1-2 / 2001 - strona startowa

ZGAZOWANIE PALIW STAŁYCH

Skrót referatu wygłoszonego na Konferencji w Agencji Techniki i Technologii w dniu 30.11.2000 r.

Janusz Rakowski

1. WSTĘP

Technologie zgazowania paliw stałych w tym coraz częściej odpadowych, znane i stosowane są od wielu lat. Według zestawienia sporządzonego przez Gasification Technologies Council, w I-szym kwartale 1999 eksploatowanych oraz budowanych było na świecie 138 obiektów wyposażonych w 385 generatorów gazu. Ich łączna zdolność produkcyjna wynosi 378-106 Nm3/dobę gazu syntezowego co jest równoważne mocy cieplnej 51 532 MWt. W tej liczbie w eksploatacji znajduje się 116 obiektów wyposażonych w 351 generatorów gazu o zdolności produkcyjnej 293,6-106 Nm3/d gazu syntezowego, co jest równoważne mocy cieplnej 40 031 MWt natomiast w trakcie budowy lub projektowania znajdują się 22 obiekty z 34 generatorami gazu o mocy cieplnej 11500 MWt [1]. średnia moc cieplna gazo-generatorów (gg) nowobudowanych wynosi 338,2 MWt/gg natomiast obecnie eksploatowanych tylko 114 MWt/gg.

Tabela 1

Największe instalacje zgazowania

a) - obiekty przygotowane do budowy
b) - obiekty w budowie

Tabela 1 przedstawia 30 największych instalacji wybranych spośród wymienionych w [2]

2. BLOKI ENERGETYCZNE NA GAZ Z WĘGLA

W tab.1 znajdują się m.in.4 bloki energetyczne, charakteryzujące się integracją generatora gazu z układem: turbina gazowa /TG/, kocioł odzyskowy /KO/ oraz turbina parowa /TP/. Zgodnie z nomenklaturą anglosaską bloki takie oznaczane są skrótem IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle). Istotniejsze dane techniczne oraz wskaŔniki produkcyjne ww. bloków zawiera tab.2

Tabela 2

Dane techniczno-produkcyjne bloków IGCC w energetyce

Blok 252 MW w elektrowni Wabash River [3] składa się z 2-stopniowego reaktora przepływowego f-my Dynegy (d. Destec) z mokrym doprowadzaniem pyłu węglowego; tlenowni (5 bar) zasilanej z wydzielonego kompresora, schładzaczy gazu, filtra ceramicznego (zamienionego na metalowy), instalacji hydrolizy tlenosiarczku węgla COS, skrubera, instalacji odsiarczania MDEA(wykorzystującej metylo-dwuetyloaminę) oraz turbiny gazowej GE7FA skojarzonej z turbiną parową. System odsiarczania gazu zapewnia 98% odzysk siarki zawartej w węglu. W trakcie 3 lat eksploatacji tzn. do końca III-ego kwartału 1999 umożliwił on odzyskanie przeszło 28 tys. ton czystej siarki ( tab.3). W tym okresie system był niesprawny tylko przez 4 dni.

Tabela 3

Wskaźniki produkcyjne

(*) - obejmuje okres 01.01 - 30.09.1999 r.

Emisja SO2 w trakcie 3 lat eksploatacji okazała się bardzo niska. Nie przekraczała ona wartości 125 mg/Nm3 (0,1 lbs/mln Btu) z tym, że najniższą odnotowaną wartością było 37 mg/Nm3 (0,03 lbs/mln Btu). Niska była również emisja NOx oraz CO (tab.4)

Tabela 4

Emisje

Blok 250 MW w Tampa Electric Co. [4] składa się z reaktora przepływowego Texaco z mokrym doprowadzaniem pyłu węglowego, tlenowni (10 bar) zasilanej z wydzielonego kompresora, schładzaczy gazu: opromieniowanego i konwekcyjnych, skrubera, instalacji hydrolizy COS dobudowanej w 1999 roku, instalacji odsiarczania MDEA oraz turbiny gazowej GE7F pracującej w skojarzeniu z turbiną parową.

W elektrowni Demkolec (Buggenum) [5] pracuje blok gazowo-parowy o mocy 252 MW (netto) składający się z: gazogeneratora strumieniowo-pyłowego f-my Shell z suchym nawęglaniem, tlenowni zasilanej wyłącznie z kompresora turbiny gazowej (100% integracja), schładzaczy gazu, filtra ceramicznego, instalacji hydrolizy COS, instalacji odsiarczania gazu Sulfinol-M+SCOT oraz turbiny gazowej V94.2 Siemensa. Blok został oficjalnie uruchomiony w roku 1994.

W elektrowni ELCOGAS (Puertollano) [6] zainstalowany jest blok gazowo-parowy o mocy 300 MW (netto) w skład którego wchodzi gazogenerator strumieniowo-pyłowy Prenflo (firmy Krupp-Koppers) z suchym doprowadzaniem paliwa /surowca/, tlenownia zasilana wyłącznie kompresora turbiny gazowej (100% integracja), schładzacze gazu, filtr ceramiczny, instalacja hydrolizy COS, instalacja odsiarczania gazu MDEA oraz turbina gazowa V94.3 f-my Siemens. Pierwsze uruchomienie bloku na gazie z węgla nastąpiło w marcu 1998 natomiast uruchomienie turbiny gazowej /w skojarzeniu z turbiną parową/ na gazie ziemnym nastąpiło w kwietniu 1996. W elektrowni Puertollano zgazowywana jest mieszanina węgla kamiennego i koksu naftowego w stosunku wagowym 50/50%.

3. ZGAZOWANIE ODPADÓW PETROCHEMICZNYCH

Do niedawna produkty destylacji ropy naftowej w postaci frakcji lekkich (benzyny i oleje napędowe) stanowiły około 70% przerabianej ropy. Pozostałe frakcje ciężkie w tym mazut wykorzystywano, zwłaszcza w krajach zachodnio europejskich, jako składnik oleju opałowego, często o znacznej zawartości siarki. Wzrastające z biegiem lat zapotrzebowanie na benzyny i oleje napędowe jak też zaostrzające się wymagania dotyczące ochrony środowiska, spowodowały spadek zainteresowania olejami opałowymi o zawartości siarki przekraczającej 0,1% (1,0% dla odbiorców przemysłowych)[7]. Doprowadziło to do kosztownych modernizacji rafinerii, dających w efekcie zwiększanie udziału frakcji lekkich poprzez głębsze przetwarzanie frakcji cięższych. Modernizacje te polegały na wprowadzaniu destylacji próżniowej lub krakowania mazutu; krakowania, hydrokrakowania lub koksowania gudronu itp. W konsekwencji z biegiem lat zmniejszała się ilość odpadów z tym, że stawały się one coraz cięższe, a ich lepkość, zasiarczenie i zawartość metali rosła. Obecnie są to najczęściej zasiarczone: asfalty, trudno zbywalne oleje ciężkie lub koks naftowy.

Za obiecującą opcję zagospodarowania tych odpadów uznano zintegrowany układ zgazowania IGCC, w którym gaz średniokaloryczny otrzymywany z ich zgazowania, doprowadzany jest do turbiny gazowej a w niektórych przypadkach także wykorzystywany do produkcji czystego wodoru.

O wyborze zgazowania przesądził m.in. fakt, że zapewnia ono odzysk czystej siarki w granicach do 99,5%. Oznacza to znikomą emisję SO2 nawet przy przetwarzaniu wysoko zasiarczonych odpadów petrochemicznych. Możliwy jest również odzysk metali ciężkich (wanad, nikiel). Argumenty te uznano za istotne w związku z zaostrzaniem norm emisji, zwłaszcza w krajach UE.

Pierwsza instalacja IGCC oparta na zgazowaniu koksu naftowego (150 t/d) oraz niewielkiej ilości innych odpadów petrochemicznych (~15 t/d) uruchomiona została w roku 1996 w rafinerii El Dorado (USA).

W trakcie uruchamiania znajdują się obecnie w USA dalsze instalacje IGCC przewidziane do zgazowania koksu naftowego w rafinerii Delaware City należącej do konsorcjum Motiwa - duoblok o mocy 250 MW składający się z: dwóch gazo-generatorów TexacoQS (z układem gaszącym ăquenchÓ), dwóch turbin gazowych GE 6FA, wspólnej tlenowni i wspólnej instalacji odsiarczania gazu. Przewidywane zużycie koksu naftowego ok. 2000 t/d w rafinerii Baytown (Teksas) należącej do koncernu Exxon - blok składający się z gazo-generatora Texaco oraz z turbiny gazowej GE 6B. Pewna część wytwarzanego gazu syntezowego przeznaczona będzie do produkcji amoniaku; w rafinerii Coffeyville (Kansas)zostanie zainstalowany generator gazu Texaco, który przez kilkanaście lat był zainstalowany w głośnej niegdyś elektrowni doświadczalnej Cool Water.

Podkreślić trzeba, że do zgazowania koksu naftowego dostosowany jest nowo-uruchomiony blok IGCC w elektrowni Puertollano (Hiszpania).

Dla orientacji podać można, że wartość opałowa koksu naftowego wynosi ok. 31-33 MJ/kg, zawartość popiołu 0,25-0,4%, czystego węgla 77-84%, siarki do ok. 6% oraz wilgoci 5-12%.

W Europie w ostatnich latach rozpowszechniły się układy zgazowania ciekłych pozostałości po przeróbce ropy naftowej [7,8,11]. Na pierwszym miejscu wymienić tu trzeba Włochy oraz Holandię, gdzie koncerny petrochemiczne zbudowały względnie uruchamiają instalacje IGCC przeznaczone go zgazowania odpadów, których inne wykorzystanie byłoby trudne. Należą do nich instalacje IGCC o mocach:

• 551 MW w rafinerii Saras (Sardynia), należącej do spółki SARLUX.
• 280 MW w rafinerii Falconara (środkowe Włochy), należącej do spółki API Energia.
• 521 MW w rafinerii ERG Petroli (Sycylia),należącej do spółki ISAB.
• 127 MW w rafinerii Pernis (Holandia),należącej do koncernu Shell.

Tabela 5

Istotniejsze parametry instalacji IGCC w rafineriach włoskich i holenderskich

Uwagi:

W instalacjach tych zgazowywane są odpady w postaci: smoły (pochodzącej z próżniowego krakowania wstępnego), gudronu (będącego produktem ubocznym destylacji próżniowej) lub asfaltu podestylacyjnego.

Ilustracją może być rafineria ISAB zaprojektowana na przerób ropy naftowej w ilości 1420 t/h (około 12 106 t/rok). Odpadem końcowym z tej rafinerii, przeznaczonym do zgazowania, jest asfalt w ilości 132 t/h. Jego wartość opałowa wynosi ok.38 MJ/kg, zawartość siarki ok. 6% oraz metali (Ni, V, Fe) często przekracza 400 ppm. Zapewnienie swobodnego przepompowywania asfaltu wymaga jego stałego podgrzewania do 260-280 oC.

