Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Mass flow and particle size monitoring of pulverised fuel vertical spindle mills

Archary H., Schmitz W., Jestin L.

Chemical and Process Engineering

|

2016

|

Vol. 37, nr 2

175--197

EN

The first step towards condition based maintenance of the milling plant is the implementation of on- line condition monitoring of the mill. The following paper pr esents and analyses methods of monitoring the key performance factors of a vertical spindle mill that is suited for implementation on older power stations, i.e. the quantity (mass flow rate) and quality (particle fineness) of the pulverised fuel produced by the mill. It is shown herein that the mill throughput can be monitored on-line using a simple mill energy balance that successfully predicts the coal the roughput within 2.33% as compared to a calibrated coal feeder. A sensitivity analysis reveals that the coal moisture is a critical measurement for this method to be adopted as an on-line mass flow monitoring tool. A laser based particle size analyser tool was tested for use in the power plant environment as an on-line monitoring solution to measure pulverised fuel fineness. It was revealed that several factors around the set-up and operation of the instrument have an influence on the perceived results. Although the instrument showed good precision and repeatability of results, these factors must be taken into account in order to improve the accuracy of the reported results before the instrument can be commissioned as an on-line monitoring solution.

2

Investigations of operation problems at a 200 MWe PF boiler

Peta S., Toit C. du, Naidoo R., Schmitz W., Jestin L.

Chemical and Process Engineering

|

2015

|

Vol. 36, nr 3

305--320

EN

To minimize oxides of nitrogen (NOx) emission, maximize boiler combustion efficiency, achieve safe and reliable burner combustion, it is crucial to master global boiler and at-the-burner control of fuel and air flows. Non-uniform pulverized fuel (PF) and air flows to burners reduce flame stability and pose risk to boiler safety by risk of reverse flue gas and fuel flow into burners. This paper presents integrated techniques implemented at pilot ESKOM power plants for the determination of global boiler air/flue gas distribution, wind-box air distribution and measures for making uniform the flow being delivered to burners within a wind-box system. This is achieved by Process Flow Modelling, at-the-burner static pressure measurements and CFD characterization. Global boiler mass and energy balances combined with validated site measurements are used in an integrated approach to calculate the total (stoichiometric + excess) air mass flow rate required to burn the coal quality being fired, determine the actual quantity of air that flows through the burners and the furnace ingress air. CFD analysis and use of at-the-burner static, total pressure and temperature measurements are utilized in a 2-pronged approach to determine root-causes for burner fires and to evaluate secondary air distribution between burners.

3

A contribution of the centralised energy sector to the preparation of the Polish long-term energy vision

