Dobór strumienia masy wody chłodzącej przy zmiennym obciążeniu dla bloku 200 MW

• Autorzy: Laskowski Rafał , Smyk Adam , Rusowicz Artur , Grzebielec Andrzej

Warianty tytułu

EN

Selection of cooling water mass flow rate at variable load for 200MW power unit

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Bloki węglowe klas 200 MW były projektowane jako podstawowe jednostki wytwórcze, które miały ograniczony zakres regulacji obciążenia. Ze względu na rosnący udział odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym jednostki klasy 200 MW muszą m.in. charakteryzować się większą elastycznością (w zakresie większych zmian obciążeń). Jest to jednym z istotnych celów programu 200+. Ponadto blok nie powinien znacząco zmniejszać sprawności przy mniejszych obciążeniach, które będą często występować. W artykule dokonano analizy doboru strumienia masy wody chłodzącej przy zmiennym obciążeniu blok w zakresie od 100 % do 40 %, w celu uzyskania mak-symalnej sprawności i mocy. Model matematyczny bloku 200 MW został wykonany w komercyjnym programie Ebsilon i zwalidowany na podstawie danych pomiarowych. Na podstawie przeprowadzonej analizy wydaje się zasadne zmniejszanie strumienia masy wody chłodzącej w blokach pracujących z obciążeniem poniżej 60%.

EN

The 200 MW coal power plants were designed as basic generating units, which had a limited scope of load regulation. Due to the growing share of renewable energy sources in the energy balance, 200 MW class units must have greater flexibility (in the scope of larger load changes). In addition, these power plants should not significantly reduce efficiency at the lower loads that will often occur. The article analyzes the selection of the cooling water mass flow rate at variable load in the range from 100% to 40% in order to obtain maximum efficiency and power. The mathematical model of the 200 MW power plant was made in the commercial Ebsilon program and validated based on measurement data. On the basis of the analysis carried out, it seems reasonable to reduce the cooling water mass stream in this unit working with a load below 60%.

Słowa kluczowe

PL

skraplacz energetyczny; strumień masy wody chłodzącej; optymalizacja

EN

steam condenser; cooling water mass flow rate; optimization

• Wydawca: KAPRINT
• Czasopismo: Rynek Energii
• Rocznik: 2020
• Tom: Nr 3
• Strony: 41--46
• Opis fizyczny: Bibliogr. 21 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Laskowski Rafał

• Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej

autor

Smyk Adam

• Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej

autor

Rusowicz Artur

• Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej

autor

Grzebielec Andrzej

• Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej

Bibliografia

• [1] Informacja o zasobach wytwórczych PSE -stan 31.11,2018.
• [2] Trzeszczyński J., Dobosiewicz J., Stanek R.: Bezpieczny i dyspozycyjny blok klasy 200 MW. Energetyka 12/2019, 813-821.
• [3] Taler J., Węglowski B., Taler D., Sobota T., Dzierwa P., Trojan M., Madejski P., Pilarczyk M.: Determination of start-up curves for a boiler with natural circulation based on the analysis of stress distribution in critical pressure components. Energy, 2015, 92, 153-159.
• [4] Taler J., Dzierwa P., Taler D., Harchut P.: Optimization of the boiler start-up taking into account thermal stresses. Energy, 2015, 92, 160-170.
• [5] Kosman W., Rusin A.: Preheating procedure for fast start-up of a steam turbine from a cold state. E3S Web Conf., 137 (2019) 01024, DOI: https://doi.org/10.1051/e3sconf/ 201913701024.
• [6] Rusin A., Nowak G., Łukowicz H., Kosman W., Chmielniak T.: Selecting optimal conditions for the turbine warm and hot start-up. E3S Web Conf., 137 (2019) 01025, DOI: https://doi.org/10.1051/e3sconf/ 201913701025.
• [7] Rusin A., Wojaczek A., Tomala M.: Analysis and management of operating risk created by turbine operation under flexible regimes. E3S Web Conf., 137 (2019) 01026, DOI: https://doi.org/10.1051/e3sconf/ 201913701026.
• [8] Żymełka P., Żyrkowski M., Bujalski M.: Analysis of Coal-Fired Power Unit Operation in Reduced Minimum Safe Load Regime, Thermal Power Plants - New Trends and Recent Developments. Paweł Madejski, IntechOpen, DOI: 10.5772/intechopen.72954. Available from: https://www.intechopen.com/books/thermal-power-plants-new-trends-and-recent-developments/analysis-of-coal-fired-power-unit-operation-in-reduced-minimum-safe-load-regime.
• [9] Laudyn D., Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie (in Polish). WNT, Warszawa 2007.
• [10] Laković, M. S., et.al.: Impact of the cold end operating conditions on energy efficiency of the steam power plants. Thermal Science: Year 2010, Vol. 14, pp. S53-S66.
• [11] Gholam Reza Ahmadi, Davood Toghraie: Energy and exergy analysis of Montazeri Steam Power Plant in Iran. Renewable and Sustainable Energy Reviews 56 (2016) 454–463.
• [12] Laskowski R., Smyk A., Lewandowski J., Rusowicz A.: Cooperation of a Steam Condenser with a Low-pressure Part of a Steam Turbine in Off-design Conditions. American Journal of Energy Research 3 (1), (2015) 13-18.
• [13] Wang W., Zeng D., Liu J., Niu Y., Cui C.: Feasibility analysis of changing turbine load in power plants using continuous condenser pressure adjustment. Energy 64 (2014) 533-540.
• [14] Ganan J., Rahman Al-Kasir A., Gonzalez J.F., Macías A., Diaz M.A.: Influence of cooling circulation water on the efficiency of a thermonuclear plant. Appl. Thermal Eng. 25 (2005) 485 - 495.
• [15] Regulagadda P., Dincer I., Naterer G.F.: Exergy analysis of a thermal power plant with measured boiler and turbine losses. Appl. Therm. Eng. 30 (8-9) (2010) 970-976.
• [16] Harish R., Subhramanyan E.E., Madhavan R., Vidyanand S.: Theoretical model for evaluation of variable frequency drive for cooling water pumps in sea water based once through condenser cooling water systems. Appl. Therm. Eng. 30 (14-15) (2010) 2051-2057.
• [17] Lin Xia, Deyou Liu, Ling Zhou, Pei Wang, Yongji Chen: Optimization of a seawater once-through cooling systemwith variable speed pumps in fossil fuel power plants. International Journal of Thermal Sciences 91 (2015) 105-112.
• [18] Błaszczyk A., Głuch J., Gardzilewicz A.: Operating and economic conditions of cooling water control for marine steam turbine condensers. Polish Maritime Research 3(70) 2011 Vol 18; pp. 48-54.
• [19] Jóźwiak M., Bogusławski L.: The influence of changing water parameters on performance of steam condenser. Journal of Mechanical and Transport Engineering, 2018, Vol. 70, No. 4, 17-29.
• [20] Laskowski R., Smyk A., Lewandowski J., Rusowicz A., Grzebielec A.: Selecting the cooling water mass flow rate for a power plant under variable load with entropy generation rate minimization. Energy 107 (2016) 725-733.
• [21] Salij A., Stępień J. C.: Performance of turbine condensers in power units of thermal systems (in Polish). Kaprint, War-saw 2013.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).