1
EKSPLOATACJA MASZYN I TRANSFORMATORÓW
1.1. Rodzaje eksploatacji
1.2. "Czas życia" maszyn i transformatorów oraz ich podział
1.3. Awaryjność w przemyśle i energetyce
1.4. Cyberbezpieczeństwo przemysłowe
1.5. Utrzymanie ruchu maszyn i urządzeń
Maszyna elektryczna jest elektromechanicznym przetwornikiem energii. Proces przemiany energii może zachodzić w dwóch kierunkach: maszyna elektryczna może pracować jako prądnica (generator) i przetwarzać energię mechaniczną na elektryczną lub jako silnik (motor) i przetwarzać energię elektryczną na mechaniczną. Energia elektryczna jest także przetwarzana w transformatorach na energię elektryczną o innych parametrach (napięcie, prąd) oraz w przetwornicach energoelektronicznych bądź elektromaszynowych na inną częstotliwość [1.2].
Podstawą działania maszyn elektrycznych i transformatorów są dwa ważne odkrycia naukowe. Hans Oersted odkrył 21 kwietnia 1820 r. zjawisko wzbudzania pola magnetycznego przez prąd, a Michał Faraday odkrył 29 sierpnia 1831 r. zjawisko indukcji elektromagnetycznej [1.1, 1.2].
Eksploatacja maszyn i urządzeń wg [1.3, 1.4] to: "ciąg działań, procesów i zjawisk związanych z wykorzystywaniem obiektów technicznych przez człowieka" i obejmuje przedział czasu od chwili wyprodukowania maszyny i urządzenia do chwili ich likwidacji.
Pod pojęciem eksploatacja maszyn i urządzeń rozumie się [1.3, 1.4]:
prowadzenie ruchu tych maszyn i urządzeń oraz utrzymanie maszyn i urządzeń w dobrym stanie technicznym.
Do czynności związanych z prowadzeniem ruchu maszyn i urządzeń zalicza się [1.3, 1.4]:
zainstalowanie i uruchomianie maszyn i urządzeń, cykle pracy (rozruch, praca, wyłączenie) i postoje, bieżącą obsługę techniczną i diagnostyczną, stany awaryjne (jeśli się zdarzają), prowadzenie zapisów ruchowych.
Do prac związanych z utrzymaniem maszyn i urządzeń w należytym stanie technicznym zalicza się: oględziny, przeglądy, konserwacje i naprawy oraz prace kontrolno-pomiarowe umożliwiające ocenę ich stanu technicznego [1.3, 1.4].
W eksploatacji można wyróżnić [1.3, 1.4]:
użytkowanie, obsługiwanie.
Użytkowanie to "wykorzystywanie obiektu technicznego zgodnie z jego przeznaczeniem i właściwościami funkcjonalnymi w celu zaspokojenia potrzeb ludzkich" [1.3, 1.4].
Obsługiwanie to "utrzymywanie obiektu w stanie zdatności oraz przywracanie obiektowi technicznemu wymaganych właściwości funkcjonalnych przez przeglądy, regulacje konserwacje, naprawy i remonty" [1.3, 1.4].
Każda maszyna elektryczna i urządzenie, podczas eksploatacji, powinny realizować cel technologiczny maszyny roboczej, z którą współpracują. Ich przydatność na potrzeby człowieka nazywa się jakością eksploatacyjną, która jest zbiorem istotnych cech określających stopień spełnienia wymagań odbiorcy [1.3, 1.4].
Efektywne działanie maszyn i urządzeń zależy od ich niezawodności oraz od jakości działań ludzi, którzy je eksploatują. Ocenę jakości maszyn i urządzeń określa się przez sprawdzenie ich cech techniczno-użytkowych. W 1987 r. ustanowiono międzynarodowe normy ISO 9000 zawierające modele zapewniające jakość w projektowaniu, produkowaniu, instalowaniu i serwisie oraz badaniu maszyn i urządzeń. Najważniejsze cechy techniczno-użytkowe to: przeznaczenie, wielkości charakterystyczne, wyposażenie, wydajność, dokładność, niezawodność, ergonomiczność oraz bezpieczeństwo i higiena pracy.
Na obsługę maszyn i urządzeń składają się [1.3, 1.4]: przegląd techniczny, naprawa bieżąca, naprawa średnia, naprawa główna.
Przegląd techniczny obejmuje czynności związane z regulacją zespołów i mechanizmów, usunięciem usterek i uszkodzeń, myciem i czyszczeniem, ustaleniem stopnia zużycia poszczególnych części i zespołów w celu określenia szczegółowego zakresu naprawy [1.3, 1.4].
Naprawa bieżąca obejmuje naprawę lub wymianę szybko zużywających się części. W zakres naprawy bieżącej wchodzą również wszystkie czynności przeglądu technicznego [1.3, 1.4].
Naprawa średnia obejmuje naprawę lub wymianę szybciej zużywających się części zespołów w celu zapewnienia prawidłowej eksploatacji maszyny lub urządzenia do następnej naprawy średniej i głównej. Naprawa średnia obejmuje również wszystkie czynności naprawy bieżącej [1.3, 1.4].
Naprawa główna obejmuje naprawę lub wymianę wszystkich części, a nawet całych zespołów ulegających zużyciu w celu przywrócenia pierwotnej lub zbliżonej do pierwotnej wartości użytkowej maszyny lub urządzenia [1.3, 1.4].
Ogólne zasady prawidłowej eksploatacji maszyn i transformatorów, w szczególności silników wysokiego napięcia (WN) oraz maszyn, które one napędzają, można znaleźć w literaturze przedmiotu, na przykład [1.5-1.17]. Pozycje praktycznie najbardziej przydatne to wskazania producentów maszyn i transformatorów zawarte w tzw. Dokumentacji Techniczno-Ruchowej i Instrukcji Eksploatacji [1.18, 1.19]. Obserwując od wielu lat eksploatację maszyn i transformatorów w licznych krajowych zakładach przemysłowych, autorzy widzą ogromną przydatność tych zasad oraz konieczność ciągłego ich uzupełniania i wzbogacania. Współcześnie, w okresie stale rosnących wymagań dotyczących wydajności oraz redukcji kosztów produkcji w przemyśle i energetyce, koniecznością staje się właściwa diagnostyka maszyn i urządzeń. Ogólnie uważa się, że prowadzenie diagnostyki jest korzystne, bo:
zapewnia niezawodność maszyn i urządzeń, daje oszczędności dzięki zmniejszeniu kosztów ewentualnych napraw diagnozowanych maszyn i urządzeń, minimalizuje straty produkcyjne związane z realizowanym procesem technologicznym, w którym uczestniczą maszyny i urządzenia.
Często uszkodzenia niewielkich elementów maszyn i urządzeń skutkują znacznymi stratami wynikającymi ze zniszczenia całej maszyny i nieprzewidzianego zatrzymania procesu produkcyjnego oraz nieplanowych i nieprzygotowanych prac remontowych. Diagnostyka maszyn i urządzeń oraz monitorowanie parametrów ich pracy pozwala uniknąć skutków awarii, właściwie zaplanować okresy przeglądów i remontów oraz znacznie wydłużyć czas eksploatacji maszyn i urządzeń.
1.1. Rodzaje eksploatacji
Bezpieczeństwo eksploatacji, dyspozycyjność oraz trwałość i niezawodność maszyn i urządzeń wykorzystywanych w procesie produkcyjnym ma decydujący wpływ na kondycję ekonomiczną przedsiębiorstwa [1.14, 1.15, 1.16]. Znaczne straty produkcyjne mogą być skutkiem nieprzewidzianych awarii maszyn i urządzeń, prowadzących w konsekwencji do wyłączenia maszyn i transformatorów. Do tego dochodzą koszty naprawy. Konieczne jest dysponowanie informacjami na bieżąco o zmianach stanu dynamicznego maszyn i urządzeń, o stopniu zaawansowania ich zużycia, rodzaju i poziomie uszkodzeń, po to aby zapobiec nieprzewidzianym awariom i w miarę możliwości wcześniej podjąć odpowiednie działania zapobiegawcze. Prowadzenie eksploatacji maszyn i urządzeń tylko na podstawie obserwacji przez obsługę nie jest wystarczające. Diagnostyka maszyn i urządzeń oraz monitorowanie parametrów ich pracy pozwala uniknąć awarii, właściwie zaplanować okresy przeglądów i remontów oraz znacznie wydłużyć czas ich eksploatacji. Organizacyjna i finansowa atrakcyjność diagnostyki oraz ciągły postęp w elektronice i dostępność do niej zachęcają do regularnego stosowania diagnostyki maszyn i transformatorów.
W ujęciu ogólnym zespoły maszynowe i urządzenia można eksploatować na różne sposoby [1.14, 1.15, 1.20-1.25]:
eksploatacja do wystąpienia awarii, eksploatacja planowo-zapobiegawcza, eksploatacja zależna od stanu maszyn i urządzeń, eksploatacja będąca połączeniem planowo-zapobiegawczej i zależnej od stanu maszyn i urządzeń.
Takie ujęcie zagadnienia eksploatacji maszyn i urządzeń określa jednocześnie metody ich remontów. Wyróżnia się w związku z tym [1.14, 1.15, 1.20-1.25]:
remont poawaryjny, remont zapobiegawczy uwarunkowany okresem eksploatacji, remont uwarunkowany stanem technicznym, remont uwarunkowany okresem eksploatacji i stanem technicznym.
W metodzie eksploatacji zależnej od stanu technicznego każdy zespół maszynowy i urządzenie są traktowane w sposób indywidualny. Czas remontów nie jest z góry sztywno zaplanowany, tylko uwarunkowany stanem technicznym zespołu maszynowego i urządzenia. Remont jest przeprowadzamy tylko wtedy, gdy jest on konieczny. Wcześniej systematycznie wykonuje się pomiary diagnostyczne, określa się stan techniczny zespołu maszynowego i urządzenia, indywidualnie. Spośród nowoczesnych metod badań diagnostycznych należy wyróżnić bardzo efektywne badania opierające się na wykorzystaniu informacji zawartych w sygnałach towarzyszących normalnej pracy maszyn i urządzeń. Sygnałami tymi są między innymi sygnały wibroakustyczne, które towarzyszą każdemu procesowi wytwórczemu i eksploatacyjnemu. Informują one o procesach dynamicznych zachodzących w maszynach i urządzeniach w zakresie drgań strukturalnych i zjawisk akustycznych, których zakres częstotliwości leży w granicach od ułamka Hz do kilkudziesięciu MHz. Dzięki pomiarom diagnostycznym można stwierdzić początek pojawienia się uszkodzenia, a następnie obserwować jego rozwój i określać trend zmian. Ocenę aktywności drganiowej zespołu maszynowego i urządzeń można wykonać opierając się na stosownych obowiązujących normach lub sprawdzonych i zalecanych kryteriach [1.14]. Wyniki pomiarów drgań można ekstrapolować w celu przewidzenia terminu koniecznego zatrzymania zespołu maszynowego i urządzenia. Analizując wyniki pomiarów, obok określenia terminu koniecznego zatrzymania ze względu na stan techniczny, można określić zakres remontu, przewidzieć i zaplanować z wyprzedzeniem czasowym stronę techniczną oraz ekonomiczną remontu. Eksploatacja zespołów maszynowych i urządzeń zależna od ich stanu technicznego jest strategią prowadzenia eksploatacji technicznie i ekonomicznie najkorzystniejszą, coraz częściej stosowaną w krajowych zakładach przemysłowych i w energetyce. W gospodarce krajów zachodnich jest strategią dominującą. Strategia ta obok korzyści ekonomicznych wymusza stały postęp techniczny zwłaszcza w obszarze podnoszenia poziomu wiedzy przez kadrę techniczną. Nieuchronne są przy tym koszty na organizację i utrzymanie na dobrym poziomie służb diagnostycznych [1.26, 1.27, 1.28]. Korzyści ekonomiczne z prowadzenia diagnostyki technicznej w danym zakładzie, jak dowodzi praktyka przemysłowa [1.14, 1.15, 1.26, 1.27, 1.28], wyraźnie przewyższają koszty jej stosowania. Autorzy stwierdzają, że w krajowych zakładach przemysłowych przed przejściem z eksploatacji planowo-zapobiegawczej do eksploatacji zależnej od stanu maszyn i urządzeń bardzo często stosuje się formę pośrednią, będącą połączeniem elementów wymienionych wyżej rodzajów eksploatacji. Jest to eksploatacja będąca połączeniem planowo-zapobiegawczej i zależnej od stanu maszyn i urządzeń.
Przeanalizujmy poszczególne rodzaje eksploatacji maszyn i urządzeń na przykładzie eksploatacji silników elektrycznych. Eksploatację maszyn typu "do wystąpienia awarii" prowadzi się najczęściej w zakładach, w których procesy technologiczne obsługują napędy z dużą liczbą silników małej i średniej mocy (stosunkowo niedrogich maszyn), a każdy ważny proces technologiczny jest dodatkowo zabezpieczony silnikami zapasowymi. Silniki przy takim rodzaju eksploatacji pracują najczęściej do awarii. Straty w produkcji są wtedy stosunkowo niewielkie, bo silniki zapasowe zastępują te uszkodzone. Jeżeli duże silniki, niemające rezerwy, pracują aż do awarii, to straty mogą być bardzo znaczne, wielokrotnie przewyższające koszt nowego silnika i zakładowi może grozić długotrwały postój. W tej sytuacji bardzo ważne jest, aby wiedzieć, co ulega uszkodzeniu w maszynie i kiedy awaria może nastąpić. Mając takie informacje, można lepiej przygotować remont. W ujęciu ogólnym relację między czasem eksploatacji (produkcji) a czasem awarii (postoju) dla metody eksploatacji do wystąpienia awarii przedstawiono na rys. 1.1 i rys.1.2 [1.29, 1.30].
Eksploatację maszyn metodą planowo-zapobiegawczą prowadzi się najczęściej w zakładach, w których nie wszystkie ważne napędy mają swoich dublerów lub tam, gdzie nieplanowane zatrzymanie produkcji może powodować bardzo duże straty ekonomiczne i społeczne. Produkcję w takich zakładach zatrzymuje się w ściśle określonych terminach i prowadzi następnie remont zapobiegawczy. Jest to na przykład raz w roku. W ujęciu ogólnym relację między czasem eksploatacji (produkcji) a czasem awarii (postoju) dla metody eksploatacji planowo-zapobiegawczej przedstawiono na rys. 1.3. i rys. 1.4 [1.29, 1.30].
Wskaźnik awaryjności wielu maszyn i urządzeń nie zmniejsza się w wyniku wymiany określonych części, na przykład łożysk, uszczelnień, pasków, łańcuchów itd. Bardzo często po takim remoncie, jak pokazuje praktyka przemysłowa, przynajmniej przez jakiś czas awaryjność maszyn i urządzeń wzrasta (dzięki niefortunnej ingerencji remontowca w maszyny i urządzenia). Pogorszenie się stanu technicznego danej maszyny i urządzenia jest sprawą bardzo indywidualną i nie da się ściśle na sztywno określić dla wszystkich maszyn i urządzeń (jednakowo) okresu bezawaryjnej ich eksploatacji. Okresy międzyremontowe są często określane statystycznie jako takie, podczas których oczekuje się, że nie więcej jak na przykład 2% maszyn i urządzeń nowych lub w pełni wyremontowanych ulegnie awarii. W eksploatacji planowo-zapobiegawczej bardzo często oddaje się do remontu maszyny i urządzenia, które tego remontu nie wymagają. Remont zapobiegawczy maszyn i urządzeń przy eksploatacji planowo-zapobiegawczej jest bardzo często technicznie i ekonomicznie nieuzasadniony.
Rys. 1.1. Eksploatacja do wystąpienia awarii, relacja między czasem eksploatacji (produkcji) - kolor szary, a czasem awarii (postoju) - kolor czarny [1.29]
Rys. 1.2. Tradycyjny remont maszyn, remont poawaryjny [1.30]
Rys. 1.3. Eksploatacja planowo-zapobiegawcza, relacja między czasem eksploatacji (produkcji) - kolor szary, a czasem awarii (postoju) - kolor czarny [1.29]
Rys. 1.4. Tradycyjny remont maszyn, remont zapobiegawczy uwarunkowany okresem eksploatacji [1.30]
W metodzie eksploatacji maszyn i urządzeń zależnej od ich stanu technicznego każda maszyna i urządzenie jest traktowane w sposób indywidualny. W ujęciu ogólnym relację między czasem eksploatacji (produkcji) a czasem awarii (postoju) dla metody eksploatacji zależnej od stanu maszyny i urządzenia przedstawiono na rys. 1.5 i rys. 1.6. Czas remontów nie jest z góry sztywno zaplanowany, tylko uwarunkowany stanem technicznym danej maszyny i urządzenia. Remont jest przeprowadzany tylko wtedy, gdy jest konieczny. Wcześniej systematycznie wykonuje się pomiary diagnostyczne maszyn i urządzeń, określa się ich stan techniczny, indywidualnie dla każdej maszyny i urządzenia. Efektywność takiego remontu dla przykładowego zakładu przemysłowego pokazano na rys. 1.7.
Rys. 1.5. Eksploatacja zależna od stanu maszyny, relacja między czasem eksploatacji (produkcji) - kolor szary, a czasem awarii (postoju) - kolor czarny [1.29]
Rys. 1.6. Nowoczesny remont maszyn, remont uwarunkowany stanem technicznym [1.30]
Rys. 1.7. Nowoczesny remont maszyn, remont uwarunkowany stanem technicznym, rezultaty remontu w przykładowej papierni [1.30]
Dzięki pomiarom diagnostycznym można stwierdzić początek pojawienia się uszkodzenia, a następnie obserwować jego rozwój, określać trend zmian. Przykładowo mogą to być łożyska maszyny - rys. 1.8. Ocenę aktywności drganiowej maszyny można wykonać na podstawie obowiązującej normy, na przykład w Europie na podstawie ISO 3945 - rys. 1.9, lub opierając się na sprawdzonych i zalecanych kryteriach [1.14]. Wyniki pomiarów drgań można ekstrapolować w celu przewidzenia terminu koniecznego zatrzymania maszyny, w tym przypadku ze względu na uszkodzenie łożyska. Analizując wyniki pomiarów, obok określenia terminu koniecznego zatrzymania ze względu na stan techniczny, można określić czas i zakres remontu i zaplanować z wyprzedzeniem czasowym stronę techniczną oraz ekonomiczną remontu.
Eksploatacja maszyn i urządzeń zależna od ich stanu technicznego jest strategią prowadzenia eksploatacji technicznie i ekonomicznie najkorzystniejszą, coraz częściej stosowaną w krajowych zakładach przemysłowych. W gospodarce krajów o dużej kulturze technicznej jest strategią dominującą. Strategia ta obok korzyści ekonomicznych typu: wydłużenie okresów międzyremontowych, zwiększenie niezawodności maszyn i urządzeń, zwiększenie wydajności, eliminacja niepotrzebnych wymian podzespołów, skrócenie czasu napraw, zmniejszenie kosztów magazynowych, wymusza stały postęp techniczny zwłaszcza w obszarze podnoszenia poziomu wiedzy przez kadrę techniczną. Nieuchronne są przy tym koszty na organizację i utrzymanie na dobrym poziomie służb diagnostycznych. Korzyści ekonomiczne z prowadzenia diagnostyki technicznej w danym zakładzie, jak dowodzi praktyka przemysłowa [1.14, 1.20-1.24, 1.25-1.27, 1.28], wyraźnie przewyższają koszty jej stosowania.
Rys. 1.8. Wynik pomiaru drgań węzła łożyskowego przykładowego silnika w napędzie przemysłowym, idea diagnostyki drganiowej stanu technicznego łożyska tocznego w silniku [1.28]
Rys. 1.9. Norma ISO 3945, wytyczne eksploatacyjne odniesione do wartości skutecznej prędkości drgań VRMS w zakresie częstotliwości 10-2000 Hz (5000Hz) [1.28]
Wartość skuteczna prędkości drgań VRMS w określonym przedziale częstotliwości wyraża się wzorem
(1.1)
gdzie: T - przedział czasu, dla którego określa się VRMS, czas całkowania, V(t) - przebieg prędkości drgań, sygnał prędkości drgań.
