Zagadnienia
awaryjności i
dyspozycyjności
Serwis internetowy
Uaktualnienie po 1.01.2007
Aktualne wyniki (zadania i prace
domowe) – 1.01.2007
Prezentacje i materiały – na bieżąco
Działania remontowe
Scheduled (Planowane)
Wg ustalonego planu przeglądów i
remontów
Emergency (Awaryjne)
Przy wystąpieniu awarii
Predictive (Prewencyjne)
Na podstawie obserwacji procesu, działania
wyprzedzające
Rys. Zależność intensywności awarii
0
od czasu
pracy urządzenia t
Okres życia urządzenia
można podzielić na trzy
etapy:
Normalna
eksploatacja
Starzenie
Oswajan
ie
Awarie
Niezawodność
Według definicji:
Niezawodnsc,
to zdolność obiektu do wypełnienia
zadanych funkcji w wymaganym przedziale czasu, przy
jednoczesnym nie przekraczaniu obciążeń
dopuszczalnych.
Krótko mówiąc, jest to zaufanie, iż dane urządzenie
będzie wykonywało powierzone mu funkcje w przyjętym
przedziale czasu.
Klasyfikacja awarii
- zdarzenia związane z
nieprawidłowym funkcjonowaniem
komponentów lub systemów,
- zdarzenia związane z
przeprowadzaniem prac konserwacyjno-
remontowych oraz kontroli systemów i
urządzeń,
- zdarzenia związane z
zachowaniem się obsługi operatorskiej i
personelu eksploatacyjnego.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
w
sk
dy
sp
oz
yc
yj
no
śc
i
A
F
ud
zi
ał
c
za
su
aw
ar
ii
w
c
za
si
e
ka
le
nd
ar
zo
w
ym
w
sk
a
w
ar
yj
no
śc
i
F
O
R
w
sk
.
w
yk
or
zy
st
an
ia
m
oc
y
w
sk
u
ży
tk
ow
an
ia
m
oc
y
os
ią
ga
ln
ej
G
O
F
w
sk
re
m
on
tó
w
pl
an
ow
yc
h
S
O
F
w
sk
w
yk
or
zy
st
an
ia
cz
as
u
%
2002
1999
1998
1997.
Bloki 200 MW el.
Kozienice
Turbozespoły
Elementy krytyczne to
takie:
których awaria mogłaby
zagrozić bezpieczeństwu
elektrowni
które mogłyby
spowodować długotrwały
wymuszony postój
które wymagają
długotrwałego czasu
produkcji
których naprawa lub
wymiana pociąga za sobą
znaczne koszty
Najwyższą awaryjność
wykazują:
kotły
turbiny
generatory
Awaryjne odstawienia bloków 200MW z podziałem na
zespoły w 2002 roku
96,64
35,96
20,38
0
20
40
60
80
100
120
Kotły
Turbiny
Generatory
G
o
d
zi
n
y
p
o
st
o
ju
Dane elektrowni Kozienice
Dane elektrowni Kozienice
Awaryjność kotłów-turbin-generatorów
Awaryjność kotłów-turbin-generatorów
Awaryjność kotłów
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
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
Awaryjność turbin
Dane elektrowni Kozienice
Dane elektrowni Kozienice
Najbardziej awaryjnymi
podzespołem generatorów
bloków 200MW był:
Układ wyprowadzania
mocy
75%
25%
układ wyprow
mocy
inne
Awaryjność generatorów
Awaryjność generatorów
Dane elektrowni Kozienice
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”
Elektrownia Pątnów -
2002
Pożar w czasie remontu bloku
Zapalenie tras kablowych (pod nastawnią
operatorską dwu bloków)
Ugaszony przez straż pożarną (ale całkowite
zniszczenie nastawni – ogień i zalanie woda
i środkami gaśniczymi)
Konieczność całkowitej wymiany
wyposażenia nastawni (systemu
sterowania)
Wyłączenie bloków z ruchu przez 3 miesiące
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)
Kryzys kalifornijski
Kalifornia USA ,
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 %
Kalifornia konsumpcja energii
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)
Ceny – gaz ziemny
Ceny – rynek hurtowy
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
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)
Praca własna