Przedmiotem badań była typowa prosumencka mikroinstalacja fotowotaiczna (PV) o całkowitej mocy szczytowej 4,26 kWp, dołączona do sieci elektroenergetycznej w centralnej Polsce. Instalacja została zbudowana w 2017 roku i jest rozliczana z operatorem sieci dystrybucyjnej na zasadach Net-Meteringu. W pracy dokonano szczegółowej analizy stopnia autokonsumpcji i samowystarczalnośći energetycznej na podstawie danych z monitoringu instalacji PV oraz godzinowych bilansów energii elektrycznej oddawanej i pobieranej z sieci, udostępnianych przez operatora sieci dystrybucyjnej. W konkluzji zaproponowano wariantową metodę doboru wielkości magazynu energii elektrycznej, który zwiększy stopień autokonsumpcji i samowystarczalnośći energetycznej w bilansie całorocznym dla rozpatrywanego przypadku.

Na podstawie dostępnych danych techniczno-ekonomicznych, głównie prezentowanych w raporcie US EIA, przedstawiono analizę przypadku wpływu technologii wychwytu CO2 na koszty wytwarzania energii elektrycznej w warunkach ryzyka biorąc pod uwagę możliwości wynikające z handlu uprawnieniami do emisji. Opracowano koncepcję i zbudowano autorski model ekonomicznej oceny inwestycji polegającej na budowie instalacji wychwytu CO2 w elektrowni węglowej. Kluczowym elementem analizy jest metoda estymacji miary ryzyka w modelu wykorzystującym real options approach. Przedstawiono wyniki analiz i wnioski.

W artykule przedstawiono wyniki analizy ekonomicznej działań koniecznych do wdrożenia w celu spełnienia wymagań wynikających z aktualizacji programu budownictwa socjalnego i komunalnego (BSK). Wymagania te dotyczą pożądanego standardu energetycznego dla którego wartość wskaźnika rocznego zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną EP nie może przekraczać 52 kWh/(m2rok). Przeanalizowano łącznie 25 wariantów technicznych, w tym jeden pierwotnie zaprojektowany, z czego sześć w zakresie architektonicznym, osiem w zakresie instalacji sanitarnych oraz dziesięć w zakresie instalacji pozyskujących energię odnawialną. Najkorzystniejszymi rozwiązaniami ze względu na koszty eksploatacyjne zmienne i stałe są rozwiązania bazujące na wykorzystaniu pomp ciepła typu powietrze-woda oraz pomp ciepłą typu glikol-woda wsparte instalacją fotowoltaiczną o mocy 33,78 kWp pokrywająca całą dostępną powierzchnią dachu w przedmiotowym budynku. Roczne całkowite koszty eksploatacyjne dla tych rozwiązań są niższe od rozwiązania bazowego o odpowiednio 76,80% i 81,57%. Znaczące środki finansowe, które można uzyskać w ramach przedmiotowego programu przy uwzględnieniu dodatkowych środków w postaci uzyskania grantu OZE powoduje, że warianty bazujące na wykorzystaniu rozwiązań alternatywnych finalnie stają się tańsze o ok. 35,0% całkowitych kosztów inwestycyjnych od rozwiązania bazowego. Ta stymulacja powinna ukierunkować decydentów w kierunku podjęcia decyzji o budowie budynków energooszczędnych zgodnie z wytycznymi programu wsparcia.

W artykule przedstawiono próbę opracowania prognozy ceny energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w polskim KSE do roku 2040, a także wpływu zwiększającej się generacji energii z OZE na tę cenę. W tekście omawiana jest specyfika krajowego systemu elektroenergetycznego. Zaprezentowano także prognozy zapotrzebowania na energię do 2040 r. i możliwe scenariusze zmian w strukturze mocy zainstalowanej. Przedstawiono metodykę równoważnego jednostkowego kosztu wytwarzania energii elektrycznej wraz z jej składowymi oraz prognozami tych składowych dla polskiego KSE do roku 2040. Wpływ generacji ze źródeł odnawialnych został przedstawiony w formie tzw. kosztów integracyjnych podzielonych na 3 kategorie: koszt bilansowania, koszt wzmocnienia i rozbudowy sieci oraz koszt profilu.

W artykule przedstawiono możliwość zastosowania w górnictwie podziemnym dwóch rodzajów popiołów lotnych pochodzących z energetyki zawodowej spalającej węgiel kamienny. Badaniom podano mieszaniny wytworzone z popiołów lotnych pochodzących z kotła konwencjonalnego bez produktów odsiarczania spalin (10 01 02) oraz kotła fluidalnego z produktami odsiarczania spalin (10 01 82). Mieszaniny sporządzono wykorzystując wodę kopalnianą o gęstości 1023 g/dm3. Badane mieszaniny miały konsystencję płynną o rozlewności w zakresie 160-280 mm. Mając na uwadze uzyskane wyniki badań oraz wytyczne normy PN-G 11011:1998 należy stwierdzić, że w zakresie omawianych parametrów mieszaniny wytworzone na bazie popiołu pochodzącego z kotła fluidalnego (10 01 82) spełniają jej wymagania w zakresie rozlewności 160-240 mm, jedynie w technologii doszczelniania. W technologii podsadzki zestalanej żadna z zbadanych mieszanin nie spełnia ww. normy. Ponadto stosując w górnictwie podziemnym mieszaniny z popiołu lotnego bez produktów odsiarczania spalin pochodzącego z kotła konwencjonalnego należy dokładnie rozważyć jego możliwość, technologię w której ma być stosowany, a przede wszystkim miejsce jego aplikacji.

The purpose of the “Units 200+” project is to develop methods that can adapt 200 MWe class generating power units, which represent almost 25% of Poland's installed capacity, to safely transform the structure of electricity generation in the country. The project has several sub-goals, including reducing start-up time from the cold state to 5 hours, shortening start-up time from the warm state to 2.5 hours, and reducing start-up time from the hot state to 1.5 hours. Other goals include changing the power growth gradient to 4% of rated power MW/min, maintaining minimum power at stable/longterm operation on base fuel with adherence to current emission parameters at 40% of the rated capacity, developing an IT and control and measurement solution to forecast the impact of operating activities on failure rates and availability of the unit, increasing the efficiency of electricity generation to 60% of the achievable power without significant interventions/ modifications to the turbine flow system, and meeting BAT requirements for dust emissions. To achieve these goals, several design changes have been undertaken, including the installation of a steam air heater on the by-pass of the main primary air duct to the coal mills in the boiler building, the execution of a partial ECO by-pass in the form of hot flue gas ducts from the second boiler draft duct before ECO in the boiler room to the external flue gas duct after LUVO to SCR (on both sides of the boiler), and the construction of a heat exchanger (heat station) to maintain circulation in the downcomers. Other changes include heating the drum of a boiler with 1.7 MPa process steam, installing air fans WP inverters, supplying 850 kW motors and 6 kV bypass, installing flue gas fans WS inverters, motors and 6 kV bypass, and reducing the pressure in the drum from 15.5 MPa to the value required to ensure adequate circulation in the boiler evaporator system. Other changes include implementing an electrostatic precipitator flue gas recirculation system, supplying an acoustic system for measuring temperature distribution in the combustion chamber, supplying a calculation server for monitoring, optimization and advanced regulation of the technological process, delivering a system for analysis and control of temperature rise in metal, and supplying a system based on artificial intelligence for optimization of the combustion process. Other changes include delivering a system for advanced regulation of steam temperatures, supplying a system for advanced regulation of power and steam pressure, delivering a system to analyze the impact of increased flexibility of unit operation on failure rates and availability with economic optimization, delivering a system for advanced diagnostics of mills equipped with an automatic response module to prevent mill failures, and delivering a system that estimates the readiness of a start-up burner for firing. The goals indicated above have been achieved.