Switching 300 MW power-generating units with gas-and-oil-fired boilers to increased load mode

dc.citation.epage37
dc.citation.issue1
dc.citation.spage32
dc.contributor.affiliationНаціональний університет “Львівська політехніка”
dc.contributor.affiliationLviv Polytechnic National University
dc.contributor.authorМисак, Степан
dc.contributor.authorКузнецова, Марта
dc.contributor.authorМартиняк-Андрушко, Марта
dc.contributor.authorMysak, Stepan
dc.contributor.authorKuznetsova, Marta
dc.contributor.authorMartynyak-Andrushko, Marta
dc.coverage.placenameЛьвів
dc.coverage.placenameLviv
dc.date.accessioned2023-09-14T07:39:58Z
dc.date.available2023-09-14T07:39:58Z
dc.date.created2021-06-01
dc.date.issued2021-06-01
dc.description.abstractОсновною метою цієї роботи є розроблення рекомендацій з переведення діючих енергоблоків потужністю 300 МВт на роботу при підвищеному навантаженні шляхом використання прийнятих у розрахунках і при виготовленні енергетичного обладнання резервів зі збереженням критеріїв надійності і показників економічності його роботи. Підвищення потужності діючих енергоблоків відбувається у три етапи. На першому етапі проводиться обстеження технічного стану і умов експлуатації, визначення заходів, спрямованих на підвищення потужності, перевантажувальних можливостей, причин, що їх обмежують, заходів з модернізації і покращення технічного стану існуючого обладнання. Другий етап включає розроблення технічних рішень і реконструктивних заходів для збільшення пропускної здатності систем. На третьому етапі проводяться дослідження і випробування обладнання енергоблоків в широкому діапазоні навантажень, включаючи режими перевантажень, з оцінкою і порівнянням критеріїв надійності і показників економічності. Технічні заходи з удосконалення і модернізації обладнання є малозатратними. Більшість із них зводиться до забезпечення нормального технічного стану існуючого основного і допоміжного обладнання енергоблоків.
dc.description.abstractThe goal of the research is to develop the guidelines for increasing the capacity of the operating 300 MW powergenerating units by using the allowances assumed at the design computations and manufacture of the powergenerating equipment, while preserving its reliability criteria and performance efficiency. The capacity of the operating power-generating units is increased in three stages. During the first stage, the technical state and operation conditions are established, measures aimed at increasing the capacity and increased load capabilities and reasons that may restrict them, as well as modernization and reconditioning measures are determined. The second stage includes developing technical solutions and reconstruction measures to increase the transfer capacity of the systems. At the third stage, the study and testing of the power-generating units’ equipment in the wide load range, including overload modes, are carried out with assessing and comparing the reliability criteria and efficiency indices. Technical measures intended to upgrade and modernize the equipment are low-cost. Most of them consist in ensuring the normal operating state of the existing main and auxiliary equipment of the power generating units.
dc.format.extent32-37
dc.format.pages6
dc.identifier.citationMysak S. Switching 300 MW power-generating units with gas-and-oil-fired boilers to increased load mode / Stepan Mysak, Marta Kuznetsova, Marta Martynyak-Andrushko // Energy Engineering and Control Systems. — Lviv : Lviv Politechnic Publishing House, 2021. — Vol 7. — No 1. — P. 32–37.
dc.identifier.citationenMysak S. Switching 300 MW power-generating units with gas-and-oil-fired boilers to increased load mode / Stepan Mysak, Marta Kuznetsova, Marta Martynyak-Andrushko // Energy Engineering and Control Systems. — Lviv : Lviv Politechnic Publishing House, 2021. — Vol 7. — No 1. — P. 32–37.
dc.identifier.urihttps://ena.lpnu.ua/handle/ntb/59988
dc.language.isoen
dc.publisherВидавництво Львівської політехніки
dc.publisherLviv Politechnic Publishing House
dc.relation.ispartofEnergy Engineering and Control Systems, 1 (7), 2021
dc.relation.references[1] Mamonova, A. O., Khusnutdinova, E. M., and Khusnutdinov, A. N. (2020) Quality management when operating the power equipment. IOP Conf. Ser.: Mater. Sci. Eng., Kazan, 4–6 December 2019, 012039. doi:10.1088/1757-899X/915/1/012039.
dc.relation.references[2] Pronobis, M. (2020) Chapter 3 - Modernization to reduce the flue gas loss. In: Pronobis, M., Ed., Environmentally Oriented Modernization of Power Boilers, Elsevier, 15–78. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-819921-3.00003-0.
dc.relation.references[3] Kalina, J. (2014) Equipment sizing in a coal-fired municipal heating plant modernisation project with support for renewable energy and cogeneration technologies. Energy Conversion and Management, 86, 1050-1058. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2014.06.079.
dc.relation.references[4] Ostrowski, P., Szelejewski, F., Zymelka, P. (2020) Assessment of improvement in the energy and exergy efficiency of the gas heat plant after the exhaust gas cooled down below the dew point and the use of recovered heat. Energy, 190, 116179. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116179.
dc.relation.references[5] Sarkis, J., Cordeiro, J. J. (2012) Ecological modernization in the electrical utility industry: An application of a bads–goods DEA model of ecological and technical efficiency. European Journal of Operational Research, 219 (2), 386–395. https://doi.org/10.1016/j.ejor.2011.09.033.
dc.relation.references[6] Fu, W., Wang, L., Yang, Y. (2021) Optimal design for double reheat coal-fired power plants with post-combustion CO2 capture: A novel thermal system integration with a carbon capture turbine. Energy, 221, 119838, https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.119838.
dc.relation.references[7] Zhang, K., Zhao, Y., Liu, M., Gao, L., Fu, Y., Yan, J. (2021) Flexibility enhancement versus thermal efficiency of coal-fired power units during the condensate throttling processes. Energy, 218, 119534. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.119534.
dc.relation.references[8] Cao, R., Lu, Y., Yu, D., Guo, Y., Bao, W., Zhang, Z., Yang, C. (2020) A novel approach to improving load flexibility of coal-fired power plant by integrating high temperature thermal energy storage through additional thermodynamic cycle. Applied Thermal Engineering, 173, 115225. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.115225.
dc.relation.references[9] Wang, D., Li, H., Wang, C., Zhou, Y., Li, X., Yang, M. (2021) Thermodynamic analysis of coal-fired power plant based on the feedwater heater drainage-air preheating system. Applied Thermal Engineering, 185, 116420. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.116420.
dc.relation.references[10] Alsanousie, A. A., Elsamni, O. A., Attia, A. E., Elhelw, M. (2021) Transient and troubleshoots management of aged small-scale steam power plants using Aspen Plus Dynamics. Energy, 223, 120079. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120079.
dc.relation.referencesen[1] Mamonova, A. O., Khusnutdinova, E. M., and Khusnutdinov, A. N. (2020) Quality management when operating the power equipment. IOP Conf. Ser., Mater. Sci. Eng., Kazan, 4–6 December 2019, 012039. doi:10.1088/1757-899X/915/1/012039.
dc.relation.referencesen[2] Pronobis, M. (2020) Chapter 3 - Modernization to reduce the flue gas loss. In: Pronobis, M., Ed., Environmentally Oriented Modernization of Power Boilers, Elsevier, 15–78. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-819921-3.00003-0.
dc.relation.referencesen[3] Kalina, J. (2014) Equipment sizing in a coal-fired municipal heating plant modernisation project with support for renewable energy and cogeneration technologies. Energy Conversion and Management, 86, 1050-1058. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2014.06.079.
dc.relation.referencesen[4] Ostrowski, P., Szelejewski, F., Zymelka, P. (2020) Assessment of improvement in the energy and exergy efficiency of the gas heat plant after the exhaust gas cooled down below the dew point and the use of recovered heat. Energy, 190, 116179. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116179.
dc.relation.referencesen[5] Sarkis, J., Cordeiro, J. J. (2012) Ecological modernization in the electrical utility industry: An application of a bads–goods DEA model of ecological and technical efficiency. European Journal of Operational Research, 219 (2), 386–395. https://doi.org/10.1016/j.ejor.2011.09.033.
dc.relation.referencesen[6] Fu, W., Wang, L., Yang, Y. (2021) Optimal design for double reheat coal-fired power plants with post-combustion CO2 capture: A novel thermal system integration with a carbon capture turbine. Energy, 221, 119838, https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.119838.
dc.relation.referencesen[7] Zhang, K., Zhao, Y., Liu, M., Gao, L., Fu, Y., Yan, J. (2021) Flexibility enhancement versus thermal efficiency of coal-fired power units during the condensate throttling processes. Energy, 218, 119534. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.119534.
dc.relation.referencesen[8] Cao, R., Lu, Y., Yu, D., Guo, Y., Bao, W., Zhang, Z., Yang, C. (2020) A novel approach to improving load flexibility of coal-fired power plant by integrating high temperature thermal energy storage through additional thermodynamic cycle. Applied Thermal Engineering, 173, 115225. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.115225.
dc.relation.referencesen[9] Wang, D., Li, H., Wang, C., Zhou, Y., Li, X., Yang, M. (2021) Thermodynamic analysis of coal-fired power plant based on the feedwater heater drainage-air preheating system. Applied Thermal Engineering, 185, 116420. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.116420.
dc.relation.referencesen[10] Alsanousie, A. A., Elsamni, O. A., Attia, A. E., Elhelw, M. (2021) Transient and troubleshoots management of aged small-scale steam power plants using Aspen Plus Dynamics. Energy, 223, 120079. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120079.
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/B978-0-12-819921-3.00003-0
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.enconman.2014.06.079
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116179
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.ejor.2011.09.033
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.energy.2021.119838
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.energy.2020.119534
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.115225
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.116420
dc.relation.urihttps://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120079
dc.rights.holder© Національний університет “Львівська політехніка”, 2021
dc.subjectенергоблок
dc.subjectкотел
dc.subjectпідвищення навантаження
dc.subjectмодернізація
dc.subjectреконструкція
dc.subjectpower-generating unit
dc.subjectboiler
dc.subjectincreased load
dc.subjectmodernization
dc.subjectreconstruction
dc.titleSwitching 300 MW power-generating units with gas-and-oil-fired boilers to increased load mode
dc.title.alternativeПереведення енергоблоків потужністю 300 МВт з газомазутними котлами на роботу при підвищеному навантаженні
dc.typeArticle

Files

Original bundle

Now showing 1 - 2 of 2
Thumbnail Image
Name:
2021v7n1_Mysak_S-Switching_300_MW_power_generating_32-37.pdf
Size:
182.15 KB
Format:
Adobe Portable Document Format
Thumbnail Image
Name:
2021v7n1_Mysak_S-Switching_300_MW_power_generating_32-37__COVER.png
Size:
427.97 KB
Format:
Portable Network Graphics

License bundle

Now showing 1 - 1 of 1
No Thumbnail Available
Name:
license.txt
Size:
1.88 KB
Format:
Plain Text
Description: