Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

2 Rynek Energii

Znaleziono wyników: 2

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: minimum capacity

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Analiza możliwości skrócenia czasu rozruchu kotła z paleniskiem pyłowym

Rączka Paweł

Rynek Energii

2021

Nr 6

52--59

W artykule przedstawiono problematykę związaną z szybkością rozruchu kotła z paleniskiem pyłowym. Na przykładzie kotła zasilanego pyłem węgla kamiennego pracującego w bloku energetycznym przedstawiono charakterystyki rozruchowe zespołów młynowych współpracujących z tym kotłem. Na podstawie danych eksploatacyjnych wyznaczono czas rozruchu ze stanu zimnego pierwszego uruchamianego zespołu młynowego, który wynosił od 150 do ponad 350 minut, a ilość ciepła potrzebna do wygrzania młyna przed podaniem węgla wynosiła od 553 do 4632 MJ. W celu skrócenia czasu i kosztów rozruchu młyna zaproponowano zasilanie jednego lub dwóch młynów uruchamianych jako pierwsze, powietrzem gorącym pobieranym z wylotu podgrzewacza powietrza sąsiedniego, pracującego kotła. Umożliwi to skrócenie czasu rozruchu pierwszego młyna/młynów do ok. 120-180 minut (w zależności od temperatury i strumienia pobieranego z sąsiedniego kotła gorącego powietrza), zwiększy elastyczność ruchową bloku, ograniczy koszty oraz emisje zanieczyszczeń do atmosfery.

This article presents the problem related to the speed up of the start-up of PF boiler. The start-up characteristics of coal mills are presented. Based on the operating data, the cold start-up time of the first coal mill was determined, which was from 150 to more than 350 minutes. The heat needed to heat up the mill before feeding the coal was from 553 to 4632 MJ. In order to reduce the mill start-up time and cost, it has been proposed to supply one or two mills that are started up first with hot air taken from the next working boiler air preheater. This will make it possible to shorten the start-up time of the first mill or mills to approx. 120-180 minutes (depending on the temperature and the hot air stream drawn from the next air preheater). It will increase the power unit flexibility, reduce cost of start-up and emissions of pollutants to the atmosphere.

Wykorzystanie akumulacji ciepła do zmniejszenia minimum technicznego bloku energetycznego

Rączka P.

Rynek Energii

2018

Nr 6

27--33

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%.

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.