Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Enhancement of power unit flexibility using pressure accumulation of hot water

Taler J., Trojan M., Taler D., Dzierwa P., Kaczmarski K., Liszka M.

Rynek Energii

|

2017

|

Nr 1

78--86

EN

Calculations were performed of the thermal system of a power plant with installed water pressure tanks. The maximum rise in the block electric power resulting from the shut-off of low-pressure regenerative heaters is determined. At that time, the boiler is fed with hot water from water pressure tanks acting as heat accumulators. Accumulation of hot water in water tanks is also proposed in the periods of the power unit small load. In order to lower the plant electric power in the night off-peak hours, water is heated to the nominal temperature in the feed water tank and then directed to water pressure tanks. The water accumulated during the night is used to feed the boiler in the period of peak demand for electricity. Drops in the power block electric power were determined for different capacities of the tanks and periods when they are charged. A financial and economic profitability analysis (of costs and benefits) is made of the use of tanks for a 200 MW power unit. Operating in the automatic system of frequency and power control (in Polish: ARCM), the tanks may also be used to ensure a sudden increase in the electric power of the unit. The results of the performed calculations and analyses indicate that installation of water pressure tanks is well justified. The investment is profitable. Water pressure tanks may not only be used to reduce the power unit power during the night off-peak hours and raise it in the periods of peak demand but also to increase the power capacity fast at any time. They may also be used to fill the boiler evaporator with hot water during the power unit start-up from the cold state.

PL

Przeprowadzono obliczenia układu cieplnego elektrowni z zainstalowanymi zasobnikami ciśnieniowymi wody. Wyznaczono maksymalne podwyższenie mocy elektrycznej bloku spowodowane zamknięciem podgrzewaczy regeneracyjnych niskoprężnych. Kocioł zasilany jest w tym czasie gorącą wodą z zasobników ciśnieniowych wody. Aby zmniejszyć moc elektryczną bloku energetycznego w czasie tzw. „doliny nocnej” podgrzewana jest woda do temperatury nominalnej w zbiorniku wody zasilającej i kierowana do zasobników ciśnieniowych wody. Zgromadzoną w okresie nocy gorącą wodę wykorzystuje się do zasilania kotła w okresie szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Wyznaczono spadki mocy elektrycznej bloku energetycznego przy różnych pojemnościach zasobników i czasach ich ładowania. Wykonano analizę finansową i opłacalności ekonomicznej (kosztów i korzyści) zastosowania zasobników dla bloku o mocy 200MW. Zasobniki mogą znaleźć zastosowanie również do nagłego podwyższenia mocy elektrycznej bloku, pracując w układzie automatycznej regulacji częstotliwości i mocy (ARCM).” Z przeprowadzonych obliczeń i analiz wynika, że zainstalowanie ciśnieniowych zasobników wody jest celowe. Inwestycja jest opłacalna. Zasobniki ciśnieniowe mogą służyć nie tylko do obniżenia mocy elektrycznej bloku w czasie tzw. „ doliny nocnej” oraz podwyższenia mocy bloku w okresie obciążenia szczytowego, ale również mogą być wykorzystane do szybkiego podwyższenia mocy w dowolnym czasie oraz mogą być zastosowane do napełniania parownika kotła gorącą wodą w czasie rozruchu bloku ze stanu zimnego.

2

Energy effectiveness of heat and electricity cogeneration integrated with amine CO2 processing unit

Ziębik A., Budnik M., Liszka M.

Energetyka

|

2015

|

nr 5

331--339

EN

The paper deals with the thermodynamic analysis of the energy effectiveness of a CHP plant integrated with a CO2 processing unit and installation of waste heat recovery. The adequate measure of energy effectiveness of heat and electricity cogeneration are the savings of the chemical energy of fuels in comparison with the separate production of heat and electricity. Integration of a CHP plant with a CO2 processing unit requires a modification of the algorithms concerning calculations of primary energy savings and these algorithms, as described in the paper, have been properly adapted to the integrated CHP plant installations. The paper also presents results of energy savings concerning both the reference plant and CHP plant integrated with CO2 processing unit and an installation of waste heat recovery concerning three cases of the unit consumption of heat for regenerating the solvent. Presented are effects of partial compensation of the increased internal consumption of heat for regeneration of solvent in the integrated units. The similar effect has taken place in the case of heat losses from district heating network provided by a CHP plant in comparison with the separate production of heat in a heating plant.

PL

W pracy przedstawiono wyniki analizy efektywności energetycznej elektrociepłowni zintegrowanej z aminową instalacją usuwania CO2 i układem odzysku ciepła. Miarodajnym wskaźnikiem efektywności energetycznej skojarzonego wytwarzania ciepła i elektryczności jest oszczędność energii chemicznej paliwa w porównaniu z rozdzielonym wytwarzaniem ciepła i elektryczności. Integracja elektrociepłowni z instalacją usuwania i sprężania CO2 wymaga modyfikacji algorytmów obliczania wskaźników oszczędności energii. W pracy przedstawiono algorytmy przystosowane do zintegrowanych układów elektrociepłowni. Zaprezentowano wyniki analizy wskaźników oszczędności energii chemicznej paliwa zarówno dla elektrociepłowni referencyjnej, jak również zintegrowanej dla trzech przypadków poboru ciepła regeneracji sorbentu w aminowej instalacji usuwania CO2. Zaprezentowano również efekty częściowej kompensacji zwiększonego zużycia ciepła na potrzeby własne elektrociepłowni. Jest to podobny efekt jak częściowa kompensacja strat występujących przy przesyłaniu ciepła. Oba efekty kompensacji uzyskuje się dzięki realizacji skojarzonej gospodarki cieplno-elektrycznej.

3

Koncepcja układu elektrociepłowni zintegrowanej ze zgazowaniem węgla w reaktorze z recyrkulacją CO2

Malik T., Liszka M., Ziębik A.

Karbo

|

2014

|

Nr 4

188--194

PL

W ostatnim czasie coraz więcej uwagi przywiązuje się do zgazowania węgla w reaktorach fluidalnych. W artykule zaprezentowano koncepcję kogeneracyjnego układu pracującego w oparciu o fluidalny reaktor zgazowania. Układy IGCC (ang.: Integrated Gasification Combined Cycle) produkujące elektryczność pracują głównie w oparciu o reaktory strumieniowe i można stwierdzić, że są to układy dojrzałe technologicznie. Skład syngazu generowanego w reaktorze fluidalnym z recyrkulacją CO2, różni się od składu syngazu generowanego w reaktorach strumieniowych. Konieczny jest zatem dobór struktury układu energetycznego dostosowany do pracy z fluidalnym reaktorem zgazowania. Autorzy przedstawili również koncepcję integracji procesów termodynamicznych oraz wykorzystania ciepła odpadowego, która prowadzi do podwyższenia atrakcyjności wskaźników termodynamicznych kogeneracyjnego układu IGCC. Ciepło w układzie produkowane jest w wymienniku za kotłem odzyskowym, w chłodnicy syngazu, w chłodnicach międzystopniowych kompresorów tlenu, powietrza i CO2, jak również w wymienniku ciepłowniczym zasilanym parą z upustu turbiny oraz w kotle szczytowym. Model symulacyjny prezentowanej koncepcji został wykonany w programie Thermoflex, a wyniki symulacji pozwoliły na obliczenie wskaźnika EUF (ang.: Energy Utilization Factor) oraz sprawności egzergetycznej układu. Uzyskane wyniki wskazują na wysoki wskaźnik EUF. Wskaźnik EUF dla kogeneracyjnego układu IGCC wyniósł około 90% . Sprawność egzergetyczna brutto układu kogeneracyjnego wyniosła blisko 38,21%. Taka różnica wynika z faktu, że egzergia wyprodukowanego ciepła jest niska, przez co jej udział w produktach układu jest znikomy. Na wysoki wskaźnik EUF wpływ ma jednocześnie kilka czynników, a są nimi realizacja gospodarki skojarzonej poprzez wytwarzanie ciepła w wymienniku zasilanym z upustu ciepłowniczego turbiny parowej, produkcja ciepła grzejnego w oparciu o niskotemperaturowe ciepło odpadowe układu oraz zastosowanie kotła szczytowego. Prezentowany w artykule wariant układu z kotłem szczytowym może być ofertą dla nowych systemów ciepłowniczych, gdyż oprócz pokrywania szczytowego zapotrzebowania na ciepło pełnić może rolę rezerwowego źródła ciepła.

