak decyzji o zwiekszeniu celów redukcyjnych, możliwością wycofania do 1,2 mld jednostek w latach 2012–2020, zmniejszenie ryzyka związanego z problemami strefy euro.
CO2 emissions continue to grow despite the ongoing economic slowdown. Emissions have increased by 40% since 2000. Over 50% of total, global CO2 emissions are emitted in the U.S., Japan, and the European Union. In Poland, CO2 emissions dropped by 16% when comparing 2009 emissions with 1990 statistics, while in the OECD countries they decreased by only 6.2%. In the same period, China’s CO2 emissions tripled, reaching 5.1 tons per capita. The energy sector accounts for approximately 41% of the emissions in 2009. As far as Poland is concerned, CO2 emissions increased by 4.5% in 2010. However, total domestic CO2 emissions did not exceed allocated allowances. The European Commission worked out the conditions for grandfathering of CO2 emissions allowances for European companies in 2011, and in the next year adopted a path for reducing the EU’s CO2 emissions 80% by 2050. Currently, the EU CO2 emissions trading scheme is in the second phase. There are two important CO2 emissions trading exchanges: the European Climate Exchange and BlueNext. Approximately 70% of transactions in a given year refer to the contracts for December. Prices of CO2 emissions allowances (EUA) (quoted in the exchanges) have already proved to be volatile since the first phase of the EU Emissions Trading Scheme. Prices in the daily quotations ranged from 0.1 €/tCO2 to 29.5 €/tCO2. The main factors determining price fluctuations are as follows: the lack of a definite decision to increase the emissions reduction targets, the possibility of withdrawal of up to 1.2 billion units in 2012–2020, and a reduction in the risks related to the ongoing problems of the Euro zone.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2012, 15, 3; 77-90
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Postęp prac w badaniach technologicznych aminowego usuwania CO2 ze spalin
The technological research progress of amine-based CO2
Autorzy:
Więcław-Solny, L.
Tatarczuk, A.
Krótki, A.
Stec, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283082.pdf
Data publikacji:
2013
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
CCS
absorpcja aminowa
MEA
redukcja emisji CO2
amine absorption
CO2 emission reduction
Opis:
Procesy wychwytu transportu i składowania CO2 (CCS - Carbon Capture and Sequestration) są uznane przez KE za główne narzędzie w procesie redukcji emisji ditlenku węgla z dużych źródeł np. procesów generacji energii elektrycznej. Ze względu na spowolnienie gospodarki UE, tempo rozwoju i implementacji technologii CCS jest niewystarczające i wymaga zintensyfikowania działań mających na celu komercjalizację technologii CCS w sektorze energetycznym. Uruchomione przez Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla stanowisko badawcze oraz Instalacja pilotowa stanowią unikatową na skalę kraju infrastrukturę, pozwalającą na kompleksowe badania procesu wychwytu CO2 z gazów procesowych. W artykule przedstawiono postęp prac w ramach realizacji Programu Strategicznego w obszarze procesów usuwania CO2 ze spalin bloków węglowych - wyniki pierwszych w kraju testów wychwytu CO2 z rzeczywistych spalin, potwierdzające możliwość pracy instalacji z wysoką sprawnością separacji CO2 powyżej 85%.
Carbon Capture and Storage (CCS) technology is one of the key ways to reconcile the rising demand for fossil fuels with the need to reduce C02 emissions. Globally, CCS is likely to be a necessity in order to meet the European Union's greenhouse gas reduction targets. Post-combustion processes like amine-based chemical absorption of C02 are ideally suitable for conventional power plants. However, there still are only a few facilities worldwide in which this technology is actively employed, and the demonstration phase of CCS technology requires more extensive implementation under practical conditions. The Institute for Chemical Processing of Coal in Zabrze started post-combustion CO2 capture R&D in 2007. The first pilot tests of CO2 capture from coal-fired flue gas in Poland are carried out in cooperation with TAURON Polska Energia and Tauron Wytwarzanie as a result of the Strategic Research Programme "Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power units integrated with CO2 capture". This paper presents bench-scale and pilot testing data of CO2 removal by MEA-based chemical solvents. The achieved efficiency of CO2 separation in this analysis was above 85%, and energy demand of the sorbent regeneration process was in the range of 4.8-7.5 MJ/kg CO2, as with other available first generation Carbon Capture Technologies.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2013, 16, 4; 229-241
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Doświadczenia operacyjne instalacji aminowego usuwania CO2 ze spalin – od skali laboratoryjnej do pilotowej
Operational experiences of different scale Carbon Capture plants
Autorzy:
Więcław-Solny, L.
Krótki, A.
Tatarczuk, A.
Stec, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283144.pdf
Data publikacji:
2014
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
emisja CO2
usuwanie CO2
CCS Carbon Capture and Storage
monoetanoloamina-MEA
strategiczny program badawczy
CO2 emission
reduction CO2
absorption
MEA – monoethanolamine
carbon capture and storage (CCS)
strategic research programme
Opis:
Polityka klimatyczna UE ukierunkowana jest na obniżenie emisji szkodliwych związków do środowiska. W przypadku sektora energetycznego, od lat kładzie się duży nacisk na obniżenie emisji tlenków siarki SOx, tlenków azotu NOx, pyłów oraz CO2. W związku z wprowadzeniem systemu handlu emisjami CO2 , coraz większego znaczenia nabierają technologie obniżające emisje gazów cieplarnianych, w tym technologie wychwytu i składowania CO2 (CCS – Carbon Capture and Sequestration). W artykule przedstawiono postęp prac nad procesem usuwania CO2 ze spalin bloków węglowych, realizowanych w ramach Strategicznego Programu Badawczego „Zaawansowane technologie pozyskiwania energii: Opracowanie technologii dla wysoko sprawnych „zero-emisyjnych” bloków węglowych zintegrowanych z wychwytem CO2 ze spalin”. Przedstawiono doświadczenia zespołu realizującego badania procesu wychwytu CO2 na instalacjach w skali laboratoryjnej, półtechnicznej i pilotowej. Zaprezentowano wyniki testów procesu wychwytu CO2 ze spalin z zastosowaniem instalacji pilotowej aminowego usuwania CO2 o wydajności 1 t CO2/d. W ramach realizowanych badań pilotowych prowadzonych w Elektrowni Łaziska w 2013 r., wykonano ponad 80 testów, w ramach których udało się wydzielić 20 ton dwutlenku węgla ze spalin kotłowych. Przeanalizowano wpływ innowacyjnych rozwiązań konstrukcyjnych instalacji pilotowej. Potwierdzono wysoką sprawność procesu wychwytu CO2 z zastosowaniem absorpcji chemicznej w roztworze MEA przekraczającą 90% oraz możliwość obniżenia zużycia ciepła w procesie regeneracji sorbentu poprzez integrację cieplną obiegów w obszarze instalacji wychwytu CO2.