1.2. Czas życia maszyn i transformatorów oraz ich podział
Maszyny elektryczne występują praktycznie wszędzie wokół nas od początku elektrotechniki, od 1834 r., kiedy wynaleziono pierwszy silnik elektryczny [1.1], i one w dużym stopniu kształtowały rozwój elektrotechniki. Mimo długiej, ponad 180-letniej, historii maszyny elektryczne są w stałym intensywnym rozwoju dzięki dużym osiągnięciom inżynierii materiałowej, doskonałym metodom modelowania, algorytmom obliczania i projektowania, energoelektronicznym układom zasilania i miniaturyzacji sterowania. Współcześnie buduje się maszyny elektryczne o mocach obejmujących zakres od miliwatów do ok. 2 tysięcy MW, jest to zakres mocy od 10-3-106 rzadko spotykany dla tego samego rodzaju urządzenia. Prędkości obrotowe maszyn elektrycznych obejmują zakres od ułamka obrotów na minutę do 300 000 obr/min [1.1].
Maszyn elektrycznych nie można zastąpić innymi maszynami czy urządzeniami. Wytwarzają ok. 98% energii elektrycznej [1.2] i ok. 50% tej energii przetwarzają na energię mechaniczną. Są najczęściej używanymi maszynami w energetyce, przemyśle, rolnictwie, transporcie, gospodarce komunalnej, gospodarstwie domowym [1.2].
Ze względu na rodzaj prądu i zasadę działania maszyny elektryczne dzieli się na:
maszyny prądu przemiennego:- maszyny synchroniczne,- maszyny indukcyjne (asynchroniczne) jednofazowe lub trójfazowe;- maszyny komutatorowe prądu przemiennego jednofazowe lub wielofazowe: maszyny prądu stałego.
Rozpatrując same silniki, można dokonać podziału ze względu na zasadę ich działania jak na rys. 1.10.
W niniejszej książce skoncentrowano się na podstawowych maszynach elektrycznych oraz transformatorach energetycznych pracujących w systemach elektroenergetycznych: blokowych, przesyłowych i rozdzielczych. Moc zainstalowanych transformatorów w systemie energetycznym jest 3-4 razy większa od mocy łącznej zainstalowanych generatorów synchronicznych i nadal rośnie. Stan ten wynika z konieczności wielokrotnego transformowania energii elektrycznej na drodze od źródła do odbiornika energii. Wśród transformatorów energetycznych można dokonać podziału ze względu na liczbę faz: jedno- i trójfazowe [1.2].
Oprócz transformatorów energetycznych istnieje liczna grupa transformatorów specjalnych: autotransformatorów, transformatorów piecowych, spawalniczych, prostowniczych (wielofazowych), pomiarowych i innych [1.2].
Z wieloletnich obserwacji autorów w zakresie eksploatacji silników indukcyjnych trójfazowych klatkowych WN (wysokiego napięcia) wynika, że czas eksploatacji danego silnika w przemyśle, zwany niekiedy jego czasem życia, wynosi najczęściej kilkanaście - kilkadziesiąt lat. Zdarzają się coraz częściej przypadki, gdy silnik jest eksploatowany kilkadziesiąt lat. W sporadycznych przypadkach czas życia to kilka lat, jeszcze rzadziej mniej niż 1 rok. Okres eksploatacji silników wyraźnie wydłuża się w zakładach przemysłowych, w których służby techniczne charakteryzują się dużą "kulturą techniczną" i stosują na co dzień diagnostykę silników. W ramach codziennej obsługi technicznej napędów wraz z ich okresową diagnostyką wprowadzono na potrzeby ich racjonalnej eksploatacji klasyfikację na: napęd zdatny do dalszej eksploatacji, napęd z częściową utratą zdatności i napęd niezdatny do dalszej eksploatacji. Szczegółowo przedstawiono to na rys. 1.11.
Komentarza wymaga stan techniczny nazwany "wymaga obsługi i wkrótce przedwczesnej interwencji remontowej". Jest to bardzo duża grupa silników oraz maszyn napędzanych, które można jeszcze eksploatować, ale na przykład stan techniczny ich łożysk tocznych przedwcześnie ulega ciągłemu zbyt szybkiemu pogarszaniu. Napęd miał pracować 4 lata, a tu po roku, 2 latach, należy wymienić łożyska. bo intensywnie się zużywają.
Rys. 1.10. Podział silników ze względu na zasadę działania [1.31]
Stan techniczny "napęd z częściową utratą zdatności" to napęd, który z ważnych powodów technicznych, społecznych lub związanych z bezpieczeństwem pracy musi być eksploatowany, pomimo tego że częściowo utracił znamiona swojej zdatności, sprawności. Przykładowo jest to silnik z izolacją częściowo zużytą, ale jeszcze sprawną, silnik z izolacją popękaną na czołach, zabrudzoną, ale jeszcze sprawną, który musi pracować, bo stanowi napęd w wentylatorze spalin kotła, którego nie można w najbliższym czasie wyłączyć.
Rys. 1.11. Klasyfikacja napędów ze względu na ich stan techniczny
Stan techniczny: "wymaga remontu i wskazana jest modernizacja napędu" to przykładowo sytuacja, gdy w napędzie należy zmienić sprzęgło na bardziej elastyczne, a fundament osłonić termoizolacyjnie ze względu na wysokie temperatury medium, które tłoczy wentylator napędzany silnikiem elektrycznym. Jest to również sytuacja, gdy przykładowo silnik elektryczny wymaga remontu ze względu na zły stan izolacji. Decydując się na remont, powinniśmy wykonać nową izolację, ale inną niż ta, którą silnik miał to tej pory. Dotychczasową izolację termoutwardzalną zastępuje się nowocześniejszą typu VPI. Wykonany remont nie jest remontem ściśle odtworzeniowym, ale remontem połączonym z modernizacją.
Możliwy jest również i niekiedy bardzo wskazany tak zwany remont modyfikacyjny silnika [1.32, 1.33, 1.34]. Dotyczy to przede wszystkim silników WN większej mocy, projektowanych i wytwarzanych w latach 70. i 80. XX wieku, mających rezerwy cieplne, duże grubości izolacji (klasa B) i mało efektywne, hałaśliwe, dwukierunkowe zewnętrzne wentylatory promieniowe. W trakcie remontu modyfikacyjnego szereg parametrów technicznych silnika zostaje wyraźnie poprawionych nawet w stosunku do maszyny nowej [1.32, 1.33, 1.34], na przykład mniej izolacji żłobkowej, więcej miedzi w żłobkach, mniejsza gęstość prądu w przewodach, wyższa sprawność.
Stan techniczny "wymaga remontu i wskazana jest wymiana silnika" to sytuacja, gdy napęd wymaga remontu na przykład fundamentu i silnika. Jeżeli silnik jest wyeksploatowany, to jest wskazane, aby obok wykonania remontu fundamentu dokonać wymiany silnika na silnik energooszczędny o wyższej sprawności.
1.3. Awaryjność w przemyśle i energetyce
Współcześnie w krajowej elektroenergetyce poza Głównym Urzędem Statystycznym praktycznie nie funkcjonują dobrowolne, centralne systemy gromadzenia i przetwarzania danych technicznych i ekonomicznych [1.25, 1.36]. Wyjątkiem w tym zakresie jest utrzymywany w Agencji Rynku Energii S.A. system gromadzenia i przetwarzania danych o awaryjności bloków energetycznych o mocach 120-500 MW. System ten obejmuje 113 bloków energetycznych o łącznej mocy stanowiącej ok. 2/3 zdolności wytwórczej krajowego systemu elektroenergetycznego. Z analizy statystyki awaryjności krajowych bloków energetycznych wynika, że następuje systematyczna poprawa wskaźników niezawodności jednostek wytwórczych w elektrowniach z blokami o mocy zainstalowanej od 120 do 500 MW [1.25, 1.35, 1.36]. Najniższą awaryjność FOR (wzór (1.4)) odnotowano dla bloków o zainstalowanej mocy 360 MW, najwyższą dla bloków o mocy 200 MW na węgiel brunatny i dla dwóch bloków o mocy 500 MW. Najwyższą dyspozycyjność AF (wzór (1.2)) osiągnęły nowoczesne bloki o mocy 360 MW, najniższą zaś odnotowano dla bloków o mocy 200 MW na węgiel brunatny i dla bloków o mocy 500 MW, które od początku sprawiały duże problemy eksploatacyjne.
Krajowe bloki energetyczne, z wyjątkiem bloków o mocy zainstalowanej 500 MW, mają zbliżoną do zachodnich dyspozycyjność AF i czasami niższą awaryjność FOR i FOF (wzór (1.3)), wyższy wskaźnik remontów planowych SOF (wzór (1.7)), co potwierdza znaczenie właściwej diagnostyki technicznej i optymalizacji remontów dla ograniczenia czasu postoju bloku energetycznego.
1.3.1. Wskaźniki niezawodnościowe i eksploatacyjne krajowych bloków energetycznych
Wskaźniki eksploatacyjne umożliwiają przeprowadzenie oceny awaryjności, dyspozycyjności i niezawodności krajowych bloków energetycznych [1.25, 1.35, 1.36]. Obliczenia wykonuje się dla bloków energetycznych o mocach jednostkowych co najmniej 120 MW w elektrowniach cieplnych i dla dużych bloków ciepłowniczych za odpowiedni okres pracy. Dla każdego bloku oraz dla grupy bloków są obliczane następujące parametry: czas ruchu, czas postoju w rezerwie, czas postoju w remoncie (kapitalnym, średnim, bieżącym, awaryjnym), liczba odstawień (do rezerwy, remontu kapitalnego, średniego, bieżącego, awaryjnego), z których są obliczane następujące wskaźniki: remontów planowych, dyspozycyjności, awaryjności, stopnia wykorzystania mocy zainstalowanej, stopnia użytkowania mocy osiągalnej, udziału czasu awarii w czasie kalendarzowym, wykorzystania czasu kalendarzowego oraz średniego czas ruchu.
W pierwszej kolejności są obliczane następujące wielkości:
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 średnim,
Tb - czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie bieżącym,
Ta - czas postojów bloku lub grupy bloków w remoncie awaryjnym,
Tk - przedział czasu, za który są wykonywane obliczenia (miesięcznie, kwartalnie, rocznie),
Lr - liczba postojów w rezerwie,
Lkp- liczba postojów w remoncie kapitalnym,
Ls - liczba postojów w remoncie średnim,
Lb - liczba postojów w remoncie bieżącym,
La - liczba postojów w remoncie awaryjnym,
Lr - liczba wszystkich postojów.
Do obliczeń wykorzystuje się ponadto poniższe dane:
An - wyprodukowana energia elektryczna,
Pz - moc zainstalowana,
Pos - moc osiągalna.
Na podstawie wyżej wymienionych wielkości są obliczane następujące wskaźniki [1.36]:
wskaźnik dyspozycyjności AF
: (1.2)
udział czasu awarii w czasie kalendarzowym FOF
: (1.3)
wskaźnik awaryjności FOR
: (1.4)
wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej GCF
: (1.5)
wskaźnik użytkowania mocy osiągalnej GOF
: (1.6)
wskaźnik remontów planowych SOF:
(1.7)
wskaźnik wykorzystania czasu kalendarzowego SF
: (1.8)
średni czas ruchu (obliczeniowy) ART:
(1.9)
1.3.2. Analiza awaryjności maszyn w krajowych elektrowniach
W jednej z polskich elektrowni przeanalizowano awaryjność, dyspozycyjność, czasy awarii i remontów zespołów maszynowych od 1973 do 2000 r. [1.35]. Poszczególne bloki energetyczne, każdy po 200 MW, zostały przekazane do eksploatacji w latach 1972-1978. Analizowany okres ruchu elektrowni - 28 lat, charakteryzuje się wdrażaniem diagnostyki zespołów maszynowych w utrzymaniu ruchu maszyn i stopniowym odchodzeniem od prowadzenia remontów zapobiegawczych warunkowanych czasem na rzecz remontów warunkowanych stanem maszyny. W latach 1992-1994 zainstalowano system ciągłego monitorowania i diagnostyki dla maszyn krytycznych - tabela 1.1. W pierwszych latach uruchamiania poszczególnych bloków energetycznych wskaźnik awaryjności był stosunkowo wysoki (do 11,4%). Wiązało się to z okresem opanowywania technologii ruchu bloków. Po tym okresie nastąpił spadek awaryjności spowodowany stopniowym wdrożeniem diagnostyki w utrzymaniu ruchu zespołów maszynowych. Po zainstalowaniu systemu monitorowania i diagnostyki wskaźnik awaryjności nie przekroczył 1,7%.
Tabela 1.1. Awaryjność, dyspozycyjność, czas awarii i remontów w jednej z krajowych elektrowni dla bloków 1-8 [1.35]
Rok
Wyszczególnienie
Jedno- stka
1
2
3
4
5
6
7
8
1973
Czas remontów
h
788
284
174
0
0
0
0
0
Czas awarii
h
1 400
392
240
0
0
0
0
0
Awaryjność
%
10,0
15,7
8,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Dyspozycyjność
%
75,0
82,3
76,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1974
Czas remontów
h
1 288
1 433
1 232
711
0
0
0
0
Czas awarii
h
703
266
279
860
0
0
0
0
Awaryjność
%
9,3
3,6
3,7
11,7
0,0
0,0
0,0
0,0
Dyspozycyjność
%
77,3
80,0
82,7
80,5
0,0
0,0
0,0
0,0
1975
Czas remontów
h
1 599
783
1 062
760
0
0
0
0
Czas awarii
h
474
406
363
737
0
0
0
0
Awaryjność
%
6,7
5,1
4,7
9,2
0,0
0,0
0,0
0,0
Dyspozycyjność
%
76,3
86,4
83,7
82,9
0,0
0,0
0,0
0,0
1976
Czas remontów
h
744
1 750
1 683
226
0
0
0
0
Czas awarii
h
425
551
724
1 046
0
0
0
0
Awaryjność
%
5,3
7,8
10,2
12,2
0,0
0,0
0,0
0,0
Dyspozycyjność
%
86,7
73,8
72,6
85,5
0,0
0,0
0,0
0,0
1977
Czas remontów
h
1 551
736
640
1 676
0
0
0
0
Czas awarii
h
863
369
367
160
0
0
0
0
Awaryjność
%
12,0
4,6
4,5
2,3
0,0
0,0
0,0
0,0
Dyspozycyjność
%
72,4
87,4
88,5
79,1
0,0
0,0
0,0
0,0
1978
Czas remontów
h
940
686
738
402
464
532
489
0
Czas awarii
h
648
304
695
872
418
475
0
0
Awaryjność
%
8,3
3,8
8,7
10,4
6,0
11,9
0,0
0,0
Dyspozycyjność
%
81,9
88,7
83,6
85,5
87,0
77,7
66,7
100,0
1979
Czas remontów
h
1 342
1 577
737
1 296
893
725
359
1 504
Czas awarii
h
393
77
288
596
330
506
537
514
Awaryjność
%
5,4
1,1
3,7
8,1
4,2
6,3
6,4
7,1
Dyspozycyjność
%
80,2
81,1
88,3
78,4
86,0
85,9
89,8
77,0
1980
Czas remontów
h
872
649
1 308
827
1 372
1 637
880
1 340
Czas awarii
h
1 204
582
338
476
450
476
535
634
Awaryjność
%
15,3
7,4
4,7
6,2
6,3
6,7
7,0
8,7
Dyspozycyjność
%
76,4
86,0
81,3
85,2
79,3
75,9
83,9
77,5
1981
Czas remontów
h
1 086
1 617
1 228
1 821
860
1 105
967
387
Czas awarii
h
3 495
309
396
183
528
314
508
435
Awaryjność
%
47,0
4,5
5,3
2,8
7,1
4,2
6,7
5,3
Dyspozycyjność
%
47,7
78,0
81,5
77,1
84,2
83,8
83,2
90,6
1982
Czas remontów
h
6 555
1 139
1 068
1 047
1 464
754
1 084
1 131
Czas awarii
h
1 104
1 082
51
104
406
203
218
136
Awaryjność
%
50,1
14,2
0,7
1,3
5,6
2,5
2,8
1,8
Dyspozycyjność
%
12,6
74,6
87,2
86,9
78,6
89,1
85,1
85,5
1983
Czas remontów
h
835
885
1 135
1 516
1 018
1 587
1 450
1 553
Czas awarii
h
794
404
171
217
225
181
178
277
Awaryjność
%
10,0
5,2
2,3
3,0
2,9
2,5
2,4
3,9
Dyspozycyjność
%
81,4
85,3
85,1
80,2
85,8
79,8
81,4
79,1
1984
Czas remontów
h
3 335
1 336
1 591
1 163
825
872
779
577
Czas awarii
h
138
289
200
534
100
136
135
197
Awaryjność
%
2,5
3,9
2,8
7,0
1,3
1,7
1,7
2,4
Dyspozycyjność
%
60,5
81,5
79,6
80,7
89,5
88,5
89,6
91,2
1985
Czas remontów
h
656
3 292
967
1 312
1 503
1 182
565
950
Czas awarii
h
137
2
94
210
231
150
213
176
Awaryjność
%
1,7
0,0
1,2
2,8
3,2
2,0
2,6
2,3
Dyspozycyjność
%
90,9
62,4
87,9
82,6
80,2
84,8
91,1
87,1
1986
Czas remontów
h
1 243
776
872
3 382
831
1 031
1 586
945
Czas awarii
h
202
209
157
163
52
153
5
282
Awaryjność
%
2,8
2,6
2,0
3,1
0,7
2,0
0,1
3,7
Dyspozycyjność
%
83,5
88,8
88,3
59,5
89,9
86,5
81,8
86,0
1987
Czas remontów
h
1 341
1 077
3 180
1 017
1 362
960
914
1 505
Czas awarii
h
20
123
0
295
18
278
305
218
Awaryjność
%
0,3
1,6
0,0
3,9
0,3
3,7
4,1
3,1
Dyspozycyjność
%
84,5
86,3
63,7
85,0
84,2
85,9
86,1
80,3
1988
Czas remontów
h
2 480
977
1 430
1 331
1 005
1 692
1 105
1 000
Czas awarii
h
183
116
124
222
2
67
373
21
Awaryjność
%
2,9
1,5
1,7
3,1
0,0
1,0
5,4
0,3
Dyspozycyjność
%
69,7
87,5
82,3
82,3
88,5
80,0
83,2
88,4
1998
Czas remontów
h
1 255
3 187
592
384
1 407
164
290
877
Czas awarii
h
12
48
137
5
22
53
18
9
Awaryjność
%
0,2
1,1
1,9
0,1
0,5
1,4
0,2
0,1
Dyspozycyjność
%
85,5
63,1
91,7
95,6
83,7
97,5
96,5
89,9
1999
Czas remontów
h
377
508
3 086
297
465
2 932
328
572
Czas awarii
h
29
54
51
107
19
9
178
297
Awaryjność
%
0,4
0,7
1,0
1,6
0,8
0,3
2,9
4,9
Dyspozycyjność
%
95,4
93,6
64,2
95,4
94,5
66,4
94,2
90,1
2000
Czas remontów
h
621
252
182
795
2 947
478
1 521
506
Czas awarii
h
12
13
5
0
55
39
9
167
Awaryjność
%
0,2
0,3
0,1
0,0
2,4
1,0
0,1
2,2
Dyspozycyjność
%
92,8
97,0
97,9
91,0
65,8
94,1
82,6
92,3
Na rys. 1.12 przedstawiono wskaźniki awaryjności i dyspozycyjności poszczególnych bloków w latach 1973-2000. Na rys. 1.13-1.15 przedstawiono czas pracy i różnego rodzaje postoje bloków oraz porównanie czasów postojów bloków w remoncie bieżącym ze wskaźnikiem awaryjności.
Rys. 1.12. Wskaźniki awaryjności i dyspozycyjności jednej z krajowych elektrowni w latach 1973-2000 [1.35]
Na rys. 1.16 przedstawiono awarie głównych elementów bloków energetycznych i ich przyczyny. Najpoważniejszą przyczyną awarii jest zużycie materiału, a następną - zła jakość urządzeń lub robót.
W tabeli 1.2 przedstawiono awaryjność w podziale na obiekty bloku w przykładowej elektrowni. Najbardziej awaryjne są układy pomocnicze kotła, następnie urządzenia odpopielania, kocioł właściwy, urządzenia pomocnicze turbiny. Generator i turbina nie wyróżniają się w statystykach.
Rys. 1.13. Czas pracy i postojów jednej z krajowych elektrowni [1.35]
Rys. 1.14. Czas postoju z podziałem na rodzaje w jednej z krajowych elektrowni [1.35]
Rys. 1.15. Czas awarii z podziałem na rodzaje urządzeń w jednej z krajowych elektrowni [1.35]
Rys. 1.16. Awarie głównych elementów bloków energetycznych i ich przyczyny [1.37]
Tabela 1.2. Awaryjność w podziale na obiekty bloku w przykładowej elektrowni [1.62]
Okres
1.07. do 31.12. 2003
2009
2010
2011
2012
Do 10.2013
Obiekt
ilość odst.
czas postoju [h]
ilość odst.
czas postoju [h]
ilość odst.
czas postoju [h]
ilość odst.
czas postoju [h]
ilość odst.
czas postoju [h]
ilość odst.
czas postoju [h]
Kocioł właściwy
8
67,4
6
78,E
6
30,3
5
215,0
4
51,3
5
26,5
Układy pomocnicze kotła
6
939,4
6
970,4
8
373,3
2
11,4
1
17,7
5
112,1
Urządzenia nawęglania
1
7,5
Urządzenia odpopielanią
1
76,1
1
217,8
82,6
1
56,4
Turbina właściwa
1
0,3
4
139,8
1
4,3
3
3,7
Urządzenia pomocnicze turbiny
1
28,5
3
66,8
5
63,5
1
39,8
2
92,8
Generator
1
0,6
2
111,3
Razem
18
1112,3
21
1480,8
20
554,0
10
377,5
6
125,4
15
235,0
1.3.3. Awaryjność maszyn potrzeb własnych
W napędach urządzeń potrzeb własnych elektrowni zawodowych i elektrociepłowni stosuje się silniki indukcyjne WN klatkowe prądu przemiennego o mocy 160 do 17 300 kW. Większość tych silników została wyprodukowana w latach 60. i 70. XX wieku. Prawie wszystkie eksploatowane silniki są po remontach przeprowadzanych po ich wcześniejszych awariach. W ramach remontów zachodziła najczęściej konieczność przezwojenia stojana. Liczba takich przezwojeń stojanów waha się od jednego do sześciu [1.38, 1.39, 1.40]. Przezwajano w szczególności stojany w silnikach napędzających pompy wody zasilającej, młyny węglowe i wentylatory młynowe. Uszkodzenia wirników występują głównie w strefie połączeń lutowanych prętów uzwojeń klatkowych z pierścieniami zwierającymi [1.38, 1.39, 1.40]. W silnikach o wirnikach dwuklatkowych uszkodzeniu ulegają przede wszystkim klatki rozruchowe wirnika. Współcześnie występuje wzrost awarii silników, których źródłem są uszkodzenia łożysk tocznych.
Tabela 1.3. Liczba awarii silników klatkowych WN w przykładowej krajowej elektrowni [1.14]
Rok
Liczba awarii ogółem
Liczba awarii mechanicznych
Liczba awarii elektrycznych
1994
44
27
17
1995
37
25
12
1996
30
21
9
1997
37
23
14
1998
31
21
10
1999
33
20
13
2000
29
18
11
2001
23
16
7
2002
27
18
9
2003
27
19
8
2004-2007
średnio
12
średnio
8
średnio
4
2008-2009
średnio
12
średnio
5
średnio
3
2010-2012
średnio
12
średnio
3
średnio
2
Statystyka awaryjności w jednej z krajowych elektrowni przedstawia się następująco - tabela 1.3 [1.14]. Z przedstawionego zestawienia widać, że ogólna liczba awarii silników WN maleje, a liczba awarii elektrycznych jest zdecydowanie mniejsza od liczby awarii mechanicznych. Ocenia się, że w większości krajowych zakładów przemysłowych jest podobnie [1.14]. Analizując szczegółowo przyczyny awarii i nieoczekiwanych, nieplanowanych postojów napędów z silnikami indukcyjnymi klatkowymi WN, na podstawie własnych doświadczeń i obserwacji, ustalono następującą listę przyczyn [1.14]:
stan łożysk, izolacja uzwojeń silników, niewywaga, nieosiowość i luzy związane z ruchem wirnika, rezonanse, niesymetria szczeliny pomiędzy stojanem a wirnikiem, uzwojenie klatkowe wirnika, stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i mocowania
. Listę podano w kolejności od przyczyn najczęściej występujących do tych, które występujących najrzadziej. Według dwóch niezależnych amerykańskich źródeł: IEEE (ang. Institute of Electrical and Electronics Engineers) i EPRI (ang. Electric Power Research Institute), łożyska toczne należą do najczęstszych, poważnych przyczyn awarii silników indukcyjnych. Zestawienie uszkodzeń silników indukcyjnych ilustruje rys. 1.17 [1.41].
Rys. 1.17. Najczęściej występujące uszkodzenia silników indukcyjnych według dwóch niezależnych amerykańskich źródeł [1.41]
Długoletnie obserwacje w zakresie oceny przyczyn awarii silników indukcyjnych klatkowych WN w przemyśle krajowym oraz śledzenie literatury technicznej krajowej i światowej poświęconej temu tematowi upoważniają autorów do stwierdzenia, że awaryjność silników w ostatnich latach wyraźnie spada. Wynika to przede wszystkim z poprawy jakości eksploatacji, obsługi oraz diagnostyki silników, zastosowania coraz lepszych materiałów do ich produkcji, w tym w szczególności dobrych materiałów izolacyjnych, zastosowania coraz lepszych sprzęgieł, łożysk, smarów. Zmienia się statystyka przyczyn uszkodzeń silników WN. Zmniejsza się liczba uszkodzeń obwodu elektrycznego i magnetycznego silników, a relatywnie powiększa się liczba uszkodzeń typu mechanicznego - w szczególności łożysk. Występują również coraz częściej uszkodzenia typu luz w układzie na przykład wał-pakiet wirnika, łożyska-tarcza łożyskowa, oraz uszkodzenia konstrukcji wsporczej i fundamentu pod napędem.
Z ekonomicznego punktu widzenia dla użytkowników silników WN najkosztowniejsze są uszkodzenia izolacji uzwojeń oraz poważne uszkodzenia fundamentów i konstrukcji wsporczych. Remont silnika, mający na celu gruntowną poprawę stanu jego izolacji, to najczęściej przezwojenie, co jest kosztowne (najczęściej kilkadziesiąt procent wartości silnika). Konieczność przezwajania silnika lub remont kapitalny fundamentu i konstrukcji wsporczej eliminuje dany napęd z cyklu produkcyjnego zakładu na okres od kilku do kilkunastu tygodni, co dodatkowo komplikuje sytuację i wyraźnie zwiększa koszty awarii.
Zakłady przemysłowe bardzo niechętnie udostępniają swoje statystyki przyczyn awarii maszyn, liczby przestojów spowodowanych stanem technicznym maszyn, ilości zużytych łożysk, liczby remontów itd. Pewną możliwość uzyskania informacji na powyższy temat dają firmy ubezpieczeniowe, które "likwidują zaistniałą szkodę" w danym zakładzie.
1.4. Cyberbezpieczeństwo przemysłowe
Cyberbezpieczeństwo większość ludzi w sposób naturalny, wręcz intuicyjny, kojarzy jedynie z potrzebą zainstalowania w swoim osobistym komputerze, tablecie i telefonie komórkowym skutecznego oprogramowania antywirusowego. Cyberbezpieczeństwo to stosunkowo nowa przestrzeń działania w przemyśle, energetyce, życiu gospodarczym, życiu codziennym, która zajmuje się ochroną przed cyberatakami na wszystkie sfery bytu człowieka, głównie na wszelkie systemy informatyczne (rys. 1.18). Postęp w dziedzinie digitalizacji, rozwój technologii informatycznych, internet rzeczy, sztuczna inteligencja, systemy CPS (ang. cyber-physical systems), duże zbiory danych, globalnie tworzą świat nowych technologii, niosący nowe, dotychczas nieznane zagrożenia cybernetyczne [1.42-1.57]. Dotychczasowe tradycyjne zagrożenia cywilizacyjno-techniczne, na przykład chemiczne, toksyczne, radiacyjne, medyczne, są zdaniem autorów stosunkowo dobrze rozpoznane. Są przedmiotem licznych badań naukowych, są opisane od strony teoretycznej, praktycznej, prawnej, prewencyjnej. Prace nad zagrożeniami cybernetycznymi w Polsce są stosunkowo skromne, bardzo wycinkowe, niepopularyzowane, a wręcz nieznane szerokiemu ogółowi użytkowników komputerów, w tym inżynierom i studentom. Nieznane jest również szerokiemu ogółowi prawodawstwo krajowe i unijne poświęcone temu zagadnieniu. Wydaje się, że cyberbezpieczeństwo w Polsce jest niedoceniane i bardzo często mamy do czynienia z poglądem, że stanowi zbędne obciążenie w strukturze wydatków w przedsiębiorstwie przemysłowym, banku czy w biurze projektowym.
Rys. 1.18. Świat cyberataków - trendy [1.53]
W początkowym okresie użytkowania komputerów, przy niewielkiej liczbie komputerów podłączonych do sieci, cyberbezpieczeństwo zapewniały przyjęte przez ludzi zasady używania komputerów, systemy operacyjne i oprogramowanie. Było to możliwe głównie dzięki ograniczonej liczbie profesjonalnych i wysoce odpowiedzialnych użytkowników. Z upływem czasu liczba użytkowników lawinowo rośnie, codziennie do internetu są podłączane miliony nowych użytkowników. Model odpowiedzialnego użytkownika i samokontroli stał się niewystarczający [1.45]. Początkowo cyberprzestępcami byli nieprofesjonalni niedoświadczeni hakerzy, dla których celem było uzyskanie nieuprawnionego dostępu do komputera, podmiana strony internetowej itd. Współcześnie są to zmasowane udane ataki na instytucje państwowe, banki, organizacje gospodarcze, fabryki, elektrownie, systemy energetyczne, szpitale, obiekty militarne wykonywane najczęściej przez "zawodowców". Poważne ataki hakerskie stały się normą. Celem ataku jest najczęściej produkcja w energetyce lub zakładzie przemysłowym [1.53]:
Cyberprzestępcy realizują swoje zadanie przez:
wykradanie bądź zmodyfikowanie wrażliwych danych, sabotaż na sieć bądź instalacje.
