Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Weryfikacja doboru średnicy rury skraplacza dla bloku 200 MW

Laskowski Rafał, Smyk Adam, Rusowicz Artur, Grzebielec Andrzej, Ruciński Adam

Instal

|

2022

|

nr 2

11--15

PL

W skraplaczach energetycznych bloków parowych dochodzi do odprowadzenia ciepła kondesacji pary do otoczenia. Geometria (powierzchnia wymiany ciepła, średnica rury) i warunki pracy skraplaczy energetycznych wpływają na osiągi bloku (moc i sprawność). Wraz ze zmianą średnicy rury skraplacza następuje zmiana warunków wymiany ciepła i oporów przepływu wody chłodzącej, co przekłada się na ciśnienie kondensującej pary, moc generowaną przez turbinę, moc potrzebną do napędu pompy wody chłodzącej i sprawność bloku. Ze względu na wydłużenie czasu pracy bloków energetycznych klasy 200 MW i ich większą elastyczność pracy w systemie elektroenergetycznym w artykule dokonano weryfikacji doboru średnicy rury skraplacza w celu zbadania możliwości poprawy osiągów. Model bloku 200 MW został stworzony w programie Ebsilon. Kryterium optymalizacyjnym jest maksymalizacja mocy i sprawności netto bloku.

EN

In steam power plants condensers, the condensation heat of the steam is removed to the environment. The geometry (heat transfer surface area, tube diameter) and the operating conditions of the steam condensers influence the power plant performance (power and efficiency). As the diameter of the steam condenser tube changes, the heat transfer conditions and the cooling water flow resistance change, which translates into the pressure of condensing steam, the power generated by the turbine, the power needed to drive the cooling water pump and the power plant efficiency. Due to the extension of the operating time of 200 MW class power units and their greater flexibility of operation in the power system, the article verifies the selection of the diameter of the steam condenser tube in order to investigate the possibilities of improving performance. The 200 MW unit model was created in the Ebsilon program. The optimization criterion is to maximize the power and net efficiency of the unit.

2

Selected aspects of the choice of live steam pressure in PWR nuclear power plant

Laskowski Rafał, Smyk Adam, Jurkowski Romuald, Ancé Julien, Wołowicz Marcin, Uzunow Nikołaj

Archives of Thermodynamics

|

2022

|

Vol. 43, no 3

85--109

EN

In commercially available generation III and III+ PWR (pressurized water reactor) reactors, pressure of steam produced in steam generators varies in a relatively wide range from 5.7 to 7.8 MPa. Therefore, it is important to ask which value of steam pressure should be used for a specific unit, taking into account different location conditions, the size of the power system and conditions of operation with other sources of electricity generation. The paper analyzes the effect of steam pressure at the outlet of a steam generator on the performance of a PWR nuclear power plant by presenting changes in gross and net power and efficiency of the unit for steam pressures in the range of 6.8 to 7.8 MPa. In order to determine losses in the thermal system of the PWR power plant, in particular those caused by flow resistance and live steam throttling between the steam generator and the turbine inlet, results concerning entropy generation in the thermal system of the power plant have been presented. A model of a nuclear power plant was developed using the Ebsilon software and validated based on data concerning the Olkiluoto Unit 3 EPR (evolutionary power reactor) power plant. The calculations in the model were done for design conditions and for a constant thermal power of the steam generator. Under nominal conditions of the Olkiluoto Unit 3 EPR power unit, steam pressure is about 7.8 MPa and the steam dryness fraction is 0.997. The analysis indicates that in the assumed range of live steam pressure the gross power output and efficiency increase by 32 MW and 0.735 percentage point, respectively, and the net power output and efficiency increase by 27.8 MW and 0.638 percentage point, respectively. In the case of all types of commercially available PWR reactors, water pressure in the primary circuit is in the range of 15.5−16.0 MPa. For such pressure, reducing the live steam pressure leads to a reduction in the efficiency of the unit. Although a higher steam pressure increases the efficiency of the system, it is necessary to take into account the limitations resulting from technical and economic criteria as well as operating conditions of the primary circuit, including the necessary DNBR (departure from nucleate boiling ratio) margin. For the above reasons, increasing the live steam pressure above 7.8 MPa (the value used in EPR units that have already been completed) is unjustified, as it is associated with higher costs of the steam generator and the high-pressure part of the turbine.

3

Influence of cooling water temperature on performance of EPR nuclear power plant

Laskowski Rafał, Smyk Adam, Uzunow Nikołaj

Rynek Energii

|

2021

|

Nr 1

57--62

EN

The paper analyses how cooling water temperature affects the performance of an EPR nuclear power plant. At higher cooling water temperatures, the power output and efficiency of the system are lower. One of the factors that influence the performance of a nuclear power plant is its geographical location, since mean water temperatures are lower in the northern part of Europe than in its southern part. Although the nature of changes and the trend related to the effect of cooling water temperatures are known, the quantitative effect has to be determined on a case-by-case basis. A power plant with most likely pressurized water reactors (PWR) is to be built in Poland, which is why a state-of-the-art EPR pressurized water reactor design was selected as a subject of the present analysis. Depending on the location of this power plant, various cooling water temperatures to cool down its condensers, and therefore various operating conditions of the cooling system can be achieved. It is important to note that due to the smaller available enthalpy drop in the turbine of an EPR unit compared to the turbines of conventional units, steam cooling conditions play a vital role in this case. To analyze how the temperature affects the performance of the power unit, a model of an EPR power plant was developed using the Ebsilon software.

PL

W artykule dokonano analizy wpływu temperatury wody chłodzącej na osiągi elektrowni jądrowej z reaktorem typu EPR. Wraz ze wzrostem temperatury wody chłodzącej następuje spadek mocy i sprawności układu. Osiągi elektrowni jądrowej zależą m.in. od położenia geograficznego, ponieważ na północy Europy średnie temperatury wody są niższe niż na południu Europy. Charakter zmian i tendencja wpływu temperatury wody chłodzącej są znane natomiast ilościowy wpływ należy określać indywidualnie dla każdej elektrowni. W Polsce ma zostać wybudowana elektrownia najprawdopodobniej z reaktorami PWR, dlatego do analizy wybrano jedną z najnowszych technologii z reaktorami typu wodno-ciśnieniowego typu EPR. W zależności od lokalizacji tej elektrowni możliwe do osiągnięcia są różne wartości temperatury wody chłodzącej skraplacze EJ a więc i różne warunki pracy układu chłodzenia. Warto podkreślić, iż ze względu na mniejszy rozporządzalny spadek entalpii w turbinie bloku jądrowego EPR, w stosunku do turbin bloków konwencjonalnych, warunki chłodzenia pary odgrywają tutaj istotną rolę. W celu przeprowadzenia analizy wpływu tej temperatury na osiągi bloku został stworzony model elektrowni z reaktorem EPR w programie Ebsilon [1].

4

Efektywność energetyczna i sprawność wytwarzania w kogeneracji

Smyk Adam, Laskowski Rafał, Szymczyk Jacek

Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo, Wentylacja

|

2021

|

T. 52, nr 7-8

9--17

PL

W Polsce w ostatnich latach ma miejsce znaczący rozwój kogeneracji mający na celu zwiększenie efektywności krajowych systemów ciepłowniczych oraz ograniczenie zużycia energii pierwotnej na potrzeby ogrzewania, wentylacji oraz przygotowania ciepłej wody użytkowej. Ustawa o wsparciu wysokosprawnej kogeneracji [22] zawiera mechanizmy wsparcia kogeneracji w postaci premii kogeneracyjnej. Na wsparcie innego rodzaju (np. NFOŚiGW) mogą liczyć systemy ciepłownicze, które uzyskają status efektywnych, a taki status daje m.in. wytwarzanie co najmniej 75% ciepła w kogeneracji [16]. W elektrociepłowniach (EC) w skojarzeniu (kogeneracji) wytwarzane są dwa produkty o różnej wartości energetycznej – ciepło i energia elektryczna. Sprawność energetyczna kogeneracji, definiowana jako stosunek produkcji ciepła i energii elektrycznej do całkowitego zużycia energii chemicznej paliwa nie oddaje w sposób obiektywny efektywności układu kogeneracyjnego. Dlatego przez szereg lat wielu autorów poszukiwało zobiektywizowanej sprawności elektrociepłowni (układu kogeneracyjnego [1]). Jednak żadna z proponowanych definicji nie była w pełni zadowalająca. Dlatego wprowadzono metodę porównawczą oceny układów kogeneracyjnych, która obecnie przybrała formę PES, tj. oszczędności energii pierwotnej, określaną w odniesieniu do rozdzielnego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej [9], [10], [18]. Warto podkreślić, iż w Polsce metodę tę stosowano już od lat 60. XX wieku [3], [5] [6], używając równoważnej do PES miary, tj. oszczędności paliwa. Do poprawnego określenia zużycia energii pierwotnej na potrzeby ogrzewania, wentylacji oraz przygotowania ciepłej wody użytkowej odbiorców zasilanych w ciepło z elektrociepłowni istotna jest nie tylko znajomość PES, ale także sprawności wytwarzania ciepła w kogeneracyjnych jednostkach wytwórczych lub wskaźnika nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej na produkcje ciepła, który jest odwrotnością tej sprawności. Tej sprawności nie można określić w sposób jednoznaczny, ale można w sposób racjonalny, spójny z formułą definiującą PES w Dyrektywie EU [10], Ustawie [16] i Rozporządzeniu [18].

EN

In Poland, in recent years, there has been a significant development of cogeneration aimed at increasing the efficiency of domestic heating systems and reducing the consumption of primary energy for heating, ventilation and hot water preparation. The Act on the Support for High-Efficiency Cogeneration [22] includes mechanisms to support cogeneration in the form of a cogeneration bonus. Other types of support (e.g. the National Fund for Environmental Protection and Water Management) can be counted on by heating systems which will obtain the status of effective production of at least 75% of heat in cogeneration [16]). In combined heat and power plants (CHP), two products with different energy values are produced – heat and electricity. The energy efficiency of cogeneration, defined as the ratio of heat and electricity production to the total fuel chemical energy consumption, does not objectively reflect the efficiency of the cogeneration system. Therefore, for many years, many authors searched for the objective efficiency of a combined heat and power plant (cogeneration system [1]). However, none of the proposed definitions was fully satisfactory. Therefore, a comparative method for the assessment of cogeneration systems was introduced, which now takes the form of PES, i.e. primary energy savings, determined with regard to separate heat and electricity generation [9], [10], [18]. It is worth emphasizing that in Poland this method was used since the 1960s [3], [5] [6], using a measure equivalent to PES, i.e. fuel savings. For the correct determination of primary energy consumption for heating, ventilation and hot water preparation of recipients supplied with heat from a combined heat and power plant, it is important not only to know PES but also the efficiency of heat generation in cogeneration generating units or the index of non-renewable primary energy expenditure on heat production, which is the inverse this efficiency. This efficiency cannot be defined unequivocally, but it can be rationally, consistent with the formula defining PES in the EU Directive [10], the Act [16] and the Regulation [18].

5

Determining steam condensation pressure in a power plant condenser in off-design conditions

Laskowski Rafał, Smyk Adam, Ruciński Adam, Szymczyk Jacek

Archives of Thermodynamics

|

2021

|

Vol. 42, no 3

45--62

EN

The paper presents formulas which can be used to determine steam condensation pressure in a power plant condenser in off-design conditions. The mathematical model provided in the paper makes it possible to calculate the performance of the condenser in terms of condensing steam pressure, cooling water temperature at the condenser outlet, and condenser effectiveness under variable load conditions as a function of three input properties: the temperature and the mass flow rate of cooling water at the condenser inlet and the mass flow rate of steam. The mathematical model takes into account values of properties occurring in reference conditions but it contains no constant coefficients which would have to be established based on data from technical specifications of a condenser or measurement data. Since there are no such constant coefficients, the model of the steam condenser proposed in the paper is universally applicable. The proposed equations were checked against warranty measurements made in the condenser and measurement data gathered during the operation of a 200 MW steam power unit. Based on the analysis, a conclusion may be drawn that the proposed means of determining pressure in a condenser in off-design conditions reflects the condenser performance with sufficient accuracy. This model can be used in optimization and diagnostic analyses of the performance of a power generation unit.

6

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

Laskowski Rafał, Smyk Adam, Rusowicz Artur, Grzebielec Andrzej

Rynek Energii

|

2020

|

Nr 3

41--46

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%.

7

Modernizacja skraplacza bloku energetycznego

Laskowski Rafał, Smyk Adam

Instal

|

2020

|

nr 11

19--23

PL

W artykule przedstawiono efekty modernizacji skraplacza bloku energetycznego, polegającej na wymianie wkładu rurowego z mosiężnego na tytanowy wraz ze zmianą średnicy rur i układu przepływowego. Oszacowano zmianę ciśnienia w skraplaczu, mocy bloku, kosztu skraplacza i zysku jaki przyniesie modernizacja w ciągu 20 lat eksploatacji bloku.

EN

The article presents the effects of modernization of the condenser of the power unit, consisting in the replacement of a brass pipe with a titanium one with a change in the diameter of the pipes and the flow system. The changes in the pressure in the condenser, the power of the unit, the cost of the condenser and the profit that the modernization will bring over 20 years of operation of the unit were estimated.

8

Modernizacja skraplacza energetycznego z wymianą rur na tytanowe

Laskowski Rafał, Smyk Adam, Rusowicz Artur, Grzebielec Andrzej

Rynek Energii

|

2019

|

Nr 6

29--36

PL

W artykule dokonano analizy wymiany w skraplaczu wkładu rurowego z rur mosiężnych na wkład rurowy o rurach gładkich wykonanych z rur mosiężnych lub tytanowych ze zamianą układu przepływowego z dwubiegowego na jednobiegowy. Ze względu na różny materiał rurek i kształt ich powierzchni analiza została przeprowadzona dla różnych wartości oporu osadu i różnej średnicy rurek. Do oceny różnych wariantów wkładu rurowego zastosowano funkcję uwzględniającą zmianę mocy i generowanej w ciągu roku energii elektrycznej netto oraz zysku w okresie N lat z uwzględnieniem zmiany nakładów inwestycyjnych jakie należy ponieść na modernizację skraplacza.

EN

The article analyzes the replacement of brass tubes into smooth tubes made of brass or titanium with the change of the flow system from two-passes to single-pass. Due to the different material of pipes and the shape of their surface, the analysis was carried out for different values of fouling resistance and different diameter of tubes. To evaluate the various variants of the tube diameters, a function was used that takes into account the change in net electricity generated, as well as the profit over the period of N years, taking into account the change in investment expenditure to be incurred for the modernization of the condenser.

9

Uproszczony model skraplacza energetycznego w zmienionych warunkach pracy

Laskowski Rafał, Smyk Adam

Instal

|

2019

|

nr 3

7--11

PL

W artykule przedstawiono charakterystyki skraplacza energetycznego w zmienionych warunkach pracy oraz zaprezentowano pełny i uproszczony model skraplacza przydatnego w analizach układu cieplnego bloków energetycznych.

EN

The article presents the characteristics of an steam condenser in off-design conditions and a full and simplified model of a condenser useful in the analysis of the steam cycle of power units.

10

Analiza przyczyn niezadowalającego schładzania wody sieciowej powrotnej w węzłach cieplnych

Razumkova Katsiaryna, Laskowski Rafał, Smyk Adam

Instal

|

2019

|

nr 11

4--10

PL

W artykule przedstawiono przyczyny niezadowalającego schładzania wody sieciowej w niektórych węzłach cieplnych. Analizę przeprowadzono na podstawie danych pomiarowych obecnie realizowanych w węzłach. Wskazano dodatkowe parametry, których pomiar umożliwiłby pełną diagnostykę przyczyn zawyżania temperatury wody sieciowej powrotnej.

EN

The article presents the reasons for unsatisfactory cooling of network water in some heating substations. The analysis was based on measurement data currently being carried out at the heating substations. Additional parameters have been indicated, the measurement of which would enable full diagnostics of the reasons for the temperature increase in DH network return water.