Jestin L.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2007

|

T. 23, z. 3s

143-165

EN

The Polish centralized energy sector is at a major crossroad: it should meet the rocketing energy demand while most of the power production fleet has to be retrofitted in the next 20 years. This tremendous challenge should be perceived as a real opportunity to construct the new sustainable energy sector that will fulfil the future generation needs while securing the economical competitiveness, meeting the environmental European requirements and insuring the social cohesion. Thus, Poland should elaborate a long-term energy policy to deal optimally with the two major environmental issues 'Traditional pollutants' emissions' reduction (i.e. SOx, NOx) and dust. Poland should meet the requirement from the LCP Directive and the associated Accession Treaty targets which are inadequate with the Polish power sector idiosyncrasy. Contrary to its European peers, it still exists in Poland many Small Coal Combustion Installations (SCIs: less than 50 MWth) such as individual boilers or local district heating ones, which are not taken into account by these European policies. As a consequence and to economically and environmentally optimised the investments to be done, both LCPs and SCIs have to be taken into account not only for the targets to be reached in the 2008-2012 period, but also for the mid 2015-2020 term for which new NEC and LCP Directives are nowadays being prepared. As a large share of the existing capacities will have to be replaced after 2012, it would be especially counterproductive to put the effort in the 2008-2012 period only on the LCP units and doubtless more relevant to centre the efforts on the SCIs. In other words both versions (from 2001 and the new ones in preparation at EU level) of the LCP and NEC Directives should be analysed together as their implementations in Poland are strongly connected. CO2 emissions' reduction: the challenge is quite similar, as the European Union Emissions Trading Scheme (EUETS) only refers to installations larger than 20 MWth. It could be likewise more efficient to deal with the innumerable SCIs which are outside of the embraced field but of course covered by the Kyoto protocol targets. All the stakeholders of the energy sector will benefit from such a common policy negotiated with the European Union under the control of the Polish Administration. As explained in this paper, such a policy could enable to save up to Euro 67 billion - compared with a Business-As-Usual scenario - and to gain Euro 16.8 billion thanks to the Kyoto allowances surplus which could be sold on the international carbon market. This could fund and generate self-financing to take up the energy challenge outlined above. It can be concluded that relaxation of short-term constraints on Polish SOx and NOx and CO2 emissions for the centralised heat and power sectors will avoid non-justified expenditures in these sectors. The comprehensive long-term energy policy to be established should allow these cost savings to be invested in long-term retrofits that will consider the different options to reduce CO2 emissions in the power sector and as well the other gases emissions in the domestic heating sector, which generates the most harmful low-stack emissions. This global approach is likely to generate better development scenarios meeting the European as well as the Kyoto targets. This paper was first drafted in the first quarter of 2006 thanks to a collaboration of the stakeholders: F. Pchełka (TGPE), M. Niewiadomski, S. Poręba (BOT), K. Szynol, G. Paluch (PKE), G. Wolf, B. Decourt, S. Błach, Z. Krzemień (EDF), I. Grela, D. Taras (Electrabel). It was finally decided to publish the present version which is slightly updated in order to speed-up the discussion with other stakeholders from: the centralised energy sector, the gas and mining industries, the National Administration and the Academician sector.

PL

