Temat: elektrownia - Katalog OPAC zbiorów

Skocz do pozycji: 1.

Tytuł:: Efektywność ekonomiczna technologii wytwarzania energii elektrycznej
Economic Effectiveness of Electricity Generation Technologies
Autorzy:: Zaporowski, B.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/283603.pdf
Data publikacji:: 2013
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia
elektrociepłownia
efektywność ekonomiczna
plant
economic effectiveness
Opis:: W pracy jest przedstawiona analiza efektywności ekonomicznej technologii wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach systemowych, elektrociepłowniach dużej i średniej mocy oraz elektrowniach i elektrociepłowniach małej mocy (źródłach rozproszonych). Do analizy wybrano 18 technologii wytwórczych: blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem brunatnym, blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym, blok jądrowy z reaktorem PWR, ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy, elektrownię wiatrową, elektrownię wodną małej mocy, elektrownię fotowoltaiczną, ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok z turbiną gazową małej mocy pracującą w obiegu prostym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok ORC (Organic Rankine Cycle) opalany biomasą, ciepłowniczy blok parowy małej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok gazowy zintegrowany z biologiczną konwersją biomasy i ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany ze zgazowaniem biomasy. Dla poszczególnych technologii wyznaczono jednostkowe, zdyskontowane na rok 2013, koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów uprawnień do emisji CO2, jako wielkość charakteryzującą ich efektywność ekonomiczną.
This paper presents an analysis of the economic effectiveness of electricity generation tech¬nologies in system power plants, both large and medium scale, combined heat and power (CHP) plants, and small scale power plants and CHP plants (distributed sources). For analysis, the following 18 generation technologies were chosen: supercritical steam block fired with brown coal, supercritical steam block fired with hard coal, gas-steam block fired with natural gas, nuclear power block with PWR reactor, supercritical steam CHP block fired with hard coal, gas-steam CHP block with 3-pressure heat recovery generator (HRSG) fired with natural gas, gas-steam CHP block with 2-pressure HRSG fired with natural gas, medium scale steam CHP block fired with biomass, gas-steam CHP block integrated with biomass gasification, wind power plant, small scale water power plant, photovoltaic plant, CHP block with gas turbine fired with natural gas, CHP block with gas engine fired with natural gas, ORC (Organic Rankine Cycle) CHP block fired with biomass, small scale steam CHP block fired with biomass, gas CHP block integrated with biological conversion (fermentation process), and CHP block with gas engine integrated with biomass gasification. For particular generation technologies, unitary (discounted as of 2013) electricity generation costs were determined with CO2 emissions payment as the quantity characterizing their economic effectiveness.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2013, 16, 4; 65-76
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 2.

Tytuł:: Ocena efektywności pracy jednoobiegowej elektrowni ORC zasilanej wodą geotermalną ze zbiorników dolno i środkowotriasowego, przy zastosowaniu mokrego i suchego czynnika roboczego
Evaluation of the effectiveness of one-cycle ORC power plant supplied by geothermal water from lower and middle Triassic reservoirs, using a wet and dry working fluids
Autorzy:: Wiśniewski, S.
Sołtysik, G.
Nowak, W.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/203851.pdf
Data publikacji:: 2018
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: siłownia ORC
elektrownia geotermalna
elektrownia jednoobiegowa
suchy czynnik obiegowy
czynnik organiczny
ORC power plant
geothermal power plant
organic working fluid
Opis:: W artykule przedstawiono analizę cieplno-przepływową elektrowni geotermalnej z jednoobiegowym układem ORC zasilanym dwoma strumieniami wody geotermalnej o różnych temperaturach. Strumienie tych wód wydobywane są z dwóch zbiorników triasowych. Pierwszy ze zbiornika dolnotriasowego, a drugi ze zbiornika środkowotriasowego. Strumienie tych wód kierowane są do wymienników ciepła układu ORC, gdzie przekazują energię cieplną do czynnika roboczego siłowni. W wyniku przeprowadzonej analizy porównano efektywność pracy siłowni z suchym czynnikiem obiegowym i siłowni z mokrym czynnikiem obiegowym. Podstawowym kryterium oceny efektywności pracy analizowanych układów jest osiągana moc przy zasilaniu obu układów tymi samymi strumieniami wody geotermalnej. Przeprowadzona analiza wykazała, że dla przyjętych założeń korzystniejszym rozwiązaniem jest układ ORC z suchym czynnikiem obiegowym.
In the paper have been presented a thermal and flow analysis of a geothermal power plant with a one-cycle ORC system supplied with two geothermal water streams of different temperatures. The streams of these waters are extracted from two Triassic reservoirs. The first from the bottom tank and the second from the middle tank. The streams of these waters are directed to the heat exchangers of the ORC system, where they transmit thermal energy to the working medium of the power plant. As a result of the conducted analysis, the efficiency of the operation of the power plant with a dry circulating factor and a power plant with a wet circulation factor was compared. The analysis carried out showed that for the assumptions made, a more favorable consideration is the ORC system with a dry circulating factor.
Źródło:: Technika Poszukiwań Geologicznych; 2018, R. 57, nr 1, 1; 37-45
0304-520X
Pojawia się w:: Technika Poszukiwań Geologicznych
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 3.

Tytuł:: Emisja rtęci z polskich elektrowni w świetle konkluzji BAT
Mercury emission from polish power plants under BAT conclusion
Autorzy:: Wichliński, M.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/283518.pdf
Data publikacji:: 2017
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: rtęć
emisja
BAT-BREF
elektrownia
mercury
emissions
BAT/BREF
power plant
Opis:: W pracy przedstawiono dotychczasowe konwencje i dyrektywy, w których poruszano problematykę emisji rtęci do atmosfery ze spalania paliw stałych w elektrowniach. Wszystkie dotychczasowe regulacje obowiązujące na terenie Unii Europejskiej (UE) nie zawierały dopuszczalnych poziomów emisji rtęci do atmosfery. Nowe regulacje BAT przyjęte w ubiegłym roku, które mają zacząć obowiązywać od roku 2021, zawierają już dopuszczalne poziomy emisji rtęci, a także zmuszają elektrownie do przeprowadzania regularnych pomiarów emisji rtęci (dla bloków o mocy poniżej 300 MWth), lub też do ciągłego monitoringu emisji rtęci (bloki o mocy powyżej 300 MWth). Dla pokazania, jaki wpływ będą miały tak ustalone dopuszczalne poziomy, emisji przedstawiono obliczone poziomy emisji z dziesięciu polskich elektrowni opalanych węglem kamiennym. Spo- śród tych elektrowni osiem to bloki o mocy poniżej 300 MWth, a dwa o mocy powyżej 300 MWth. W żadnym przypadku nie stwierdzono przekroczenia obowiązujących w przyszłości norm emisji rtęci. W przypadku elektrowni o mocy powyżej 300 MWth, które są nowoczesnymi elektrowniami oddanymi do eksploatacji w XXI wieku, emisja rtęci była znacząco niższa, niż w przypadku elektrowni o mocy poniżej 300 MWth, które w większości to wyeksploatowane jednostki z lat siedemdziesiątych i osiemdziesiątych. Pokazuje to, jak ważna jest budowa nowoczesnych jednostek o dużej mocy, które to są w stanie spełnić wymagania stawiane nawet nowym obiektom. Oznaczać może to również brak konieczności inwestycji w specjalne metody usuwanie rtęci, a konieczność tylko optymalizacji istniejących urządzeń do oczyszczania gazów.
The paper presents the existing conventions and directives, addressing the problems of mercury emission into the atmosphere from the combustion of solid fuels in power plants. All current regulations in force in the European Union (EU) do not contain emission limit values for the atmosphere. The new BAT regulations adopted last year, which are due to come into effect in 2021, already contain acceptable levels of mercury emissions, and forced power plants to obtain mercury emissions (for units less than 300 MWth) or for continuous monitoring of mercury emissions (blocks with power above 300 MWth). The calculated emission levels of ten Polish coal-fired power plants are shown to illustrate the impact of such emission limit values. Out of these, eight power plants are blocks with a power output of less than 300 MWth and two with power more than 300 MWth. In no case have the mercury emission standards been exceeded. For power plants with a capacity of more than 300 MWth, which are modern power plants dedicated to operation in the 21st century, the emission of mercury was significantly lower than that from power plants below 300 MWth, which mostly date back to the 1970s and 1980s. This shows how important it is to build modern power plant units that are able to meet the demands of even new power plants. This may also mean that there is no need to invest in special mercury removal methods, and it is only necessary to optimize existing air pollution control device.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2017, 20, 4; 79-88
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 4.

Tytuł:: Analiza porównawcza opłacalności inwestycji węglowych i jądrowych
Comparative analysis of coal and nuclear investment profitability
Autorzy:: Michalak, J.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/282437.pdf
Data publikacji:: 2012
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia jądrowa
elektrownia na węgiel kamienny
elektrownia na węgiel brunatny
metoda NPV
metoda NPVR
metoda IRR
metoda SPB
metoda DPB
nuclear power plant
hard coal-fired power plant
brown coal-fired power plant
NPV method
NPVR method
IRR method
SPB method
DPB method
Opis:: W artykule przedstawiono wyniki analizy opłacalności wytwarzania energii elektrycznej dla elektrowni jądrowej i dwóch elektrowni węglowych: elektrowni opalanej węglem kamiennym i elektrowni opalanej węglem brunatnym. Wszystkie trzy badane elektrownie charakteryzowały się podobną mocą elektryczną (elektrownia jądrowa mocą elektryczną 1000 MW, obie elektrownie węglowe mocą elektryczną 900 MW), takim samym stopniem wykorzystania zdolności produkcyjnych (95%), taką samą dyspozycyjnością (95%) i taką samą liczbą godzin pracy w ciągu roku (7906 h/rok). Analizę opłacalno?ci ekonomicznej badanych inwestycji energetycznych przeprowadzono na podstawie rachunku przepływów pieniężnych, z wykorzystaniem zasad rachunku dyskonta. Opłacalność ekonomiczną przeprowadzono na bazie zdyskontowanych metod zysku, takich jak NPV - wartość bieżąca netto, NPVR - wskaźnik wartości bieżącej netto, IRR - wewnętrzna stopa zwrotu, DPB - zdyskontowany okres zwrotu nak?adów inwestycyjnych oraz dodatkowo obliczono SPB - prosty okres zwrotu nak?adów inwestycyjnych. Na podstawie obliczonych wartości NPV,NPVR, IRR, DPB, SPB określono, która z badanych inwestycji jest najbardziej opłacalna dla przyjętych założeń. W przypadku wartości NPV otrzymane wyniki dodatkowo poparto obrazem graficznym - wykresami, przedstawiającymi zależność NPV w funkcji czasu. Na podstawie powyższych wykresów określono wartości SPB (prosty okres zwrotu nakładów inwestycyjnych) i DPB (zdyskontowany okres zwrotu nakładów inwestycyjnych). SPB określono wyliczając wartość NPV dla stopy dyskonta równej zero, DPB określono dla stopy dyskonta równej założonej stopie dyskonta równej 7,5%. W obu przypadkach na wykresach zaznaczono wartości SPB i DPB szukając miejsc przecięcia charakterystyk NPV z osią czasu. Obliczenia przeprowadzono wielowariantowo. Jako wariant bazowy przyjęto inwestycję, która w 20% była finansowana ze środków własnych, a w pozostałych 80% finansowana była z kredytu bankowego. W przypadku kredytu założono, że bank udzielił kredytu preferencyjnego o oprocentowaniu 6 % w skali roku, a czas spłaty kredytu założono równy 20 lat. Poza wariantem bazowym przeanalizowano dwa inne warianty. Pierwszy z nich to przypadek, gdzie inwestycja w 40% była finansowana ze środków własnych, a w 60% z kredytu. Kolejny wariant to przypadek, gdzie inwestycja była w 100% finansowana ze środków własnych.
This article presents the results of a profitability analysis of electrical power generation by a nuclear power plant and two coal power plants, a hard coal-fired power plant and a brown coal-fired power plant. All three analysed plants are characterized by similar output capacity (the nuclear power plant offers a capacity of 1000 MW while both coal power plants have a capacity of 900 MW), the same extent of generation capacity usage (95%), the same availability (95%), and the same number of working hours during a year (7906 hrs/year). The economical profitability analysis of the examined energy investments has been carried out based on cash flow statements, using the principles of discount account. The profitability has also been calculated based on discounted profit methods such as NPV (Net Present Value), NPVR (Net Present Value Ratio), IRR (Internal Rate of Return), DPB (Discounted Payback), and SPB (Simple Payback). The most profitable of the potential investments has been determined based on the calculated values of NPV, NPVR, IRR, DPB, and SPB using the adopted assumptions. In the case of NPV, the results are additionally supported by a graphic image (diagram) presenting the NPV correlation as a time function. SPB and DPB values have been defined based on the above diagrams. SPB has been defined by calculation of NPV for a discount rate equal to zero, and DPB has been defined for a discount rate equal to the assumed discount rate of 7.5%. In both cases, the SPB and DPB values have been indicated on the diagrams in order to find intersections of NPV with the time axis. The calculations have been performed in a multi-variant format. The basic variant was an investment where 20% was financed with its own funds and the remaining 80% by a banking facility. In the case of credit, an assumption was made that the bank had granted a subsidized loan with annual interest rate of 6%, and the repayment term was assumed to be 20 years. Apart from the basic variant, two other variants have been analysed. The first was the case of an investment where 40% was financed with its own funds and 60% through borrowing. The next variant was the case of an investment which was 100% financed with its own funds.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2012, 15, 4; 187-199
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 5.

Tytuł:: Ocena potencjału technicznego wybranej MEW w powiecie rzeszowskim
Evaluation of the technical potential of a selected small hydropower plant in the Rzeszów district
Autorzy:: Blok, M.
Tomaszewska, B.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/203536.pdf
Data publikacji:: 2015
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: mała elektrownia wodna
MEW Wisłok
Rzeszów
potencjał techniczny
small hydropower plant
SHP Wisłok
technical potential
Opis:: Powiat rzeszowski oraz leżący w jego obrębie powiat m. Rzeszów, w którym zlokalizowana jest mała elektrownia wodna (MEW) będąca przedmiotem oceny, charakteryzują się niskim w stosunku do pozostałych powiatów województwa podkarpackiego potencjałem energetyki wodnej, kształtującym się na poziomie do 3 MW. Rzeka Wisłok na analizowanym odcinku posiada jednak znacznie wyższy potencjał ze względu na jej spiętrzenie przez rzeszowską zaporę. W pracy scharakteryzowano MEW na rzece Wisłok w Rzeszowie oraz przeprowadzono obliczenia teoretycznych i technicznych jej parametrów. Pozwoliło to na ocenę potencjału technicznego elektrowni w kontekście możliwości jego wykorzystania przez mieszkańców miasta.
The Rzeszów region as well as the district of the city Rzeszów, where the small hydropower plant (SHP) which was analyzed is located, are characterized by low hydropower potential, in relation to other districts in the Podkarpacie province, at the level of 3 MW. The Wisłok River in the analyzed section, however has much greater potential due to its damming. This paper contains an analysis of an SHP on the Wisłok River as well as the calculations of theoretical and technical specifications for the plant. The analysis allowed for the evaluation of the technical potential of an SHP in the context for the possibilities of its use by the city dwellers.
Źródło:: Technika Poszukiwań Geologicznych; 2015, R. 54, nr 2, 2; 61-78
0304-520X
Pojawia się w:: Technika Poszukiwań Geologicznych
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 6.

Tytuł:: Obszar zastosowań jednoobiegowej podkrytycznej siłowni ORC w elektrowni zasilanej wodą geotermalną z jednego i dwóch źródeł ciepła
The use area of a one cycle subcritical ORC power plant with geothermal water applied from one and two heat sources
Autorzy:: Kujawa, T.
Nowak, W.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/204083.pdf
Data publikacji:: 2016
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: siłownia ORC
elektrownia
woda geotermalna
czynniki suche
ORC power plant
geothermal water
dry working fluid
Opis:: W pracy przedstawiono rozwiązania elektrowni organicznej, w której zastosowano podkrytyczną jednoobiegową siłownię z zastosowaniem suchego czynnika roboczego. Siłownia ta zasilana jest wodą geotermalną. Powyższa siłownia może być stosowana nie tylko w elektrowni, ale także w elektrociepłowni. Aby ustalić zasadność jej stosowania w jednym z dwóch wymienionych przypadków wprowadzono współczynnik φ. Współczynnik ten zdefiniowano jako stosunek strumienia masowego wody m_s1 przepływającego przez przeciwprądowy wymiennik ciepła, w którym podgrzewana jest ciecz czynnika roboczego w granicach temperatur skraplania i parowania, do strumienia masowego wody m_s opuszczającego parowacz zgodnie z zależnością φ = m_s1/m_s. Przyjęto, że znany jest strumień masowy wody m_s o znanej temperaturze T_s1, który podgrzewany jest w wymienniku ciepła, stanowiącym górne źródło ciepła. Wykonano obliczenia siłowni z zastosowaniem czterech czynników roboczych (R227ea, RC318, R1234yf i R1234ze) dla różnych temperatur parowania z uwzględnieniem temperatur bliskopodkrytycznych dla wybranych temperatur wody zasilającej. Na tej podstawie sporządzono wykresy φ = f(Tpar) ilustrujące zakresy zastosowań jednoobiegowej siłowni w elektrowni/elektrociepłowni.
The paper discusses the solutions for an organic power plant using a one cycle subcritical power plant with dry working fluid. The power plant is supplied with geothermal water. The power station may be used not only in a power plant but also in a heat power plant. The indicator φ was introduced to determine the validity of its application in one of the two mentioned cases. The indicator is defined to be a ratio of a mass water flux m_s1, flowing through a countercurrent heat exchanger in which a working fluid is warmed up in the range of condensing and evaporating temperatures, to a mass water flux m _s, leaving an evaporator according to φ = m_s1/ m _s. A mass flow rate m _s1, of a known temperature T_s1 heated in the heat exchanger, which is the upper heat source, is assumed to be known. The calculations were performed for four working fluids (R227ea, RC318, R1234yf and R1234ze) for various evaporating temperatures taking near subcritical temperatures for chosen temperatures of the feeding water into consideration. Graphs was plotted for the range of a one cycle power plant.
Źródło:: Technika Poszukiwań Geologicznych; 2016, R. 55, nr 2, 2; 135-144
0304-520X
Pojawia się w:: Technika Poszukiwań Geologicznych
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 7.

Tytuł:: Analiza parametrów złoża węgla brunatnego dla potrzeb projektowania elektrowni
Analysis of lignite deposit parameters for the purpose of a planned power plant
Autorzy:: Naworyta, W.
Wasilewska-Błaszczak, M.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/282915.pdf
Data publikacji:: 2014
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: analiza złoża
węgiel brunatny
parametry węgla brunatnego
elektrownia
deposit analysis
lignite
deposit parameters
power plant
Opis:: Elektrownie produkujące energię opierającą się na węgielu brunatnym są ściśle związane z miejscem pozyskania surowca, czyli ze złożem.W przeciwieństwie do węgla kamiennego, węgiel brunatny w stanie surowym, ze względu na swoje właściwości, nie nadaje się do transportu na większe odległości. Budowane przy złożach elektrownie bazujące na tym surowcu muszą być dostosowane do właściwości dostępnej w pobliżu kopaliny. W artykule przedstawiono analizę jednego ze złóż węgla brunatnego pod kątem parametrów technologicznych projektowanej elektrowni. Do analiz wytypowano trzy parametry węgla: popielność A^d [%], wartość opałową Q_ir [kJ/kg] oraz zawartość siarki całkowitej w węglu S_t^d [%]. Na podstawie informacji z dokumentacji geologicznej oraz projektu zagospodarowania złoża określono statystykę parametrów jakościowych węgla w złożu w funkcji postępu projektowanej eksploatacji. Oprócz wartości średnich przedstawiono wielkości możliwych błędów oszacowań wynikających ze zmienności złoża ale również z niedoskonałej informacji o złożu.
Power plants producing energy from lignite are tied to the locations of lignite extraction – to lignite deposits. Unlike hard coal, raw lignite, because of its properties and water content, cannot be transported over long distances. Therefore, power plants built in the neighborhood of a deposit have to be adjusted to the properties of the lignite in the deposit. This article analyzes the parameters of a lignite deposit for the purpose of considering a new power plant. Three lignite parameters were selected – ash content A^d [%], calorific value Q_ir [kJ/kg], and sulfur content S_t^d [%]. Based on the information from geological documentation and the lignite deposit development project, the analysis calculates relevant statistics of these lignite deposit parameters, taking into account the progress of the planned exploitation. The mean values as well as the standard deviation of the mean values are presented.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2014, 17, 4; 127-136
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 8.

Tytuł:: Tereny wolne od wyłączeń i wskazanie możliwości planowania inwestycji konfliktowych w Polsce. Standard badań kartograficznych dla potrzeb opracowania koncepcji i decyzji lokalizacyjnych obiektów wrażliwych − elektrownia jądrowa
Exclusion free areas – Screening areas open for hazardous constructions planning in Poland. Mapping standards in zone selection studies for the location of susceptible structures – siting a nuclear power plant
Autorzy:: Heliasz, Z.
Ostaficzuk, S.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/283156.pdf
Data publikacji:: 2016
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia jądrowa
kryteria bezpiecznej lokalizacji
kartografia geologiczna
Nuclear Power Plant
principles of secure locating
geological mapping
Opis:: Kryteria bezpiecznej lokalizacji elektrowni jądrowej (EJ) są zależne od charakterystyki reaktora i systemów peryferyjnych oraz od unikalnych geologicznych warunków terenowych. Podstawą wyboru optymalnej lokalizacji jest uwzględnienie warunków koniecznych do uzyskania na podstawie studiów terenowych i badania dostępnych materiałów prawnie obowiązującej decyzji lokalizacyjnej. Do określenia stopnia bezpieczeństwa i identyfikacji czynników zagrażających budowie i funkcjonowaniu reaktora jest niezbędna opinia geologiczno-inżynierska wraz ze scenariuszem awarii i likwidowania jej skutków w konkretnej sytuacji geologiczno-terenowej, z uwzględnieniem zastrzeżeń i oporów opinii społeczno-politycznej. W ocenie zagrożeń należy odrębnie uwzględniać możliwość wystąpienia niekorzystnych zbiegów okoliczności naturalnych oraz podatności obiektu na zagrożenia antropogeniczne wynikające z zaniedbań oraz intencjonalne. Podstawą wstępnego wyboru lokalizacji jest mapa obszarów niekonfliktowych z uwzględnieniem przyjętego marginesu szkodliwych oddziaływań wzajemnych obiektu EJ i istniejącej sytuacji terenowej. Przed rozpoczęciem analizy terenów możliwej lokalizacji, z powodu dużych wymiarów kraju, należy wyeliminować miejsca oczywiście nie nadające się do rozważań z powodów naturalnych i antropogenicznych. Wielkie aglomeracje przemysłowe, obszary objęte górnictwem podziemnym, tereny zwartej zabudowy oraz rezerwaty przyrody, tereny bagnisk i zagrożeń powodziowych, jak również tereny podatne na osuwiska i rozległą erozję należy wyeliminować z dalszych rozważań lokalizacyjnych. Jednak można dopuścić możliwości lokalizacji EJ w miejscach niekorzystnych, jeśli inne przesłanki są sprzyjające. Nowoczesne technologie są wystarczające do omijania przeszkód jeśli ekonomiczne względy przeważają.
A safe location site for Nuclear Power Plant (NPP) depends on, both, technical characteristics of a reactor with its peripheral systems, and on unique geological terrain conditions. Field and archive studies of possibly all materials, relevant for issuing legal decision are the basis for choosing an optimal NPP site. Evaluation of the safety level and detection of factors hazardous for the safe operation of a NPP must be supported by a comprehensive geological engineering report, supplemented with the modeled scenario of a plant’s possible catastrophe, its minimizing and prevention of disastrous effects. Another inalienable factor for choosing site place for NPP are “pros” and “cons” concessions resulting from social consultations. In determining the risks, one must consider all the possible unfortunate coincidences on natural factors, and the vulnerability of the NPP to human errors caused by negligence or, ill will. A base map presenting areas free of interaction conflicts with topographic and infrastructural objects outside a margin safety zone remains the base for initial terrain selection.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2016, 19, 2; 119-134
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 9.

Tytuł:: Nowe inwestycje w rosyjskim górnictwie węgla kamiennego
New hard coal-mining projects in the Russian Federation
Autorzy:: Stala-Szlugaj, K.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/215932.pdf
Data publikacji:: 2013
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: Federacja Rosyjska
węgiel kamienny
kopalnia
nowa inwestycja
elektrownia
Russian Federation
hard coal
mine
new investment
power station
Opis:: Federacja Rosyjska znajduje się w ścisłej czołówce wśród światowych producentów i eksporterów węgla. Zgodnie z jej długoterminową polityką, węgiel nadal będzie odgrywał istotną rolę w gospodarce tego kraju. Według tych planów, w roku 2030 produkcja węgla ma osiągnąć poziom 430 mln ton (w stosunku do bazowego roku 2010 ma wzrosnąć o 33%), a eksport węgla kamiennego ma wynieść 125 mln ton (względem 2010 r. wzrost o 46%). Ze względu na przewidywany szereg nowych inwestycji w rosyjskim górnictwie węgla, niniejszy artykuł poświęcono ich omówieniu. Podobnie, jak i inni światowi producenci i eksporterzy węgla, Rosja skupia się zwłaszcza na odbiorcach azjatyckich. Skutkuje to tym, że większość nowych inwestycji w górnictwie węgla planowana jest na Dalekim Wschodzie. Długoterminowy program rozwoju górnictwa węgla w Rosji nie tylko koncentruje się na zagospodarowaniu dwóch najbardziej perspektywicznych złóż węgla: Elginskoje (Republika Jakucji) oraz położonego w Republice Tuwy – złoża Elegetskoje. Zakłada on również budowę nowych centrów wydobywczych węgla w złożach położonych w Republikach: Komi, Tuwy i Jakucji, Obwodach: Rostowskim, Kemerowskim, Irkuckim i Sachalińskim, w Chabarowskim i Zabajkalskim Kraju oraz w Chanty-Mansyjskim Okręgu Autonomicznym. W sumie nowe inwestycje planowane są w dziesięciu jednostkach administracyjnych Rosji. W przypadku każdej inwestycji omówiono: w jakim złożu będzie prowadzona eksploatacja węgla, zastosowany sposób eksploatacji, dodatkowe inwestycje (na przykład: budowa zakładu przeróbczego, budowa elektrowni, linii kolejowej, rozbudowa morskiej infrastruktury transportowej itp.), a także liczbę nowych miejsc pracy oraz kwotę planowanych nakładów inwestycyjnych. Łącznie długoterminowy program przewiduje 37 projektów, z których aż 16 będzie realizowanych w Obwodzie Kemerowskim. W efekcie – mają tam powstać nowe kopalnie węgla koksowego i energetycznego, siedem nowych zakładów wzbogacania węgla, dwie elektrownie (o mocy 500 MW i 40 MW), 30 km linii kolejowych oraz nowe składowisko węgla surowego.
The Russian Federation is an important global producer and exporter of coal. According to its Long-term Program, coal will continue to be one of the most important raw materials in the Russian economy. According to this Program, coal production in 2030 will amount to 430 million tons (in comparison with basis year 2010, production will increase by 33%), and hard coal exports to 125 million tons (an increase of 46% from basis year 2010). This paper provides an overview of the situation in light of the foreseen numbers of new Russian hard coal-mining projects. Just as with other coal producers and coal exporters worldwide, Russian attention is also concentrated on Asian markets. As a result of this global orientation, new coal-mining projects are being planned in the Russian Far East. The Long-term Programof Russian coal development until 2030 is concentrated in part on development of the two most promising coal deposits: the Elginskoye coal deposit in the Republic of Yakutia and the Elegetskoye coal deposit in the Republic of Tuva. This Program also assumes new coal-mining areas in the Komi Republic, the Rostovskaya Oblast, the Kemerovskaya Oblast, the Irkutskaya Oblast, the Sakhalinskaya Oblast, the Khabarovsky Krai, the Zabaykalsky Krai, and the Khanty-Mansik Autonomous Okrug. New coal-mining projects are planned in ten federal subjects in Russia. For each case of hard coal mining project, this paper describes the following: the coal deposit, the kind of exploitation, additional investments (for example construction of processing plant, new railway line, development of infrastructure at sea ports, etc.), numbers of new jobs, and capital spending. The Long-term Program supposes 37 new investments, with 16 of them planned in the Kemerovskaya Oblast where several new coal mines will be constructed, both coking and steam coal, seven new processing plants, two power facilities (500 MW and 40 MW), 30 km of railway lines, and a new raw coal stockyard.
Źródło:: Gospodarka Surowcami Mineralnymi; 2013, 29, 3; 131-150
0860-0953
Pojawia się w:: Gospodarka Surowcami Mineralnymi
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 10.

Tytuł:: Autonomous hybrid power plants based on renewable and traditional sources of electricity
Autonomiczne elektrownie hybrydowe oparte na odnawialnych i tradycyjnych źródłach energii elektrycznej
Autorzy:: Sadykov, Maksat
Almanbetov, Aibek
Ryskulov, Ilias
Barpybaev, Turdumambet
Kurbanbaev, Alaibek
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/27312544.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: power plant
inexhaustible resources
batteries
load frequency
balancing system
elektrownia
zasoby niewyczerpalne
baterie
częstotliwość obciążenia
układ bilansujący
Opis:: The purpose of this study is to consider a passive balancing system for battery storage which in the future will increase their reliability, reduce maintenance costs, reduce wear and tear and increase service life, as well as to study a new method of quasi-opposition search for harmony in order to stabilize the supplied electricity. To this end, various theoretical methods of scientific study (analysis, concretization, comparison, generalization) were applied. The method considered in this article for improving the performance of batteries using a passive balancing system, using the example of a typical structural diagram of an autonomous hybrid power plant presented here, would increase the efficiency of pre-project work on the development of highly efficient design and circuit solutions and increase the battery life. The new method of quasi-opposition searches for harmony for hybrid power plants based on renewable and traditional energy sources, taking into account features of their design and operation, would make it possible to stabilize the load frequency of the consumer at the time of switching the station between power sources. This study can be useful for the circle of people associated with energy, for students studying renewable energy in higher education institutions, as well as their teachers, in order to familiarize themselves with the problems of hybrid stations and find options for their solutions.
Celem niniejszego artykułu jest rozważenie pasywnego systemu równoważenia akumulatorów, który w przyszłości zwiększy ich niezawodność, zmniejszy koszty konserwacji, zmniejszy zużycie i wydłuży żywotność, a także zbadanie nowej metody quasi-opozycyjnego poszukiwania harmonii w celu stabilizacji dostarczanej energii elektrycznej. W tym celu zastosowano różne teoretyczne metody badań naukowych (analiza, konkretyzacja, porównanie, uogólnienie). Rozważana w tym artykule metoda poprawy wydajności akumulatorów przy użyciu pasywnego systemu równoważenia, na przykładzie przedstawionego tutaj typowego schematu strukturalnego autonomicznej elektrowni hybrydowej, zwiększyłaby efektywność prac przedprojektowych nad opracowaniem wysoce wydajnych rozwiązań projektowych i obwodowych oraz wydłużyłaby żywotność baterii. Nowa metoda quasi-opozycyjnego poszukiwania harmonii dla hybrydowych elektrowni opartych na odnawialnych i tradycyjnych źródłach energii, z uwzględnieniem i tradycyjnych źródeł energii, biorąc pod uwagę cechy ich konstrukcji i działania, umożliwiłaby stabilizację częstotliwości obciążenia odbiorcy w momencie przełączania stacji pomiędzy źródłami zasilania. Niniejsze opracowanie może być przydatne dla środowiska osób związanych z energetyką, dla studentów studiujących energetykę odnawialną na uczelniach wyższych, a także dla ich wykładowców i ich nauczycieli, w celu zapoznania się z problemami stacji hybrydowych i znalezienia możliwości ich rozwiązania.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2023, 26, 4; 149--164
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 11.

Tytuł:: A study on loan repayment options for power plant construction: a case study of the Son La hydropower plant, Vietnam
Badanie możliwości spłaty kredytu na budowę elektrowni: studium przypadku elektrowni wodnej Son La w Wietnamie
Autorzy:: Tu, Le Tat
Phap, Vu Minh
Huong, Nguyen Thi Thu
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/27312536.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: economic effects
electric power system
hydropower plant
investment
NPV
IRR
efekt ekonomiczny
system elektroenergetyczny
elektrownia wodna
inwestycja
Opis:: Using loans is an effective solution for the investment and construction of energy works in general and power plants in particular, especially for developing countries. In economic and financial studies of the project investment preparation stage, the options of using capital and paying interest will be taken into account to minimize risks and increase the project’s ability to pay due debts. However, it is difficult to know which loan repayment option is the most beneficial for the project and when the risk is for the project in the context of debt repayment. The current economic and financial analysis of the project mainly focuses on determining the feasibility of the project through basic parameters, such as net present value (NPV), benefit – cost – ratio (B/C), internal rate of return (IRR), profitability index (PI) and payback period (PP). These parameters do not indicate the most difficult time to pay off the project’s loans. This paper analyzes two options for repayment of long-term loans in Vietnam using the case study of Son La hydropower plant to clarify the above difficult times and recommend a suitable repayment plan for the power project. The analytical method is used to actualize the cash flow of capital and interest during the construction and operation of the works. In Option 1, the debt is paid annually for interest and capital with a constant amount of money during the repayment period. In Option 2, the original dept without interest is paid with a constant amount of money during the repayment period, the interest (due to the remaining original capital) must be paid in the year when the interest is incurred. The study results show that the amount of the annual payment in option 1 is smaller than in Option 2 in the first four years (of ten years of debt repayment). Thus, capital and interest payment in Option 2 may be more detrimental than Option 1 in the first three years of debt repayment, and the amount of money from debt repayment is greater than the profit obtained from power generation. Thus, depending on the profit in the first years when the power plant comes into operation, the investor needs to decide on a reasonable way to repay the loan so that the project can self-finance.
Korzystanie z kredytów jest skutecznym rozwiązaniem dla inwestycji i budowy zakładów energetycznych w ogóle, a w szczególności elektrowni, zwłaszcza w krajach rozwijających się. W analizach ekonomiczno-finansowych etapu przygotowania inwestycji projektu uwzględnione zostaną możliwości wykorzystania kapitału i spłaty odsetek w celu zminimalizowania ryzyka i zwiększenia zdolności projektu do spłaty wymaganych długów. Trudno jednak stwierdzić, która opcja spłaty kredytu jest najkorzystniejsza dla projektu i kiedy występuje ryzyko dla projektu w kontekście spłaty zadłużenia. Bieżąca analiza ekonomiczno-finansowa projektu koncentruje się głównie na określeniu wykonalności projektu poprzez podstawowe parametry, takie jak wartość bieżąca netto (NPV), stosunek korzyści do kosztów (B/C), wewnętrzna stopa zwrotu (IRR), wskaźnik rentowności (PI) i okres zwrotu (PP). Parametry te nie wskazują na najtrudniejszy czas na spłatę kredytów projektu. W niniejszym artykule przeanalizowano dwie opcje spłaty kredytów długoterminowych w Wietnamie na przykładzie elektrowni wodnej Son La, uwzględniając obecne trudne warunki i zalecając odpowiedni plan spłaty dla projektu energetycznego. Metoda analityczna służy do aktualizacji przepływów pieniężnych kapitału i odsetek w trakcie budowy i eksploatacji obiektu. W Wariancie 1 dług jest spłacany corocznie na odsetki i kapitał stałą kwotą w okresie spłaty. W Wariancie 2 pierwotny dług bez odsetek spłacany jest stałą kwotą w okresie spłaty, odsetki (należne od pozostałego kapitału pierwotnego) muszą być zapłacone w roku, w którym naliczone zostały odsetki. Wyniki badań wskazują, że wysokość rocznej spłaty w Wariancie 1 jest mniejsza niż w Wariancie 2 w pierwszych czterech latach (z dziesięciu lat spłaty zadłużenia). Zatem spłata kapitału i odsetek w Wariancie 2 może być bardziej szkodliwa niż w Wariancie 1 w pierwszych trzech latach spłaty zadłużenia, a kwota pieniędzy ze spłaty zadłużenia jest większa niż zysk uzyskany z produkcji energii. Zatem w zależności od zysku w pierwszych latach od uruchomienia elektrowni, inwestor musi zdecydować, jak rozsądnie spłacić kredyt, aby projekt mógł się sam sfinansować.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2023, 26, 2; 121--140
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 12.

Tytuł:: Problematyka prognozowania mocy i energii pozyskiwanych z wiatru
Problems related to forecasting of power and electric energy derived from wind
Autorzy:: Popławski, T.
Dąsal, K.
Łyp, J.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/282786.pdf
Data publikacji:: 2009
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia wiatrowa
moc generowana
prognoza krótkoterminowa w elektroenergetyce
dokładność
model prognostyczny
wind source
power generation
forecasting
accuracy
Opis:: Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii elektrycznej OZE jest faktem. Wiele przyczyn ma wpływ na tę dynamikę i są one powszechnie znane. Wiadomo również, że moc generowana przez turbiny wiatrowe jest procesem losowym, gdyż w decydującej mierze uzależniona jest od prędkości wiatru i to w sposób silnie nieliniowy. Ta cecha turbin wiatrowych jest wysoce kłopotliwa w różnych aspektach pracy sieci. Bieżąca sytuacja w elektroenergetyce polskiej prowokuje do licznych pytań, na przykład o ilość energii wiatrowej, którą może przyjąć system elektroenergetyczny, czy też o rolę prognoz wiatrowych. Wiele prac wykonano w dziedzinie znaczącego zwiększenia dokładności przewidywania mocy generowanej w źródłach wiatrowych. W referacie skoncentrowano się na zagadnieniach dotyczących predykcji mocy na przykładzie analizy danych rzeczywistych w jednej z krajowych farm wiatrowych.
A number of reasons influences the expansion of energy from renewable sources (RES). The power generated by wind turbines is the random process. This feature of wind turbines is highly cumbersome for the performance of the network. Actual situation in the Power System in Poland raises a lot of questions eg. how much energy can the power system accommodate and what is the role of wind plant forecasting. Much research has been done in the field of significant accuracy increase in the improvement of prediction tools on the basis of one of wind power plant in Poland.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2009, T. 12, z. 2/2; 511-523
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 13.

Tytuł:: Technologie wytwarzania energii elektrycznej dla polskiej elektroenergetyki
Electricity generation technologies for the Polish electric power industry
Autorzy:: Zaporowski, B.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/282302.pdf
Data publikacji:: 2015
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia
elektrociepłownia
efektywność energetyczna
efektywność ekonomiczna
power plant
combined heat and power (CHP) plant
energy effectiveness
economic effectiveness
Opis:: W pracy przedstawiona jest analiza perspektywicznych technologii wytwarzania dla polskiej elektroenergetyki. Do analizy wybrano dziewiętnaście technologii, a mianowicie: blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem brunatnym, blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym, blok jądrowy z reaktorem PWR, ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy, elektrownię wiatrową, elektrownię wodną małej mocy, elektrownię fotowoltaiczną, ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok z turbiną gazową małej mocy pracującą w obiegu prostym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok ORC (Organic Rankine Cycle) opalany biomasą, ciepłowniczy blok parowy małej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany z biologiczną konwersją biomasy oraz ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany ze zgazowaniem biomasy. Dla poszczególnych technologii wyznaczono wielkości charakteryzujące ich efektywność energetyczną oraz jednostkowe, zdyskontowane na rok 2015, koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów uprawnień do emisji CO2.
The paper presents an analysis of prospective technologies for electricity generation in the Polish electric power industry. There were 19 generation technologies selected for the analysis, namely: supercritical steam unit fired with brown coal, supercritical steam unit fired with hard coal, gas-steam unit fired with natural gas, nuclear power unit with PWR reactor, supercritical steam CHP unit fired with hard coal, gas -steam CHP unit with 3-pressure heat recovery generator (HRSG) fired with natural gas, gas-steam CHP unit with 2-pressure HRSG fired with natural gas, medium scale steam CHP unit fired with hard coal, medium scale steam CHP unit fired with biomass, gas-steam CHP unit integrated with biomass gasification, wind power plant, small scale water power plant, photovoltaic plant, CHP unit with gas engine fired with natural gas, CHP unit with gas turbine, operating in simple cycle, fired with natural gas, ORC (Organic Rankine Cycle) CHP unit fired with biomass, small scale steam CHP unit fired with biomass, gas CHP unit integrated with biological conversion (fermentation process), and CHP unit with gas engine integrated with biomass gasification. For every particular generation technology the quantities characterizing their energy effectiveness and unit electricity generation costs, with CO2 emission payment, discounted from year 2015, were determined.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2015, 18, 4; 29-44
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 14.

Tytuł:: Efektywność energetyczna i ekonomiczna elektrowni i elektrociepłowni dużej i średniej mocy
Energy and economy effectiveness of large and medium scale power plants and combined heat and power plants
Autorzy:: Zaporowski, B.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/283076.pdf
Data publikacji:: 2011
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia
elektrociepłownia
efektywność energetyczna
efektywność ekonomiczna
power plant
combined heat and power (CHP) plant
energy effectiveness
economic effectiveness
Opis:: W artykule została przedstawiona analiza perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dla polskiej elektroenergetyki. Analizę wykonano dla technologii stosowanych w dwóch rodzajach źródeł wytwórczych: elektrowni systemowych oraz elektrociepłowni dużej i średniej mocy. Do analizy wybrano osiem technologii wytwórczych: blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem brunatnym, blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym, blok jądrowy z reaktorem PWR, ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym oraz ciepłowniczy blok parowy opalany biomasą. Dla poszczególnych technologii wyznaczono wielkości charakteryzujące ich efektywność energetyczną, jednostkową emisję CO2 (kg CO2/kWh) oraz jednostkowe, zdyskontowane na rok 2011, koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów emisji CO2.
The paper presents the analysis of the perspective technologies of electricity generation and electricity and heat production in cogeneration for Polish electric power engineering. The analysis was made for two kinds of electric energy sources: system power plants and combined heat and power (CHP) plants of large and medium scale. For analysis were chosen 8 following generation technologies: supercritical steam unit fired with brown coal, supercritical steam unit fired with hard coal, gas-steam unit fired with natural gas, nuclear power unit with PWR reactor, supercritical steam CHP unit fired with hard coal, gas-steam CHP unit with 3-pressure heat recovery steam generator (HRSG) fired with natural gas, gas-steam CHP unit with 2-pressure HRSG fired with natural gas and medium scale steam CHP unit fired with biomass. For particular generation technologies were determined the quantities characterizing their energy effectiveness, unitary emission of CO2 (kgCO2/kWh) and unitary electricity generation costs with cost of CO2 emission, discounted for 2011 year.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2011, 14, 2; 455-468
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 15.

Tytuł:: Kierunki rozwoju źródeł wytwórczych energii elektrycznej
Development of electricity generation sources
Autorzy:: Zaporowski, B.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/283481.pdf
Data publikacji:: 2014
Wydawca:: Polska Akademia Nauk. Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
Tematy:: elektrownia
elektrociepłownia
efektywność energetyczna
efektywność ekonomiczna
power plant
combined heat and power (CHP) plant
energy effectiveness
economic effectiveness
Opis:: W pracy jest przedstawiona analiza perspektywicznych technologii wytwarzania energii elektrycznej oraz skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła dla polskiej elektroenergetyki. Analizę wykonano dla trzech grup źródeł wytwórczych: elektrowni systemowych, elektrociepłowni dużej i średniej mocy oraz elektrowni i elektrociepłowni małej mocy. Do analizy wybrano 18 technologii wytwórczych: blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem brunatnym, blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym, blok jądrowy z reaktorem PWR, ciepłowniczy blok parowy na parametry nadkrytyczne opalany węglem kamiennym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 3-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok gazowo-parowy z 2-ciśnieniowym kotłem odzysknicowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok parowy średniej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok gazowo-parowy zintegrowany ze zgazowaniem biomasy, elektrownię wiatrową, elektrownię wodną małej mocy, elektrownię fotowoltaiczną, ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym opalany gazem ziemnym, ciepłowniczy blok z turbiną gazową małej mocy pracującą w obiegu prostymopalany gazemziemnym, ciepłowniczy blok ORC (Organic Rankine Cycle) opalany biomasą, ciepłowniczy blok parowy małej mocy opalany biomasą, ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany z biologiczną konwersją biomasy oraz ciepłowniczy blok z silnikiem gazowym zintegrowany ze zgazowaniem biomasy. Dla poszczególnych technologii wyznaczono wielkości charakteryzujące ich efektywność energetyczną oraz, zdyskontowane na 2014 rok, koszty wytwarzania energii elektrycznej, z uwzględnieniem kosztów uprawnień do emisji CO₂.
The paper presents the analysis of perspective technologies of electricity generation and electricity and heat cogeneration for Polish electric industry. The analysis was made for three kinds of electricity generation sources: system power plants, large and medium scale combined heat and power (CHP) plants and small scale power plants and CHP plants. For analysis were chosen 18 following generation technologies: supercritical steam unit fired with brown coal, supercritical steam unit fired with hard coal, gas-steam unit fired with natural gas, nuclear power unit with PWR reactor, supercritical steam CHP unit fired with hard coal, gas-steam CHP unit with 3-pressure heat recovery generator (HRSG) fired with natural gas, gas-steam CHP unit with 2-pressure HRSG fired with natural gas, medium scale steam CHP unit fired with biomass, gas-steam CHP unit integrated with biomass gasification, wind power plant, small scale water power plant, photovoltaic plant, CHP unit with gas engine fired with natural gas, CHP unit with gas turbine, operating in simple cycle, fired with natural gas, ORC (Organic Rankine Cycle) CHP unit fired with biomass, small scale steam CHP unit fired with biomass, gas CHP unit integrated with biological conversion (fermentation process) and CHP unit with gas engine integrated with biomass gasification. For every particular generation technologies the quantities characterizing their energy effectiveness and unit electricity generation costs, with CO₂ emission payment, discounted of 2014 year, were determined.
Źródło:: Polityka Energetyczna; 2014, 17, 3; 169-180
1429-6675
Pojawia się w:: Polityka Energetyczna
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Informacja

Wyszukujesz frazę "elektrownia" wg kryterium: Temat

Źródło danych

Dostawca treści

Kolekcja

Rok wydania

Wydawca

Temat

Autor

Typ dokumentu

Język