Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Porównawcza analiza termodynamiczna i ekonomiczna konwencjonalnej elektrowni gazowo-parowej z elektrownią gazowo-parową zmodyfikowaną

Bartnik Ryszard

Energetyka

|

2023

|

nr 9

539--552

PL

W artykule przedstawiono porównawcze analizy termodynamiczną i ekonomiczną konwencjonalnej elektrowni w technologii gazowo-parowej z elektrownią gazowo-parową zmodyfikowaną. Analizowana technologia gazowo-parowa w porównaniu z technologią gazowo-gazową ma większą sprawność wytwarzania energii elektrycznej. Większe są jednak wówczas nakłady inwestycyjne na nią. Dzięki jednak większej sprawności można oczekiwać, że nie przełożą się one na wyższy jednostkowy koszt produkcji w niej elektryczności w porównaniu z elektrownią działającą według technologii gazowo-gazowej.

EN

Presented are comparative thermodynamic and economic analyses carried out for a conventional gas-steam power plant and a modified one. The analysed gas-steam technology in comparison with the gas-gas one is more efficient in electric energy generation but also higher is the investment expenditure on it. Nevertheless, thanks to higher efficiency we can expect that it will not translate into a bigger unit cost of electricity generation in power plants of this type in comparison with the ones based on the gas-gas technology.

2

Cooling water flow influence on power plant unit performance for various condenser configurations setup

Dobkiewicz-Wieczorek Ewa

Archives of Thermodynamics

|

2022

|

Vol. 43, no 1

141--167

EN

This paper presents the influence of cooling water regulation on power plant net efficiency. It was examined whether, for the non-nominal low-pressure turbine load, it is justified to reduce the cooling water pump load, and how it would affect the unit net efficiency. Calculations for two types of power units were carried out: with condensing and extraction-condensing turbine. The tested condensing power plant consists of three surface condensers. The calculation included four condensers’ connections set up on the cooling water side to check how the cooling water system pressure drop affects the net unit performance. The result has confirmed that implementing serial connection decreases net efficiency when cooling water flow regulation is used, but the mixed connection should be applied when pump load is not controlled. It was proved that the cooling water flow control gives a profit for both units. Net efficiency for combined heat and power plant can be improved by 0.1–0.5 pp, the gain is remarkable below 60% of the low-pressure turbine part load. Flow control implementation in the unit with condensing turbine water control gives a similar profit just below 80% of the turbine load. Next, an influence of the additional limitations of a cooling water system (minimal total pump head, cooling tower) affecting the feasibility of implementing the water control has been considered. Applying a multi-cell forced draft cooling tower does not have a significant impact on results, but when a natural draft cooling tower is used, the flow control range is strongly reduced.

3

A novel Data Envelopment Analysis model with complex numbers : measuring the efficiency of electric generators in steam power plants

Esfandiari Mahmood, Saati Saber, Navabakhsh Mehrzad, Khalili-Damghani Kaveh

Operations Research and Decisions

|

2019

|

Vol. 29, No. 4

41--52

EN

The output of a generator in power plant is the electricity, and it consists of two parts, active and reactive power. These quantities are expressed as complex numbers in which the real part is the active power and the imaginary part is the reactive power. Reactive power plays an important role in an electricity network. Ignoring it will exclude a lot of information. With regard to the importance of the generators in power plants, surely, calculating the efficiency of these units is of great importance. Data Envelopment Analysis (DEA) is a nonparametric approach to measure the relative efficiency of Decision-Making Units (DMUs). Since the generators data are complex numbers, thus, if we the use classical DEA models in order to measure the efficiency of the generators in power plants, the reactive power cannot be considered, and the measurement is limited to the real number of electric power. In this paper, a new DEA model with complex numbers is developed in order to assess the performance of the power plant generators.

4

The improvement of environmental characteristics of the combined cycle power plant by the implementation of the carbon capture installation

Kotowicz J., Brzęczek M., Job M.

Zeszyty Naukowe Akademii Morskiej w Szczecinie

|

2015

|

nr 44 (116)

19--24

EN

The paper describes a combined cycle power plant with carbon capture installation in a post-combustion technology. Carbon dioxide is separated from flue gas by using a chemical absorption method with monoethanolamine (MEA) as a sorbent. Separated carbon dioxide is compressed in order to prepare for transportation to the storage place. This paper identifies the electric efficiencies and other characteristic parameters of power plants before and after implementation of CO2 capture installation, as well as the power plant efficiency drop, and the improvement of ecological characteristics related to the implementation of this installation. The implementation of the installation described herein is associated with the efficiency loss caused by the auxiliary power for additional installations. The CO2 separation installation is powered by heat energy required for reclaiming the sorbent. This energy is taken in the form of steam extracted from the steam cycle, thus reducing the steam turbine power output, while the CO2 compression installation is powered by electric energy.

5

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.

6

Modelling the steam turbine cycle for ultra-supercritical coal-fired power unit

Stępczyńska K., Rulik S., Łukowicz H., Dykas S.

Zeszyty Naukowe. Cieplne Maszyny Przepływowe - Turbomachinery / Politechnika Łódzka

|

2011

|

nr 140

205-214

EN

The main way to improve the efficiency of a new power plant is to increase the live steam parameters. The paper presents a review of a design of an ultra-supercritical steam cycle. The steam turbine configuration for a selected ultra-supercritical application depends mainly on the number of reheats, the power unit rating, the site back pressure characteristics, number of bleeds. Increasing the live steam parameters usually constitutes the greatest contribution to the rise in the efficiency of a power unit, but the sum of efficiency gains related to the application of other solutions can also be significant.

7

Elektrownia jako zakład przeróbki kopalni węgla brunatnego - nowe możliwości optymalizacji łącznych działań

Jurdziak L., Kawalec W.

Górnictwo i Geoinżynieria

|

2011

|

R. 35, z. 3

95-101

PL

Przedstawiono koncepcję integracji działań kopalni węgla brunatnego i elektrowni, w której elektrownia jest pozycjonowana jako zakład przeróbki węgla. Rozpatrywanie zróżnicowanych parametrów "przeróbki" (sprawności, kosztów procesu, strat własnych wytworzonej energii) oraz kosztów sprzedaży energii - gotowego produktu (np. kosztów uprawnień emisji dwutlenku węgla) umożliwia analizowanie wariantów zintegrowanej pionowo kompanii energetycznej. Korzyści z zastosowania nowej koncepcji to: identyfikacja zasobów bilansowych złoża węgla brunatnego - źródła energii dla elektrowni, wyznaczanie dokładnej emisyjności CO2 węgla dla przyjętego scenariusza postępu kopalni, analiza wpływu rynku uprawnień emisji dwutlenku węgla na wielkość zasobów, wyznaczanie potrzebnego poziomu sprawności elektrowni dla zachowania wielkości zasobów węgla zgodnych z założeniami kompleksu oraz szybka reoptymalizacja działań zintegrowanego układu po zmianie istotnych warunków. W przykładowej analizie wykorzystano studialny model jakościowy złoża Legnica Wschód. Uzyskano wielowariantowe wyniki dla przyjętych poziomów sprawności elektrowni, kosztów emisji CO2 oraz różnych cen energii.

EN

An idea of an integration of joint activity of a lignite surface mine and a lignite fuelled power plant, that treats the power plant as a processing plant of the mine has been presented. Consideration of various parameters of "processing" (power plant efficiency, internal losses of produced energy) as well as selling costs of the final product - electric energy (e.g. carbon allowances costs) allows to analyze optional scenarios of the vertically integrated power engineering company. Advantages of such approach are: identification of mineable reserves as a raw energy source for a power plant, an exact assessment of CO2 emission for a given mine schedule, analysis of the impact of carbon allowances trading, identification of the necessary level of a power plant efficiency which maintains the lignite reserves within the presumed assumptions of the whole power engineering enterprise, quick re-optimisation of the activity the integrated complex following the changes of key parameters. The case study, developed upon the quality block model of the Legnica East lignite deposit, shows the multivariate results obtained for various levels of power plant efficiency, carbon allowances costs and energy pricing.

8

Wpływ wzrostu sprawności elektrowni oraz polityki CCS na wielkość zasobów bilansowych węgla brunatnego w warunkach bilateralnego monopolu kopalni i elektrowni

Jurdziak L., Kawalec W.

Polityka Energetyczna

|

2010

|

T. 13, z. 2

181-197

PL

Przedstawiono studium zależności zasobów bilansowych złoża węgla brunatnego od sprawności elektrowni spalającej wydobywany węgiel oraz kosztów opłat za emisję dwutlenku węgla. Zasoby bilansowe wyznaczono metodą generowania wyrobiska docelowego kopalni odkrywkowej na podstawie modelu ekonomicznego złoża, przy założeniu, że produktem kopalni węgla jest energia, koszty jej wytworzenia w elektrowni są traktowane jak koszty przeróbki, zaś koszty opłat za emisję CO2 są kosztami sprzedaży produktu – energii. Dla potrzeb przykładowej analizy wykorzystano studialny model jakościowy złoża Legnica Wschód. Uzyskano wielowariantowe wyniki dla przyjętych poziomów sprawności elektrowni, kosztów emisji CO2 oraz różnych cen energii. Wyniki obliczeń wskazują, że w warunkach przewidywanych rosnących kosztów emisji CO2 tylko zapewnienie najwyższej dostępnej technicznie sprawności elektrowni (rzędu 45–48%) umożliwia zachowanie zasobów bilansowych węgla odpowiednich dla przynajmniej 25-letniej eksploatacji złoża. Wdrażanie wysokowydajnych technologii w energetyce węglowej jest zatem warunkiem koniecznym utrzymania opłacalności pozyskiwania energii z krajowych złóż węgla brunatnego.

EN

The study of the dependency of lignite reserve on the lignite fuelled power plant efficiency as well as carbon allowances costs has been presented. The lignite economical reserves have been set with the use of algorithm of generating an ultimate pit on the basis of the economical block model of the lignite deposit. In this approach the electric energy embedded in the coal has been set as the product, costs of transforming chemical energy of coal into electric energy (power plant costs) have been treated as processing costs and the carbon allowances costs have been set as selling costs of the final product – energy. Thus the power plant efficiency can be implemented into both the product price “in-situ” and the processing costs. For the case study the quality block model of the lignite deposit Legnica Wschod has been used. Multivariant results of the computations for chosen power plant efficiency, carbon allowances costs and electrical energy prices have been obtained. The most interesting result is the loss of reserves due to rising carbon allowances costs. As long as these costs are relatively low, the power plant efficiency does not influence the ultimate pit reserves significantly. However when carbon allowances costs are higher (which is expected after implementation the full auctioning of carbon) only the highest power plant efficiency can save the lignite reserves for at least 25 years of mining exploitation necessary for the profitability of investments into the mine and the power plant bilateral monopoly.

9

Determination of interaction between thermal cycle and cooling water system of a supercritical power plant

Wróblewski W., Dykas S., Rulik S.

Archiwum Energetyki

|

2010

|

nr 1/2

189-206

EN

In this paper the analysis of operating conditions of a modern supercritical power plant is presented. The 600 MW reference cycle was chosen for this study. The conjugate model of a thermal cycle and a cooling water cycle was implemented to predict operation conditions of power plant. The main assumptions and features of this algorithm are described. The simulation of cooling water includes natural draft cooling tower model and condenser model. The basic design parameters of cooling water system components were estimated. The influence of ambient conditions on the power plant efficiency and main cycle parameters was investigated. Also the possibility of cooling water mass flow control was examined and the profits obtained from cooling mass flow control were presented. The considered algorithm is useful to determine optimal cooling water conditions due to the various ambient air temperature and partial load of the thermal cycle which may be a useful information for the design and operation process.

PL

Prezentowany artykuł dotyczy analizy nowoczesnego bloku nadkrytycznego przy zmiennych warunkach pracy. Jako obieg referencyjny wybrano blok o mocy 600 MW. Sprzężony model obliczeniowy obiegu cieplnego oraz układu chłodzenia został stworzony w celu określenia wpływu zmiennych warunków pracy. Główne cechy oraz założenia omawianego algorytmu zostały przedstawione oraz wyjaśnione w tym artykule. Model obliczeniowy układu wody chłodzącej składa się z chłodni kominowej o ciągu naturalnym oraz skraplacza. W celu analizy główne wielkości projektowe omawianych komponentów zostały oszacowane. Celem badań było określenie wpływu warunków zewnętrznych na sprawność i na podstawowe wskaźniki pracy siłowni cieplnej. Dodatkowe badania dotyczące możliwości regulacji strumienia wody chłodzącej oraz określenia zysków z jej stosowania zostały przedstawione w ramach omawianej analizy. Prezentowany algorytm pozwala na określenie optymalnego strumienia wody chłodzącej w zależności od temperatury powietrza atmosferycznego oraz obciążenia cieplnego bloku. Taka informacja może być przydatna zarówno na etapie projektowania, jak i eksploatacji bloku cieplnego.