4.PRODUKCJA METANOLU Z GAZU SYNTEZOWEGO

Obecnie na świecie podstawowym surowcem do produkcji metanolu jest gaz ziemny. Również dobrym surowcem są węglowodory ciekłe, na ogół pochodzące z ropy naftowej. Gaz syntezowy ze zgazowania węgla także nadaje się do produkcji metanolu. Podstawową sprawą są tu jednak koszty inwestycyjne i eksploatacyjne. W USA od kilkunastu lat prowadzone są prace w ramach których w roku 1997 w Eastman Chemical Co w Kingsport, TN zbudowano instalację demonstracyjną LPMEOHŞ(Liquid Phase Methanol). Wytwarza ona metanol z gazu syntezowego składającego się głównie z tlenku węgla (CO) oraz z wodoru (H2). Koszt budowy tej instalacji wraz z 4-letnim okresem eksploatacji doświadczalnej oszacowano na 213,7 mln USD. W trakcie eksploatacji doświadczalnej w okresie IV.1997-IX.1999 wyprodukowano 170 tys m3 metanolu przy czym osiągnięto i często przekraczano założoną wydajność produkcyjną (303 m3/dobę lub 260 t/dobę). Czystość produkowanego metanolu wynosi 98%. Może ona być podwyższana do 99,85% poprzez destylację. W latach 2000Đ2001 symulowane będą warunki współpracy badanej instalacji LPMEOHŞ z blokiem gazowo-parowym IGCC[ ]

5. ZGAZOWANIE BIOMASY

W odległej przeszłości biomasa, w tym głównie drewno, była podstawowym paliwem spełniającym zasadniczą rolę w życiu codziennym. Z biegiem dziesięcioleci inne paliwa stopniowo wypierały jednak biomasę z powszechnego użytkowania. Obecnie w związku z koniecznoęcią ograniczania emisji CO2, problem energetycznego wykorzystania biomasy staje się znowu aktualny przy czym pod pojęciem biomasy oprócz drewna w postaci zrębków, trocin, kory itp, rozumie się dzisiaj słomę, łodygi lucerny, łuski ryżowe, odpady z zakładów celulozowo-papierniczych w tym ługi posiarczynowe (ăblack liquorÓ), a w niektórych krajach, także osady ściekowe.

Spotyka się opinie, że przy obecnych relacjach cenowych biomasa może być w sposób opłacalny wykorzystywana w energetyce jako paliwo dodatkowe dla dużych obiektów.

Tradycyjnie biomasa, w tym głównie drewno, spalana była w paleniskach konwencjonalnych. Uciążliwość tych palenisk dla środowiska oraz ich niska sprawność wymuszać zaczęły stopniowe wprowadzanie udoskonaleń. Jednym ze sposobów czystego i ekonomicznego wykorzystania drewna okazało się zgazowanie. Przypomnieć tu można, że w czasie II-giej wojny światowej wykorzystywano gaz ze zgazowania drewna do napędu niektórych silników spalinowych (t.zw.ÓHolzgasÓ). Prymitywne układy zgazowania biomasy nie spełniały jednak zaostrzających się standardów środowiskowych, m.in. w zakresie czystości gazu.

Zagadnienia dotyczące biomasy pojawiają się obecnie w programach sponsorowanych przez Komisję Europejską jak też przez Departament Energetyki U.S.A. W programach tych wyodrębnić można następujące kierunki jej wykorzystania: spalanie bezpośrednio w kotłach rusztowych lub fluidalnych (wrzących względnie cyrkulacyjnych); ăco-firingÓ polegający na dodawaniu niewielkich ilości biomasy do węgla, spalanego następnie w paleniskach konwencjonalnych oraz zgazowanie biomasy. Dwa pierwsze zagadnienia, jako nie dotyczące zgazowania, nie będą tu omawiane. Wiadomo jednak, że dodawanie do węgla paliw wtórnych, w tym również biomasy, wymaga uprzedniego zbadania wpływu jaki to będzie miało na warunki spalania w kotle.

Z dostępnych informacji wynika, że obecnie do zgazowania biomasy wykorzystywana jest najczęściej technologia powietrznego zgazowania w atmosferycznym złożu fluidalnym cyrkulacyjnym (AFBC), która stanowi adaptację technologii spalania w tego typu złożu. Proces zgazowania biomasy w reaktorach AFBC przebiega w temperaturze 800÷950 oC (w zależności od reakcyjności biomasy) oraz przy cięnieniu niemal atmosferycznym (1,3 bar). Dzięki dobremu wymieszaniu w złożu cyrkulacyjnym współczynnik konwersji węgla jest wysoki (zawartość węgla w popiele nie przekracza 1÷2%).Przykładowy skład objętościowy gazu otrzymanego ze zgazowania biomasy w reaktorze AFBC jest następujący: CO = 12%; H2 = 11%; CH4 + węglowodory = 6%; CO2 = 14%; H2O = 17% oraz N2 = 40%. Wartość opałowa do 5,5 MJ/Nm3.

Ciekawym przykładem jest zaprojektowana i wykonana przez firmę Foster&Wheeler instalacja w elektrowni Kymijärvi (Finlandia) gdzie do eksploatowanego od roku 1976 kotła parowego (450 t/h, 540/540oC, 170/40 bar) na węgiel kamienny w ilości ok. 180 000 t/a i częściowo na gaz ziemny w ilości ok. 80 mln Nm3/a dobudowany został gazo-generator przeznaczony do zgazowania biomasy składającej się z rozmaitych odpadów w tym głównie papier, karton, plastik i drewno.

Zasadniczym celem tej inwestycji jest zmniejszenie zużycia węgla i gazu ziemnego przez ich częściowe zastąpienie gazem z biomasy. Kocioł opalany węglem i gazem ziemnym zapewnia maksymalną moc elektryczną turbozespołu 167 MWe oraz cieplną 240 MWt. Gaz z gazo-generatora zapewnia dodatkową moc cieplną rzędu 45 MWt.

Zastosowano prosty atmosferyczny gazo-generator fluidalny cyrkulacyjny. Proces zgazowania przebiega w temperaturze 850÷900oC. Biomasa, doprowadzana do gazo-generatora na 1/3 jego wysokości, ulega gwałtownemu przesuszeniu, a bezpośrednio po tym rozkładowi termicznemu bez dostępu powietrza (piroliza). Produktami rozkładu są gaz, smoła i węgiel drzewny, który opada na dno gazo-generatora gdzie doprowadzane jest gorące powietrze. Następuje tu jego spalanie, a wywiązujące się ciepło podtrzymuje endotermiczny proces pirolizy. Cyrkulujący materiał inertny spełnia rolę nośnika ciepła i stabilizuje temperaturę w całym gazo-generatorze.

Za reaktorem umieszczonym jest cyklon oddzielający gorący gaz, który poprzez podgrzewacz powietrza doprowadzany jest bezpośrednio do kotła, tzn. do palników gazowych umieszczonych w dolnej części komory paleniskowej (poniżej palników pyłowych). Na podkreślenie zasługuje fakt, że omawiana instalacja umożliwia zgazowanie biomasy o wilgotności dochodzącej do 60%. Otrzymywany gaz jest bardzo niskiej jakości (poniżej 2,4 MJ/Nm3).Przed doprowadzeniem do kotła jest on jedynie odpylany w cyklonie.

6.KOSZTY URZĄDZEŃ

Przedstawiciele głównych dostawców urządzeń bloków IGCC:

• Texaco (wytwarzanie, schładzanie i oczyszczanie gazu syntezowego),
• General Electric (turbiny gazowe /TG/, turbiny parowe /TP/ oraz kotły odzyskowe /KO/),
• Praxair (tlenownie)

opublikowali w paŔdzierniku 1999 wyniki prac zespołu, stanowiące 5-cio wariantową koncepcję nowego bloku IGCC o mocy 450÷500 MWe, opartego na zgazowaniu węgla lub odpadów petrochemicznych. Koncepcja ta zakłada wykorzystanie:

• najnowszej turbiny gazowej GE 9H o temperaturze dolotwej 2600oF (1427 oC) pracującej na jednym wale z turbiną parową oraz z prądnicą,
• gazo-generatora Texaco w 5 wersjach, różniących się między sobą bardzo wysokim cięnieniem zgazowania (od 5,2 MPa aż do 11,25 MPa) oraz sposobami schładzania gazu,
• wysokociśnieniowej tlenowni (1,44 lub 2,25 MPa).

Poniżej przedstawiono oznaczenia i skrótowe charakterystyki poszczególnych wariantów:

• 9F-HEQ blok składa się z turbiny gazowej 9F (obecnie produkowanej) oraz z gazo-generatora Texaco ze schładzaczem wtryskowym (High Efficiency Quench). Zgazowywany jest węgiel przy ciśnieniu 8,65 MPa,
• 9H-HEQ jak wyżej lecz z najnowszą turbiną gazową 9H,
• 9H-HEQ-B jak wyżej lecz przy ciśnieniu zgazowania 11,25MPa,
• 9H-RO blok składa się z turbiny gazowej 9H oraz gazo-generatora Texaco wyposażonego jedynie w schładzacz opromienioweany (Radiant-Only). Zgazowywany jest węgiel przy ciśnieniu 4,0 MPa,
• 9H-HR-O blok składa się z turbiny 9H oraz gazo-generatora Texaco wyposażonego tylko w 2 schładzacze konwek- cyjne (Heat Recovery-Only). Zgazowywane są odpady petrochemiczne przy ciśnieniu 5,2 MPa.

Tabela 8

Najważniejsze wskaźniki charakteryzujące poszczególne warianty

We wszystkich wariantach:

• (za wyjątkiem 9H-RO) przewidziane są rozprężacze gazu doprowadzanego do turbiny gazowej /ciśnienie tego gazu musi być niższe od 4,0 MPa/,
• (za wyjątkiem 9F-HEQ) powietrze do tlenowni jest w całości doprowadzane z wysoko-ciśnieniowego kompresora turbiny gazowej /100% integracji/.

Najniższe koszty energii występują w wariancie 9H-HR-O opartym na zgazowaniu odpadów petrochemicznych. Przy zgazowaniu węgla najtańszą energię daje wariant 9H-HEQ natomiast najdroższą wariant 9H-RO.

Wpływ ceny paliwa (w $/GJ) na koszt energii elektrycznej wytwarzanej w poszczeólnych wariantach ilustruje rys. 6.

Na podstawie wyżej przedstawionych kosztów urządze� dokonana została przez EPRI szacunkowa ocena kosztów budowy bloków IGCC wyposażonych w gazo-generatory Shella, Texaco oraz Dynegy (d. Dow Chemical). Przyjęte przez EPRI koszty budowy oprócz kosztu urządze�, obejmują również koszty robót budowlano-montażowych (wzorowane na założeniach wstępnych budowy bloku IGCC w Kenosha stan Wisconsin-USA). Oszacowane na tej podstawie koszty energii elektrycznej dla poszczególnych wariantów zawiera tabl. 9. Wynika z niej m.in., że koszt energii elektrycznej produkowanej przez bloki gazowo parowe na gaz ziemny są niższe, pomimo wyższego kosztu gazu. Bloki na gaz z węgla byłyby konkurencyjne dopiero przy cenie gazu ziemnego dochodzącej do 4,2 $/GJ.

7.WNIOSKI

1. Doświadczenia uzyskane w trakcie dotychczasowej eksploatacji pilotowych bloków IGCC pozwalają na stwierdzenie, że po usunięciu licznych usterek początkowych:
   Ľ niezawodność bloków typu IGCC jest porównywalna z konwencjonalnymi blokami węglowymi, a ich sprawność może być wyższa,
   Ľ emisja NOx jest niska a emisja SO2 bardzo niska,
   Ľ nie występuje emisja pyłów,
   Ľ siarka zawarta w węglu jest odzyskiwana w postaci czystej, gotowej do sprzedaży lub do dalszego przerobu,
   Ľ odpady stałe występują w małych ilościach i to w postaci szklistego żużla - nie ma problemu wykorzystania (składowania) popiołów lotnych lub gipsu,
   Ľ wydajność układów chłodzenia może być zredukowa na do około 40% (ok. 60% energii wytwarzają turbiny gazowe).
2. Podkreślić trzeba, że uruchomione dotychczas prototypowe (demonstracyjne)bloki energetyczne IGCC opierają się na starych turbinach gazowych (dotyczy to zwłaszcza Buggenum). Nowoczesne turbiny gazowe rokują dla IGCC sprawności ok.50% [15].
3. Zgazowanie węgla lub odpadów petrochemicznych umożliwia zastosowanie w energetyce tych wyjątkowo dynamicznie rozwijających się maszyn bez konieczności zużywania gazu ziemnego,
4. Koszty inwestycyjne bloków IGCC podawane przez producentów zbliżają się do kosztu bloków z kotłami pyłowymi wyposażonymi w IOS (inst. odsiarczania spalin). Istotny na to wpływ ma postępująca obniżka kosztów turbin gazowych.
5. Pozytywne wyniki zgazowania odpadów petrochemicznych potwierdzają celowość dalszego rozwoju tego problemu. Inwestycje te uważane są obecnie za opłacalne,
6. Niewielkie instalacje zgazowania biomasy wydają się interesujące, zwłaszcza gdy otrzymywany gaz może być spalany w dużych kotłach węglowych. Eliminuje to problemy szlakowania oraz korozji powierzchni ogrzewalnych tych kotłów, występujące w przypadku bezpośredniego dodawania biomasy do węgla.

LITERATURA I MATERIAŁY ŹRÓDŁOWE.

1. Childress J.M. .: Remarks before the National Research Council. June 29,1999, Washington DC. Publikacja: Gasification Technologies Council.
2. Simbeck D.R.,Johnson H.E.:Report on SFA Pacific Gasification Database and World Market Report. 1999 Gasification Technologies Conference. San Franisco. October 1999
3. Keeler Clifton G.:Wabash River in its fourth year of Commercial Operation. Ibid.
4. McDaniel John E.,Shelnut Charles A.:Tampa Electric Company Polk Power Station IGCC Project Status. Ibid.
5. Eurlings J.Th.G.M.:Process Performance of the SCGP at Buggenum IGCC. Ibid.
6. Cortes Jose :Puertollano IGCC - Operation Status. Ibid.
7. Farina G.L.,Collodi G.: First Italian oil based IGCC in operation. Ibid.
8. Graaf J.D., Koopmann E.W., Zuideveld P.L.: Shell Pernis Netherlands Refinery Residue Gasification Project. Ibid.
9. De Puy R.A., Gulko G.M., Brdar D.,Anand A., Paulino J.:Lower Cost of Electricity using IGCC with GEŐs 9H Gas Turbine. Ibid.
10. Engström F.: Overview of Power Generation from Biomass.Ibid.
11. Giovando C.A.: Italian IGCC focuses on the Ňbottom of the barrelÓ. Power (vol.144) March/April 2000 str.79.
12. Todd D.M., Stoll H.:IGCC - The Preferred Power Technology for a Variety of Applications. Power - Gen Europe 1997, June 1997.
13. Buskies U., Ullrich N., Baumann H.R., Haupt G., Tränkenschuh H.Ch., Zimmernann G., Pruschek R., Oeljeklas G: IGCC - A Progressive and Profitable Power Plant Technology. Power - Gen Europe 1997.
14. Holt N., Gasification Technology Status-December 1999. Niepublikowane materiały EPRI.
15. White D.: IGCC: poised for growth ? Modern Power Systems, December 1998
16. Commercial Đ Scale Demonstration of the Liquid Phase Methanol (LPMEOHŞ) Process US Department of Energy, Topical Report No. 11, April 1999.
17. LPMEOHŞ Project Performs Well During Second Year of Operation DOE/FE-0215P-35 Issue No.35, Summer 1999

doc dr inż. Janusz Rakowski