DCS

100

śc

ał

śc

ży

ią

tó

2002

1999

1998

1997.

Najwyższą awaryjność

wykazują:



kotły



turbiny



generatory

Awaryjne odstawienia bloków 200MW z podziałem na

zespoły w 2002 roku

96,64

35,96

20,38

100

120

Kotły

Turbiny

Generatory

Dane elektrowni Kozienice

Awaryjność kotłów-turbin-generatorów

Awaryjność kotłów

Najbardziej awaryjnymi

podzespołami w kotłach

OP-650K były:



Przegrzewacz II

stopnia pary świeżej.



Podgrzewacz wody.

Procentowy udział awarii urządzeń w kotłach

OP-650k

48,35%

34,49%

3,81%

13,36%

podgrzewacz wody

przegrzewacz II st p.
świeżej

instalacja wody
wtryskowej

zab.od min.poz.w
walczaku

Dane elektrowni Kozienice

Awaryjność kotłów

Najbardziej awaryjnymi

podzespołami w
kotłach OP-650K były:



Przegrzewacz II
stopnia pary świeżej



Podgrzewacz wody

Procentowy udział awarii urządzeń w kotłach

OP-650k

48,35%

34,49%

3,81%

13,36%

podgrzewacz wody

przegrzewacz II st p.
świeżej

instalacja wody wtryskowej

zab.od min.poz.w walczaku

Procentowy udział awarii urządzeń w kotłach AP-1650

36,97%

19,48%

1,71%

0,90%

2,26%0,89%

37,79%

parownik

przegrzewacz I stopnia pary
świeżej
przegrzewacz III st p.św.

zab od braku drogi spalin przez
IOS
wzrost temp pary za I stop.
p.p.wtórnej
zab.od min.poz.w walczaku

pompy PC

W kotłach AP-
1650 :



Parownik



Przegrzewacz III
st. pary świeżej



Przegrzewacz I
stopnia pary
świeżej

Najbardziej awaryjnymi

podzespołami w turbinach

bloków 200MW były:



Układ regulacji



Skraplacz

41,52%

18,14%

0,62%

27,99%

1,02%

10,21%

0,32%

0,18%

Układ regulacji

CT2

Łożyska

Skraplacz

Układ automatyki

Rurociągi

wzrost temp wylot z
KWP
zab od przesuwu
osiowego

Awaryjność turbin

Dane elektrowni Kozienice

Awarie turbozespołów



Nagłe pogorszenie próżni w kondensatorze



Problemy z generatorem



Przykład - Blok elektrowni Turów (wigilia 1998)



Awaria w stacji rozdzielczej (źle zadziałała automatyka) -



Źle działający generator (aż do mechanicznej awarii)

(wyłączenie układu turbiny generator, 2 fazy tak, jedna

nie)



Turbina odstawiana – generator zablokowany; wyrwanie

części sprzegła i innych elementów



Rozszczelnienie układu chłodzenia generatora i

transformatora – pożar



„Analiza przebiegu i skutków awarii wykazała, że

zarówno praca układów automatyki zabezpieczeniowej

jak i personelu technicznego elektrowni były

prawidłowe”

Blacout USA 2003



Niedoinwestowane linie

przesyłowe



Rejon płn-wschód zasilany

(szczyt, braki energii)

przez połączenie

międzystrefowe (Kanada)



Awaria linii przesyłowej

(przeciążenie), potem efekt

domina (przeciążanie

kolejnych); elektrownie

mialy zapas mocy nie były

go w stanie wyprowadzić



Blacout (kompletne

wyłączenie) na obszarze 2-

3 stany , około 30 mln ludzi

, około 10h

Awaria systemowa 2006
lato



Odstawienie bloków Elektrowni Ostrołęka (zadziałały układy

zabezpieczeń) , potem dodatkowo bloku Elektrowni Kozienice



Konieczność wyłączenia (kilka godzin) dużych odbiorców

(Warszawa) – około 150 - 250 MW



Przyczyna (dyskutowana obecnie)



Niespodziewany wzrost zapotrzebowania ponad przewidywane

(wysokie temperatury)



Brak mocy szczytowych w systemie (remont el. szczytowo-

pompowych)



Brak mocy – złe zarządzanie mocą bierną



Odstawienie awaryjne bloków El. Ostrołeka – spadek częstotliwości

w sieci, cos fi poza wartościami dopuszczalnymi



El. Kozienice – blok wyposażony w układy zasilania potrzeb

własnych które wyłączyły go automatycznie przy zmianach w sieci



Diagnoza – błędne działanie Operatora Systemu Przesyłowego

który doprowadził do poważnych zaburzeń w sieci (ale także

chwilowy brak mocy w systemie – z uwagi na remonty)

Kalifornia



Około 45 tys MW mocy

zainstalowanej



Elektrownie węglowe



Elektrownie gazowe (szczytowe)



Elektrownie wodne (szczytowe) ;

własne i inne stany (pólnoc)



Brak inwestycji w nowe moce (lata

90 –te)



Słabe połączenia z innymi stanami i

krajami



Wiara w rynek i że wszystko będzie

dobrze

Kalifornijski model rynku



Wprowadzono 1998 – jako jeden z pierwszych – stawiano jako

wzór do naśladowania



Niezależni konkurujący producenci (ESP – Energy Service

Providers) – energia na giełdę



Niezależne spółki dystrybucyjne (UDC – Utility Distribution

Companies) – kupujący na giełdzie ; nie mogą uczestniczyć w

obrocie ; (rodzaj non-profit) - zwani też (IOUs)—Pacific Gas and

Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE), and San

Diego Gas and Electric (SDG&E).



Niezależni producenci (IPP – Independent Power Producers –

małe elektrownie) – giełda lub kontrakty



Założenie i przekonanie , że rynek hurtowy

"reguluje się

samorzutnie przy dostatecznie dużej liczbie konkurujących ze

sobą wytwórców„



giełda energii elektrycznej - CalPX i niezależny operator

systemu – ISO ; bez kontraktów długoterminowych i futures

Kalifornijski model rynku –
pierwsze lata



Bez problemów w latach 1998 i 1999



Lekki spadek cen podawany jako przykład

modelowego działania rynku



Ceny (zakup hurtowy) średnia grudzień 1999 – 29,17

$/MWh ;



Zwiększenie w godzinach szczytowych (umiarkowane)



Ceny dla użytkowników końcowych (detalicznych)

około 11 c/kWh



Zmniejszenie inwestycji w nowe bloki z pogarszającym

się stanem pracujących (dekada 1990-99( powodujące

zmniejszenie nadwyżki mocy zainstalowanej nad

zapotrzebowaniem – moc zainstalowana spadek o 2 %,

wzrost zapotrzebowania o 11 %

Kalifornijski model rynku – kryzys



Kryzys pojawił się w lecie 2000 i utrzymywał do końca roku 2001



Wyjątkowo upalne lato 2000 – wzrost zapotrzebowania odbiorców

(szczytowe) nawet o ok. 30 %



Brak mocy wytwórczej:



Energetyka cieplna – pogarszanie się stanu urządzeń , brak

nowych inwestycji



Moce szczytowe – elektrownie wodne – brak mocy z uwagi na

mała ilość wody w 2000 (małe zasilenie w miesiącach zimowych)



Uszkodzenia rurociągu gazowego i nagły skok cen paliw gazowych



Słaba sieć dystrybucyjna (przesył w obrębie stanu)



Słabe połączenia z innymi obszarami zasilania



Inne stany USA – poprzez Nevada (pustynie)



Słabe połaczenia miedzystrefowe (meksyk)



Ceny (zakup hurtowy) giełda CalPX średnia grudzień 2000 –

376,99 $/MWh ; wzrost 270 %



Ceny szczytowe – ponad 1000 $/MWh (rekordowo na poziomie

1800 $/MWh)



Wyłączenia mocy w pewnych obszarach stanu



Ceny detaliczne do 16 c/kWh (chronione przez regulacje rządowe

– price cap)

Kalifornijski model rynku – kryzys



(IOUs)—Pacific Gas and Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE), and

San Diego Gas and Electric (SDG&E) – bankructwo lub problemy finansowe



koszty (zakup energii) wzrost o prawie 300 %



ceny dla klientów zamrożone powyżej progu



kumulacja długu , niestabilność finansowa



Około 40 mld $ strat (2000), do ok. 70 mld (2001)



Reakcja stanu i rządu



ograniczenie regulacji rynkowych



Ustalenia maksymalnych cen energii na rynku hurtowym



Ceny dla klientów końcowych (ograniczenia i zezwolenia na

podwyżki)



Pomoc finansowa dla IOU (lub wykup częściowy)



Możliwość zawierania kontraktów – tez futures



Inwestycje w nowe moce (ułatwienia rządowe)



Zdjęcie ograniczeń emisyjnych



Regulacje dotyczące cen gazu



Regulacje dla hydroelektrowni

Kalifornijski model rynku – błędy i
doświadczenie



* zbyt ogólne mechanizmy rynku konkurencyjnego, nastawione

na zysk natychmiastowy i nieporadne w horyzontach działań

strategicznych (planowanie rozwoju);



* brak doświadczeń ze specyficznym rynkiem "czasu

rzeczywistego" i błędy w jego funkcjonowaniu;



* iteracyjny system bilansowania produkcji energii i

niezbędnych rezerw mocy;



* ingerencja czynnika politycznego (pułapy cenowe,

zamrożenie taryf, specyficznie rozumiana troska o środowisko);



* błędne działania operatora systemu, realizującego filozofię

prymatu bezpieczeństwa "za wszelką cenę";



* brak parkietu kontraktów terminowych na giełdzie energii

elektrycznej CalPX ;



* wykorzystanie siły rynkowej przez podmioty rynku

Wskaźniki awaryjności i
dyspozycyjności



- sumaryczny czas trwania awarii w ciągu roku



- częstość wyłączeń awaryjnych



-wskaźnik dyspozycyjności AF (ang. Availability Factor)



- udział czasu awarii w czasie kalendarzowym FOF (ang. Forced

Outage Factor)



- wskaźnik awaryjności FOR (ang. Forced Outage Rate)



-wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej GCF (ang. Gross

Capacity Factor)



- wskaźnik użytkowania mocy osiągalnej GOF ( ang. Gross

Outage Factor)



- wskaźnik remontów planowych SOF (ang. Service Outage

Factor)



SOF



- wskaźnik wykorzystania czasu kalendarzowego SF (ang.

Service Factor)



- średni czas ruchu (obliczeniaowy) ATR (ang. Avarge Run Time)

Document Outline