EU’s climate policy is focused on the reduction of harmful emissions. The energy sector put a great emphasis on the reductionof emissions of sulfur oxides SOx, nitrogen oxides NOx, carbon monoxide CO, particulates and carbon dioxide CO2 . Mitigation of CO2 emissions is the challenge of the power sector, because just under 80% of the electricity generated in Poland is powered by coal-fired power plants. Technologies reducing greenhouse gas emissions, including technologies, CO2 capture and storage (CCS – Carbon Capture and Sequestration), are becoming increasingly important, according to the introduction of CO2 emissions trading system – EU ETS. The Carbon Capture and Storage (CCS) technology is one of the key ways to reconcile the rising demand for fossil fuels, with the need to reduce CO2 emissions. Globally CCS is likely to be a necessity in order to meet the Union’s greenhouse gas reduction targets Post-combustion process like amine based chemical absorption CO2 is ideally suitable for conventional power plants. There are still only a few facilities worldwide in which this technology is actively being practiced and the demonstration phase of CCS technology needs more activity – the biggest one in Europe have 280 t CO2 /d yield and is located in Mongstad in Norway. This paper presents the progress of the CO2 capture from the flue gas research implemented within the framework of the Strategic Research Programme “ Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power unitswith integrated CO2 capture”. Some of the experience of the researchers performing CO2 capture plants on a laboratory, semi-technical and pilot scale are presented. First pilot tests of CO2 capture from coal- fired flue gas in Poland were carried out in cooperation with TAURON Polska Energia and Tauron Wytwarzanie, at Laziska Power Plant for six months of 2013 year. The Pilot Plant was connected to the hard coal-fired boiler. The plant is able to receive about 200m3/h of real flue gas that contains different types of pollutants such as SOx, NOx and particles. The Pilot Plant consists of flue gas pre-treatment unit – deep desulfurization, and CO2 capture unit – consist of absorber and desorber columns. The Pilot Plant operates 24 h per day, 5 days per week. Because the CO2 concentration in flue gas to be treated consequently fluctuates round the clock operation allows for extended evaluation of the solvent, and capture process efficiency on real work parameters of the boiler. Over 500 h, 81 tests and more than 20 t of separated CO2 were achieved during the operation with 30 wt% MEA (monoethanolamine). The unique design of the Pilot Plant allowed for the evaluation of various process modifications. Process modifications such as split stream and heat recuperation had been evaluated with the plant. The effect of heat recovery – recuperation can easily be seen in Fig.5. Achieved efficiency of CO2 separation was above 85% and the lowest noticed energy demand of sorbent regeneration was 3,6 MJ/kg CO2 – for MEA as a sorbent, and heat recuperation evaluated – Fig. 3. Those power required for regeneration comprise the energy requirements of the process subsequently determining the operating and maintenance costs – about 50–60% of OPEX. The main noticed operational problem of the CO2 capture plants was corrosion of the some devices, that means how important is the right material choosing during plant designing stage.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2014, 17, 3; 393-404
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Rozwój sektora energetycznego w perspektywie 2020 r. - aspekty ekologiczne i ekonomiczne
The development of the national energy sector in the perspective 2020 year - ecological and financial aspects
Autorzy:
Gajda, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283553.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
sektor energetyczny
bloki energetyczne
elektrownie
emisje CO2
koszty redukcji CO2
technologia CCS
ceny energii elektrycznej
energy sector
power plants
CO2 emission
cost of the CO2 emission reduction
CCS technology
energy prices
Opis:
Artykuł stanowi kontynuację rozważań dotyczących kierunków rozwoju sektora energetycznego stymulowanego zobowiązaniami i wymogami ekologicznymi w ramach UE, opartych na zgłoszonych przez wytwórców energii przedsięwzięciach dotyczących budowy w latach 2012–2020 nowych mocy. Uwzględniono w nim warunki brzegowe nowych wymogów dla Polski, dotyczących bilansowania i rozliczeń ładunków emisjiCO2w okresie po 2012 r. W artykule dokonano oceny techniczno-ekonomicznej i możliwości maksymalizacji zdolności do redukcji emisji CO2 wybranych, reprezentatywnych w rozpatrywanym zbiorze nowych mocy, bloków energetycznych dużej mocy. Określono również relacje cen energii elektrycznej z uwzględnieniem współspalania biomasy, obowiązku zakupu 100% uprawnień do emisji CO2 oraz po przejściu na technologię CCS. Uzyskane wyniki, przy uwzględnieniu sukcesywnego wzrostu do 15% udziału systemowych bloków gazowo-parowych w produkcji energii elektrycznej sektora w okresie 2013–2020, pozwoliły na rozszerzenie analizy na podsektor elektrowni obejmujący istniejące i nowe moce.Wnastępnym kroku, wykorzystując niezbędne dane z wcześniejszych analiz dokonano oceny sektora energetycznego, przekształcanego w wyniku budowy nowych i sukcesywnej likwidacji istniejących nieefektywnych mocy na poziomie cen 2007 r . Przy ocenie kondycji sektora energetycznego uwzględniono uzyskane na szczycie UE w grudniu 2008 r., odstępstwo od wymogu zakupu 100% uprawnień do emisji CO2 od 2013 r. z przesunięciem tego obowiązku na 2020 r. Wwyniku przeprowadzonych uproszczonych analiz uzyskano szereg danych pozwalających, przy obecnym stanie wiedzy i postępujących zmianach istotnych uwarunkowań dla sektora, na dalsze skrystalizowanie poglądów dotyczących strategii jego rozwoju w newralgicznym okresie do 2020 r. Wypływające z nich wnioski dotyczące konieczności wzmocnienia roli gazu ziemnego są w sprzeczności z poglądami znacznej części decydentów, preferujących głównie technologie węglowe, w części niedojrzałe technicznie do wprowadzenia, charakteryzujące się wysokimi kosztami. Przy czym oczekiwane do 2020 r. efekty znaczącej redukcji emisji CO2 będą możliwe do zdyskontowania dopiero w kolejnej dekadzie, po wprowadzeniu na dużą skalę technologii CCS.
The article continues the discussion on development of the national energy sector. This situation is stimulated by emission reduction requirements and ecological requirements within the European Union. The discussion is based on the power producers’ declarations regarding the new power generation investments over the years 2012–2020. The article takes into account boundary conditions of the new requirements set for Poland, referring to balancing and reporting of CO2 emissions after 2012. The article analyses technical and economic aspects of possible maximisation of reduction potential of CO2 emission of chosen and representative high potential new investments of power generation. Relationships of the electric energy prices were considered with taking into account biomass co-combustion, obligation of purchasing of 100% CO2 emission allowances and option of adoption of the CCS technology. The analysis took into account a gradual increase – up to 15% – of the system gas-steam units in electric power generation over 2013–2020. The analysis was extended onto power plants’ subsector of existing and new power plants. As the next step of the analysis, the national energy sector was evaluated, based on prices level of 2007. The sector was transformed because of new investments and gradual liquidation of existing non-effective units. Evaluation of the energy sector took into account a deviation of the obligation of purchasing of 100% CO2 emission allowances and its postponing form 2013 to 2020, which was negotiated at the EU Summit in December 2008. Simplified analysis resulted in series of data which allows further refinement of views, based onto actual knowledge and changes vital for the sector, regarding strategy of the energy sector development in crucial period till 2020. Resulting conclusions regarding necessity of strengthening the role of natural gas, are opposite to views of great part of the decision-makers who prefer mainly carbon technologies. These technologies are technically premature to be implemented and they are very costly. Benefits of the significant CO2 emission reductions till 2020 will be available not earlier than in the next decade after large scale implementation of the CCS technology.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/1; 19-35
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wpływ kosztów wykupu pozwoleń na emisję CO2 na wzrost ceny energii elektrycznej w Polsce
Influence of the cost of CO2 emission allowance purchases on the increase in electricity prices in Poland
Autorzy:
Woźniak, J.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282426.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
paliwa kopalne
energetyka
EU ETS
koszty emisji CO2
power sector
cost of CO2 emissions
Opis:
Artykuł prezentuje prognozę poziomu przeniesienia kosztów wykupu pozwoleń na emisję CO2 w ramach europejskiego systemu handlu emisjami (ETS) na przyrost hurtowej ceny energii elektrycznej w Polsce. Dokonano inwentaryzacji emisyjności polskiej gospodarki ze szczególnym uwzględnieniem udziału sektora elektroenergetycznego. Na tej podstawie oszacowano ilość darmowych pozwoleń na emisję CO2 w przejściowym okresie do końca 2019 r. Ponadto na bazie zaproponowanej metody obliczania wskaźnika przeniesienia kosztów wykupu pozwoleń na emisję CO2 na ceny energii elektrycznej, modelowano ich wpływ na procentowy przyrost hurtowej ceny energii elektrycznej z uwzględnieniem pochodzenia źródeł energii. Analizy przeprowadzono opierając się na obecnej strukturze wytwarzania energii elektrycznej oraz prognozie zmian z udziałem 15% energii z OZE w 2020 r. W analizie uwzględniono cenową elastyczność popytu na energię elektryczną w długim i krótkim przedziale (Ec), jako reakcję rynku na przyrosty cen energii spowodowanej kosztami wykupu pozwoleń na emisj? CO2. Bazując na wcześniejszych prognozach wyznaczono realne wskaźniki przeniesienia cen pozwoleń na emisję na cenę energii elektrycznej, tj. około 66% (Ec= -0,2), 59% (Ec= -0,32) i około 36% (Ec= -0,97), uwzględniając strukturę jej wytwarzania. Ponadto w prognozie uwzględniono możliwości importu energii elektrycznej przez krajowy system elektroenergetyczny (KSE). Rozpoznano istniejącą infrastrukturę KSE oraz potencjał jej przyłączy w najbliższych latach. Oszacowano możliwości importu energii elektrycznej na poziomie 10 i 15% obecnego poziomu konsumpcji i dla tych wariantów oszacowano realne wskaźniki przeniesienia kosztów CO2 na cenę energii. Dla importu 10% energii realne wskaźniki przeniesienia ceny emisji na cenę energii kształtowały się na poziomie około 51% (Ec= -0,2), 45% (Ec= -0,32) i około 27% (Ec= -0,97). W wariancie importu 15% około 47% (Ec= -0,2), 42% (Ec= -0,32) i 25% (Ec = -0,97). Dokonano analizy porównawczej wszystkich wskaźników przeniesienia kosztów emisji z której wynika, że import energii elektrycznej przyczyni się do osiągnięcie znacznej redukcji obciążenia kosztami emisji cen energii elektrycznej wytwarzanej przez krajowy sektor elektroenergetyczny.
This paper presents the forecast of the level of transfer of CO2 emission permits purchase costs under the ETS scheme to increase wholesale electricity prices in Poland. An inventory of emissions was conducted for the Polish economy with particular emphasis on the energy sector. On this basis, the number of free CO2 emission allowances in the transition period to the end of 2019 has been estimated. Additionally, a model was constructed to calculate the effect of the rate of transfer of CO2 allowance purchase costs on the percentage increase in wholesale electricity prices, taking into account the origin of energy sources. The analysis was based on the current structure of electricity generation and a projected increase in the share of renewable energy sources of up to 15% by 2020. The study took into account the price elasticity of demand for electricity in the long and short run (Ec ) as the market’s reaction to the increases in energy prices made it necessary to purchase CO2 allowances. Based on previous forecasts, new, realistic transfer rates have been presented i.e. (Ec = –0.2), 59% (Ec = –0.32) and around 36%( Ec = –0.97), taking into account the structure of electricity generation. In addition, the forecast includes the possibility of importing electricity by the national electricity system. The capabilities of the National Power System have been recognized together with its potential connections in the coming years. The possible import of electricity has been estimated at 10% and 15% of the current level of energy consumption, and for these variants the real rates of transfer of CO2 allowance purchase costs have been calculated on the following level of energy prices: 51% (Ec = –0.2), 45% (Ec = –0.32) and 27% (Ec = –0.97) for 10% import, 47% (Ec = –0.2), 42% (Ec = –0.32) i 25% (Ec = –0.97) for 15% import The comparative analysis of all real rates of the transfer of CO2 emission allowance purchase costs on electric energy prices has shown that the import of electric energy will help to achieve a significant charge reduction in the transfer rate of the costs of CO2 emission permit purchase on the price of the electricity produced by the national power sector.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2012, 15, 4; 139-149
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Analiza porównawcza produkcji wodoru i związanej z nią emisji CO2 przy zgazowaniu węgla kamiennego w reaktorach Shell oraz Texaco
Comparative analysis of hydrogen production and related CO2 emission during hard coal gasification in Shell and Texaco technologies
Autorzy:
Burmistrz, P.
Chmielniak, T.
Karcz, A.
Ściążko, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283696.pdf
Data publikacji:
2010
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
węgiel kamienny
zgazowanie
produkcja wodoru
emisja CO2
hard coal
gasification
hydrogen production
CO2 emission
Opis:
Dokonano analizy porównawczej podstawowych wskaźników produkcji wodoru ze zgazowania węgla kamiennego typu 31 w dwóch rodzajach generatorów: z suchym doprowadzeniem paliwa oraz z doprowadzeniem paliwa w zawiesinie wodnej (na przykładzie technologii Shell i GE/Texaco). Do obliczeń procesowych wykonanych w symulatorze procesowym ChemCAD przyjęto konfigurację układu, bazującą na rozwiązaniach technologicznych dostępnych w skali komercyjnej. Obliczono parametry głównych strumieni procesowych, a w formie wykresów Sankey’a przedstawiono bilanse masowe i energetyczne. Dokonano oceny struktury wskaźników emisji CO2 powstającego w całym cyklu wytwarzania wodoru, począwszy od pozyskania, przeróbki mechanicznej i transportu węgla do zakładu zgazowania (LCA). Obliczenia wykonano dla przypadku z i bez sekwestracji CO2. Korzystniejsze wyniki z uwagi na uzysk wodoru oraz ograniczenie emisji CO2 uzyskano dla wersji z zastosowaniem reaktora z suchym doprowadzeniem paliwa.
Comparative analysis of hydrogen production from hard coal gasification for two gasification technologies (dry and slurry feed gasifies) was presented. For process calculation commercial ready plant configuration was proposed. Process streams parameters and mass and energy balance for analyzed cases were presented. LCA evaluation related to CO2 emissions of hydrogen production plants was made. Taking into account hydrogen production level and CO2 emission better results were obtained for dry feed gasification technology.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2010, 13, 2; 63-75
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Before implementing carbon taxes in developing countries: Egypt as a case study
Przed wdrożeniem podatku węglowego w krajach rozwijających się: Egipt jako studium przypadku
Autorzy:
El-Shennawy, Tarek Ibrahim
Abdallah, Lamiaa
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/27312528.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
carbon tax
developing countries
CO2 emissions
Egypt
podatek węglowy
kraje rozwijające się
emisje CO2
Egipt
Opis:
Carbon taxing is an efficient instrument that is implemented by several countries to reduce CO2 emissions. Taxed products and services that result in emitting CO2 in their processes will be replaced by more sustainable alternatives. Carbon taxing is associated with concerns about high energy prices that can negatively affect households and businesses. Egypt, one of the low middle-income developing countries, depends on fossil fuels to supply more than 93% of its total energy supply. In this paper, an analysis is carried out to assess the effects of a suggested carbon tax on the major carbon emitting sectors; power generation, transport and industry. The results show that the power generation sector can absorb and benefit from a suggested tax at a rate of USD 5 per ton of emitted CO2. The transport sector, which relies heavily on subsidized liquid fuels, needs an urgent reform program to remove these subsidies, which costs the country about 10 billion USD annually, and after that, the carbon tax can be introduced. The industry sector may be affected negatively by the suggested tax, due to competitiveness with non-taxed imported products. On the other hand, this tax can help this sector to be prepared to compete when exporting its products to foreign markets that apply carbon taxes. In conclusion, developing countries like Egypt need a well-planned carbon tax program that can make revenues, remove subsidies, and prepare local industries for fair competitiveness in the global market.
Opodatkowanie emisji dwutlenku węgla jest skutecznym instrumentem wdrażanym przez kilka krajów w celu ograniczenia emisji CO2. Opodatkowane produkty i usługi, które prowadzą do emisji CO2 w swoich działaniach, zostaną zastąpione bardziej zrównoważonymi alternatywami. Opodatkowanie emisji dwutlenku węgla wiąże się z obawami o wysokie ceny energii, które mogą mieć negatywny wpływ na gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa. Egipt, jeden z krajów rozwijających się o niskim średnim dochodzie, jest uzależniony od paliw kopalnych, które dostarczają ponad 93% całkowitej energii. W niniejszym artykule przeprowadzono analizę mającą na celu ocenę wpływu proponowanego podatku węglowego na główne sektory emitujące dwutlenek węgla: energetykę, transport i przemysł. Sektor transportu, który w dużej mierze opiera się na subsydiowanych paliwach płynnych, wymaga pilnego programu reform w celu usunięcia tych dotacji, co kosztuje kraj około 10 mld USD rocznie, a następnie można wprowadzić podatek węglowy. Sugerowany podatek może mieć negatywny wpływ na sektor przemysłowy ze względu na konkurencyjność w stosunku do nieopodatkowanych produktów importowanych. Z drugiej strony, podatek ten może pomóc temu sektorowi przygotować się do konkurowania przy eksporcie swoich produktów na rynki zagraniczne, które stosują podatki węglowe. Podsumowując, kraje rozwijające się, takie jak Egipt, potrzebują dobrze zaplanowanego programu podatku węglowego, który może generować przychody, usuwać subsydia i przygotowywać lokalne branże do uczciwej konkurencyjności na rynku globalnym.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2023, 26, 3; 81--100
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Czy CCS może być tańszy? - W poszukiwaniu nowych sorbentów CO2
Will CCS be cheap? - New CO2 sorbents wanted
Autorzy:
Więcław-Solny, L.
Ściążko, M.
Tatarczuk, A.
Krótki, A.
Wilk, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283074.pdf
Data publikacji:
2011
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
emisja CO2
usuwanie CO2
CCS Carbon Capture and Storage
monoetanoloamina-MEA
aktywatory
strategiczny program badawczy
"zero-emisyjne" bloki węglowe
CO2 emission
CO2 removal
carbon capture and storage (CCS)
MEA
amina based sorbents
advanced technology
Opis:
Zagadnienia związane z obniżeniem emisji CO2 do atmosfery stały się szczególnie ważne dla sektora energetycznego w związku z polityką klimatyczną UE i przyjęciem przez Parlament Europejski Pakietu Klimatycznego w grudniu 2008 r. Konsekwencją polityki "klimatycznej" będzie wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej w związku z koniecznością wprowadzania technologii CCS (Carbon Capture and Storage), a co zatem idzie - znaczny wzrost cen energii na rynku. W opracowaniu dokonano krótkiej charakterystyki metod usuwania CO2 ze spalin (post combustion) oraz identyfikacji kosztów technologii CCS. W artykule przedstawiono również wstępne wyniki badań sorbentów CO2 prowadzonych w ramach realizacji Zadania nr 1 Strategicznego Programu Badawczego - Zaawansowane technologie pozyskiwania energii.
Currently, the Polish energy sector is facing a number of serious challenges due to obligation to reducing CO2 emission by 2020, while maintaining a high level of energy security. The paper presents analysis of CCS technology costs based on ZEP cost reports and selected results of work in the Strategic Research Programme - Advanced technologies for energy generation: Development of a technology for highly efficient zero-emission coal-fired power units integrated with CO2 capture. Themain goal of this Programme is the implementation of the EU '3x20'Strategy. Improve CO2 amina based solvents via chemical modifications to improve loading, efficiency, are the subject of Institute for Chemical Processing of Coal (PPC) interest.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2011, 14, 2; 441-453
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Nowoczesne i sprawne elektrownie węglowe strategicznym wyzwaniem dla Polski
The modern and efficiently coal power plants strategic challenge for Polish
Autorzy:
Kasztelewicz, Z.
Patyk, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282568.pdf
Data publikacji:
2015
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
energetyka
emisja CO2
górnictwo
elektrownie
sprawność wytwarzania
bloki energetyczne w Polsce i Niemczech
redukcja emisji CO2
power industry
CO2 emissions
mining
power plants
net efficiency
power plant blocks in Poland and Germany
reduction of CO2 emissions
Opis:
Artykuł przedstawia uwarunkowania Polski po podpisaniu Protokołu z Kioto i następnych ustaleń wynikających z pakietów klimatyczno-energetycznych przyjętych przez UE w kontekście konieczności dostosowania polskiej energetyki węglowej do wymagań tych zapisów. Przedstawiono stan emisji i redukcji emisji CO2 w Polsce, UE i świecie. Stan ten pokazuje, że Europa jest na czele peletonu z redukcją CO2, a nasz kraj w latach 1988–2014 zredukował emisję tego gazu o blisko 35%, co jest wynikiem najlepszym w UE. Polityka klimatyczna UE wyznacza kolejne wyzwania w 2030 i 2050 roku. Dla spełnienia tych wyzwań Polska winna oprócz wprowadzania OZE zmodernizować podstawową część energetyki, tj. energetykę węglową. Dzisiejsza sprawność netto obecnej energetyki węglowej to 33–34%. Należy iść drogą niemiecką i zdecydowanie przyspieszyć budowę bloków energetycznych o sprawności 46 lub więcej procent. Na tym tle omówiono stan energetyki krajowej oraz zamierzenia inwestycyjne w nowoczesne węglowe bloki energetyczne w Polsce i w Niemczech. Nasi sąsiedzi na przełomie XX i XXI wieku zdecydowanie zwiększyli sprawność (wybudowali kilkanaście nowoczesnych) swoich elektrowni opalanych tak węglem brunatnym, jak i kamiennym. Należy wspomnieć, że w Niemczech pierwsze bloki o sprawności netto powyżej 40% zaczęły pracować na przełomie lat 80./90. XX wieku, a u nas po prawie 20 latach, tj. pod koniec I dekady XXI wieku (Gabryś 2014/2015; Kasztelewicz 2013; Kasztelewicz 2014/2015).
