Analiza niezawodności eksploatacyjnej bloków energetycznych zainstalowanych w Elektrowni Bełchatów 3)

Transkrypt

1 [3] Rakowski J.: Perspektywiczne możliwości ograniczania emisji CO 2 z elektrowni węglowych, Energetyka 2010, nr 4. [4] Lucquiaud, M., Gibbins, J.: Retrofitting CO 2 capture ready fossil plants with post-combustion capture. Part 1: Requirements for supercritical pulverized coal plants using solvent-based flue gas scrubbing. Proc. IMechE Pt. J: J. Power Energy 2009, s [5] Korkmaz O., Oeljeklaus G., Görner K.: Analysis of retrofitting coal-fired power plants with carbon dioxide capture. Energy Procedia 1 (2009), s [6] Sztekler K., Panowski M., Klajny R.: Analiza adsorpcyjnego układu oczyszczania spalin kotłowych na potrzeby sekwestracji dwutlenku węgla. Systems, vol. 14 (2010), s [7] Romeo L.M., Espatolero S., Bolea I.: Designing a supercritical steam cycle to integrate the energy requirements of CO 2 amine scrubbing, International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 2 (2008), Issue 4, s [8] Łukowicz H., Mroncz M.: Analysis of the possibilities of steam extraction from a condensing 900 MW turbine for the carbon dioxide separation system. Archiwum Energetyki, tom XLII (2012), nr 3-4, s [9] Skorek-Osikowska A.: Modelling and analysis of the CO 2 processing installation using physical separation in a supercritical 460 MW coal unit working in oxy-combustion technology. Archiwum Energetyki, tom XLII (2012), nr 3-4, s [10] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: Influence of CO 2 separation on the efficiency of the supercritical coal fired power plant. Rynek Energii 94 (2011), 3, Andrzej Oziemski 1), Jarosław Jędrzejczyk 2) Politechnika Łódzka PGE GiEK S.A. Instytut Elektroenergetyki Oddział Elektrownia Bełchatów Analiza niezawodności eksploatacyjnej bloków energetycznych zainstalowanych w Elektrowni Bełchatów 3) Analysis of operational reliability of power units installed in Bełchatów power station Elektrownia Bełchatów pracuje dla potrzeb Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) od 31 lipca 1982 r., tj. od momentu przekazania do eksploatacji pierwszego z dwunastu eksploatowanych w niej bloków 370 MW na węgiel brunatny. Od maja 2007 r. Elektrownia Bełchatów wchodzi w skład największej polskiej firmy energetycznej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., a od września 2010 r. jest oddziałem skonsolidowanej spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Spółka Akcyjna. Od 1 października 2011 r. w Elektrowni Bełchatów pracuje największy i najnowocześniejszy w Polsce blok o mocy 858 MW na parametry nadkrytyczne. Obecnie z całkowitą mocą zainstalowaną wynoszącą 5298 MW jest to największa elektrownia na węglu brunatnym w Europie, wytwarzająca ok. 20% krajowej produkcji energii elektrycznej. 1) dr inż. Andrzej Oziemski, andrzej.oziemski@p.lodz.pl 2) mgr inż. Jarosław Jędrzejczyk, jaroslaw.jedrzejczyk@gkpge.pl 3) Projekt został sfinansowany ze środków Narodowego Centrum Nauki w ramach projektu badawczego pt. Modelowanie niezawodności urządzeń elektrowni węglowych w celu optymalizacji gospodarki remontowej, nr umowy 3460/B/T02/2011/40. Ocena awaryjności i dyspozycyjności bloków Elektrowni Bełchatów Do końca 2012 r. wszystkie bloki elektrowni przepracowały łącznie ,8 h, natomiast pozostawały w postojach na skutek: awarii ,7 h, rezerw ,3 h, remontów ,0 h (w tym bieżących ,8 h, średnich ,0 h, kapitalnych ,2 h). W omawianym przedziale czasowym bloki były 6256 razy wyłączane