Wiele bloków energetycznych w Europie Środkowo-Wschodniej pracuje dziś znacznie dłużej, niż zakładali ich projektanci.
W praktyce oznacza to, że pytanie „czy dojdzie do awarii” przestało być aktualne (ze względu na naturalne zużycie sprzętu). Znacznie ważniejsze jest inne:
które awarie jesteśmy w stanie zaakceptować – i po jakim koszcie?
W warunkach ograniczonych inwestycji odtworzeniowych, rosnących wymagań dyspozycyjności oraz presji kosztowej, klasyczne podejście do Utrzymania Ruchu coraz częściej okazuje się niewystarczające.
Ciekawych i bardzo aktualnych wniosków dostarcza przykład dużego bloku energetycznego, który po ponad 120 000 godzin pracy ZWIĘKSZYŁ niezawodność zamiast ją tracić.
Starzenie techniczne to nie problem – problemem jest sposób reakcji
Starzenie infrastruktury technicznej jest zjawiskiem naturalnym i nieuniknionym. Problemem nie jest sam fakt degradacji materiałów, lecz sposób, w jaki organizacje na nią reagują.
W wielu przypadkach dominuje jeden z dwóch schematów:
- reakcja dopiero po wystąpieniu awarii,
- sztywne harmonogramy prewencji i wymian „na wszelki wypadek”.
Oba podejścia prowadzą do tego samego efektu: rosnących kosztów i malejącej przewidywalności. A to właśnie przewidywalność – nie brak awarii – jest kluczowa z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego.
Praktyczny przykład: blok 620 MW po 120 000 godzin pracy
nteresujący przypadek opisano w publikacji konferencyjnej POWER-GEN Middle East, poświęconej eksploatacji bloku 620 MW w elektrowni cieplnej Nikola Tesla B w Serbii. Jednostka ta, podobnie jak wiele bloków w Polsce, przekroczyła 100 000 godzin pracy i pełniła rolę bloku podstawowego.
Analiza eksploatacyjna wykazała, że kluczowe problemy niezawodnościowe koncentrowały się w kilku obszarach:
- układ rurek kotła (ekonomizer),
- elementy przegrzewacza wtórnego,
- rurociągi pary wtórnej i ich połączenia spawane.
Zamiast prób „przywracania stanu nowego”, zespół postawił jedno zasadnicze pytanie:
które elementy realnie ograniczają funkcję systemu i z jakiego powodu?
Zmiana sposobu myślenia, nie technologii
Kluczowa zmiana nie polegała na zastosowaniu zaawansowanych technologii czy kosztownych modernizacji, lecz na innym podejściu do podejmowania decyzji utrzymaniowych.
W praktyce oznaczało to:
- selekcję systemów do analizy na podstawie skutków awarii (Pareto przestojów i kosztów),
- koncentrację na utrzymaniu funkcji systemu, a nie „idealnego stanu technicznego”,
- wykorzystanie badań nieniszczących (NDT) jako narzędzia decyzyjnego, a nie wyłącznie kontrolnego,
- planowanie wymian w oparciu o pozostałą trwałość elementów, a nie ich wiek kalendarzowy,
- świadomą akceptację wybranych uszkodzeń przy jednoczesnej eliminacji awarii krytycznych.
Celem nie było „mniej awarii”, lecz utrzymanie funkcji bloku przy akceptowalnym poziomie ryzyka i kosztu.
Efekty: większa przewidywalność i realne oszczędności
Zastosowane podejście przyniosło wymierne rezultaty:
- wzrost średniego czasu między awariami (MTBF),
- eliminację nagłych, krytycznych pęknięć wybranych elementów,
- skrócenie czasów postojów remontowych,
- znaczące ograniczenie kosztów awarii wymuszonych,
- poprawę bezpieczeństwa eksploatacji.
Co szczególnie istotne – wszystkie decyzje podejmowano bez zwiększania budżetu utrzymaniowego, a w niektórych przypadkach uzyskano wielomilionowe oszczędności na pojedynczych zdarzeniach awaryjnych.
Dlaczego ten przykład jest ważny także dla Polski
Opisane podejście jest zgodne z zasadami Reliability-Centered Maintenance, stosowanymi od lat w energetyce, lotnictwie i przemyśle procesowym. W praktyce oznacza ono zarządzanie niezawodnością w oparciu o:
- funkcje systemu,
- konsekwencje awarii,
- ryzyko techniczne i biznesowe, a nie wyłącznie o kalendarz przeglądów i historię napraw.
W swojej najbardziej dojrzałej formie (RCM2) metodologia ta jest jednym z niewielu narzędzi, które pozwalają bezpiecznie i racjonalnie wydłużać życie krytycznej infrastruktury energetycznej – dokładnie tam, gdzie budowa nowych mocy jest ograniczona czasowo, finansowo lub regulacyjnie.
Źródło
Pełny opis przedstawionego przypadku, wraz z analizami technicznymi i danymi eksploatacyjnymi, został opublikowany w materiałach konferencyjnych:
V. Sijacki-Žeravčić et al.,
RCM in Power Plant Practice Illustrated on Observation of Material Aging and Defining of Component Life Exhaustion,
POWER-GEN Middle East 2002.
Publikacja dostępna online: 👉 RCM in Power Plant Practice Illustrated on Observation of Material Aging and Defining of Component Life Exhaustion
Robert Witczak – 26 stycznia 2026