EN

In recent times, more and more attention is paid to coal gasification in fluidized bed reactors. The paper presents the concept of co-generation system operating on the basis of fluidized bed gasification reactor. IGCC systems (Integrated Gasification Combined Cycle) producing electricity work mainly on the basis of entrained flow reactors and one can state they are technologically mature systems. Composition of syngas generated in fluidized bed reactor with CO2 recirculation is different than composition of syngas from entrained flow gasifier. For that reason, a new structure of the system must be proposed. It is therefore necessary to select the structure of the power system adapted for use with fluidized bed gasification reactor. The authors has also presented a concept of thermodynamic processes integration as well as utilization of low grade waste heat, which should result in more attractive thermodynamic indicators of the IGCC. The district heat is produced using classical final flue gas cooler located in HRSG (Heat Recovery Steam Generator), syngas cooler, compression trains of ASU (Air Separation Unit) and CO2 product, as well as in peak boiler. IGCC CHP plant has been modelled on the Thermoflex software. Results obtained from the simulation model indicate that EUF (Energy Utilization Factor) for the analyzed IGCC CHP plant concept has reached ca. 90 %. However the gross energy efficiency has reached 38,21 %. The difference between values of these two assessment factors is due to low energy of produced district heat. High value of EUF is a result of several factors, which are: combined heat and power production, waste heat utilization within the system and district heat production in peak boiler. An alternative of a peak boiler presented in the article can be an offer for the newly built heat systems since, besides coveting the peak demand for heat it can serve as a backup heat source.

4

Kogeneracyjny układ IGCC z wychwytem CO2 i odzyskiem ciepła na potrzeby ciepłownictwa

Malik T., Liszka M., Ziębik A.

Karbo

|

2013

|

Nr 1

94--101

PL

W pracy została zaprezentowana koncepcja kogeneracyjnego układu IGCC z usuwaniem CO2 oraz wykorzystaniem ciepła odpadowego. Ciepło produkowane jest w wymienniku za kotłem odzyskowym, w chłodnicy syngazu, w chłodnicach międzystopniowych kompresorów tlenu, azotu, powietrza i CO2, jak również w klasycznym wymienniku ciepłowniczym zasilanym parą z turbiny parowej. Układ został porównany z referencyjnym kogeneracyjnym układem IGCC z wychwytem CO2 bez odzysku ciepła, gdzie ciepło jest wyłącznie produkowane w wymienniku ciepłowniczym zasilanym parą z wylotu turbiny. Modele układów sporządzono w programie Thermoflex. Oba układy poddano ocenie poprzez obliczenie wybranych wskaźników termodynamicznych, takich jak EUF (ang.: Energy utilization factor) oraz sprawność egzergetyczna. Uzyskane wyniki wskazują na to, że układ kogeneracyjny z odzyskiem ciepła posiada bardziej korzystne wskaźniki termodynamiczne, niż układ referencyjny. Wskaźnik EUF dla układu z odzyskiem ciepła wynosi ok. 84,5% co jest wynikiem o 7 punktów procentowych wyższym od układu bez odzysku. Sprawności egzergetyczne obu układów są zbliżone do siebie, jedynie nieznacznie wyższą sprawność osiągnął układ z odzyskiem ciepła, a wyniosła ona 43,2%. Ponadto obliczony wskaźnik zmniejszenia emisji CO2 z uwagi na zastosowanie gospodarki skojarzonej dla obu układów osiąga wartości około 12 kg CO2/s, jednakże korzystniejszą wartością tego wskaźnika charakteryzuje się układ bez odzysku ciepła.

EN

The paper presented a concept of a cogeneration IGCC system with removal of CO2 and waste heat recovery and its use. Heat is generated in the heat exchanger behind a recovery boiler in the syngas cooler, the inter-stage coolers of oxygen, nitrogen, air and CO2 compressors, as well as in the classic heat coil powered by steam from a steam turbine. The system has been compared with the reference IGCC cogeneration system with CO2 capture without heat recovery, where the heat is only produced in the heat exchanger powered by steam from the turbine’s outlet. The models of systems were prepared in Thermoflex software. Both systems were evaluated by calculating the selected thermodynamic indicators such as EUF (called: Energy utilization factor) and exergetic efficiency. The obtained results indicate that the cogeneration system with heat recovery has more favorable thermodynamic ratios than the reference system. EUF indicator for heat recovery system is approximately 84,5% what is the result by 7 percentage points higher than the system without recovery. Exergetic efficiency of both systems is similar to each other, only slightly higher efficiency was achieved by a system with heat recovery, and it amounted to 43,2%. In addition, the calculated rate of CO2 emissions reduction, due to the use of the combined cycle economy of both systems reaches the value of approximately 12 kg CO2/s, but a system without heat recovery has the more favorable value of this index.

5

EKOsymulacje. Studium przedwstępne doboru technologii wysokosprawnej kogeneracji - zastosowanie aplikacji komputerowej CHP_Strateg

Ziębik A., Szapajko G., Liszka M., Hoinka K.

Energetyka Cieplna i Zawodowa

|

2013

|

Nr 2

46--49

PL

CHP_Strateg to narzędzie do analizy energetyczno-ekologiczno-ekonomicznej zwiększenia udziału wysokosprawnej kogeneracji w wytwarzaniu ciepła i elektryczności w Polsce. Dane do obliczeń są wprowadzane w siedmiokrokowej procedurze sekwencyjnej. Wynikiem jest przedwstępne studium wykonalności układu wysokosprawnej dużej kogeneracji.

6

Aplikacja CHP_strateg do kreowania strategii dużej wysokosprawnej kogeneracji

Hoinka K, Szapajko G., Liszka M., Ziębik A.

Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo, Wentylacja

|

2012

|

T. 43, nr 10

423-430

PL

Zamieszczono opis działania programu komputerowego CHP_Strateg, narzędzia informatycznego z wbudowanym interfejsem graficznym, za pomocą którego możliwa jest kompleksowa analiza techniczno-ekonomiczna układów kogeneracyjnych oraz przedstawiono sposób pracy z aplikacją.

EN

A description of the computer program CHP_Strateg, IT tool with built-in graphical user interface is given. The tool enables comprehensive technical and economic analysis of cogeneration systems. The practical use of the application is presented.

7

Nadkrytyczne bloki węglowe - wyniki symulacji energetycznych i ekonomicznych

Liszka M., Hoinka K., Budnik M.

Energetyka

|

2010

|

nr 1

32-38

PL

Artykuł stanowi kontynuację problematyki poruszanej w artykule A. Ziębika pt.: "Procesowe i systemowe wskaźniki energetyczno-ekologiczne zintegrowanego bloku energetycznego - metodyka obliczeń". Metodykę procesowej i systemowej analizy działania nadkrytycznych bloków węglowych uzupełniono analizą ekonomiczną oraz wynikami obliczeń w odniesieniu do trzech typów nadkrytycznych jednostek wytwórczych opalanych węglem: bloku pyłowego bez instalacji usuwania CO2, bloku z absorpcją chemiczną CO2 ze spalin oraz bloku spalania tlenowego.

EN

Presented is the continuation to problems discussed in the article of Mr A.Ziębik "Process and system energy-ecological indices of an integrated power block - methodology of calculations". The methodology of supercritical coal-fired power blocks operation analysis is supplemented with economic analysis and results of calculations regarding to three types of supercritical coal-fired generation units: pulverized coal block without CO2 capture installation, block with chemical absorption of CO2 from flue gases and an oxygen combustion block.

8

Przegląd technologii kogeneracyjnych w krajowym systemie cieplno-energetycznym

Ziębik A., Hoinka K., Liszka M.

Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo, Wentylacja

|

2010

|

T. 41, nr 10

354-359

PL

Przedstawiono wyniki analizy energetycznej i ekonomicznej krajowych technologii dużej kogeneracji. Wykonano przegląd sprawności egzergetycznej wytwarzania ciepła w węglowych blokach ciepłowniczych z turbinami przeć i w prężnymi i upustowo-kondensacyjnymi, uciepłownionej elektrowni węglowej oraz bloku ciepłowniczym gazowo-parowym. Wykonano również analizę wskaźnika PES (Primary Energy Saving) w tych technologiach. Zwrócono uwagę na możliwość poprawy efektywności ekonomicznej elektrociepłowni przez zastosowanie zasobników ciepła.

EN

Presents the results of energy and economic analysis of the national high cogeneration technology. A review is presented concerning the efficiency of heat exergy production of coal-fired district heating blocks with the back pressure and extraction-condensing turbines, coal-fired power station adapted for the production of heat feeding and gas/steam generation unit. An analysis has also been carried out concerning the PES (Primary Energy Saving) indicator used in these technologies. Attention is drawn to the possibility of improving the economic efficiency of power plants by applying heat reservoirs.

9

Life cycle assessment analysis of supercritical coal power units

Ziębik A., Hoinka K., Liszka M.

Archives of Thermodynamics

|

2010

|

Vol. 31, no. 3

115-130

EN

This paper presents the Life Cycle Assessment (LCA) analysis concerning the selected options of supercritical coal power units. The investigation covers a pulverized power unit without a CCS (Carbon Capture and Storage) installation, a pulverized unit with a "post-combustion" installation (MEA type) and a pulverized power unit working in the "oxy-combustion" mode. For each variant the net electric power amounts to 600 MW. The energy component of the LCA analysis has been determined. It describes the depletion of non-renewable natural resources. The energy component is determined by the coefficient of cumulative energy consumption in the life cycle. For the calculation of the ecological component of the LCA analysis the cumulative CO2 emission has been applied. At present it is the basic emission factor for the LCA analysis of power plants. The work also presents the sensitivity analysis of calculated energy and ecological factors.

10

Szeregowe sprzężenie nadkrytycznego bloku węglowego z instalacją turbiny gazowej

Bartela Ł., Liszka M.

Rynek Energii

|

2009

|

nr 6

111-116

PL

W artykule zaprezentowano rezultaty analizy termodynamicznej nadkrytycznego bloku węglowego nadbudowanego instalacją turbiny gazowej. Ingerencje w scharakteryzowany w treści artykułu układ referencyjny polegały na stopniowej eliminacji wymienników regeneracyjnych i zastępowaniu ich wymiennikami zasilanymi spalinami wylotowymi z turbiny gazowej. W procesie eliminacji zwiększano moc zespołu turbiny gazowej zgodnie z założonym typoszeregiem, co pozwalało na zastępowanie coraz większej liczby wymienników regeneracyjnych. Eliminację dla turbiny o najmniejszej przewidzianej mocy rozpoczęto od wymiennika scharakteryzowanego przez najwyższy poziom temperatury czynnika obiegowego siłowni. Symulacje dla kolejnych ingerencji w układ referencyjny prowadzone były zgodnie z przyjętymi kryteriami odnoszącymi się do założonych granicznych wartości wybranych wielkości charakterystycznych. Celem badań było określenie wartości głównych wskaźników oceny termodynamicznej, które zostały zdefiniowane w treści artykułu.

EN

The paper shows the results of thermodynamic analysis of a supercritical coal fired power plant integrated with gas turbine installation. The interferences into the reference plant characterized in the paper consisted on successive elimination of regenerative exchangers and replacing them by the exchangers fed with exhaust gases from the gas turbine installation. This variant permits on the partial or entire replacement of regeneration exchangers - high- or low pressure. In calculations the number of replaced regenerative heat exchangers was determined by the sum of ratios of replace of regeneration defined separately for every heat exchanger. In the process of elimination, the power rating of the gas turbine unit was increasing in accordance with the established series of types, what permitted for the substitution of an increasing number of regenerative heat exchangers. In simulations the constant values of characteristic parameters of gas turbine for each power rating level were assumed. Elimination for the turbine with the smallest predicted power began from the heat exchanger characterized by the highest temperature level of the circulating medium of the power plant. Simulations for further interferences into the reference system were conducted in accordance with established criteria relating to the desired limit values of selected characteristic parameters. The aim of this study was to determine the values of the key indicators of the thermodynamic evaluation, which are defined in the paper content. For analyzed variants the overall surface area of flue gases/water heat exchangers was calculated.

11

Wskaźniki bezpośredniego i skumulowanego zużycia energii dla zintegrowanego bloku energetycznego

Ziębik A., Liszka M., Hoinka K.

Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej. Konferencje

|

2009

|

z. 26

187-196

PL

W referacie przedstawiono zasady wyznaczania wskaźników bezpośredniego oraz skumulowanego zużycia energii dla bloku energetycznego zintegrowanego z instalacją wychwytu i sprężania CO2 oraz tlenownią. Zaprezentowano wyniki obliczeń dla bloku bez instalacji wychwytu CO2, z instalacją wychwytu typu MEA oraz dla bloku typu OXY.

EN

This paper deals with principles of calculating of the direct and cumulative energy consumption in the power unit integrated with the installation of CO2 sequestration and compression. The paper contains an example of calculating the indices of the cumulative energy consumption for power unit without CCS installation, with MEA installation and power unit based on OXY combustion.

12

Termoekonomiczna analiza technologii dużej kogeneracji w Polsce

Ziębik A., Liszka M., Hoinka K.

Energetyka

|

2008

|

nr 2

144-148

PL

Scharakteryzowano podstawowe technologie kogeneracyjne stosowane w krajowych elektrociepłowniach komunalnych i przemysłowych. W analizie uwzględniono technologię węglową w wersji pyłowej i fluidalnej, uciepłowniony blok energetyczny, elektrociepłownię gazowo-parową opalaną gazem systemowym oraz elektrociepłownię przemysłową opalaną gazem technologicznym i węglem. Dla każdej z wymienionych technologii kogeneracyjnych przeprowadzono analizę ekonomiczną wyznaczając profile NPV.

EN

Characterized are basic co-generation technologies used in Polish municipal and industrial CHPs. The analysis appertains to coal pulverized fuel and CFB (Circulating Fluidized Bed) technologies, power unit adapted to heat production, combined cycle gas-turbine power plant fired with natural gas and industrial power and heating station fired with BFG (Blast-Furnace Gas) and coal. For each of the mentioned co-generation technologies an economic analysis was elaborated, determining NPV (Net Present Value) profiles.

13

Technologie energetyczne dla województwa śląskiego - wyniki foresightu regionalnego

Ziębik A., Liszka M.

Energetyka

|

2008

|

nr 11

747-756

PL

Artykuł jest fragmentem prac panelu "Technologie dla energetyki", działającego w ramach projektu "Priorytetowe technologie dla zrównoważonego rozwoju województwa śląskiego". Projekt ten został realizowany w roku 2007 w formie badania typu foresight. W ramach prac panelu zidentyfikowano między innymi kluczowe czynniki zewnętrzne oraz kluczowe technologie w odniesieniu do śląskiego sektora energetycznego. Przeprowadzono w tym celu analizy STEEP i SWOT. Wykonano także kompleksowy przegląd obecnego stanu wiedzy w zakresie rozpatrywanych technologii energetycznych. Głównym wynikiem prac są dwa scenariusze rozwoju sektora: proinnowacyjny i umiarkowany oraz odpowiadające im mapy drogowe rozwoju technologii energetycznych.

EN

Presented is a fragment of the "Technologies for power industry" discussion panel organized as a part of "Priority technologies for the Silesian Voivodeship sustainable development" project. The project was realized in the year 2007 in the form of foresight type investigations. In the course of this activity, external key factors and key technologies for the needs of the Silesian energy sector were identyfied. For this purpose STEEP and SWOT analyses as well as a complex survey of the present state of knowledge referring to the investigated power technologies were carried out. As the result, two possible scenarios of the Silesian power sector development were created - pro-innovative and a moderate one as well as the corresponding road maps concerning development of power technologies.

14

Artificial intelligence optimisation of gas turbine systems

Smołka J., Liszka M., Ostrowski Z., Nowak A., Ziębik A.

Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej. Konferencje

|

2007

|

T. 2, z. 25

529-537

EN

It is commonly accepted that inside the whole European Union within the next 15 years signiflcant investments are expected in both the electricity production as well as in energy transfers. Such investments will need the precise decision-making processes, supported with very versatile engineering tools. The major objective of this paper is to propose an application of a new methodology to design of power systems in a fuIly automatic way. The proposed methodology utilises the current artificial intelligence tools like genetic algorithm, artificial neural networks, expert systems, fuzzy logic toolbox, etc.

15

Analiza termoekonomiczna technologii dużej kogeneracji w Polsce

Ziębik A., Liszka M., Hoinka K.

Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej. Konferencje

|

2007

|

T. 2, z. 25

731-740

PL

W pracy scharakteryzowano podstawowe technologie kogeneracyjne stosowane w krajowych elektrociepłowniach komunalnych i przemysłowych. W analizie uwzględniono technologię węglową w wersji pyłowej i fluidalnej, uciepłowniony blok energetyczny, elektrociepłownię gazowo-parową opalaną gazem systemowym oraz elektrociepłownię przemysłową opalaną gazem technologicznym i węglem. Dla każdej z wymienionych technologii kogeneracyjnych przeprowadzono analizę ekonomiczną wyznaczając profile NPV.

EN

The paper presents technologies operated in Polish large scale CHP's. The following technologies are considered: coal pulyerized fuel and CFB (Circulating Fluidized Bed), power unit adapted to heat production, gas and steam CHP fired with natural gas and industrial CHP fired with BFG (Blast-furnace gas). For each technologies the profiles of NPV (Net Present Value) in classical version have been elaborated.

16

AI tool for automatic synthesis of CHP systems

Ostrowski Z., Liszka M., Smołka J., Ziębik A., Nowak A. J.

Computer Assisted Mechanics and Engineering Sciences

|

2007

|

Vol. 14, No. 4

705-714

EN

Inside the EU countries significant investments are expected in both the electricity production and energy transfers within the next 15 years. Such investments will need the precise decision-making processes, supported with very versatile engineering tools. The major objective of this paper is to propose an application of a new methodology to design power systems in a fully automatic way. The proposed methodology utilizes such artificial intelligence tools like genetic algorithms and expert systems.

17

Siłownia parowo-gazowa z parowaczem w komorze spalania

Szargut J., Liszka M.

Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej. Mechanika

|

2005

|

z. 211

237--246

PL

W celu zmniejszenia strat egzergii w kotle odzyskowym siłowni parowo-gazowej przeanalizowano układ w którym parowacz jest umieszczony w komorze spalania turbiny gazowej. Układ taki powinien również zapewnić zmniejszenie nadmiaru powietrza w komorze spalania, a więc zmniejszenie mocy sprężarki powietrza. Przeprowadzono optymalizację termodynamiczną i ekonomiczną proponowanego układu. Uzyskane wyniki porównano z wynikami optymalizacji układu klasycznego z jednym poziomem ciśnienia pary i parametrami takimi, jak uzyskane po optymalizacji układu proponowanego. Okazało się, że proponowany układ nie zapewnia poprawy sprawności siłowni. W celu zmniejszenia niekorzystnego wpływu ograniczenia stopnia suchości pary rozprężonej i dużego udziału części parowej, zbadano dodatkowo układ wyposażony w międzystopniowy przegrzewacz pary.

EN

In order to decrease the exergy losses within the waste-heat boiler of a steam-and-gas power plant, a system with an evaporator shifted to the combustion chamber of the gas turbine has been analyzed. That system should also decrease the air excess in the combustion chamber and so reduce the driving power of the air compressor. Calculations of the thermodynamic and economic optimization have been performed and the results have been compared with those obtained for a classic system with one level of steam pressure. The new system has not a better efficiency than the classic one. It results mainly from the limitation of the wet steam quality after expansion and an increased fraction of the steam part in the combined plant. Therefore, an interstage steam superheater has been introduced. That change improved considerably the efficiency of the combined plant.

18

Analiza efektów ekologicznych w procesie współspalania węgla i biomasy na przykładzie Elektrowni Opole

Liszka M., Majchrzak H.

Energetyka

|

2005

|

nr 3

133-140

PL

Kryterium oceny efektów ekologicznych współspalania biomasy z paliwami kopalnymi powinno być oparte na zmianie zużycia tych ostatnich liczonej na jednostkową ilość produktu użytecznego danego procesu. Uzyskane wyniki obliczeń symulacyjnych potwierdzają istnienie wpływu prowadzenia współspalania na sprawność energetyczną kotła i bloku. Niezależnie od ograniczeń procesu współspalania węgla i biomasy w dużych jednostkach wytwarzania energii elektrycznej należy podkreślić ewidentne korzyści środowiskowe i społeczne tego procesu.

EN

An assessment criterion of ecological effects in the process of the biomass co-combustion with fossil fuels should be based on the consumption change of the last ones calculated for unit quantity of the useful product of given process. Achieved results of simulated calculations prove an existence of influence of the co-combustion process on the power boiler and power unit efficiency. Independently on limitations of the co-combustion of the bio-mass and coal in the great power units ecological and social profits of the process are evident.

19

A simulation model of the combined cycle CHP planr fired with low calorific fuel

Liszka M.

Systems : journal of transdisciplinary systems science

|

2004

|

Vol. 9, Sp. 2/2

549-568

EN

The industrial cogenerative system taken into consideration is integrated with the metallurgical COREX process which produces pig icon and export firing gas. The demands for district heat and process steam ore determined by the needs of the entire ironworks and nearby medium-sized city. It has been assumed that Corex export gas is fired in the gas turbine (GT) combustor. The GT unit is connected with a heat recovery steam generator (HRSG). The multi pressure tap-condensing steam turbine (ST) has also been considered-The paper presented here is aimed for the off-design simulation model of crucial combined cycle devices. The model is based on substance and energy balances as well as flow and efficiency characteristics of analysed equipment. All devices have been modelled on the GateCycle software and dedicated procedures written in Visual Basic. The results of simulation are shown as yearly characteristics of selected CI IP plant parameters. The whole model is fully interactive and can be use for the optimisation of selected parameters and control strategies of the analysed combined cycle.

20

Analiza termodynamiczna integracji tlenowni i elektrociepłowni w układzie wykorzystania gazu COREX

Liszka M., Ziębik A.

Prace Naukowe Politechniki Warszawskiej. Konferencje

|

2002

|

T. 3, z. 22

749-756

PL

W opracowaniu przedstawiono koncepcję oraz wyniki obliczeń dwóch wariantów realizacji gospodarki energetycznej w surowcowej hucie żelaza, pracującej w oparciu o nowoczesną technologię produkcji surówki i gazu palnego - COREX. Przyjęto, że zapotrzebowanie na ciepło, parę technologiczną i powietrze sprężone będzie zaspokajane przez elektrociepłownię gazowo-parową opalaną gazem COREX. Pierwszy wariant obliczeń zakłada oddzielną produkcję tlenu oraz ciepła i elektryczności, drugi natomiast obejmuje zintegrowany układ wytwórczy, w którym przewidziano między innymi zastosowanie nadmiarowego powietrza ze sprężarki turbiny gazowej do wytwarzania tlenu. Oba warianty zostały porównane pod względem doskonałości termodynamicznej. Obliczenia zostały wykonane za pomocą programów Engineering Equation Solver oraz Gate Cycle.

EN

The paper includes the idea and results of computation of two variants of energy management in the case of ironworks being operated with the modern COREX technology for pig iron and fuel gas production. It was assumed that the demand for district heat, steam for technology and compressed air is covered by combined gas-and-steam CHP plant fired with the COREX export gas. The first variant bases on the assumption for separate production of oxygen, heat and electricity while the second one takes into consideration an integrated system including first of all utilization of surplus air from gas turbine compressor for oxygen production. Both variants have been compared from the thermodynamical point of view. Calculations have been carried out basing on Engineering Equation Solver and Gate Cycle software.