Polski scentralizowany sektor energetyczny znalazł się na rozdrożu: powinien zaspokoić rosnące gwałtownie zapotrzebowanie na energię podczas gdy większość jego zakładów wymaga modernizacji w następnych 20 latach. To olbrzymie wyzwanie powinno być dostrzegane jako rzeczywista możliwość stworzenia nowego, zrównoważonego systemu energetycznego, który zaspokoi potrzeby przyszłych pokoleń przy jednoczesnym spełnieniu wymogów ekonomicznych, ekologicznych (zgodnych ze standardami europejskimi) oraz zapewnieniu zgody społecznej. Tak więc Polska powinna opracować długoterminową politykę energetyczną, która uwzględniłaby dwa główne problemy ochrony środowiska: redukcję emisji NOx, SOx i pyłów oraz redukcję emisji CO2. Jeśli chodzi o redukcję emisji 'tradycyjnych zanieczyszczeń' (NOx, SOx) oraz pyłów, Polska powinna spełnić wymagania Dyrektywy LCP i powiązanymi z nią celami zawartymi w Traktacie Akcesyjnym, które nie odnoszą się do specyficznych cech polskiego sektora energetycznego. W przeciwieństwie do swoich europejskich odpowiedników, w Polsce stale istnieje wiele małych instalacji spalających węgiel (SCI: poniżej 50 MW), takich jak pojedyncze kotły oraz lokalne jednostki ogrzewnicze, które nie są uwzględniane przez strategię europejską. Planując nowe inwestycje z uwzględnianiem optymalizacji ekonomicznej i ochrony środowiska, powinno się wziąć pod uwagę zarówno LCP (duże jednostki) jak i SCI, nie tylko dla celów określonych na lata 2008-2012, ale również na okres 2015-2020, dla którego nowe dyrektywy NEC i LCP są obecnie przygotowywane. Ponieważ i tak znaczna część istniejących urządzeń powinna zostać wymieniona po roku 2012, wysoce nieefektywne byłoby więc skoncentrowanie wysiłków w okresie 2008-2012 wyłącznie na jednostkach LCP. Znacznie bardziej racjonalne byłoby je zogniskować na SCI. Innymi słowami, obydwie wersje dyrektyw LCP i NEC (ta z roku 2001 i nowo przygotowywane na poziomie UE) powinny być rozpatrywane razem, jako że ich wprowadzenie w Polsce jest z sobą ściśle powiązane. W przypadku redukcji emisji CO2 problem jest całkiem podobny do opisanego poprzednio, ponieważ European Union Emissions Trading Scheme (EUETS) odnosi się wyłącznie do instalacji powyżej 20 MW. Bardziej realne byłoby uwzględnienie skutków działania ogromnej liczby SCI, które nie są objęte tym rozporządzeniem, a które wliczają się do kwot celowych Protokołu z Kioto. Wszyscy ludzie zaangażowani w sprawy sektora energetycznego odnieśliby korzyści z takiej wspólnej polityki negocjacji z Unią Europejską, prowadzonej pod kontrolą polskiej administracji. Jak to zostało wyjaśnione w tym artykule, taka polityka pozwoliłaby na zaoszczędzenie do 67 miliardów euro - w porównaniu ze scenariuszem zwykle osiąganych zysków - i uzyskać 16,8 miliardów euro nadwyżki dzięki dodatkom wynikającym z Protokołu w Kioto, które mogą być sprzedane na międzynarodowym rynku węglowym. Mogłoby to sfinansować i wygenerować samofinansujący się mechanizm realizacji celów energetycznych opisanych powyżej. W podsumowaniu można stwierdzić, że rozluźnienie krótkoterminowych ograniczeń na emisje SOx, NOx i CO2 pochodzące ze scentralizowanego sektora energetyczno-ogrzewczego w Polsce pozwoliłoby na uniknięcie nieuzasadnionych nakładów w tych sektorach. Należy prowadzić wszechstronną i długofalową politykę, która powinna pozwolić inwestować oszczędności w działania modernizacyjne, prowadzącą w dłuższym okresie czasu do redukcji emisji CO2 w sektorze energetycznym jak i innych gazów w krajowym sektorze grzewczym, który jest źródłem najbardziej szkodliwej niskiej emisji. Takie światowe podejście do zagadnienia prawdopodobnie prowadziłoby do lepszych scenariuszy rozwoju, pozwalających na osiągnięcie celów UE i Protokołu w Kioto. Ten artykuł był wstępnie napisany w pierwszym kwartale 2006 roku, dzięki współpracy z bukmacherami: F. Pchełka (TGPE), M. Niewiadomski, S. Poręba (BOT), K. Szynol, G. Paluch (PKE), G. Wolf, B. Decourt, S. Błach, Z. Krzemień (EDF), I. Grela, D. Taras (Electrabel). W końcu zdecydowano się na jego publikację w obecnej formie, która jest nieco uaktualniona, dla przyspieszenia dyskusji z innymi osobami zainteresowanymi ze scentralizowanego sektora energetycznego, przemysłu gazowego i wydobywczego, administracji państwowej i uniwersytetów.

4

How to participate in sustainable development in Krakow - a European metropolis

Jestin L., Kasprzyk T., Piskorz Z.

Polityka Energetyczna

|

2003

|

T. 6, z. 1

107-120

PL

W procesie transformacji polskiej gospodarki rozwój Krakowa był wspomagany kilkoma ważnymi programami uwzględniającymi zasady zrównoważonego rozwoju. Jednym z nich był program redukcji niskiej emisji i racjonalizacji dostaw ciepła, w którym jednym z uczestników była ECK S.A. W maju 1998 r. ECK S.A. stała się pierwszym sprywatyzowanym przedsiębiorstwem w sektorze energetycznym, a francuski koncern Electricité de France (EdF) został inwestorem strategicznym. Zrównoważony rozwój energetyczny jest głównym celem EdF, dla realizacji którego zaimplementowano program "Agenda 21". Uczestnictwo EdF w rozwoju ECK S.A. gwarantuje, że procedury zastosowane będą zgodne z przewidzianymi w programie "Agenda 21". Artykuł ten przypomina prognozy IEA w zakresie zapotrzebowania na energię w świecie, a zwłaszcza ogromny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i związany z tym wzrost emisji. Limity oraz mechanizmy handlu emisjami CO2 są aktualnie implementowane przez Unię Europejską (Marakesz 2001). Przedstawiono rządowe prognozy zapotrzebowanie na energię w Polsce i prognozy władz lokalnych w rejonie Krakowa. Przedstawiono również prognozy zużycia pierwotnych nośników energii z uwzględnieniem wykorzystania zasobów gazu i węgla. W tym kontekście, uwzględniając przyszłe zapotrzebowanie na ciepło i energię elektryczną, w artykule omówiono problemy standardów ochrony środowiska w Polsce, które będą musiały być przestrzegane w okresie łączenia się z Unią Europejską. Określone w dyrektywie unijnej dla dużych źródeł spalania (LCP) wielkości emisji SOx, NOx i pyłów będą miały znaczący wpływ na polski sektor energetyczny. Ponieważ większość dużych miast w Polsce posiada systemy dystrybucji ciepła, dokonano analizy zalet dużych ciepłowni. Przedstawiono również, jak nowe wyposażenie pozwalające na kogenerację powoduje redukcję emisji. Artykuł przedstawia również niezbędne do przeprowadzenie badania w zakresie tych technologii, biorąc pod uwagę konkurencyjność scentralizowanych i rozproszonych ciepłowni. Uwzględniając kontynuację zużycia węgla, który pozostanie ekonomicznie konkurencyjny przez następne dziesięciolecia, w artykule omówiono różne możliwości dostosowania standardów ochrony środowiska w zakresie emisji siarki i pyłów. Analiza ta uwzględnia również wykorzystanie produktów pośrednich. Zastosowane mogą być dwie technologie: metoda pyłu węglowego z oczyszczaniem gazów spalinowych lub cyrkulacyjne złoże fluidalne. W obu tych metodach można zastosować warunki sub- lub superkrytyczne dla pary w celu uzyskania wyższej efektywności energetycznej. Jeśli użyje się gazu ziemnego jako paliwa, cykl kombinowany, który łączy turbiny parową i gazową jest najefektywniejszą technologią. W dłuższej perspektywie, powiedzmy po 2020 roku, zgazowanie węgla może również stać się konkurencyjne ze względu na wychwytywanie i magazynowanie CO2. W tym przypadku właściwą technologią byłoby zintegrowane zgazowanie w cyklu kombinowanym.

EN

During transformation of the Polish economy Krakow's development was associated with several important programs complying with sustainable development standards. One of them was the program for reduction in the so-called low emissions and rationalisation of heat supply, whose one of participants was ECKSA. In May 1998 ECKSA became the first privatised company in the Polish power sector and the French concern Electricité de France (EdF) became its strategic investor. Sustainable energy development is a major goal of EdF which has already furnished its "Agenda 21" for this purpose. The EdF's participation in ECKSA's development is a guarantee for Krakow that the procedures to be adopted will comply with Agenda 21. This paper reminds IEA's projections concerning world energy needs and especially the huge increase in electricity demand and the emissions involved. Future quotas and emission trading mechanisms for CO2 are being implementing by EU (Marrakech 2001). Future demand for energy in Poland, and especially in the area of Krakow, is presented from the Polish government's point of view and according to municipal projections up to 2020. The use of primary energy, as foreseen for the country with deposits of gas and coal is also discussed. In light of this context and considering the future demand for both heat and electricity, the paper discusses how Poland is implementing the new environmental standards, which will have to be respected at the time of joining European Union around 2004-2006. SOx, NOx and dust emissions from Large Com- bustion Plant (LCP), now defined in EU directive for Large Combustion Plants (LCP), could have a major impact on Polish energy sector. As most large cities in Poland are equipped with district heating systems, advantages of large CHP plants are then considered. It is also discussed how new equipment for distributed cogeneration can contribute to the reduction of emissions. The paper also discusses future research needs concerning these technologies in the light of the previous context and considering the energy and environment competitiveness of either centralised or decentralised CHP plants. Considering the continued use of coal, which is expected to remain economically competitive for the next decades, the paper discusses different possibilities of adjusting environmental standards concerning sulphur and dust emissions. This analysis has also to take into account the use of by-products. Two technologies are possible: either Pulverised Coal (PC) with Flue Gas Treatment (FGT) or Circulating Fluidised Beds (CFB). Both of them could use either sub- or super-critical steam conditions to get higher energy efficiency. On the other hand, when natural gas is used as fuel, the Combined-Cycle (CC), which combines steam and gas turbines, is the most competitive technology. For a later future, say after 2020, coal gasification could also become competitive as regards CO2 capture and sequestration would be needed. In such a case the reference technology could be the Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC).