Wykorzystanie akumulacji ciepła do zmniejszenia minimum technicznego bloku energetycznego

• Autorzy: Rączka P.

Warianty tytułu

EN

Thermal energy storage integration into the conventional power plant for minimum load level reducing

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W pracy przedstawiono wyniki obliczeń modelem matematycznym obiegu cieplnego bloku energetycznego klasy 370 MWe zasilanego węglem kamiennym. Obliczenia koncentrowały się na określeniu maksymalnego zmniejszenia generowanej czynnej mocy elektrycznej przez blok przy wykorzystaniu akumulacji ciepła. Analizowano różne warianty minimalizacji mocy elektrycznej turbozespołu przy pozostawieniu na bezpiecznym poziomie, równym minimum technicznemu, wydajności cieplnej kotła. Obliczenia wykazały, że najbardziej efektywnym wariantem jest pobór pary do zasilania akumulatora z wylotu kadłuba WP (upust A7). Przy redukcji ciśnienia pary upustowej uzyskano minimum mocy elektrycznej bloku równe 139,7 MW (przy braku redukcji ciśnienia 159 MW). W obu przypadkach następuje spadek sprawności generacji energii elektrycznej brutto przez blok do odpowiednio 31,75% i 36,13%. Przy założeniu pracy w dolinie nocnej przez 6 godzin obliczone pojemności cieplne akumulatora wynoszą odpowiednio ok. 767 MWh i 370 MWh. Proces rozładowania akumulatora ciepła następuje w szczycie zapotrzebowania na moc elektryczną przy mocy maksymalnej trwałej bloku równej 386 MW. Realizowane jest to poprzez skierowanie do akumulatora kondensatu zza pompy kondensatu i ograniczenie pracy znacznej części regeneracji niskoprężnej (brak poboru pary z upustów od A1 do A3/A4). W ten sposób następuje szybszy przyrost mocy bloku i wzrost sprawności generacji energii elektrycznej brutto do odpowiednio 43,50% i 42,50%.

EN

In this article, a technical feasibility study of TES (thermal energy storage) integration into a 370 MW subcritical hard coal conventional power plant is presented. The calculations were focused on determining minimum load level of the power plant using TES. Various options were analyzed while leaving on 180 MWe boiler load. The calculations have shown that the most effective option for TES charging process is steam extraction located before the reheater. When reducing the pressure of the extracted steam, a minimum of 139.7 MW steam turbine load was obtained (without pressure reduction 159 MW). In both cases, the gross efficiency decreases to 31.75% and 36.13% respectively. The calculated thermal capacity of TES is approximately 767 MWh and 370 MWh respectively (charging for 6 hours). The TES discharging takes place at the peak power demand at the maximum load 386 MW by directing the condensate from the condensate pump to TES and limiting the mass flow rate of extracted steam for low pressure preheating. It allows to increase power plant ramp rates and increase the gross efficiency to 43.50% and 42.50% respectively.

Słowa kluczowe

PL

blok energetyczny; minimum techniczne; elastyczność bloku energetycznego; akumulacja ciepła

EN

power unit; minimum capacity; power unit flexibility; thermal energy storage

• Wydawca: KAPRINT
• Czasopismo: Rynek Energii
• Rocznik: 2018
• Tom: Nr 6
• Strony: 27--33
• Opis fizyczny: Bibliogr. 8 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Rączka P.

• Politechnika Wrocławska, Wydział Mechaniczno-Energetyczny

Bibliografia

• [1] Bartnik R., Buryn Z.: Termodynamiczna analiza pracy bloku o mocy elektrycznej 380 MW przystosowanego do pracy skojarzonej. Energetyka, 2008, nr 10, str. 695-700
• [2] Duczkowska-Kądziel A., Analiza skojarzonej pracy bloku 370 MW nadbudowanego turbiną gazową, rozprawa doktorska, Politechnika Opolska, 2011
• [3] Łukowicz H. i in., Elastyczność DUOBLOKU 500. Konferencja „DUO-BIO Niskoemisyjne innowacyjne technologie rekonstrukcji elektrowni węglowych z blokami o mocy 200 MW”, Warszawa 6 grudnia 2016r.
• [4] Rączka P., Poprawa sprawności cieplnej bloków energetycznych poprzez wykorzystanie odzyskanego ciepła odpadowego. Rynek Energii, 2016, nr 1 (122), str. 80-86
• [5] Taler J. i in., Enhancement of power unit flexibility using pressure accumulation of hot water. Rynek Energii, 2017, nr 1 (128), str. 78-86
• [6] Wojcik J.D., Wang J., Technical Feasibility Study of Thermal Energy Storage Integration into the Conventional Power Plant Cycle. Energies, 2017, nr 10 (205); doi:10.3390/en10020205
• [7] Zdun M. i in.: Modelowanie matematyczne turbiny kondensacyjnej z wykorzystaniem programu Thermoflex. XIV Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna GRE 2014, Szczyrk 16-18 czerwca 2014r.
• [8] Ziębik A., Gładysz P., Analiza termodynamiczna zastosowania zasobników ciepła w układzie regeneracji niskoprężnej bloków energetycznych. Energetyka, 2017, nr 8, str. 504-510

Uwagi

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2018).