Wskaźniki niezawodnościowe i eksploatacyjne krajowych bloków

Józef Paska,
Instytut Elektroenergetyki PW
Grzegorz Parciñski
Agencja Rynku Energii SA
WskaŸniki niezawodnoœciowe
i eksploatacyjne krajowych bloków energetycznych
W artykule przedstawiono opis systemu gromadzenia
i przetwarzania danych o awaryjnoœci bloków energetycznych 120—500 MW, utrzymywanego w Agencji Rynku
Energii SA Systemem tym jest objête 113 bloków energetycznych o ³¹cznej mocy, stanowi¹cej ok. 2/3 zdolnoœci
wytwórczej krajowego systemu elektroenergetycznego.
Podano definicje obliczanych wskaŸników wraz z porównaniem ze stosowanymi przez NERC (North American
Electric Reliability Council) w systemie GADS (Generating
Availability Data System), a tak¿e wartoœci wskaŸników
niezawodnoœciowych i eksploatacyjnych krajowych bloków
energetycznych w ostatnich latach. Dokonano porównania z danymi amerykañskich bloków energetycznych.
Badanie awaryjnoœci urz¹dzeñ elektroenergetycznych
ma bardzo bogat¹ tradycjê. Ze wzglêdu na wagê problemu statystyczne badania awaryjnoœci prowadzono ju¿
w latach piêædziesi¹tych. Pocz¹tkowo robiono to za pomoc¹ sprawozdañ GUS oraz wewnêtrznych sprawozdañ
jednostki zarz¹dzaj¹cej elektroenergetyk¹. Na prze³omie lat szeœædziesi¹tych i siedemdziesi¹tych opracowano
i wdro¿ono (1970 r.) pierwszy komputerowy system zbierania informacji dotycz¹cych awaryjnoœci wszystkich urz¹dzeñ elektroenergetycznych w elektrowniach i sieciach.
System zosta³ oprogramowany w Centralnym Oœrodku
Górnictwa i Energetyki i by³ eksploatowany równolegle
ze zbieraniem informacji w sprawozdaniach GUS (w przypadku elektrowni by³o to sprawozdanie En-18) i wewnêtrznych sprawozdaniach elektroenergetyki. System informatyczny pozwala³ jednak na uzyskiwanie znacznie wiêkszej
iloœci informacji o awariach ni¿ mo¿na by³o uzyskaæ ze
sprawozdañ.
Ze wzglêdu na wielkoœæ mocy bloków kondensacyjnych
(powy¿ej 120 MW) ich niezawodnoœæ zawsze mia³a i nadal
ma du¿e znaczenie dla pracy krajowego systemu elektroenergetycznego. Zainteresowanie awaryjnoœci¹ bloków by³o
wiêc znacznie wiêksze ni¿ awaryjnoœci¹ innych urz¹dzeñ.
Z tego te¿ powodu, w 1972 r. specjalnie dla bloków wykonano ma³y system komputerowy, który zast¹pi³ i nieznacznie rozszerzy³ zakres sprawozdania En-18. Usprawniaj¹c
zbieranie informacji doprowadzono do sytuacji, w której
dane o awaryjnoœci urz¹dzeñ dociera³y do Zjednoczenia
Energetyki z ró¿nych Ÿróde³:
n z systemu informatycznego (dla wszystkich urz¹dzeñ
elektroenergetycznych),
n z systemu komputerowego En-18 (dla bloków),
n ze sprawozdania GUS En-18 (dla wszystkich elektrowni),
n z wewnêtrznych sprawozdañ Zjednoczenia Energetyki
dotycz¹cych ci¹g³oœci zasilania i awaryjnoœci sieci niskich
napiêæ.
GRUDZIEŃ
2001
Powsta³a sytuacja oraz rozwój techniki mobilizowa³y
do opracowania najwy¿ej dwóch systemów komputerowych (dla elektrowni i sieci), które zast¹pi³yby wymienione Ÿród³a pozyskiwania danych. Próbê wdro¿enia
w elektrowniach systemu o nazwie SENE podjêto pod
koniec lat siedemdziesi¹tych. Elektrownie jednak zgodnie odrzuci³y system ze wzglêdu na ogromn¹ iloœæ wprowadzanych do niego informacji, które by³y bardzo istotne z punktu widzenia badañ niezawodnoœci, niewiele jednak dawa³y samym elektrowniom, np. dla przygotowania remontów, planowania zakupów itp. Drug¹ przyczyn¹ niechêci elektrowni do systemu by³ ówczesny sprzêt
komputerowy, który wymaga³ wype³niania bardzo nielubianych formularzy.
Nastêpn¹ próbê wdro¿enia nowego systemu badania
awaryjnoœci podjê³o Ministerstwo Energetyki i Energii
Atomowej w 1980 r. Wiceminister powo³a³ zespó³ do opracowania nowej „Instrukcji badania zak³óceñ w elektrowniach i sieciach elektroenergetycznych”. W sk³ad zespo³u
zostali powo³ani g³ównie pracownicy elektrowni i zak³adów energetycznych, MEiEA oraz Centrum Informatyki
Energetyki (CIE). Rozbie¿noœæ opinii cz³onków zespo³u
spowodowa³a, ¿e instrukcja [1] zosta³a podpisana przez
wiceministra Górnictwa i Energetyki dopiero w 1987 r.
Ukazanie siê instrukcji da³o podstawy do opracowania systemu komputerowego o nazwie AWARYJNOŒÆ — innego dla sieci elektroenergetycznych, innego dla elektrowni. W pierwszej kolejnoœci opracowano system dla sieci,
w drugiej dla elektrowni. Ma to znaczenie o tyle, ¿e pierwszy z nich opracowano na komputery typu Odra, a drugi
na mikrokomputery, które w³aœnie siê pojawi³y i zosta³y
uznane za przysz³oœciowe. Programy systemu zosta³y napisane w jêzyku Turbo Pascal.
W dalszej czêœci artyku³u bêdzie mowa ju¿ tylko o systemie badania awarii w elektrowniach. System zosta³ wdro¿ony w dniu 1 stycznia 1989 r. na trzech poziomach struktury organizacyjnej elektroenergetyki:
n w elektrowniach,
n w okrêgach energetycznych,
n w Centrum Informatyki Energetyki dzia³aj¹cym w imieniu Wspólnoty Energetyki i Wêgla Brunatnego.
Wdro¿enie systemu komputerowego w elektrowniach
by³o dobrowolne. Obowi¹zkowe natomiast by³o podawanie do okrêgów informacji zgodnych z tzw. Arkuszem ewidencyjnym postojów urz¹dzeñ podstawowych
w elektrowni i Arkuszem produkcji energii w elektrowni. W okrêgach informacje te by³y wprowadzane do
www.elektroenergetyka.pl
STRONA
711
systemu poprzez klawiaturê komputera (dla elektrowni,
które nie wdro¿y³y systemu) lub z dyskietki (dla elektrowni, które system wdro¿y³y). Wymiana informacji pomiêdzy elektrowniami i okrêgami odbywa³a siê raz
w miesi¹cu. Okrêgi obowi¹zane by³y przekazywaæ informacje do Centrum Informatyki Energetyki raz na kwarta³. Inny obieg informacji wprowadzono dla czêœci systemu, która obejmuje bloki kondensacyjne oraz du¿e
bloki ciep³ownicze w EC Siekierki i EC Kraków-£êg.
Informacje o postojach bloków by³y przekazywane z elektrowni raz w miesi¹cu telefonicznie do CIE, gdzie konfrontowano je z danymi uzyskiwanymi z Pañstwowej Dyspozycji Mocy. Porównanie danych z elektrowni i z PDM
pozwala³o wprowadzaæ do systemu identyczne informacje w elektrowni i w CIE.