The article presents the Polish conditions after the signing of the Kyoto Protocol and subsequent findings of the climate and energy package adopted by the EU in the context of the need to adjust Polish coal power to the requirements of these provisions. Presents the state of emissions and reduction of CO2 emissions in Poland, the EU and in the world. This state shows that Europe is ahead of the pack with a reduction of CO2 and our country during the years 1988 and 2014 reduced the emission of this gas nearly 35%, which is the best result in the EU. The EU climate policy sets more challenges on the horizon of 2030 and 2050 years. To meet these challenges Poland should (except implementing renewable energy) modernize the basic part of the energy, ie. coal energy. The current net efficiency of coal energy is 33–34%. We should take advantage of the German way and speed up a construction of power station with an efficiency of 46% or more percent. Against this background, it discusses the state of national energy and investment plans in a modern coal power stations in Poland and Germany. Our neighbours at the turn of the 20th and 21st centuries have boosted efficiency by building a lot of modern power station burning lignite and hard coal. It should be noted that in Germany first power stations of the net efficiency above 40% started to work at the turn of the 80’s and 90’s of the 20th century and in Poland after nearly 20 years, ie. at the end of the first decade of the 21st century (Gabryś 2014/2015; Kasztelewicz 2013; Kasztelewicz 2014/2015).
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2015, 18, 4; 45-60
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Sposoby ograniczenia i instrumenty wsparcia redukcji emisji CO2 w energetyce Małopolski
Methods of reducing CO2 emissions and support instruments in the energy sector of Malopolska region
Autorzy:
Lelek, Ł.
Koneczna, R.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282365.pdf
Data publikacji:
2012
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
energetyka
odnawialne źródło energii
redukcja CO2
instrumenty finansowe
energy
renewable energy
CO2 reduction
carbon footprint
financial instruments
Opis:
Produkcja energii elektrycznej i ciepła w Małopolsce pochodzi głównie z zakładów energetyki zawodowej. W regionie funkcjonuje 24 wytwórców. Większość z nich (6) to duże przedsiębiorstwa energetyczne o mocy powyżej 100MWoraz lokalne ciepłownie komunalne i przemysłowe (15) o mocy poniżej 100 MW. Dominującym paliwem jest węgiel kamienny, z którego łącznie produkuje się około 82% całkowitej ilości ciepła oraz ponad 90% energii elektrycznej, przyczyniając się do emisji około 3 mln Mg CO2 rocznie. Mniejszą rolę odgrywają zakłady wykorzystujące odnawialne źródła energii (OZE). Są to głównie elektrownie wodne, z których trzy charakteryzują się mocą powyżej 50 MWe. Ze względu na prognozowane opłaty środowiskowe (m.in. podatek od ilooeci wyemitowanego CO2) w elektrowniach i elektrociepłowniach podejmowane są działania związane z redukcją CO2. W Małopolsce dotyczą one inwestycji polegających na współspalaniu biomasy oraz produkcji energii i ciepła w skojarzeniu (kogeneracja). Wykorzystanie biomasy na szerszą skalę napotyka jednak liczne bariery, z których główna to dostawy surowca. Mimo to jej udział jak i innych OZE w strukturze energetycznej regionu ciągle wzrasta, m.in. za sprawą inwestycji w sektorze MOEP. Realizacja polityki energetycznej m.in. w zakresie ograniczenia emisji CO2 jest wspomagana działaniami z dostępnych instrumentów finansowych polityki wspólnotowej oraz zagranicznej. Najwięcej oerodków na ten cel przeznaczono m.in. w ramach PO Infrastruktura i Środowisko (Priorytet IX, X, IV). Inwestycje w sektorze energetycznym dofinansowywane będą także w kolejnym okresie programowania (2014–2020), a ich celem będzie zapewnienie długookresowego bezpieczeństwa energetycznego Polski poprzez dywersyfikację dostaw nośników energii, zmniejszenie energochłonnooeci i strat energii, poprawę efektywnooeci energetycznej i rozwój odnawialnych źródeł energii. Celem artykułu jest analiza inwestycji związanych z ograniczeniem emisji CO2, realizowanych w energetyce zawodowej i małych źródłach (OZE, energetyka rozproszona) w Małopolsce oraz przedstawienie dostępnych instrumentów finansowych i dotacji dla tych przedsięwzięć.
Production of electricity and heat in the Malopolska region comes mainly from the professional power plants. The region has 24 generators. Most of them (6) are a large energy companies with power more than 100 MW and local municipal and industrial (15) heating plants with a capacity below 100 MW. The dominant fuel is coal, which produces about 82% of the total amount of heat and more than 90% of electricity and contributing to emissioms of about 3 million Mg CO2 per year. A smaller role has a plants using renewable energy sources (RES). These are mainly hydropower plants, of which three are characterized by a power greater than 50 MWe. Mostly because of the forecasted environmental costs (including tax on the amount of CO2 emitted) in power plants undertaken are actions related with reducing CO2. InMalopolska region they are related with investments consisting on the co-combustion of biomass and energy production in CHP system. However, the use of biomass on a large scale faces many barriers, which are mainly related with supplies of raw material. Nevertheless, share of biomass as well as other RES in the energy structure of the region constantly growing, among others through investment in SMEs. The implementation of energy policy, among others for the reduction of CO2 emissions is assisted by activities from available financial instruments of the Community policy and foreign policy. Most resources for this objective allocated within the Operational Programme – Infrastructure and Environment (Priority IX, X, IV). Investments in the energy sector will also receive assistance in the next programming period (2014–2020), and their aim will be provide long-term Polish energy security by diversifying energy supplies, reducing energy consumption and energy waste, improve energy efficiency and developing renewable energy sources. Aim of this paper is analyze the investment related with the reduction of CO2 emissions, implemented in the power industry and small sources (RES, energy dissipated) in Malopolska region and the presentation of available financial instruments and grants for these projects.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2012, 15, 2; 115-125
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Evaluation of the economic efficiency of hydrogen production by lignite gasification
Ocena efektywności ekonomicznej wytwarzania wodoru na drodze zgazowania węgla brunatnego
Autorzy:
Kopacz, Michał
Kapłan, Radosław
Kwaśniewski, Krzysztof
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283327.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
hydrogen production
coal gasification
SMR
economic evaluation
CO2 allowances
produkcja wodoru
ocena ekonomiczna
pozwolenia na emisję CO2
zgazowanie węgla brunatnego
Opis:
Hydrogen as a raw material finds its main use and application on the Polish market in the chemical industry. Its potential applications for the production of energy in fuel cell systems or as a fuel for automobiles are widely analyzed and commented upon ever more frequently. At present, hydrogen is produced worldwide mainly from natural gas, using the SMR technology or via the electrolysis of water. Countries with high levels of coal resources are exceptional in that respect, as there the production of hydrogen is increasingly based on gasification processes. China is such an example. There some 68% of hydrogen is generated from coal. The paper discusses the economic efficiency of hydrogen production technologies employing lignite gasification, comparing it with steam reforming of natural gas technology (SMR). In present Polish conditions, this technology seems to be the most probable alternative for natural gas substitution. For the purpose of evaluating the economic efficiency, a model has been developed, in which a sensitivity analysis has been carried out. An example of the technological process of energy-chemical processing of lignite has been presented, based on the gasification process rooted in disperse systems, characteristics of the fuel has been discussed, as well as carbon dioxide emission issues. Subsequently, the assumed methodology of economic assessment has been described in detail, together with its key assumptions. Successively, based on the method of discounted cash flows, the unit of hydrogen generation has been determined, which was followed by a detailed sensitivity analysis, taking the main risk factors connected with lignite/coal and natural gas price relations, as well as the price of carbon credits (allowances for emission of CO2) into account.
Wodór jako surowiec ma głównie zastosowanie na rynku Polskim w przemyśle chemicznym, jednak coraz częściej są szeroko analizowane i komentowane jego perspektywiczne zastosowania do produkcji energii w układach ogniw paliwowych czy jako paliwa samochodowego. W chwili obecnej na świecie wodór wytwarzany jest głównie z gazu ziemnego przy wykorzystaniu technologii reformingu parowego lub na drodze elektrolizy wody. Wyjątkiem są kraje dysponujące dużymi zasobami węgla, gdzie jego produkcja jest coraz częściej oparta na procesach zgazowania. Takim przykładem są Chiny, gdzie około 68% wodoru wytwarzane jest z węgla. Artykuł porusza tematykę oceny efektywności ekonomicznej technologii produkcji wodoru na drodze zgazowania węgla brunatnego odnosząc ją do technologii reformingu parowego gazu ziemnego (SMR). Aktualnie, w warunkach polskich technologia ta wydaje się być najbardziej prawdopodobną alternatywą substytucji gazu ziemnego. Na potrzeby oceny efektywności ekonomicznej zbudowano model, w którym przeprowadzono analizę wrażliwości, w szczególności zaprezentowano przykładowy proces technologiczny energo-chemicznego przetwarzania węgla brunatnego, bazujący na procesie zgazowania na podstawie układu dyspersyjnego, omówiono charakterystykę paliwa oraz kwestię emisji ditlenku węgla. Następnie szczegółowo opisano przyjętą metodykę oceny ekonomicznej oraz jej kluczowe założenia. Kolejno, bazując na metodzie zdyskontowanych przepływów pieniężnych, wyznaczono jednostkowy koszt wytworzenia wodoru, po czym dokonano szczegółowej analizy wrażliwości, uwzględniając główne czynniki ryzyka, związane z relacją cen węgla i gazu ziemnego oraz ceną pozwoleń na emisje CO2.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2019, 22, 4; 21-35
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Porównanie emisji CO2 związanej z wytwarzaniem wodoru na drodze zgazowania i pirolizy węgla
Comparison of CO2 emission from hydrogen production by coal gasification and coal pyrolysis
Autorzy:
Karcz, A.
Chmielniak, T.
Ściążko, M.
Strugała, A.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/282704.pdf
Data publikacji:
2009
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
węgiel kamienny
węgiel brunatny
zgazowanie
piroliza
wodór
emisja CO2
hard coal
brown coal
coal gasification
coal pyrolysis
hydrogen
CO2 emission
Opis:
Wytwarzanie wodoru na drodze zgazowania węgla, jak również jego pozyskiwanie z gazu koksowniczego i smoły, posiada w warunkach polskich potencjalnie duże znaczenie. Jednakże w aspekcie naszych zobowiązań w zakresie działań, zmierzających do ograniczenia niepożądanych skutków zmian klimatycznych, istotnym jest oszacowanie wpływu wspomnianych procesów, jak też rodzaju surowca węglowego na wielkość wytworzonego i wyemitowanego CO2 do atmosfery w całym cyklu jego wytwarzania, obejmującym wydobycie węgla, jego przeróbkę mechaniczną, transport do zakładu zgazowania lub koksowni, technologię zgazowania/odgazowania węgla oraz oczyszczanie i konwersję surowego gazu. Obiektem prezentowanych w artykule analiz są trzy wybrane procesy wytwarzania wodoru z węgla, tj.: zgazowanie węgla brunatnego w oparciu o sprawdzoną w skali przemysłowej technologię firmy Shell, zgazowanie węgla kamiennego w oparciu o tę samą technologię oraz pozyskiwanie wodoru z oczyszczonego gazu koksowniczego i smoły. Dla tych trzech procesów wyznaczono wskaźniki uzysku wodoru, całkowitą ilość wytworzonego i ewentualnie wyemitowanego CO2 do atmosfery oraz ilości CO2 wymagające sekwestracji. Z uwagi na uzysk wodoru najkorzystniejszym okazał się proces zgazowania węgla kamiennego (95,9 kg H2 z 1 Mg węgla w stanie roboczym). Natomiast proces pozyskania wodoru z gazu koksowniczego jest zdecydowanie najkorzystniejszy (14,8 kg/kg H2) biorąc pod uwagę podstawowy wskaźnik, charakteryzujący proces pod względem całkowitej intensywności wytwarzania CO2. Z punktu widzenia emisji ditlenku węgla po zastosowaniu sekwestracji najkorzystniejsze okazało się zgazowanie węgla brunatnego, przy czym wielkości emisji uzyskane dla obu węgli są na podobnym poziomie (ok. 3,58 i 3,44 kg CO2 na 1 kg wyprodukowanego wodoru odpowiednio dla węgla kamiennego i brunatnego).
Either production of hydrogen by coal gasification or from coke oven gas and coal tar is, potentially, very important in Polish conditions. However, in respect of our commitment to reduce the undesired effects of climate changes, it is important to establish the impact of the above-mentioned processes as well as coal quality on the amount of CO2 produced and emitted to the atmosphere in the entire hydrogen production cycle involving coal mining, mechanical processing, transport to gasification plant or coke plant, coal gasification/pyrolysis technology, as well as raw gas cleaning and conversion. Three selected processes of hydrogen production from coal were analyzed, i.e. brown coal gasification by means of the industrially tested technology of Shell, hard coal gasification by means of the same technology as well as hydrogen obtained from coke oven gas and coal tar. For these three processes, hydrogen yield, accompanied CO2 intensity rate and potential emission to the atmosphere and the amount of CO2 requiring sequestration were determined. On account of the hydrogen yield, hard coal gasification proved to be most beneficial (84,6 kg of H2 from 1 Mg of raw coal). However hydrogen production from coke oven gas proved to be most beneficial in terms of total CO2 intensity amounting to 14,8 kg/kg H2. Brown and hard coal gasification were found to be advantageous from the point of potential CO2 emission (respectively 3,58 and 3,44 kg of CO2 per 1 kg of hydrogen produced) upon application of sequestration.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/2; 243-261
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Uwarunkowania rozwoju czystych technologii wytwarzania energii z paliw kopalnych
Conditions for development of clean technologies of energy generation from fossil fuels
Autorzy:
Kryzia, D.
Gawlik, L.
Pepłowska, M.
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/283228.pdf
Data publikacji:
2016
Wydawca:
Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:
elektroenergetyka
czyste technologie energetyczne
sekwestracja CO2
CCS
gaz ziemny
węgiel
dekarbonizacja
clean energy technologies
CO2 sequestration
natural gas
coal
decarbonization
Opis:
Rozwój czystych technologii wytwarzania energii w Polsce zależy od wielu czynników. Autorzy zidentyfikowali najważniejsze z nich i scharakteryzowali w niniejszej pracy. Jednym z takich czynników jest niekorzystna struktura wiekowa krajowych bloków energetycznych, któ- ra determinuje realizację nowych inwestycji. Rosnące wymagania dotyczące ochrony środowiska przyrodniczego i ograniczenia w zakresie emisji gazów cieplarnianych niejako wymuszają wprowadzanie czystych technologii wytwarzania energii. Biorąc pod uwagę fakt, że węgiel jest podstawowym źródłem energii w Polsce, dominującym kierunkiem rozwoju czystych technologii będą technologie węglowe. Istotnym ograniczeniem dla ich wprowadzenia mogą być jednak wysokie koszty wytwarzania energii w tych technologiach, wynikające ze znacznych nakładów inwestycyjnych oraz wysokich kosztów eksploatacji. Kolejną barierą może być malejąca baza zasobowa, której zwiększenie będzie wymagało realizacji nowych inwestycji w krajowym przemyśle wydobywczym, co wpłynie na wzrost kosztów wytwarzania energii w technologiach węglowych. Ponadto większość czystych technologii energetycznych nie jest na tyle dojrzała, aby wprowadzać je do komercyjnego użycia. Budzi to obawy społeczne, które mogą doprowadzić do zablokowania realizacji inwestycji oraz zwiększa ryzyko inwestycyjne, zniechęcając inwestorów do finansowania tego rodzaju inwestycji.
The development of clean energy technologies in Poland depends on many factors. The authors identified few most important ones and characterized them in this work. One of such factors is the unfavorable age structure of national power units which determines the development of new projects. The increasing requirements for environmental protection and restrictions on greenhouse gas emissions force the introduction of clean energy technologies. Considering the fact that coal is the primary source of energy in Poland, the dominant direction of clean technologies development will become the coal technologies. An important limitation to their introduction may be, however, the high cost of producing energy in these technologies resulting from substantial investment and high operating costs. Another barrier may be a declining resource base, increase of which will require new investments in the domestic mining industry that will have an impact on the cost of power generation in coal technologies. In addition, most of clean energy technologies are not mature enough for deployment and commercial use. This raises public concerns, which could lead to the retreat of the investment and increase the investment risk leading to discouraging investors to finance such investments.
Źródło:
Polityka Energetyczna; 2016, 19, 4; 63-74
1429-6675
Pojawia się w:
Polityka Energetyczna
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 34

Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies