Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Modernizacja turbozespołu w TAURON Wytwarzanie – Elektrownia Jaworzno III – Elektrownia II

Dragon A., Mastela P.

Energetyka

|

2013

|

nr 4

361--367

PL

Przedstawiono zakres i przebieg modernizacji części turbinowej wraz z układami i urządzeniami pomocniczymi oraz prac związanych z adaptacją istniejącego fundamentu i montażem nowego generatora w tak zwanej Elektrowni II w Elektrowni Jaworzno III. Celem modernizacji było: przystosowanie istniejących układów do wymagań nowego kotła biomasowego, utrzymanie mocy znamionowej turbozespołu, tj. turbiny z wymienionym generatorem na poziomie co najmniej 50 MW, przedłużenie żywotności eksploatowanych już instalacji na okres co najmniej 200 000 godzin (25 lat), zapewnienie wysokiej niezawodności ruchowej turbiny wraz z instalacjami pomocniczymi w celu produkcji i sprzedaży „zielonej energii”, zwiększenie komfortu obsługi oraz bezpieczeństwa pracy.

EN

Presented is the range and progress of modernization process of the power unit turbine part with its systems and auxiliaries, as well as the works connected with adaptation of the existing foundation and a new power unit assembly in the so-called “Elektrownia II” in Elektrownia Jaworzno III. The aim of modernization was: adaptation of the existing systems to the new biomass boiler needs, maintaining of the power unit rated power i.e. of the turbine with a replaced generator on a level of at least 50 MW, elongation of a life-time of installations under operation for a period of at least 200 000 hours (25 years), ensuring high operational reliability of the turbine and its auxiliaries with the aim to generate and sell “green energy” and also enhancing working safety and service comfort.

2

Blok węglowy z pełnym i częściowym wychwytem CO2

Buchta J.

Energetyka

|

2013

|

nr 8

600--605

PL

Wśród rozpatrywanych metod ograniczenia emisji dwutlenku węgla przez energetykę węglową wyróżnić można technologie post-combustion, pre-combustion oraz oxy-combustion. Instalacje post-combustion mogą stanowić kluczowe rozwiązanie dla polskiej energetyki, co wynika z dominacji w naszym kraju elektrowni i elektrociepłowni wyposażonych w pyłowe kotły węglowe. Wśród perspektywicznych technologii separacji CO2 z gazów wylotowych wskazuje się: absorpcję chemiczną, adsorpcję fizyczną, separację membranową oraz metody kriogeniczne. Metody te są w fazie intensywnego opracowywania i badane w instalacjach pilotażowych. Celem obecnie prowadzonych badań jest integracja elementów instalacji CCS, optymalizacja procesu oraz legalizacja łańcucha technologii CCS. W artykule przedstawione zostały wyniki obliczeń symulacyjnych układu cieplnego bloku o mocy 800 MW na parametry ultranadkrytyczne z instalacją wychwytywania dwutlenku węgla metodą absorpcyjną. Dokonano oceny wpływu instalacji zintegrowanej z obiegiem cieplnym na sprawność bloku. Rozpatrzono przypadek całkowitego i częściowego wychwytu dwutlenku węgla. Stwierdzono, że zastosowanie instalacji CCS pociąga za sobą spadek sprawności bloku i wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną przez potrzeby własne, a ponadto powoduje wyższe koszty inwestycyjne, eksploatacyjne stałe i zmienne, co zwiększa koszty produkcji energii elektrycznej. Sprawność bloku wyposażonego w absorpcyjną instalację CCS zależy od rodzaju zastosowanego sorbentu.

EN

Among the considered methods of CO2 emission reduction by the coal-based power industry we can distinguish post-combustion, pre-combustion and oxy-combustion technologies. Especially the post-combustion installations can be the key solution for the Polish power industry as most of the existing domestic thermal power plants are equipped with pulverized coal-fired boilers. If, in turn, it comes to the prospective technologies of CO2 separation from flue gases, we can talk about methods like chemical absorption, physical adsorption, membrane separation and criogenic methods - all these methods are under intensive investigation and tested in pilot installations. The aim of the presently carried on research is integration of CCS installation elements, process optimization and CCS technology chain certification. Presented are results of simulation calculations of a 800 MW ultrasupercritical thermal unit system equipped with a CO2 capture installation using absorption method. Made is an assessment of the influence of the installation integrated with the thermal cycle on the power unit efficiency. Considered are cases of partial and full CO2 separation. Ascertained is that the CCS installation application results in reduction of a unit efficiency and in increase of energy demand by the auxiliaries and, in addition, brings about bigger investment, operational fixed and variable costs that increase the final cost of electric energy production. Efficiency of a unit equipped with a CCS absorption installation depends on the type of a sorbent used.

3

Analysis of the use of waste heat in the turbine regeneration system of a 900 MW supercritical coal-fired power unit

Łukowicz H., Kochaniewicz A.

Energetyka

|

2013

|

nr 11

790--794

EN

Determined are factors of a 900 MW supercritical coal-fired power unit working with the use of a flue gas heat recovery system. Analysis is made of various options of flue gas heat recovery for heating the condensate flowing through the low-pressure regeneration system as well as the feed water in the high-pressure regeneration exchangers. Examined was the influence of a localization of a place where the heated condensate is injected into the circuit on the power unit efficiency and capacity. The analysis was carried out for two different ways of waste heat use - in one of them it is only the heat recovered from flue gases at the boiler outlet (after the air heater) that is used to heat water in the regeneration system while in the other utilized is also the additional heat recovered from flue gases before the air heater. Investigations were made for flue gases produced in the process of hard and brown coal combustion separately.

PL

Wyznaczono wskaźniki pracy nadkrytycznego bloku węglowego o mocy 900 MW pracującego z systemem odzysku ciepła ze spalin. Przeprowadzono analizę różnych wariantów odzysku ciepła ze spalin wylotowych z kotła do podgrzania kondensatu płynącego w regeneracji niskoprężnej oraz wody zasilającej przepływającej przez wymienniki regeneracji wysokoprężnej. Badano wpływ miejsca wprowadzania podgrzanego kondensatu do obiegu na sprawność i moc bloku. Analizę prowadzono dla dwóch sposobów wykorzystania ciepła ze spalin. W pierwszym wykorzystuje się wyłącznie ciepło ze spalin wylotowych z kotła (za podgrzewaczem powietrza), natomiast w drugim do podgrzania wody w układzie regeneracji wykorzystuje się również spaliny pobierane przed podgrzewaczem powietrza. Rozważania prowadzono dla spalin powstałych w wyniku spalania węgla kamiennego oraz brunatnego.