Wprowadzaj¹c system do eksploatacji przyjêto zasadê,
¿e ka¿dy szczebel organizacyjny ma prawo do rozbudowy
systemu, pod warunkiem nienaruszania struktury baz danych.
System dla wszystkich elektrowni, wdro¿ony w opisany sposób, dzia³a³ tylko jeden rok, do czasu decentralizacji elektroenergetyki. Czêœæ blokowa systemu dzia³a
do dzisiaj. Elektrownie blokowe dobrowolnie przesy³aj¹
do Agencji Rynku Energii SA informacje Ÿród³owe oraz
op³acaj¹ sk³adkê na funkcjonowanie centralnej bazy danych o postojach i awariach bloków. W zamian za dane
oraz finansowanie bazy elektrownie otrzymuj¹ w wybranych przez siebie cyklach: zestawienia zbiorcze, wszelkie inne informacje pochodz¹ce z bogatego zbioru oraz
ka¿d¹ now¹ wersjê oprogramowania systemu. Pozosta³ym elektrowniom, nie uczestnicz¹cym w finansowaniu bazy, oprogramowanie to jest udostêpniane za odp³atnoœci¹.
Opis systemu AWARYJNOŒÆ dla bloków
energetycznych
Jak ju¿ wspomniano podstaw¹ do opracowania systemu komputerowego by³a instrukcja [1] i w niej te¿ opisane s¹ dok³adnie wszystkie zbiory systemu. W tym miejscu podane zostan¹ tylko nazwy tych zbiorów. Szerzej
zostanie opisany najwa¿niejszy (podstawowy) zbiór systemu.
System AWARYJNOŒÆ wykorzystuje nastêpuj¹ce
zbiory danych:
n dane sta³e:
wykaz podstawowych jednostek organizacyjnych,
wykaz parametrów urz¹dzeñ podstawowych (kot³y,
turbiny),
wykaz producentów urz¹dzeñ,
wykazy instalacji i poduk³adów obiektów,
wykaz rodzajów urz¹dzeñ pomocniczych,
wykaz rodzajów podzespo³ów,
wykaz rodzajów elementów,
wykaz przyczyn zak³óceñ,
wykaz rodzajów uszkodzeñ,
n dane zmienne:
zbiór postojów bloków,
zbiór miesiêcznej produkcji bloków.
STRONA
712
Podstawowym zbiorem systemu jest zbiór postojów
bloków, w którym ka¿dy rekord odpowiada jednemu wy³¹czeniu agregatu. Na dysku rekordy s¹ grupowane blokami
chronologicznie w czasie. Rekordy sk³adaj¹ siê z nastêpuj¹cych pól:
Nr pola
1
2
3
4
5
6
6E1
6E2
6E3
6E4
7
8
9
10
11
12
i nazwa pola
numer elektrowni
numer kodowy urz¹dzenia
data odstawienia (z godzin¹ i minut¹)
data uruchomienia (z godzin¹ i minut¹)
rodzaj odstawienia
lokalizacja uszkodzenia
instalacja i poduk³ad obiektu
rodzaj urz¹dzenia pomocniczego
rodzaj podzespo³u
rodzaj elementu
przyczyna zak³ócenia
rodzaj uszkodzenia
wytwórca urz¹dzenia — podaje siê producenta
urz¹dzenia w podpolu E2 lub E3
rodzaj uszkodzenia
wskaŸnik technologiczny
wskaŸnik technologiczny.
W systemie notowane s¹ nastêpuj¹ce rodzaje odstawieñ bloków:
A — postój awaryjny,
R — postój w rezerwie,
B — postój w remoncie bie¿¹cym,
S — postój w remoncie œrednim,
K — postój w remoncie kapitalnym.
Notowanie wszystkich wymienionych postojów pozwala
na obliczanie wiêkszej liczby wskaŸników, gdy¿ ocenianie
jednostek wytwórczych za pomoc¹ jednego lub dwóch
wskaŸników eksploatacyjnych mo¿e prowadziæ do b³êdnych
wniosków.
Drugim pod wzglêdem wa¿noœci zbiorem systemu jest
zbiór miesiêcznej produkcji energii elektrycznej brutto.
W zbiorze tym jeden rekord stanowi miesiêczn¹ wartoœæ
produkcji jednego bloku energetycznego.
Dane sta³e zosta³y wprowadzone do systemu przed jego
wdro¿eniem. Obecnie s¹ tylko poprawiane i uzupe³niane
po uzgodnieniu i zaakceptowaniu zmian przez wszystkich
zainteresowanych. Dzia³ania w tym zakresie koordynuje
Agencja Rynku Energii SA.
WskaŸniki obliczane w systemach
AWARYJNOή i GADS
W Agencji Rynku Energii SA (dawniej Centrum Informatyki Energetyki) dokonuje siê oceny awaryjnoœci i dyspozycyjnoœci bloków energetycznych, o mocach jednostkowych co najmniej 120 MW, w elektrowniach cieplnych
i du¿ych bloków ciep³owniczych (w EC Siekierki i EC
Kraków-£êg) za odpowiedni okres [2—4, 8]. Dla ka¿dego bloku oraz grup bloków o tej samej mocy jednostkowej s¹ obliczane nastêpuj¹ce parametry: czas ruchu, czas
www.elektroenergetyka.pl
GRUDZIEŃ
2001
postoju w rezerwie, czas postoju w remoncie (kapitalnym, œrednim, bie¿¹cym, awaryjnym), liczba odstawieñ
do (rezerwy, remontu kapitalnego, œredniego, bie¿¹cego, awaryjnego), wskaŸnik dyspozycyjnoœci, wskaŸnik
awaryjnoœci, stopieñ wykorzystania mocy zainstalowanej, stopieñ u¿ytkowania mocy osi¹galnej, œredni czas
ruchu.
W pierwszej kolejnoœci obliczane s¹ nastêpuj¹ce wielkoœci:
Tp — czas pracy bloku lub grupy bloków w rozpatrywanym okresie,
Tr — czas postojów bloku lub grupy bloków w rezerwie
w rozpatrywanym okresie,
Tkp — czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie kapitalnym,
Ts — czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie œrednim,
Tb — czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie bie¿¹cym,
Ta — czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie awaryjnym,
Tk — czas okresu, za który wykonywane s¹ obliczenia — wartoœæ ta jest w systemie obliczana, ale
s³u¿y tylko do obliczenia wskaŸników, nie jest
wiêc nigdzie drukowana,
Lr — liczba postojów w rezerwie,
Lkp — liczba postojów w remoncie kapitalnym,
Ls — liczba postojów w remoncie œrednim,
Lb — liczba postojów w remoncie bie¿¹cym,
La — liczba postojów w remoncie awaryjnym,
Lw — liczba wszystkich postojów.
Na podstawie wy¿ej wymienionych wielkoœci obliczane
s¹ nastêpuj¹ce wskaŸniki:
l
wskaŸnik dyspozycyjnoœci = (czas pracy+czas postojów w rezerwie)×100/czas okresu,
AF=
l
;
udzia³ czasu awarii w czasie kalendarzowym = czas postojów awaryjnych×100/czas okresu,
FOF=
l
;
wskaŸnik awaryjnoœci = czas postojów awaryjnych×100/
(czas postojów awaryjnych+czas pracy),
FOR=
l
;
wskaŸnik wykorzystania mocy zainstalowanej = wyprodukowana energia elektryczna×100/(czas okresu×moc zainstalowana),
GCF=
l
;
wskaŸnik u¿ytkowania mocy osi¹galnej = wyprodukowana energia elektryczna×100/(czas pracy×moc osi¹galna),
GRUDZIEŃ
2001
GOF=
l
;
wskaŸnik remontów planowych = czas postojów w remoncie: kapitalnym, œrednim, bie¿¹cym×100/czas okresu,
SOF=
l
wskaŸnik wykorzystania czasu kalendarzowego = czas
pracy×100/czas okresu,
SF=
l
;
;
œredni czas ruchu (obliczeniowy)= czas pracy/liczba postojów ogó³em,
ART=
.
Demonopolizacja i deregulacja elektroenergetyki w USA
przynios³y ze sob¹ zagro¿enie niezawodnoœci dostarczania
energii elektrycznej. Blackout, który mia³ miejsce w 1965 r.
pozbawi³ elektrycznoœci ok. 30 mln. ludzi w pó³nocnowschodniej czêœci USA i w Kanadzie. W konsekwencji tego
faktu utworzono Pó³nocno-Amerykañsk¹ Radê ds. Niezawodnoœci. Lekcja kalifornijska lat 2000/2001 potwierdzi³a wagê
niezawodnoœci systemu elektroenergetycznego.
Pó³nocno-Amerykañska Rada ds. Niezawodnoœci Urz¹dzeñ Elektrycznych (NERC — North American Electric Reliability Council) prowadzi System Danych o Dyspozycyjnoœci
Jednostek Wytwórczych (GADS — Generating Availability
Data System) w imieniu wszystkich amerykañskich firm energetycznych oraz kanadyjskich cz³onków NERC, uczestnicz¹cych w tym przedsiêwziêciu. Uczestnictwo w GADS jest
dobrowolne a uczestnicy reprezentuj¹ prawie 90% mocy
zainstalowanej w Ameryce Pó³nocnej [5—6].
Opracowana przez NERC instrukcja zg³aszania danych
przedstawia procedury i formaty przedk³adania informacji
na potrzeby systemu GADS. Maj¹ one na celu ujednolicenie zg³aszania informacji o konstrukcji bloku, postojach
i pracy z obni¿on¹ moc¹ oraz wybranych informacji ogólnych. Wszystkie wymagania i definicje oparto na normie
762 ANSI/IEEE „Definitions for Reporting Electrical Generating Unit Reliability, Availability and Productivity”.
Dostarczanie danych przy u¿yciu aktualnego formularza GADS rozpoczê³o siê w roku 1982, zastêpuj¹c procedury bêd¹ce w u¿yciu od pocz¹tku lat szeœædziesi¹tych.
Forma rejestracji danych dla GADS zapewnia opis typów
i przyczyn postojów oraz pracy z obni¿on¹ moc¹, zarówno
dla ca³ego bloku, jak i dla elementu, który uleg³ awarii.
Mo¿na to jeszcze uzupe³niæ poprzez opis typu i charakteru awarii, bezpoœredniej przyczyny awarii i czynników,
jakie siê do niej przyczyni³y oraz przedsiêwziêtych dzia³añ zaradczych. Informacja o osi¹gach obejmuje informacje o wartoœciach mocy bloku, wytworzonej energii, charakterystyce obci¹¿enia bloku oraz opis zu¿ytych paliw.
Wszyscy uczestnicy otrzymuj¹ roczne publikacje GADS oraz
instrukcjê przekazywania danych. Roczne publikacje s¹ te¿
dostêpne dla przedsiêbiorstw energetycznych nie zrzeszonych w NERC.
www.elektroenergetyka.pl
STRONA
713
W systemie GADS oblicza siê dla bloków energetycznych 12 wskaŸników „bezpoœrednich” i 7 wskaŸników
„wa¿onych” (tylko dla grup bloków). S¹ to: ART (Average
Run Time), SR (Starting Reliability), NCF (Net Capacity
Factor), NOF (Net Output Factor), SF (Service Factor),
AF (Availability Factor), EAF (Equivalent Availability
Factor), FOR (Forced Outage Rate), EFOR (Equivalent
Forced Outage Rate), SOF (Scheduled Outage Factor),
FOF (Forced Outage Factor), EFORd (Equivalent Forced
Outage Rate demand), WSF (Weighted Service Factor),
WAF (Weighted Availability Factor), WEAF (Weighted
Equivalent Availability Factor), WFOR (Weighted Forced
Outage Factor), WEFOR (Weighted Equivalent Forced
Outage Rate), WSOF (Weighted Scheduled Outage
Factor), WFOF (Weighted Forced Outage Factor). W charakterze „wagi” wykorzystuje siê moc osi¹galn¹ netto (NMC
— Net Maximum Capacity) a na szczególn¹ uwagê zas³uguj¹ wskaŸniki SR, EAF, EFOR, nie obliczane w systemie
AWARYJNOŒÆ, w których (EAF, EFOR) uwzglêdnia siê te¿
ubytki mocy (planowe, sezonowe, awaryjne).
Ilustracjê podejœcia i wielkoœci wystêpuj¹cych w systemie GADS stanowi¹ rysunki 1 i 2.
Proces eksploatacji bloku energetycznego mo¿na przedstawiæ przy u¿yciu zbioru roz³¹cznych stanów. Wyró¿nikiem wa¿nej grupy stanów bloku jest gotowoœæ eksploatacyjna: blok jest albo dyspozycyjny, albo niedyspozycyjny.
Gdy blok jest dyspozycyjny mo¿e on byæ albo w u¿yciu,
w³¹czony elektrycznie do systemu, albo odstawiony do
rezerwy, dostêpny, lecz nie wykorzystywany. Na przyk³ad
bloki energetyczne eksploatowane jako szczytowe charakteryzuj¹ siê pozostawaniem przez znaczn¹ czêœæ czasu
w stanie odstawienia do rezerwy.
Stany niedyspozycyjnoœci mo¿na dalej podzieliæ na
stany postoju planowanego lub nieplanowanego. Postoje
planowane przewiduje siê ze znacznym wyprzedzeniem
dla: dokonania przegl¹du, przetestowania, wymiany paliwa j¹drowego (w elektrowniach j¹drowych) lub przeprowadzenia remontu. W typowych warunkach mog¹ one
trwaæ od dwóch do oœmiu tygodni, zale¿nie od wielkoœci,
rodzaju paliwa i stanu bloku. Postoje nieplanowane dzieli
siê w zale¿noœci od mo¿liwoœci odk³adania postoju. Podzia³em powszechnie stosowanym w Ameryce Pó³nocnej
jest podzia³ na postoje awaryjne (wymuszone) i postoje
remontowe (na obs³ugê techniczn¹) [5]. Pierwsze obejmuj¹ awarie rozruchowe oraz awarie wystêpuj¹ce podczas
pracy, przy których odstawienia bloku nie mo¿na odk³adaæ
zbyt d³ugo. W systemie GADS definicja postoju wymuszonego obejmuje wszystkie zdarzenia wymagaj¹ce odstawienia bloku przed koñcem najbli¿szego weekendu. Postoje
nieplanowane, które mo¿na od³o¿yæ poza najbli¿szy weekend, wymagaj¹ce jednak odstawienia bloku przed nastêpnym postojem planowanym, nazywaj¹ siê postojami na
obs³ugê techniczn¹. Hierarchiê wy¿ej wymienionych
stanów bloku przedstawiono na rysunku 1.
Nale¿y zauwa¿yæ, ¿e stany opisane wy¿ej nic nie
mówi¹ o mocy bloku, lecz po prostu wskazuj¹ czy dany
blok jest dyspozycyjny by pokrywaæ obci¹¿enie, czy te¿
nie. Gdy blok jest dyspozycyjny, mo¿e on byæ zdolny dostarczaæ pe³n¹ moc osi¹galn¹ lub nie.
STRONA
714
Rys. 1. Klasyfikacja stanów eksploatacyjnych
bloku energetycznego
Dla usprawnienia analizy danych czas przebywania
w ró¿nych stanach eksploatacyjnych i na ró¿nych poziomach mocy jest opisywany przy u¿yciu nastêpuj¹cych terminów: dyspozycyjnoœci, niedyspozycyjnoœci, pracy, odstawienia do rezerwy, postoju planowanego, postoju nieplanowanego, postoju wymuszonego i postoju wynikaj¹cego
z obs³ugi technicznej; czas trwa³ych ubytków mocy, czas
obni¿ki mocy osi¹galnej bloku, czas planowanej obni¿ki
mocy, czas nieplanowanej obni¿ki mocy bloku, czas wymuszonej obni¿ki mocy i czas obni¿ki mocy bloku wynikaj¹cej z obs³ugi technicznej.
Powszechn¹ praktyk¹ jest obliczanie „ekwiwalentnego,
pe³nego” czasu obni¿ki mocy bloku (EFDH), tj. czasu, przez
jaki blok ma obni¿on¹ moc dyspozycyjn¹, pomno¿onego
przez obni¿kê wyra¿on¹ w procentach. Np. jeœli blok o mocy
200 MW ma moc obni¿on¹ o 50 MW (25%) przez 20 h,
wówczas czas ekwiwalentny wyniesie 5 h. Czas ekwiwalentny kumuluje siê dla ró¿nych poziomów obni¿ki mocy,
aby otrzymaæ ³¹czny ekwiwalentny czas obni¿ki mocy.
Stosowane w systemie GADS wielkoœci maj¹ nastêpuj¹ce definicje:
u
u
u
u
u
Liczba wykonanych rozruchów (Actual Unit Starts) —
Liczba pomyœlnie zakoñczonych synchronizacji bloku
z systemem elektroenergetycznym.
Liczba planowanych rozruchów (Attempted Unit Starts)
— Liczba zamierzonych (rozpoczêtych) synchronizacji
bloku z systemem elektroenergetycznym.
Czas dyspozycyjnoœci (Available Hours — AH) — Suma
SH, RSH, czasu pracy pompowej, oraz czasu pracy
z parametrami poœlizgowymi (Synchronous Condensing
Hours).
Zastêpczy czas trwania wymuszonego obni¿enia
zdolnoœci wytwórczej bloku (Equivalent Forced Derated
Hours — EFDH) — Iloczyn czasu trwania i wielkoœci wymuszonego obni¿enia (ubytku mocy), podzielony przez
moc osi¹galn¹ netto bloku (NMC).
Zastêpczy czas trwania wymuszonego obni¿enia zdolnoœci wytwórczej bloku podczas postoju w rezerwie
(Equivalent Forced Derated Hours During Reserve Shutdowns — EFDHRS) — Iloczyn czasu trwania i wielkoœci
wymuszonego obni¿enia (ubytku mocy) podczas postoju bloku w rezerwie (Reserve Shutdown — RS), podzielony przez moc osi¹galn¹ netto bloku (NMC).
www.elektroenergetyka.pl
GRUDZIEŃ
2001
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
Zastêpczy czas trwania planowego obni¿enia zdolnoœci
wytwórczej bloku (Equivalent Planned Derated Hours —
EPDH) — Iloczyn czasu trwania i wielkoœci planowego
obni¿enia (ubytku mocy), podzielony przez moc osi¹galn¹ netto bloku (NMC).
Zastêpczy czas trwania sezonowego obni¿enia zdolnoœci wytwórczej bloku (Equivalent Seasonal Derated
Hours — ESEDH) — NMC pomniejszona o NDC, pomno¿ona przez czas dyspozycyjnoœci (AH), podzielona przez
NMC.
Zastêpczy czas trwania nieplanowego obni¿enia zdolnoœci wytwórczej bloku (Equivalent Unplanned Derated
Hours — EUDH) — Iloczyn czasu trwania i wielkoœci nieplanowanego obni¿enia (ubytku mocy), podzielony przez
moc osi¹galn¹ netto bloku (NMC).
Czas trwania wymuszonego obni¿enia zdolnoœci wytwórczej bloku (Forced Derated Hours — FDH) — Suma czasów trwania wszystkich stanów z wymuszonym (awaryjnym) obni¿eniem zdolnoœci wytwórczej bloku.
Czas trwania postojów awaryjnych bloku (Forced Outage Hours — FOH) — Suma czasów trwania wszystkich
stanów wymuszonego (awaryjnego) postoju bloku.
Moc dyspozycyjna netto (Net Available Capacity — NAC)
— Moc NDC zmodyfikowana przez ograniczenia pochodz¹ce od urz¹dzeñ bloku.
Energia wytworzona (produkcja) netto (Net Actual
Generation — NAG) — Iloœæ energii netto (w MWh)
wytworzonej przez blok w rozpatrywanym okresie.
Rzeczywista moc osi¹galna netto (Net Dependable
Capacity — NDC) — NMC zmodyfikowana przez ograniczenia zewnêtrzne.
Moc osi¹galna netto (Net Maximum Capacity — NMC)
— Maksymalna trwa³a moc z jak¹ blok mo¿e pracowaæ
przez okreœlony czas, gdy nie wystêpuj¹ ograniczenia
zewnêtrzne lub ograniczenia pochodz¹ce od urz¹dzeñ
bloku, pomniejszona o pobór mocy na potrzeby w³asne.
Czas trwania okresu (Period Hours — PH) — Liczba
godzin okresu aktywnoœci bloku. Blok energetyczny
zwykle rozpoczyna ten okres z dniem uruchomienia
(oddania do eksploatacji).
Czas trwania postojów w rezerwie (Reserve Shutdown
Hours — RSH) — £¹czna liczba godzin, gdy blok by³
dyspozycyjny, lecz nie pracowa³ z przyczyn znanych
operatorowi systemu.
Czas pracy (Service Hours) — SH — £¹czna liczba godzin, gdy blok pracowa³ (by³ zsynchronizowany z systemem).
Czas planowych postojów bloku (Scheduled Outage
Hours — SOH) — Suma godzin postojów planowych
(Planned Outages) bloku, postojów remontowych
(Maintenance Outages) oraz przed³u¿onych postojów planowych.
Czas nieplanowych obni¿eñ (ubytków) mocy (Unplanned Derated Hours — UDH) — Suma czasu trwania stanów obni¿enia mocy bloku.
Czas nieplanowych postojów bloku (Unplanned Outage
Hours — UOH) — Suma czasu trwania postojów awaryjnych, postojów remontowych oraz przed³u¿onych postojów remontowych.
GRUDZIEŃ
2001
Czasy zastêpcze s¹ obliczane dla ka¿dego obni¿enia
(ubytku) mocy i nastêpnie sumowane. Wielkoœæ obni¿enia
(ubytku) mocy jest obliczana jako ró¿nica miêdzy rzeczywist¹ moc¹ osi¹galn¹ netto (NDC) i moc¹ dyspozycyjn¹
netto (NAC). W przypadku wielokrotnych obni¿eñ mocy,
wielkoœæ ubytku mocy dla ka¿dego z obni¿eñ jest obliczana jako ró¿nica mocy dyspozycyjnej netto (NAC) jednostki
przed inicjalizacj¹ obni¿enia i mocy dyspozycyjnej netto
(NAC) wykazanej jako wynik obni¿enia.
Na podstawie wartoœci czasu trwania ró¿nych stanów
bloku, poziomów mocy oraz iloœci energii mo¿na obliczyæ
wa¿ne wskaŸniki niezawodnoœciowe i eksploatacyjne
bloku. Niektóre z tych wskaŸników s¹ obliczane na podstawie rozpatrywanego okresu i mo¿na je opisaæ przy u¿yciu rysunku 2 przedstawiaj¹cego moc w funkcji czasu. Ca³kowit¹ wysokoœci¹ wykresu jest moc osi¹galna netto
(NMC), zaœ jego ca³kowit¹ szerokoœæ stanowi czas okresu
(PH). Zatem, ca³kowite pole powierzchni Y=NMC×PH,
stanowi ³¹czn¹ energiê jak¹ mo¿na by³oby wytworzyæ
w danym okresie, gdyby blok pracowa³ nieprzerwanie z maksymaln¹ moc¹.
Pole Y dzieli siê na kilka segmentów pionowych. Segmenty obejmuj¹ce czas dyspozycyjnoœci podzielono jeszcze na sekcje w celu pokazania energii zwi¹zanej z poszczególnymi poziomami obni¿ek mocy. WskaŸniki bloku
mo¿na wyraziæ jako procentowe czêœci powierzchni ca³kowitej z rysunku 2.
Rys. 2. Ilustracja wielkoœci wykorzystywanych przy obliczaniu
wskaŸników niezawodnoœciowych i eksploatacyjnych bloku
energetycznego w systemie GADS
SH — czas pracy; RSH — czas odstawienia do rezerwy;
FOH — czas postoju wymuszonego; MOH — czas postoju
na obs³ugê techniczn¹; POH — czas postoju planowanego;
AH — czas dyspozycyjnoœci;
PH — czas okresu; I — trwa³e ubytki mocy (wady uk³adu
technologicznego); D — praca bloku z obni¿on¹ moc¹ ze wzglêdu na
czynniki zewnêtrzne (np.: wzrost temperatury w naturalnych zbiornikach
wody ch³odz¹cej); B — praca bloku z obni¿on¹ moc¹ ze wzglêdu na to, ¿e
dana elektrownia musi wspó³pracowaæ w systemie z innymi jednostkami
(koniecznoœæ pod¹¿ania za obci¹¿eniem);
A — praca bloku, rzeczywiste wytwarzanie energii;
E — ten obszar przedstawia obni¿enie mocy bêd¹cej w rezerwie, ze
wzglêdu na te same czynniki co w D; C — moc pozostaj¹ca w rezerwie;
F — postój wymuszony; G — postój na obs³ugê techniczn¹;
H — postój planowany.
www.elektroenergetyka.pl
STRONA
715
Stosowane w systemie GADS zale¿noœci obliczeniowe
s¹ nastêpuj¹ce:
ART = [SH/Liczba wykonanych rozruchów]
SR = [Liczba wykonanych rozruchów/Liczba planowanych
rozruchów]×100
NCF = [NAG/(PH×NMC)]×100
NOF = [NAG/(SH×NMC)]×100
SF = (SH/PH)×100
AF = (AH/PH)×100
EAF = {[AH–(EUDH+EPDH+ESEDH)]/PH}×100
FOR = [FOH/(FOH+SH)]×100
EFOR = [(FOH+EFDH)/(FOH+SH+EFDHRS)]×100
SOF = (SOH/PH)×100
FOF = (FOH/PH)×100
EFORd =
przy czym:
gdzie:
r — œredni czas trwania postoju awaryjnego (FOH/Liczba postojów awaryjnych),
D — œredni czas trwania zapotrzebowania na pracê bloku (SOH/Liczba wykonanych rozruchów),
T — œredni czas trwania postoju w rezerwie (RSH/Liczba planowanych rozruchów).
WSF = [Σ(SH×NMC)/Σ(PH×NMC)]×100
WAF = [Σ(AH×NMC)/Σ(PH×NMC)]×100
WEAF = {Σ(AH×NMC)–Σ[(EUDH+EPDH+ESEDH)×
×NMC]/Σ(PH×NMC)}×100
WFOR = {Σ(FOH×NMC)/Σ[(FOH+SH)×NMC]}×100
WEFOR = { Σ[ ( F O H + E F D H ) ×N M C ] / Σ[ ( F O H + S H +
+EFDHRS)×NMC]}×100
WSOF = [Σ(SOH×NMC)/Σ(PH×NMC)]×100
WFOF = [Σ(FOH×NMC)/Σ(PH×NMC)]×100
Wartoœci wskaŸników niezawodnoœciowych
i eksploatacyjnych krajowych
bloków energetycznych w ostatnich latach
W tabeli 1 przedstawiono zbiorcze zestawienie parametrów niezawodnoœciowych i eksploatacyjnych krajowych
bloków energetycznych z lat 1997—1999.
Z tabeli 1 wynika, ¿e najni¿sz¹ awaryjnoœæ (FOR) w
omawianym okresie mia³y bloki 360 MW, najwy¿sz¹ zaœ
bloki o mocy 200 MW na wêgiel brunatny i dwa bloki
500 MW. Najwy¿sz¹ dyspozycyjnoœæ (AF) osi¹gnê³y nowoczesne bloki 360 MW, natomiast najni¿sz¹ — bloki
200 MW na wêgiel brunatny i bloki 500 MW, od pocz¹tku sprawiaj¹ce du¿e trudnoœci eksploatacyjne. Wy¿sza
w 1999 r. wartoœæ wskaŸnika awaryjnoœci bloków 200 MW
na wêgiel brunatny jest konsekwencj¹ najwiêkszej awarii
w polskich elektrowniach w ostatnich latach. By³a to awaria bloku nr 5 w elektrowni Turów.
STRONA
716
W tabeli 2 przedstawiono œrednie roczne wartoœci:
mocy osi¹galnej systemu, zapotrzebowania na moc (do
pokrycia przez elektroenergetykê zawodow¹), marginesu
mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym, oraz
wskaŸniki niezawodnoœciowe bloków kondensacyjnych
w latach 1978—1999.
Zamieszczone w tabeli 2 wartoœci, mimo ¿e nie pokazuj¹ sezonowej zmiennoœci zapotrzebowania na moc elektryczn¹, to jednak w wystarczaj¹cy sposób charakteryzuj¹
mo¿liwoœci równowa¿enia popytu na energiê elektryczn¹
z jej poda¿¹ w KSE.
W latach od 1972 do 1981 œredni roczny margines mocy
nie przekracza³ 30%. Oznacza to, ¿e zim¹, margines ten
spada³ w krytycznych dniach nawet poni¿ej 10%. W szczycie zapotrzebowania na moc elektryczn¹ dochodzi³o do
przeci¹¿eñ bloków kondensacyjnych. W godzinach poza
szczytem obci¹¿enia, czêœæ bloków odstawiano do rezerwy lub napraw bie¿¹cych. Taki tryb pracy mia³ niekorzystny wp³yw na stan techniczny urz¹dzeñ. Dodatkowo sytuacjê pogarsza³ brak tzw. mocy szczytowej w krajowym
systemie elektroenergetycznym. Ci¹g³y brak mocy w systemie powodowa³ równie¿ to, ¿e brakowa³o czasu na w³aœciwe wykonanie remontów planowych.
W tej sytuacji wskaŸnik awaryjnoœci (FOR) by³ wówczas bliski 10% a œredni czas ruchu bloku, od postoju do
postoju (ART) wynosi³ oko³o 171 godz. Poprawê sytuacji
zanotowano po uruchomieniu elektrowni szczytowo-pompowej w ¯arnowcu (1982 i 1983 r.), która dostarczy³a do
systemu 680 MW mocy szczytowej oraz po stopniowym
uruchamianiu nowych bloków w elektrowniach Po³aniec
i Be³chatów. Margines mocy w latach osiemdziesi¹tych przekroczy³ 30%, na pocz¹tku lat dziewiêædziesi¹tych najpierw
zbli¿y³ siê, a potem przekroczy³ 40%. WskaŸnik awaryjnoœci w tym czasie spad³ do ok. 2%, a œredni czas ruchu
wzrós³ do ok. 250 godz. Taka poprawa tych wskaŸników
nast¹pi³a przy jednoczesnym spadku stopnia wykorzystania mocy zainstalowanej bloków (GCF) do ok. 54% — czyli o ponad 10% w stosunku do stanu z koñca lat siedemdziesi¹tych. W okresie tym wzros³y czasy postojów w rezerwie i w remoncie kapitalnym.
Zale¿noœæ wskaŸnika awaryjnoœci od marginesu mocy
przedstawiono na rysunku 3.
Wspó³czynnik korelacji wskaŸnika awaryjnoœci i marginesu mocy wynosi (–0,82). Korelacja jest wiêc silna. Równanie regresji liniowej dla tych wielkoœci przyjmuje postaæ:
gdzie:
x — margines mocy w %;
y — wskaŸnik awaryjnoœci w %;
6,3 — œredni wskaŸnik awaryjnoœci w %;
31,4 — œredni margines mocy w %;
3,97 — odchylenie standardowe wskaŸnika awaryjnoœci;
7,31 — odchylenie standardowe marginesu mocy.
W ostatnim czasie zarysowa³ siê wp³yw oddzia³ywania
rynku na awaryjnoœæ bloków kondensacyjnych. Ci¹g³e obci¹¿anie w wiêkszym stopniu agregatów, które produkuj¹
tañsz¹ energiê elektryczn¹, zaczyna powoli mieæ wp³yw
na zwiêkszanie siê awaryjnoœci elementów bloków [7].
www.elektroenergetyka.pl
GRUDZIEŃ
2001
Tabela 1
Parametry niezawodnoœciowe i eksploatacyjne bloków energetycznych w latach 1997—99
WskaŸniki eksploatacyjne i niezawodnoœciowe
Grupy
bloków
i lata
AF
FOF
FOR
GCF
GOF
SOF
SF
%
1997
1998
1999
1997—1999
120 MW
1997
1998
1999
1997—1999
200 MW
1997
1998
1999
1997—1999
360 MW
1997
1998
1999
1997—1999
200 MW
1997
1998
1999
1997—1999
ART
h
78,1
77,5
79,8
78,5
1,9
2,0
5,9
3,3
Wêgiel brunatny — bloki kondensacyjne
2,5
66,9
89,5
2,7
67,9
92,2
7,8
66,4
92,9
4,3
66,6
91,9
79,1
82,6
89,5
83,7
1,5
1,1
1,6
1,4
2,0
1,4
2,1
1,8
68,7
70,6
66,3
68,6
91,3
92,3
93,0
92,2
19,4
16,4
9,0
14,9
75,3
76,5
71,3
74,4
225,2
247,0
218,6
229,9
71,8
69,2
71,8
70,9
3,0
3,0
11,5
5,8
4,2
4,3
15,4
8,1
59,2
56,0
54,4
55,8
85,4
84,2
85,1
86,4
25,2
27,9
16,7
23,3
68,7
65,7
63,0
65,8
285,8
287,7
251,0
274,3
86,0
85,6
84,7
85,4
0,6
1,3
1,0
1,0
0,7
72,3
91,9
1,6
76,1
97,2
1,3
75,5
97,8
1,2
74,4
95,3
Olej opa³owy — bloki kondensacyjne
13,4
13,1
14,3
13,6
78,7
78,3
77,2
78,1
350,5
306,0
274,1
307,3
100,0
100,0
100,0
100,0
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
87,0
89,2
84,9
87,0
0,9
0,8
1,1
0,9
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Wêgiel kamienny — bloki kondensacyjne
1,5
49,7
83,6
1,3
47,7
81,0
1,8
46,4
78,5
1,5
47,3
80,4
12,1
10,1
14,1
12,1
58,0
58,7
58,5
58,4
240,2
228,6
207,5
224,6
20,0
20,5
14,3
18,3
73,4
72,2
69,5
71,7
289,4
284,1
251,4
274,3
1997
1998
1999
1997—1999
120 MW
1997
1998
1999
1997—1999
200 MW
1997
1998
1999
1997—1999
360 MW
1997
1998
1999
1997—1999
500 MW
1997
1998
1999
1997—1999
87,0
91,5
84,1
87,5
1,2
0,8
0,6
0,9
2,3
1,3
1,1
1,5
45,1
49,4
46,9
47,1
85,0
83,2
83,1
84,7
11,7
7,8
15,3
11,6
53,7
59,9
57,1
56,8
313,5
289,8
278,1
293,0
86,9
88,3
86,5
87,2
0,8
0,8
1,3
0,9
1,2
1,2
2,1
1,5
53,2
49,6
48,6
49,5
83,0
79,2
76,9
78,7
12,3
10,9
12,2
11,8
61,0
60,1
60,4
60,5
228,6
218,6
192,8
212,3
92,7
90,3
91,2
91,3
0,2
0,6
0,3
0,4
0,4
1,0
0,4
0,6
48,1
48,7
53,4
50,2
87,3
90,8
82,6
86,6
7,1
9,1
8,6
8,3
53,8
52,6
63,3
56,7
178,6
170,5
203,5
184,7
78,2
87,8
42,8
69,6
1,8
1,0
1,6
1,5
19,9
11,1
55,6
28,9
35,3
31,6
17,0
28,0
206,2
204,9
129,3
183,7
1997
1998
1999
1997—1999
72,1
68,9
75,1
72,0
1,0
1,5
1,8
1,4
26,9
29,6
23,1
26,5
62,6
60,7
60,8
61,4
285,0
236,2
244,9
254,0
1997
1998
1999
1997—1999
120 MW
1997
1998
1999
1997—1999
200 MW
1997
1998
1999
1997—1999
360 MW
1997
1998
1999
1997—1999
500 MW
1997
1998
1999
1997—1999
83,4
84,3
82,8
83,5
1,2
1,2
2,6
1,7
15,4
14,5
14,5
14,8
62,1
62,0
61,1
61,7
259,2
246,5
223,8
242,4
81,6
83,6
83,0
82,7
1,2
1,0
1,1
1,1
2,0
1,6
1,8
1,8
50,5
53,2
50,9
51,5
84,2
84,4
84,1
84,7
17,2
15,4
15,9
16,2
60,6
63,9
61,3
61,9
276,9
262,9
251,8
263,5
83,5
83,8
83,2
83,5
1,3
1,3
3,8
2,1
2,1
2,1
6,1
3,5
53,1
49,6
48,6
49,6
83,7
80,5
79,0
80,7
15,2
14,9
13,0
14,4
61,0
59,6
59,2
59,9
242,1
234,1
205,5
226,3
87,5
86,8
86,3
86,8
0,5
1,1
0,8
0,8
0,7
1,5
1,1
1,1
67,0
69,2
69,9
68,6
91,1
96,0
94,4
93,7
12,0
12,1
12,9
12,3
73,3
71,9
73,7
72,9
303,8
267,2
255,1
273,5
78,2
87,8
42,8
69,6
1,8
1,0
1,6
1,5
4,9
3,1
8,5
5,0
28,9
25,6
14,1
22,9
81,9
81,2
82,8
82,0
19,9
11,1
55,6
28,9
35,3
31,6
17,0
28,0
206,2
204,9
129,3
183,7
GRUDZIEŃ
2001
4,9
28,9
81,9
3,1
25,6
81,2
8,5
14,1
82,8
5,0
22,9
82,0
Wêgiel kamienny — bloki ciep³ownicze
1,5
46,0
74,8
2,4
45,3
77,5
2,9
45,1
76,4
2,3
45,5
76,2
RAZEM BLOKI KONDENSACYJNE I CIEP£OWNICZE
1,9
54,9
85,8
1,9
54,0
85,5
4,1
52,7
84,3
2,6
53,4
85,0
www.elektroenergetyka.pl
STRONA
717
Tabela 2
WskaŸniki niezawodnoœciowe bloków kondensacyjnych na tle marginesu mocy w energetyce zawodowej w latach 1978—1999
Pso
Zs
M
AF
FOF
Rok
FOR
GCF
GOF
R
F
F
%
SOF
SF
ART
MW
MW
%
h
1978
20581
15407
25,1
82,0
7,2
8,4
68,0
86,9
10,9
78,6
161,9
1979
20708
15817
23,6
80,1
8,3
9,8
65,5
85,6
11,6
76,3
171,1
1980
21556
16161
25,0
79,0
8,1
9,7
63,1
84,5
12,9
75,4
170,1
1981
21892
15844
27,6
75,4
8,6
10,8
59,3
84,3
16,0
70,8
167,6
1982
22310
15452
30,7
78,7
4,7
6,1
61,0
85,6
16,5
72,5
159,8
1983
23921
16084
32,8
79,8
4,0
5,1
62,4
85,5
16,2
73,6
188,5
1984
24506
17004
30,6
80,5
3,6
4,6
64,6
87,3
15,9
74,9
206,8
1985
25361
17396
31,4
80,6
3,9
4,9
63,5
86,1
15,5
75,3
222,6
1986
26263
18279
30,4
81,3
2,8
3,7
63,2
86,9
15,8
73,2
223,1
1987
27012
19056
29,5
80,4
2,6
3,4
63,8
87,2
17,0
73,4
220,7
1988
27468
19244
29,9
80,1
2,3
3,2
62,8
86,9
17,6
71,2
212,8
1989
27872
17936
35,6
79,8
2,9
3,9
61,4
87,3
17,4
70,5
208,9
1990
27553
17618
36,1
79,1
2,8
4,1
57,5
87,9
18,1
65,6
205,2
1991
27994
17229
38,5
79,6
1,9
2,9
56,4
86,8
18,4
64,8
216,4
1992
28217
16662
41,0
79,1
2,3
3,4
54,7
86,9
18,6
63,7
224,2
1993
28669
16990
40,7
80,1
2,2
3,4
54,4
87,1
17,7
62,7
228,3
1994
29166
17018
41,7
80,4
2,2
3,5
53,7
86,9
17,4
61,8
225,0
1995
29336
17396
40,7
82,1
1,9
2,9
55,1
87,4
16,1
61,8
235,2
1996
29408
17678
39,9
82,8
1,8
2,7
56,1
86,6
15,5
63,5
250,0
1997
29887
17813
40,4
84,2
1,2
1,9
55,1
86,2
14,6
62,0
257,2
1998
30100
17660
41,3
85,5
1,2
1,8
54,4
85,8
13,4
62,1
247,3
1999
30691
17423
43,4
82,8
2,6
4,1
52,7
84,3
14,5
61,1
223,8
— procentowy margines mocy,
gdzie:
Pso — œrednia miesiêczna moc osi¹galna energetyki zawodowej w szczycie wieczornym,
Zs — œrednie miesiêczne zapotrzebowanie mocy w szczycie wieczornym (do pokrycia przez energetykê zawodow¹).
Tabela 3
WskaŸniki amerykañskich wêglowych bloków energetycznych w latach 1978—1999
Bloki
o mocy,
MW
AF
FOF
FOR
NCF
NOF
SOF
SF
%
ART
h
100-199 (247)*
87,88
3,48
4,19
59,33
73,84
8,63
79,67
434
200-299 (113)
86,76
4,07
4,67
64,71
78,15
9,17
83,10
536
300-399 (87)
84,34
5,01
5,87
60,76
75,24
10,64
80,39
376
400-599 (165)
84,67
4,88
5,59
66,44
80,62
10,45
82,31
364
* — w nawiasie podano liczbê bloków objêtych statystyk¹
STRONA
718
www.elektroenergetyka.pl
GRUDZIEŃ
2001
Porównanie z danymi amerykañskich bloków
energetycznych
W tabeli 3 oraz na rysunkach 4 i 5 zestawiono wskaŸniki z systemu GADS, maj¹ce swoje odpowiedniki w systemie „AWARYJNOŒÆ”.
Porównuj¹c dane z tabel 1 i 3 mo¿na stwierdziæ, ¿e krajowe bloki energetyczne (z wyj¹tkiem bloków 500 MW) maj¹:
u
zbli¿on¹ do amerykañskich dyspozycyjnoœæ AF;
u
ni¿sz¹ od amerykañskich awaryjnoœæ FOR i FOF, co mo¿e
wynikaæ z faktu, ¿e w polskich elektrowniach postoje
awaryjne bloków s¹ czêsto przekwalifikowane na postoje w rezerwie lub remontach planowych. Wiêksza wartoœæ wskaŸnika awaryjnoœci bloków 200 MW na wêgiel
brunatny w 1999 r. jest wynikiem awarii bloku nr 5 w
elektrowni Turów;
u
wy¿szy wskaŸnik remontów planowych SOF, co potwierdza znaczenie w³aœciwej diagnostyki technicznej i optymalnego prowadzenia remontów oraz modernizacji dla
minimalizacji czasu postoju bloku energetycznego.
Rys. 3. Zmiany marginesu mocy i wskaŸnika awaryjnoœci bloków
w latach 1972—1998
WskaŸniki krajowych i anerykañskich bloków energetycznych
Rys. 4. Porównanie wskaŸników AF, NCF
i NOF krajowych i amerykañskich bloków
energetycznych
WskaŸniki krajowych i anerykañskich bloków energetycznych
Rys. 5. Porównanie wskaŸników FOF, FOR
i SOF krajowych i amerykañskich bloków
energetycznych
GRUDZIEŃ
2001
www.elektroenergetyka.pl
STRONA
719
Przysz³oœæ systemu AWARYJNOŒÆ
Projektuj¹c system przyjêto za³o¿enie, ¿e ka¿dy ze zbiorów mo¿e byæ indywidualnie w elektrowniach rozszerzany
pod warunkiem zachowania struktury tej jego czêœci, która zosta³a opisana w instrukcji [1]. Za³o¿ono równie¿, ¿e
zbiory danych sta³ych mog¹ byæ wymienione w ca³oœci (przy
zachowaniu struktury) pod warunkiem, ¿e wszyscy u¿ytkownicy systemu zrobi¹ to samo. Czêœæ elektrowni wykorzystuje te mo¿liwoœci. W niektórych elektrowniach zosta³y opracowane nowe systemy komputerowe o znacznie
szerszym zakresie zbieranych danych. Nie ma to wp³ywu
na funkcjonowanie „centralnej bazy”. Podstawowa ró¿nica
w zakresach zbieranych danych w elektrowniach i ARE SA
polega na tym, ¿e ci pierwsi staraj¹ siê notowaæ wszystkie
awarie powsta³e w obszarze ich dzia³ania, natomiast w ARE
SA, notowane s¹ tylko te awarie, które powoduj¹ postoje
bloków.
Po dziesiêcioletnim ju¿ okresie eksploatacji komputerowego systemu badania awaryjnoœci bloków energetycznych
nasuwaj¹ siê nastêpuj¹ce wnioski:
1. Prowadzenie centralnej bazy danych o awaryjnoœci bloków kondensacyjnych w Polsce jest celowe, daje bowiem mo¿liwoœæ porównywania siê elektrowniom nawzajem, pozwala Agencji Rynku Energii SA udzielaæ odpowiedzi organizacjom miêdzynarodowym na liczne
pytania z tego zakresu oraz stwarza mo¿liwoœæ porównywania wskaŸników uzyskiwanych przez polskie elektrownie z wynikami elektrowni w innych krajach.
2. Rozbudowa systemu komputerowego w elektrowniach
odbywaj¹ca siê z ich inicjatywy jest wed³ug naszej oceny
w³aœciwa. Elektrownie nie naruszaj¹c struktury centralnej bazy danych, rozszerzaj¹ swoje bazy, dostosowuj¹c
je bardziej do w³asnych potrzeb.
Obliczane w ARE SA wskaŸniki dostarczaj¹ wielu cennych informacji. Niemniej jednak statystyk¹ nie s¹ objête
pozosta³e Ÿród³a wytwórcze (ma³e elektrownie cieplne blokowe, elektrownie cieplne kolektorowe, elektrownie przemys³owe, elektrownie wodne). ród³em potrzebnych informacji w odniesieniu do tych elektrowni mog¹ byæ statystyki ubytków mocy.
System AWARYJNOŒÆ dostarcza wielu cennych informacji, ale ma te¿ szereg niedostatków, jak np. [9]:
l Systemem s¹ objête tylko du¿e bloki energetyczne
w elektrowniach cieplnych (bloki o mocach 120 MW,
200 MW, 360 MW i 500 MW) oraz du¿e bloki ciep³ownicze. Poza systemem znajduj¹ siê jednostki wytwórcze
o ³¹cznej mocy równej ok. 1/3 mocy zainstalowanej systemu elektroenergetycznego.
l W systemie nie s¹ uwzglêdniane uszkodzenia elementów bloku prowadz¹ce do obni¿enia jego zdolnoœci wytwórczej a nie do postoju bloku.
l Obliczane s¹ wy³¹cznie wskaŸniki „punktowe”, natomiast daje siê zauwa¿yæ zapotrzebowanie na empiryczne
rozk³ady czasów trwania wyró¿nionych stanów eksploata-
STRONA
720
cyjnych bloku oraz jego elementów, wêz³ów technologicznych i poduk³adów [10]. Równie¿ zestaw wskaŸników
„punktowych” móg³by byæ szerszy (np. podczas prac nad
SOREE — liczenie LOLP dla jednostkowej ceny ofertowej
— wynik³o zapotrzebowanie na prawdopodobieñstwo „nieudanego” rozruchu bloku).
Bez w¹tpienia celowe jest dalsze funkcjonowanie systemu AWARYJNOŒÆ — otwarte jednak pozostaj¹ kwestie: czy nie ma zagro¿eñ dla systemu w obecnym kszta³cie i czy jest szansa na jego rozwój; oraz czy mo¿liwe
jest powstanie analogicznego, doskonalszego systemu zbierania i przetwarzania danych niezawodnoœciowych elementów sieciowych?
Spore nadzieje na rozszerzenie funkcji obecnego systemu informatycznego AWARYJNOŒÆ, a wiêc: objêcia nim
urz¹dzeñ wytwórczych dotychczas przez system nie objêtych, uwzglêdnienie obni¿eñ zdolnoœci wytwórczej agregatów (awaryjnych i planowych) rozbudzi³y próby powo³ania w Polsce na wzór Stanów Zjednoczonych Rady ds. Niezawodnoœci i Bezpieczeñstwa Systemu Elektroenergetycznego. Przy akceptacji „Rady” mo¿liwe jest nie tylko rozszerzenie zakresu systemu monitorowania niezawodnoœci
elektrowni ale równie¿ odtworzenie dzia³aj¹cego w niedalekiej przesz³oœci systemu monitorowania awaryjnoœci sieci elektroenergetycznych.
Podsumowanie i wnioski
W obecnej sytuacji sektora elektroenergetyki w Polsce
(dezintegracja, deregulacja i konkurencja) poza obowi¹zkow¹ statystyk¹ publiczn¹ (GUS) praktycznie nie funkcjonuj¹ dobrowolne, centralne systemy gromadzenia i przetwarzania danych technicznych i ekonomicznych. Wyj¹tkiem w tym zakresie jest utrzymywany w Agencji Rynku
Energii SA system gromadzenia i przetwarzania danych
o awaryjnoœci bloków energetycznych 120—500 MW.
Systemem tym jest objête 113 bloków energetycznych
o ³¹cznej mocy, stanowi¹cej ok. 2/3 zdolnoœci wytwórczej
krajowego systemu elektroenergetycznego.
Z analizy statystyki awaryjnoœci krajowych bloków energetycznych wynika, ¿e w latach 1992—1999 systematycznie poprawia³y siê wskaŸniki niezawodnoœci jednostek
wytwórczych w elektrowniach z blokami o mocach zainstalowanych 120—500 MW.
Najni¿sz¹ awaryjnoœæ (FOR) w okresie trzech lat (1997—
—1999) mia³y bloki 360 MW, najwy¿sz¹ zaœ bloki o mocy
200 MW na wêgiel brunatny i dwa bloki 500 MW. Najwy¿sz¹ dyspozycyjnoœæ (AF) osi¹gnê³y nowoczesne bloki
360 MW, natomiast najni¿sz¹ — bloki 200 MW na wêgiel
brunatny i bloki 500 MW, od pocz¹tku sprawiaj¹ce du¿e
trudnoœci eksploatacyjne.
Krajowe bloki energetyczne (z wyj¹tkiem bloków
500 MW) maj¹: zbli¿on¹ do amerykañskich dyspozycyjnoœæ AF; ni¿sz¹ od amerykañskich awaryjnoœæ FOR i FOF;
wy¿szy wskaŸnik remontów planowych SOF, co potwierdza znaczenie w³aœciwej diagnostyki technicznej i optymalnego prowadzenia remontów oraz modernizacji dla
minimalizacji czasu postoju bloku energetycznego.
www.elektroenergetyka.pl
GRUDZIEŃ
2001
LITERATURA
[1] Instrukcja badania zak³óceñ w elektrowniach i sieciach elektroenergetycznych. Czêœæ II. Ministerstwo Górnictwa i Energetyki. Warszawa, 1987
[2] Katalog parametrów niezawodnoœciowych bloków energetycznych w latach 1995—1997. Agencja Rynku Energii SA —
Centrum Informatyki Energetyki. Warszawa, 1998
[3] Katalog parametrów niezawodnoœciowych bloków energetycznych w latach 1996—1998. Agencja Rynku Energii SA Warszawa, 1999
[4] Katalog parametrów niezawodnoœciowych bloków energetycznych w latach 1997—1999. Agencja Rynku Energii SA Warszawa, 2000
[5] Generating Availability Data System. Data Reporting Instructions. North American Electric Reliability Council. New Jersey, October 1999
[6] Generating Unit Statistical Brochure 1995—1999. North American Electric Reliability Council. New Jersey, October 1998
GRUDZIEŃ
2001
[7] Parciñski G.: Statystyczna ocena wskaŸników niezawodnoœciowych krajowych bloków energetycznych w warunkach
rynku energii elektrycznej przy du¿ym marginesie mocy. Materia³y Konf. N-T „Optymalizacja w elektroenergetyce —
OPE'99”. Jachranka, 7—8 paŸdziernika 1999
[8] Parciñski G., Potocki J., Mrugalska J., Jankowska A.: Wieloletnie analizy wskaŸników niezawodnoœciowych krajowych
bloków energetycznych. Centrum Informatyki Energetyki.
Warszawa, 1995
[9] Paska J., Stodolski M., Bordzi³owski A., £ukasiewicz J.: Ewidencja i analiza awaryjnoœci jednostek wytwórczych w systemie elektroenergetycznym (SEE) za pomoc¹ relacyjnej bazy
danych. Elektroenergetyka — Technika, Ekonomia, Organizacja, Nr 1, 1996
[10] Paska J.: Generation system reliability and its assessment.
Archiwum Energetyki, Nr 1—2, 1999
www.elektroenergetyka.pl
q
STRONA
721