[3] Rakowski J.: „Perspektywiczne możliwości ograniczania emisji CO2 z elektrowni węglowych”, Energetyka 2010, nr 4.
[4] Lucquiaud, M., Gibbins, J.: Retrofitting CO2 capture ready
fos-sil 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. 213–226.
[5] Korkmaz O., Oeljeklaus G., Görner K.: Analysis of retrofitting co-al-fired power plants with carbon dioxide capture. Energy Pro-cedia 1 (2009), s. 1289–1295.
[6] Sztekler K., Panowski M., Klajny R.: „Analiza adsorpcyjnego układu oczyszczania spalin kotłowych na potrzeby sekwestracji dwutlenku węgla”. Systems, vol. 14 (2010), s. 186-192. [7] Romeo L.M., Espatolero S., Bolea I.: „Designing a supercritical
steam cycle to integrate the energy requirements of CO2 amine
scrubbing”, International Journal of Greenhouse Gas Control, vol. 2 (2008), Issue 4, s. 563-570.
[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. 71-84.
[9] Skorek-Osikowska A.: Modelling and analysis of the CO2
pro-cessing installation using physical separation in a supercritical 460 MW coal unit working in oxy-combustion technology. Archi-wum Energetyki, tom XLII (2012), nr 3-4, s. 107-125.
[10] Kotowicz J., Janusz-Szymańska K.: Influence of CO2 separation
on the efficiency of the supercritical coal fired power plant. Ry-nek Energii 94 (2011), 3, 53-56.
Elektrownia Bełchatów pracuje dla potrzeb Krajowego Sys-temu 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 spół-ki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Spółka Akcyj-na. 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 zainsta-lowaną 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 urzą-dzeń 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 przepra-cowały łącznie 2 275 461,8 h, natomiast pozostawały w po-stojach na skutek: awarii – 38 957,7 h, rezerw – 161 512,3 h, remontów – 395 006,0 h (w tym bieżących – 84 275,8 h, śred-nich – 182 637,0 h, kapitalnych – 128 093,2 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 elek-trowni 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, wy-noszącym odpowiednio – 7062 h dla bloku 858 MW (najlepszy wynik w kraju) i 5999 h dla bloków 370 MW (trzeci wynik w kra-ju), należy ocenić bardzo wysoko na tle pozostałych elektrowni krajowych (rys. 5).
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
dla bloku 858 MW – 12 przypadków od początku jego eksplo-atacji (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 eksplo-atacji, dla bloku 858 MW – 4 przypadki od początku jego eks-ploatacji.
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. 6. Dyspozycyjność, awaryjność oraz sumaryczne czasy pracy poszczególnych bloków PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów do końca 2012 r. 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. 5. Dyspozycyjność, awaryjność oraz czas wykorzystania mocy zainstalowanej krajowych elektrowni blokowych w 2012 r.
Na rysunku 6 zamieszczono wartości wskaźników dyspo-zycyjności 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 zdecy-dowanie przypadki spowodowane trwałymi uszkodzeniami urzą-dzeń (U): dla bloków 370 MW – 1625 przypadków od począt-ku ich eksploatacji (66,1% wszystkich zaistniałych wyłączeń),
Zakłócenia te nie wpływają jednak w istotny sposób na su-maryczny czas postojów awaryjnych, gdyż stanowią tylko 2,6% łącznego czasu wyłączeń awaryjnych odnotowanych od począt-ku eksploatacji bloków 370 MW oraz 6% łącznego czasu wyłą-czeń 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 zasila-jącej. Sumaryczny czas trwania awarii kotłów BB-1150 jest długi (56 957 h) i stanowi 82,7% całkowitego czasu wyłączeń awaryj-nych bloków 370 MW (rys. 8a).
Na rysunkach 7a, 7b i 8 przedstawiono strukturę wyłączeń awaryjnych bloków 370 MW w zależności od miejsca wystąpie-nia uszkodzewystąpie-nia, 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 przyczy-ny jego powstania. Oba te wykresy zostały sporządzone za cały okres pracy bloku 858 MW w dwóch wariantach: czasowym (a) i ilościowym (b).
Analiza uzyskanych wyników wskazuje jednoznacznie, że decydujący wpływ na dyspozycyjność czasową bloków 370 MW ma awaryjność kotłów BB-1150, powodowana najczęściej nie-szczelnościami ich poszczególnych powierzchni ogrzewalnych: podgrzewacza wody (ECO), rur ekranowych parownika, rur wieszakowych wewnętrznych (P1A), przegrzewacza konwekcyj-nego (P1B), przegrzewacza grodziowego (P3), przegrzewacza konwekcyjnego wylotowego (P4), przegrzewacza wtórnego wlo-towego (M1) i przegrzewacza wtórnego wylowlo-towego (M2).
Rys. 7. Struktura wyłączeń awaryjnych bloków PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów za cały okres eksploatacji: a) ilościowa w zależności od miejsca awarii, b) 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
a) b)
d) c)
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: a) czasowym, b) ilościowym
a) b) 82,7% 7,0% 7,3% 1,9% 0,4%0,7% 64,0% 15,4% 10,9% 5,4% 1,7% 2,6%
Uszkodzenia powierzchni ogrzewalnych wynikają zasad-niczo z interakcji szeregu zjawisk fizycznych i chemicznych, których najbardziej widocznym skutkiem jest erozja wodno-po-piołowa. W przypadku kotłów BB-1150 wymienić jeszcze należy naderwania spoin przy płetwie (parownik) i usterki technologicz-ne (wadliwe spoiny – fabrycztechnologicz-ne, montażowe i remontowe oraz wady fabrykacyjne).
Wykazano, że uszkodzeniom ulegają najczęściej rury ekra-nowe parowników i przegrzewacze konwekcyjne P1B, których awarie powodują wyłączenia kotłów odpowiednio w ok. 40% i 16% przypadków (rys. 12b). Czasy napraw tych elementów stanowią łącznie ponad 64% całkowitego czasu postojów awa-ryjnych kotłów (rys. 12a), co stanowi jednocześnie blisko 54% całkowitego czasu postojów awaryjnych bloków 370 MW. 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: a) czasowym, b) ilościowym
Rys. 12. Procentowy udział nieszczelności poszczególnych powierzchni ogrzewalnych w ogólnym bilansie wyłączeń awaryjnych kotłów BB-1150 w ujęciu: a) czasowym, b) ilościowym
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: a) czasowym, b) ilościowym
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: a) czasowym, b) ilościowym
a) b) a) b) 95,3% 2,2%0,4%1,0%1,1% 66,1% 15,3% 6,6% 7,4% 4,6% a) b) 44,4% 3,3% 52,3% 41,2% 47,0% 11,8% a) b) 92,5% 0,4% 5,6% 1,5% 70,6% 5,9% 17,6% 5,9%
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-1150.
Podsumowanie
Utrzymanie na wysokim poziomie niezawodnościowych wskaźników eksploatacyjnych elektrowni opalanej węglem bru-natnym jest znacznie trudniejsze, aniżeli elektrowni spalającej węgiel kamienny, z uwagi na naturalnie niekorzystne cechy wę-gla brunatnego jako paliwa energetycznego. Dzięki racjonalnym działaniom służb ruchowych i remontowych wskaźniki dyspozy-cyjności i niezawodności Elektrowni Bełchatów S.A., mimo wy-raźnych 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 para-metrach nadkrytycznych, uzyskana została wysoka sprawność procesu wytwarzania energii elektrycznej, co pozwoliło na zmini-malizowane zużycia paliwa i w konsekwencji emisji zanieczysz-czeń do środowiska naturalnego. Nowa jednostka wytwórcza spełnia wszystkie wymagania prawne obowiązujące w Polsce oraz odpowiednie kryteria Dyrektyw Unii Europejskiej.
PIŚMIENNICTWO
[1] Oziemski A., Pawlik M., Buchta J.: „Opracowanie prognoz wskaźników niezawodnościowych urządzeń wytwórczych blo-ków 370 MW z wykorzystaniem metod probabilistycznych dla potrzeb planowania gospodarki remontowej w PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Bełchatów”, Łódź 2012 (niepubl.). [2] Oziemski A.: „Racjonalizacja gospodarki remontowej elektrowni
węglowych w ujęciu probabilistycznym”, Wiadomości Elektro-techniczne 2012, nr 8, s. 23-26.
[3] Oziemski A., Pawlik M.: „Niezawodność eksploatacyjna krajo-wych bloków węglokrajo-wych o mocy 370 MW”, Kwartalnik Akademii Górniczo-Hutniczej im. Stanisława Staszica w Krakowie, Gór-nictwo i Geoinżynieria 2011 (35), z. 3, s. 199-215.
[4] Buchta J., Oziemski A.: „Estimation of reliability indices of po-wer machinery in 370 MW rated popo-wer units operating in Polish power system”. Materiały 11th International Conference IEEE
EPQU2011, Lisbon, 17-19 October 2011, paper 19.
Turbina kondensacyjna jako obiekt regulacji
Turbiny kondensacyjne są konstruowane w celu uzyskania maksymalnej mocy elektrycznej z generatora pracującego z turbi-ną zazwyczaj w układzie blokowym (kocioł⇒
turbina⇒
generator). Wartościami zadanymi w układzie regulacji turbiny konden-sacyjnej z międzystopniowym przegrzewaczem pary współpra-cującej 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 czę-ści wysokoprężnej (WP) turbiny. W sterowniku wypracowywany jest sygnał nastawczy, który przez przetwornik elektrohydraulicz-ny steruje pracą zaworów.
W układzie wyodrębnione są dwa podstawowe tory regu-lacji:
• układ regulacji prędkości obrotowej, • układ regulacji mocy.
Układ regulacji prędkości obrotowej umożliwia: nabór pręd-kości obrotowej zgodnie z zaprogramowanym gradientem przy uwzględnieniu obszaru prędkości obrotowej krytycznej, regula-cję prędkości obrotowej przy pracy na potrzeby własne i pracę wyspową.
Układ regulacji mocy po stronie wejściowej składa się z czterech torów:
Mariusz Pawlak
1), Jacek Karczewski
2) Instytut EnergetykiOddział Techniki Cieplnej „ITC” w Łodzi