z ruchu, z tego planowo do remontów 1803 razy, do rezerwy 2870 razy i awaryjnie 1583 razy. Wskaźnik dyspozycyjności czasowej elektrowni wyniósł 84,9%, natomiast wskaźnik awaryjności 1,7% (rys. 1). Średni czas pracy pomiędzy awariami w 2012 r. wyniósł 1073,7 h (rys. 2), średni czas trwania awarii 20,0 h (rys. 3), natomiast intensywność występowania awarii 0,0009 (rys. 4), co przy wysokim czasie wykorzystania mocy zainstalowanej, wynoszącym odpowiednio 7062 h dla bloku 858 MW (najlepszy wynik w kraju) i 5999 h dla bloków 370 MW (trzeci wynik w kraju), należy ocenić bardzo wysoko na tle pozostałych elektrowni krajowych (rys. 5). sierpień strona 605

2 Rys. 1. Dyspozycyjność i awaryjność PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów w kolejnych latach eksploatacji Rys. 2. Średni czas pracy pomiędzy awariami w kolejnych latach pracy PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów Rys. 3. Średni czas trwania awarii w kolejnych latach pracy PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów Rys. 4. Intensywność występowania awarii w kolejnych latach pracy PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów Rys. 5. Dyspozycyjność, awaryjność oraz czas wykorzystania mocy zainstalowanej krajowych elektrowni blokowych w 2012 r. Rys. 6. Dyspozycyjność, awaryjność oraz sumaryczne czasy pracy poszczególnych bloków PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów do końca 2012 r. Na rysunku 6 zamieszczono wartości wskaźników dyspozycyjności i awaryjności dla poszczególnych bloków elektrowni oraz wartość ich całkowitego czasu pracy od momentu pierwszej synchronizacji z KSE do końca 2012 r. W ogólnym bilansie wyłączeń awaryjnych dominują zdecydowanie przypadki spowodowane trwałymi uszkodzeniami urządzeń (U): dla bloków 370 MW 1625 przypadków od początku ich eksploatacji (66,1% wszystkich zaistniałych wyłączeń), dla bloku 858 MW 12 przypadków od początku jego eksploatacji (70,6% wszystkich zaistniałych wyłączeń). Dość liczne są również krótkotrwałe wyłączenia bloków wynikające z zakłóceń w pracy aparatury kontrolno-pomiarowej i automatyki (AKPiA) oraz układów zabezpieczeń i blokad technologicznych (UZ+BZ): dla bloków 370 MW 538 przypadków od początku ich eksploatacji, dla bloku 858 MW 4 przypadki od początku jego eksploatacji. strona sierpień 2013

3 Zakłócenia te nie wpływają jednak w istotny sposób na sumaryczny czas postojów awaryjnych, gdyż stanowią tylko 2,6% łącznego czasu wyłączeń awaryjnych odnotowanych od początku eksploatacji bloków 370 MW oraz 6% łącznego czasu wyłączeń awaryjnych bloku 858 MW. W przypadku bloków 370 MW zdecydowanie największa liczba awarii dotyczy kotłów BB-1150 (1572 przypadki od początku eksploatacji elektrowni), w dalszej kolejności turbin, generatorów oraz układów pomp wody zasilającej. Sumaryczny czas trwania awarii kotłów BB-1150 jest długi ( h) i stanowi 82,7% całkowitego czasu wyłączeń awaryjnych bloków 370 MW (rys. 8. Na rysunkach 7a, 7b i 8 przedstawiono strukturę wyłączeń awaryjnych bloków 370 MW w zależności od miejsca wystąpienia uszkodzenia, natomiast na rysunkach 7c, 7d i 9 w zależności od przyczyny jego powstania. Z kolei na rysunku 10 przedstawiono strukturę wyłączeń awaryjnych bloku 858 MW w zależności od miejsca wystąpienia uszkodzenia, natomiast na rysunku 11 w zależności od przyczyny jego powstania. Oba te wykresy zostały sporządzone za cały okres pracy bloku 858 MW w dwóch wariantach: czasowym ( i ilościowym (. Analiza uzyskanych wyników wskazuje jednoznacznie, że decydujący wpływ na dyspozycyjność czasową bloków 370 MW ma awaryjność kotłów BB-1150, powodowana najczęściej nieszczelnościami ich poszczególnych powierzchni ogrzewalnych: podgrzewacza wody (ECO), rur ekranowych parownika, rur wieszakowych wewnętrznych (P1A), przegrzewacza konwekcyjnego (P1B), przegrzewacza grodziowego (P3), przegrzewacza konwekcyjnego wylotowego (P4), przegrzewacza wtórnego wlotowego (M1) i przegrzewacza wtórnego wylotowego (M2). c) d) Rys. 7. Struktura wyłączeń awaryjnych bloków PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów za cały okres eksploatacji: ilościowa w zależności od miejsca awarii, czasowa w zależności od miejsca awarii, c) ilościowa w zależności od przyczyny awarii, d) czasowa w zależności od przyczyny awarii. Objaśnienia: K kocioł i przynależne mu urządzenia pomocnicze, T turbina i przynależne jej urządzenia pomocnicze, G generator i przynależne mu urządzenia pomocnicze, PZ układ pomp wody zasilającej, W układ pomp wody chłodzącej i pomp wody ruchowej, I inne (w tym awarie urządzeń elektrycznych), U trwałe uszkodzenie urządzenia, UZ zakłócenie w pracy urządzenia z powodu uszkodzeń w układach zabezpieczeń, sterowania i pomiarów, BZ zakłócenie w pracy urządzenia z powodu błędnego działania układów zabezpieczeń, sterowania i pomiarów, L błędy personelu eksploatacyjnego, P pozostałe przyczyny 7,0% 7,3% 1,9% 0,4% 0,7% 82,7% 10,9% 5,4% 1,7% 2,6% 15,4% 64,0% Rys. 8. Procentowy udział wyłączeń awaryjnych bloków 370 MW PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów za cały okres eksploatacji w zależności od miejsca zaistnienia w ujęciu: czasowym, ilościowym sierpień strona 607

4 2,2% 0,4%1,0% 1,1% 6,6% 7,4% 4,6% 95,3% 15,3% 66,1% Rys. 9. Procentowy udział wyłączeń awaryjnych bloków 370 MW PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów za cały okres eksploatacji w zależności od przyczyny zaistnienia w ujęciu: czasowym, ilościowym 3,3% 11,8% 52,3% 44,4% 41,2% 47,0% Rys. 10. Procentowy udział wyłączeń awaryjnych bloku 858 MW PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów za cały okres eksploatacji w zależności od miejsca zaistnienia w ujęciu: czasowym, ilościowym 5,6% 1,5% 0,4% 17,6% 5,9% 92,5% 5,9% 70,6% Rys. 11. Procentowy udział wyłączeń awaryjnych bloku 858 MW PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów za cały okres eksploatacji w zależności od przyczyny zaistnienia w ujęciu: czasowym, ilościowym Rys. 12. Procentowy udział nieszczelności poszczególnych powierzchni ogrzewalnych w ogólnym bilansie wyłączeń awaryjnych kotłów BB-1150 w ujęciu: czasowym, ilościowym Uszkodzenia powierzchni ogrzewalnych wynikają zasadniczo z interakcji szeregu zjawisk fizycznych i chemicznych, których najbardziej widocznym skutkiem jest erozja wodno-popiołowa. W przypadku kotłów BB-1150 wymienić jeszcze należy naderwania spoin przy płetwie (parownik) i usterki technologiczne (wadliwe spoiny fabryczne, montażowe i remontowe oraz wady fabrykacyjne). Wykazano, że uszkodzeniom ulegają najczęściej rury ekranowe parowników i przegrzewacze konwekcyjne P1B, których awarie powodują wyłączenia kotłów odpowiednio w ok. 40% i 16% przypadków (rys. 12. Czasy napraw tych elementów stanowią łącznie ponad 64% całkowitego czasu postojów awaryjnych kotłów (rys. 12, co stanowi jednocześnie blisko 54% całkowitego czasu postojów awaryjnych bloków 370 MW. strona sierpień 2013

5 W związku z powyższym sprawą priorytetową dla służb ruchowych i remontowych PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów powinna być dążność do poprawy dyspozycyjności czasowej kotłów BB Podsumowanie Piśmiennictwo [1] Oziemski A., Pawlik M., Buchta J.: Opracowanie prognoz wskaźników niezawodnościowych urządzeń wytwórczych bloków 370 MW z wykorzystaniem metod probabilistycznych dla potrzeb planowania gospodarki remontowej w PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów, Łódź 2012 (niepubl.). Utrzymanie na wysokim poziomie niezawodnościowych wskaźników eksploatacyjnych elektrowni opalanej węglem brunatnym jest znacznie trudniejsze, aniżeli elektrowni spalającej węgiel kamienny, z uwagi na naturalnie niekorzystne cechy węgla brunatnego jako paliwa energetycznego. Dzięki racjonalnym działaniom służb ruchowych i remontowych wskaźniki dyspozycyjności i niezawodności Elektrowni Bełchatów S.A., mimo wyraźnych oznak starzenia urządzeń bloków 370 MW (zwłaszcza nr 1 i nr 2), utrzymywane są na przyzwoitym poziomie. Dzięki zastosowaniu w bloku 858 MW wysokosprawnych urządzeń, w tym zwłaszcza kotła wytwarzającego parę o parametrach nadkrytycznych, uzyskana została wysoka sprawność procesu wytwarzania energii elektrycznej, co pozwoliło na zminimalizowane zużycia paliwa i w konsekwencji emisji zanieczyszczeń do środowiska naturalnego. Nowa jednostka wytwórcza spełnia wszystkie wymagania prawne obowiązujące w Polsce oraz odpowiednie kryteria Dyrektyw Unii Europejskiej. [2] Oziemski A.: Racjonalizacja gospodarki remontowej elektrowni węglowych w ujęciu probabilistycznym, Wiadomości Elektrotechniczne 2012, nr 8, s [3] Oziemski A., Pawlik M.: Niezawodność eksploatacyjna krajowych bloków węglowych o mocy 370 MW, Kwartalnik Akademii Górniczo-Hutniczej im. Stanisława Staszica w Krakowie, Górnictwo i Geoinżynieria 2011 (35), z. 3, s [4] Buchta J., Oziemski A.: Estimation of reliability indices of power machinery in 370 MW rated power units operating in Polish power system. Materiały 11 th International Conference IEEE EPQU2011, Lisbon, October 2011, paper 19. Mariusz Pawlak 1), Jacek Karczewski 2) Instytut Energetyki Oddział Techniki Cieplnej ITC w Łodzi Elektrohydrauliczny regulator turbiny TK-120 Electrohydraulic governor for the TK-120 turbine Turbina kondensacyjna jako obiekt regulacji Turbiny kondensacyjne są konstruowane w celu uzyskania maksymalnej mocy elektrycznej z generatora pracującego z turbiną zazwyczaj w układzie blokowym (kocioł turbina generator). Wartościami zadanymi w układzie regulacji turbiny kondensacyjnej z międzystopniowym przegrzewaczem pary współpracującej z generatorem synchronicznym są: prędkość obrotowa turbogeneratora: przed synchronizacją, podczas pracy na potrzeby własne, podczas trybu praca wyspowa, obciążenie mocą czynną. 1) Mariusz Pawlak, mariusz.pawlak@itc.edu.pl 2) Jacek Karczewski, jacek.karczewski@itc.edu.pl Regulacja mocy i prędkości obrotowej dokonywana jest przez oddziaływanie układu regulacji na zawory regulacyjne części wysokoprężnej (WP) turbiny. W sterowniku wypracowywany jest sygnał nastawczy, który przez przetwornik elektrohydrauliczny steruje pracą zaworów. W układzie wyodrębnione są dwa podstawowe tory regulacji: układ regulacji prędkości obrotowej, układ regulacji mocy. Układ regulacji prędkości obrotowej umożliwia: nabór prędkości obrotowej zgodnie z zaprogramowanym gradientem przy uwzględnieniu obszaru prędkości obrotowej krytycznej, regulację prędkości obrotowej przy pracy na potrzeby własne i pracę wyspową. Układ regulacji mocy po stronie wejściowej składa się z czterech torów: sierpień strona 609