Źródłem zagrożeń są głównie [1.50]:
zorganizowane hakerskie grupy kryminalne, służby obcych/wrogich państw, terroryści, osoby wtajemniczone - pracownicy, szpiedzy przemysłowi, sabotażyści, błędy operatorów systemów SCADA, przypadkowe infekcje, infekcje spowodowane przez dostęp podwykonawców.
Możliwe konsekwencje cyberataków [1.54] są następujące:
brak dostępu do systemu produkcyjnego, utrata wydajności systemu, manipulacja/utrata/kradzież danych, utrata kontroli nad produkcją, zatrzymanie produkcji/maszyn, katastrofa ekologiczna, ryzyko śmierci i poważnych obrażeń, straty finansowe. nadszarpnięty wizerunek firmy.
Cyberbezpieczeństwo zawsze będzie zależało od najsłabszego węzła bądź ogniwa systemu. Profesionalni użytkownicy komputerów wiedzą, że cyberbezpieczeństwo jest podstawą funkcjonowania na co dzień. Jak twierdzi Przemysław Kania Dyrektor Generalny CISCO w walce z cyberprzestępczością zawsze będziemy ten jeden krok za hakerami, to ciągła pogoń i doskonalenie naszych systemów przeciwdziałania. Im większa współpraca na poziomie korporacji i państw, tym bliżsi jesteśmy zwycięstwa [1.49].
Potencjalne konsekwencje ataku cybernetycznego na zakład przemysłowy są najczęściej następujące:
wyłączanie instalacji (prostsze do przeprowadzenia):- wywołanie niepewności wśród operatorów i inżynierów,- zmiana "bezpiecznych ustawień" (ang.
fail safes), by zatrzymać poszczególne maszyny i urządzenia lub całą produkcję; zniszczenie instalacji albo spowodowanie znaczących strat materialnych:- potrzebna dużo większa wiedza,- dużo trudniejsze do przeprowadzenia - wymaga skoordynowanego ataku na system sterowania i SIS (System Informacyjny Schengen, ang.
Schengen Information System),- nie tylko SIS dba o bezpieczeństwo instalacji.
Ataki cybernetyczne schodzą na coraz niższą warstwę struktury zakładu, obiektu, biura, są coraz trudniejsze do wykrycia i jest ich z dnia na dzień coraz więcej.
Oto kilka przykładów ataków cybernetycznych [1.45, 1.46, 1.47]:
W latach 2009-2010 pojawił się wirus
Stuxnet w obiektach nuklearnych w Iranie. Ponad rok skutecznie uszkadzał wirówki do produkcji paliwa jądrowego w zakładach wzbogacania uranu w Natanz. Atak nastąpił przy wykorzystaniu zainfekowanej pamięci podręcznej USB. Wirus zaatakował programowalne sterowniki logiczne PLC. Na przeszkodzie nie stanęły ani specjalistyczne oprogramowanie, ani brak połączenia z internetem [1.45]. 10 kwietnia 2014 r. amerykański niszczyciel Donald Cook przypłynął na Morze Czarne, a 12 kwietnia rosyjski bombowiec Su-24 przelatywał nad nim, nie posiadając przy tym ani bomb, ani rakiet, tylko elektroniczny przyrząd wojenny - gondolę zamontowaną pod kadłubem, która według rosyjskiego czasopisma "Rossiyskaya Gazeta" zawierała elektroniczny przyrząd wojenny. Podczas fazy zbliżania się przyrząd ten miał zneutralizować wszystkie radary niszczyciela Donald Cook, urządzenia kontrolne, systemy informacyjne itp. Niszczyciel USA był wyposażony w system ostatniej generacji Aegis. który zapewnia łączność między systemami obrony przeciwrakietowej wszystkich okrętów, na których jest zainstalowany - w ten sposób tworzy się sieć, która gwarantuje wychwytywanie, ściganie i zniszczenie setek celów w tym samym czasie. Innymi słowy, ten wszechpotężny współcześnie używany i montowany na okrętach wojennych NATO system obronny został wyłączony jak telewizor pilotem. Donald Cook jest niszczycielem z wyrzutniami rakiet czwartej generacji, którego podstawową bronią jest rakieta samosterująca Tomahawk z zasięgiem 2,5 tys. km, mogąca przenosić głowice nuklearne. W ramach rutynowej misji USS Donald Cook ma 56 rakiet Tomahawk, a w konfiguracji ofensywnej 96. Donald Cook jest również wyposażony w cztery duże radary, których wydajność można porównać z mocą wielu stacji radarowych. W celach obronnych ma on jeszcze 50 rakiet przeciwlotniczych różnych typów. Ministerstwo Spraw Zagranicznych USA przyznało, że załoga niszczyciela Donalda Cooka była mocno zgorszona po ataku cybernetycznym wykonanym przez rosyjski bombowiec Su-24 [1.46]. W 2015 r. wirus Black Energy przejął kontrolę nad systemami automatycznego sterowania lokalnymi sieciami energetycznymi w zachodniej Ukrainie [1.45]. 23 grudnia 2015 r. nastąpił cyberatak na sektor energetyczny Ukrainy [1.52]. Tego dnia o 15:30 operator w centrum sterowania zauważył podejrzane zachowanie się systemu operacyjnego. Intruzi, działając zdalnie, doprowadzili do wyłączenia stacji elektroenergetycznych: 7-110 kV i 23-35 kV na 3 godziny. Atak na trzech dystrybutorów spowodował brak dostaw energii elektrycznej dla ponad 200 000 odbiorców (zdarzały się szacunki mówiące o 1 milionie klientów). 10 listopada 2017 r. została zaatakowana strona internetowa lotniska w Modlinie [1.47]. W marcu 2018 r. zaatakowano serwery Teatru Współczesnego w Warszawie. W cyberataku przejęto plany widowni na spektakle grane od 21 marca do 6 maja [1.47]. 20 marca 2018 roku nastąpił groźny cyberatak na polskie banki. W zamiarze atakujących było przejęcie prawdziwych loginów i haseł, a następnie wyprowadzenie pieniędzy z kont ich właścicieli [1.47].
W Polsce obowiązują następujące regulacje prawne w zakresie cyberbezpieczeństwa [1.56, 1.57]:
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/1148 z dnia 6 lipca 2016 r. w sprawie środków na rzecz wysokiego wspólnego poziomu bezpieczeństwa sieci i systemów informatycznych na terytorium Unii. Uchwała nr 52/2017 Rady Ministrów z dnia 27 kwietnia 2017 roku w sprawie Krajowych Ram Polityki Cyberbezpieczeństwa Rzeczypospolitej Polskiej na lata 2017-2022. Ustawa o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa uchwalona przez Sejm RP 5 lipca 2018 r., a następnie opublikowana w Dzienniku Ustaw RP 13 sierpnia 2018 r.
Cele ustawy z 5 lipca 2018 r. są następujące:
organizacja systemu cyberbezpieczeństwa na poziomie krajowym, ustanowienie obowiązków podmiotów zobowiązanych, określenie zasad nadzoru i kontroli, określenie zakresu Strategii Cyberbezpieczeństwa Rzeczypospolitej Polskiej.
Krajowy system cyberbezpieczeństwa ma na celu zapewnienie cyberbezpieczeństwa na poziomie krajowym, w tym - rys. 1.19:
niezakłócone świadczenie usług kluczowych i usług cyfrowych, osiągnięcie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa systemów informacyjnych służących do świadczenia tych usług, obsługa incydentów.
W ustawie wprowadzono następujące pojęcia:
Usługa kluczowa - usługa mająca kluczowe znaczenie dla utrzymania krytycznej działalności społecznej lub gospodarczej, wymieniona w wykazie usług kluczowych. Operator usługi kluczowej - podmiot z sektora energetyki (w tym m.in. podsektorów energii elektrycznej, ropy, gazu, wydobywania kopalin, ciepła) transportu, bankowości, infrastruktury rynków finansowych, służby zdrowia, zaopatrzenia w wodę pitną, infrastruktury cyfrowej, w stosunku do którego została wydana decyzja o uznaniu za operatora usługi kluczowej. Dostawca usługi cyfrowej - podmiot świadczący usługę przetwarzania w chmurze, wyszukiwarki internetowej oraz internetowej platformy handlowej. Cyberbezpieczeństwo - odporność systemów informacyjnych na działania naruszające dostępność, autentyczność, integralność i poufność przetwarzanych danych lub związanych z nimi usług oferowanych przez te systemy informacyjne. Incydent - zdarzenie, które ma lub może mieć niekorzystny wpływ na cyberbezpieczeństwo. Incydent poważny - incydent, który powoduje lub może spowodować poważne obniżenie jakości świadczonej usługi kluczowej lub przerwanie ciągłości świadczenia usługi kluczowej. Incydent krytyczny - incydent skutkujący znaczną szkodą dla bezpieczeństwa lub porządku publicznego, interesów międzynarodowych, interesów gospodarczych, działania instytucji publicznych, praw i wolności obywatelskich lub życia i zdrowia ludzi, klasyfikowany przez właściwy CSIRT MON, CSIRT NASK lub CSIRT GOV. Incydent w podmiocie publicznym - incydent, który powoduje lub może spowodować obniżenie jakości lub przerwanie realizacji zadania publicznego realizowanego przez podmiot publiczny. CSIRT (ang.
Computer Security Incident Response Team) - Zespół Reagowania na Incydenty Bezpieczeństwa Komputerowego. Obsługa incydentu - czynności umożliwiające wykrywanie, rejestrowanie, analizowanie, klasyfikowanie, priorytetyzację, podejmowanie działań naprawczych i ograniczenie skutków incydentu.
Dobrymi praktykami w przeciwdziałaniu cyberatakom są następujące czynności i techniczne przedsięwzięcia [1.54]:
komputery i sterowniki muszą być zabezpieczone przed szkodliwym oprogramowaniem, nieuprawnionym dostępem, sabotażem, szpiegostwem i manipulacją, globalne wykorzystanie maszyn wymaga bezpiecznej komunikacji, komunikacja zdalna pozwala uniknąć drogich wizyt serwisowych, systematyczne diagnozowanie systemu zabezpieczeń przed cyberatakami, aktualizacja zabezpieczeń.
Rys. 1.19. Architektura krajowego systemu cyberbezpieczeństwa [1.56]
Powstaje pytanie, jak wobec tego zapewnić praktycznie cyberbezpieczeństwo w swojej firmie?. Należy przede wszystkim skomunikować się ze specjalistyczną firmą informatyczną lub nawet korporacją informatyczną mającą stosowne doświadczenie. Pomocne w dokonaniu wyboru może być chociażby uczestniczenie w specjalistycznych konferencjach [1.50-1.57]. Zagadnienia o wadze strategicznej (usługa kluczowa) można skonsultować z Ministerstwem Cyfryzacji RP.
1.5. Utrzymanie ruchu maszyn i urządzeń
Utrzymanie ruchu jest terminem odnoszącym się do teorii, metod, technologii oraz technik, które są stosowane w celu zapewnienia sprawnego funkcjonowania maszyn i urządzeń [1.63]. Cele utrzymania ruchu są następujące [1.63]:
osiągnięcie pożądanej jakości wyrobów lub usług, maksymalizacja ekonomicznego okresu użytkowania wyposażenia produkcyjnego, utrzymanie warunków bezpiecznej eksploatacji, maksymalizacja zdolności produkcyjnych oraz minimalizacja kosztów produkcji poprzez zapewnienie nielicznych przerw w procesie produkcji.
Zagadnienie utrzymania ruchu w danym przedsiębiorstwie musi być rozpatrywane w kontekście jego kondycji ekonomicznej. Na całkowity koszt produkcji w przedsiębiorstwach produkcyjnych składa się wiele elementów. Do podstawowych należą koszty materiałów i energii w procesie produkcji, koszty pracy, koszty eksploatacji maszyn i urządzeń, w tym koszty ich używania i serwisowania. Koszty te korelują z zapewnieniem oczekiwanej nieustannej dyspozycyjności gwarantującej ciągłość produkcji [1.59]. Sytuacja konkurencyjna, w jakiej znajduje się energetyka i przemysł, zmusza przedsiębiorstwa do intensywnego poszukiwania możliwości zmniejszenia udziału bezpośrednich kosztów utrzymania ruchu w kosztach zmiennych przedsiębiorstwa [1.58]. Rośnie nie tylko znaczenie samego utrzymania urządzeń w sprawności eksploatacyjnej, ale rosną także koszty utrzymania tej sprawności. Stosunek kosztów utrzymania ruchu do obrotu wynosi 4-13% (w zależności od branży przemysłu) [1.58]. Obszar wszelkich działań w przedsiębiorstwie umożliwiających ciągłość w produkcji jest wyrazem realizacji przyjętej strategii eksploatacyjnej przedsiębiorstwa [1.58].
Optymalną metodą eksploatacji maszyn jest metoda eksploatacji zależna od ich stanu technicznego. Remont maszyny jest przeprowadzany tylko wtedy, gdy jest on konieczny. Wcześniej systematycznie wykonuje się pomiary diagnostyczne maszyn, określa się ich stan techniczny, indywidualnie dla każdej maszyny. Dzięki pomiarom diagnostycznym można stwierdzić początek pojawienia się uszkodzenia, a następnie obserwować jego rozwój, określać trend zmian.
Eksploatacja maszyn zależna od ich stanu technicznego jest strategią prowadzenia eksploatacji maszyn technicznie i ekonomicznie najkorzystniejszą. Jedną z możliwych dróg obniżenia kosztów działalności w przedsiębiorstwach jest objęcie całego parku maszynowego kompleksowym programem zabezpieczenia, diagnostyki i zarządzania maszynami (systemem nadzoru maszyn). System monitorowania i zabezpieczeń realizuje funkcję ochrony maszyn przed uszkodzeniami lub katastrofalnymi zniszczeniami w sytuacjach pogorszenia się ich stanu dynamicznego. System taki w połączeniu z odpowiednimi torami pomiarowymi pozwala zrealizować pełny nadzór zespołów maszynowych. Informacja o szybkości zmian stanu technicznego pozwala określić przewidywany czas niezbędny do dokonania naprawy maszyny, w wielu sytuacjach zakres takiej naprawy, a zatem w konsekwencji czas potrzebny na realizację zaplanowanych prac. Można powiedzieć, że właściwa gospodarka remontowa prowadzi do całkiem nowego pojęcia związanego z eksploatacją posiadanego parku maszynowego - zarządzania maszynami. Zarządzanie maszynami umożliwia obniżenie kosztów produkcji, umożliwia wybór do eksploatacji maszyn o najlepszym stanie technicznym, planowanie zarówno zakresów, jak i kosztów remontów. Osiągnięcie tych celów jest możliwe, gdy systemy nadzoru maszyn zostaną uzupełnione systemami akwizycji danych diagnostycznych, ich archiwizacji i wizualizacji, systemami przetwarzania tych danych i ich analizy oraz systemami dostarczającymi informację o stanie maszyn.
W opinii licznych praktyków zajmujących się diagnostyką maszyn i urządzeń w przemyśle i energetyce uzasadnione organizacyjnie i ekonomicznie jest utrzymanie nadzoru diagnostycznego (Wydziałów Diagnostyki lub Wydziałów Diagnostyki i Kontroli Jakości) maszyn i urządzeń w strukturach właścicielskich przedsiębiorstwa [1.26].
Współczesne koncepcje utrzymania ruchu, czyli systemy prognostyczne, obok uznawania znaczenia przeglądów i remontów obejmują również [1.58]:
narzędzia do wspierania decyzji: ocena ryzyka, modele intensywności uszkodzeń i analiza ich efektów oraz systemy ekspertowe, nowe techniki utrzymanie ruchu, na przykład monitorowanie stanu, zmiany w sposobie myślenia o organizacji - współuczestnictwo i praca zespołowa, usuwanie usterek i awarii, zapobieganie usterkom i awariom.
Do najważniejszych współczesnych koncepcji utrzymanie ruchu zaliczyć należy [1.58, 1.59]:
RCM (ang.
reliability centered maintenance) - utrzymanie ruchu skierowane na niezawodność, strategia wg niezawodności, TPM (ang.
total productive maintenance) - całościowe utrzymanie ruchu zorientowane na produktywność, utrzymanie ruchu zintegrowane z produkcją.
RCM ma na celu osiągnięcie poziomu niezawodności, który jest spójny z bezpieczeństwem, aspektami środowiskowymi, kosztami operacyjnymi oraz celami biznesowymi przedsiębiorstwa [1.60]. Strategia remontowa RCM opiera się na odpowiedziach na 7 pytań:
1. Jaka jest funkcja instalacji bądź maszyny?
2. Jaka utrata funkcji następuje w momencie awarii?
3. Jakie są przyczyny każdej utraty funkcji?
4. Co się dzieje w momencie każdej awarii?
5. Jakie są konsekwencje każdej awarii?
6. Co zrobić, aby zapobiec lub przewidzieć awarię?
7. Co należy zrobić, gdy nie ma możliwości zapobiegnięcia awarii?
RCM jest wdrażane z sukcesem w wielu zakładach przemysłu i energetyki w Polsce między innymi w GDF Suez Energy Polska, Elektrownia Połaniec [1.60]. RCM jest wykorzystywany do budowy w danym zakładzie przemysłowym systemu utrzymania ruchu od podstaw. Szczególne znaczenie podczas wdrażania RCM przypisuje się pracy zespołowej. W pracach związanych z utrzymaniem ruchu muszą brać udział operatorzy maszyn i urządzeń [1.58].
TPM jest koncepcją utrzymania ruchu polegającą na wprowadzeniu autonomicznego utrzymania ruchu maszyn i urządzeń przez operatorów. Musi dojść do integracji procesu produkcyjnego z procesem obsługowym. Operatorzy przejmują bezpośrednio [1.58]:
konserwację, czynności inspekcyjne, proste prace naprawcze, operatorzy współdziałają z obsługą remontową podczas przestoju maszyn i urządzeń.
Według wiedzy autorów system utrzymania ruchu TPM stosuje z powodzeniem koncern Toyota. W literaturze specjalistycznej [1.58, 1.59] są opisane również inne współczesne sposoby utrzymania ruchu maszyn i urządzeń w przemyśle i energetyce.
Literatura do rozdziału pierwszego
1.1 GlinkaT.: Historia rozwoju maszyn elektrycznych, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 112, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2016, s. 109-120.
1.2. Ronkowski M., Michna M., Kostro G., Kutt F.: Maszyny elektryczne wokół nas. Zastosowania, budowa, modelowanie, charakterystyki, projektowanie, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2011.
1.3. Strona internetowa Polskiego Naukowo-Technicznego Towarzystwa Eksploatacyjnego, https://pntte.org/
1.4. Legutko S.: Eksploatacja maszyn, Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej, Poznań 2007.
1.5. Basta J., Kulda V., Mericka J.: Badanie maszyn elektrycznych, WNT, Warszawa 1964.
1.6. Dąbrowski M.: Konstrukcja maszyn elektrycznych, WNT, Warszawa, 1965, 1997.
1.7. Dąbrowski M.: Projektowanie maszyn elektrycznych prądu przemiennego, WNT, Warszawa 1988 i 1994.
1.8. Giemke R.G.: Niedomagania maszyn elektrycznych, WNT, Warszawa 1962.
1.9. Handzel Z., Ziemba S.: Fizyczne aspekty trwałości i niezawodności obiektów technicznych, IPPT PAN, Warszawa 1976.
1.10. Haviland R.P.: Niezawodność urządzeń technicznych, PWN, Warszawa 1968.
1.11. Kratochwil Z.: Technologia wytwarzania maszyn elektrycznych wirujących, WNT, Warszawa 1973.
1.12. Latek W.: Badanie maszyn elektrycznych w przemyśle, WNT, Warszawa 1987.
1.13. Paszek W.: Dynamika maszyn elektrycznych prądu przemiennego, Wydawnictwo Helion, Gliwice 1998.
1.14. Szymaniec S.: Badania, eksploatacja i diagnostyka zespołów maszynowych z silnikami indukcyjnymi klatkowymi, Studia i Monografie, zeszyt nr 333, Oficyna Wydawnicza Politechniki Opolskiej, Opole 2013.
1.15. Szymaniec S.: Organizacja eksploatacji i diagnostyki w przedsiębiorstwie, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 110, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2016, s. 83-88.
1.16. Szymaniec S.: Diagnostyka eksploatacyjna uszkodzeń napędów elektrycznych w przemyśle, "Utrzymanie Ruchu" 2017, nr 5, s. 10-14.
1.17. Technical Associates of Charlotte: Illustrated Vibration Diagnostic Wall Chart, 2010.
1.18. Przepisy eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych, Instytut Energetyki, Warszawa, kolejne edycje.
1.19. Ramowa Instrukcja Eksploatacji Generatorów, Energopomiar-Elektryka, Gliwice 2009.
1.20. Brüel & Kj?r: Machine Condition Monitoring, Application notes BR 0267-13.
1.21. Brüel & Kj?r: Systematic Machine Condition Monitoring, Applicaton notes BO 0299-11.
1.22. Brüel & Kj?r: Machine Condition Monitoring using Vibration Analysis, Application notes BO 0247-11.
1.23. Brüel & Kj?r: Machine Condition Monitoring using Vibration Analysis, Application notes BO 0253-11.
1.24. Brüel & Kj?r: Monitorowanie stanu maszyn, Application notes BR 0446-11.
1.25. Brüel & Kj?r Condition Monitoring Systems Division: Compass. Application notes BP 1053-13.
1.26. Dwojak J.: Opracowanie efektywnej diagnostyki eksploatacyjnej zespołów maszynowych w energetyce na przykładzie PGE Elektrowni OPOLE S.A., rozprawa doktorska, Wydział Elektrotechniki, Automatyki i Informatyki, Politechnika Opolska, Opole 2012.
1.27. Dwojak J., Szymaniec S.: Diagnostyka eksploatacyjna zespołów maszynowych w energetyce, Studia i Monografie, zeszyt nr 344, Oficyna Wydawnicza Politechniki Opolskiej, Opole 2013.
1.28. Kandora W., Szymaniec S.: Badania i diagnostyka off-line izolacji uzwojeń maszyn elektrycznych wykonanych w technologii Resin-Rich, Studia i Monografie, zeszyt 439, Oficyna Wydawnicza Politechniki Opolskiej, Opole 2016.
1.29. SKF.: Integrated Condition Monitoring 2004.
1.30. Brüel & Kj?r: Ciągłe monitorowanie drgań, Application notes BG 0423-11.
1.31. Michna M.: Silnik bezszczotkowy z magnesami trwałymi, Politechnika Gdańska, materiały internetowe, https://docplayer.pl/8919372-Silnik-bezszczotkowy-z-magnesami-trwalymi-projekt-silnika-bezszczotkowego-z-magnesami-trwalymi.html (dostęp 19.10.2018).
1.32. Bernatt M.: Ekspertyzy i oceny przyczyn uszkodzeń silników elektrycznych dużej mocy, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 65, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2003, s. 47-54.
1.33. Bernatt M.: O awaryjności silników klatkowych wysokiego napięcia, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 68, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2004, s. 37-40.
1.34. Bernatt J., Bernatt M.: Ekspertyzy i oceny przyczyn uszkodzeń silników elektrycznych dużej mocy - cz. 2, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 68, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2004, s. 41-46.
1.35. Materiały poufne udostępnione autorom przez pewną elektrownię.
1.36. Paska J.: Niezawodność bloków energetycznych w Polsce i na świecie, "Acta Energetica. Power Engineering Quarterly" 2015, nr 3, s. 66-70.
1.37. Rusin A., Wojaczek A.: Analiza ryzyka jako narzędzie wspomagania decyzji remontowych w energetyce, Nowa Energia: I Konferencja Techniczna "Utrzymanie Ruchu - zarządzanie, efektywność, remonty", Katowice, 18-19 czerwca 2015.
1.38. Drak B.: Analiza przyczyn awarii silników potrzeb własnych elektrowni blokowych, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 50, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 1995, s. 121-126.
1.39. Drak B.: Przyczyny awarii silników potrzeb własnych elektrowni blokowych i elektrociepłowni, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 61, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2000, s. 11-16.
1.40. Drak B.: Statystyka uszkodzeń silników wysokonapięciowych prądu przemiennego w elektrowniach zawodowych, Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne, nr 65, Wydawca BOBRME Komel, Katowice 2003, s. 41-46.
1.41. Stone G.C., Boulter E.A., Culbert I., Dhirani H.: Electrical insulation for rotating machines, IEEE PRESS series on Power Engineering, USA, 2004.
1.42. Piecuch I.: Pierwszy krok na drodze do Cyberbezpieczeństwa, "Nowa Energia" 2018, nr 4, s. 77-81.
1.43. Szulc T.: Ile kosztuje bezpieczeństwo informatyczne, "Nowa Energia" 2018, nr 4, s. 82-84.
1.44. Łapiński P., Józefowicz W.: Ewolucja kultury bezpieczeństwa, "Nowa Energia" 2018, nr 4, s. 88-91.
1.45. Adamczyk M.: Dlaczego cyberbezpieczeństwo przemysłowe różni się od cyberbezpieczeństwa biurowego, "Nowa Energia" 2018, nr 4, s. 92-94.
1.46. Co przestraszyło USS Donalda Cooka na Morzu Czarnym? Internet, Sieć Voltaire , 25 września 2014, https://www.voltairenet.org/article185443.html (dostęp 16.05.2019).
1.47. Szulc T.: Wzmacniaj swoje bezpieczeństwo informatyczne, "Nowa Energia" 2018, nr 3, s. 56-58.
1.48. Bednarek J., Andrzejewska A.: Zagrożenia cyberprzestrzeni i świata wirtualnego, Difin SA, Warszawa 2014.
1.49. Tylko zjednoczeni możemy wygrać z cyberprzestępczością, wywiad z Przemysławem Kanią, Dyrektorem Generalnym Cisco https://businessinsider.com.pl/technologie/nowe-technologie/tylko-zjednoczeni-mozemy-wygrac-z-cyberprzestepczoscia-wywiad/lf5c5wx (dostęp 28.10.2018).
1.50. Bednarczyk S.: Zagrożenia i rozwiązania z zakresu cyberbezpieczeństwa systemów SCADI, Nowa Energia: I Konferencja "Cyberbezpieczeństwo przemysłowe w sektorze Energetycznym, Gazowym i Petrochemicznym", Warszawa, 25 października 2016.
1.51. Nitecki P.: Przemysłowe systemy sterowania wczoraj i dziś - cyberbezpieczeństwo, Nowa Energia: I Konferencja "Cyberbezpieczeństwo przemysłowe w sektorze Energetycznym, Gazowym i Petrochemicznym", Warszawa, 25 października 2016.
1.52. Marczak P.: Cyberbezpieczeństwo infrastruktury elektroenergetycznej - ukraińska lekcja, Nowa Energia: I Konferencja "Cyberbezpieczeństwo przemysłowe w sektorze Energetycznym, Gazowym i Petrochemicznym", Warszawa, 25 października 2016.
1.53. Nieróbca B.: Wykorzystanie najnowszej generacji narzędzi OT do zabezpieczania procesów przemysłowych, Nowa Energia: II Konferencja "Cyberbezpieczeństwo przemysłowe - ciągłość technologiczno-finansowa przedsiębiorstw", Raszyn-Falenty, 26-27 września 2017.
1.54. Wachowicz K.: Oferta w zakresie cyberbezpieczeństwa, Nowa Energia: II Konferencja "Cyberbezpieczeństwo przemysłowe - ciągłość technologiczno-finansowa przedsiębiorstw", Raszyn-Falenty, 26-27 września 2017.
1.55. Bednarczyk S.: Zagrożenia i rozwiązania z zakresu cyberbezpieczeństwa systemów SCADA, Nowa Energia: I Konferencja "Cyberbezpieczeństwo przemysłowe w sektorzeEnergetycznym, Gazowym i Petrochemicznym", Warszawa, 25 października 2016.
1.56. Łuba J.: Cyberbezpieczeństwo w sektorze energetycznym w świetle ustawy o KSC. Wymagania i wyzwania współpracy, Nowa Energia: III Konferencja "Niezawodność i cyberbezpieczeństwo a ciągłość technologiczno-finansowa w przemyśle", Kazimierz Dolny, 18-19 września 2018.
1.57. Bryczek C.: Ostatnia linia obrony przed zagrożeniami cybernetycznymi implementowana w urządzeniach zabezpieczających przed skutkami zwarć i zakłóceń w systemie elektroenergetycznym oraz sterujących procesem, Nowa Energia: III Konferencja "Niezawodność i cyberbezpieczeństwo a ciągłość technologiczno-finansowa w przemyśle", Kazimierz Dolny, 18-19 września 2018.
1.58. Legutko S.: Trendy rozwoju utrzymania ruchu urządzeń i maszyn, "Eksploatacja i Niezawodność" 2009, nr 2, s. 8-16.
1.59. Pietrzyk A., Uhl T.: Optymalizacja eksploatacji maszyn i urządzeń, "Diagnostyka" 2002, Vol. 26, s. 29-36.
1.60. Stasiukiewicz W.: Wdrożenie RCM w Elektrowni Połaniec, Nowa Energia: I Konferencja Techniczna "Utrzymanie Ruchu - zarządzanie, efektywność, remonty", Katowice,18-19 czerwca 2015.
1.61. Gawrysiak M.: Jak zwiększyć efektywność służb utrzymania ruchu i zmniejszyć awaryjność, Nowa Energia: I Konferencja Techniczna "Utrzymanie Ruchu - zarządzanie, efektywność, remonty", Katowice, 18-19 czerwca 2015.
1.62. Grudzień A.: Blok energetyczny o mocy 464 MW w Elektrowni Pątnów II - doświadczenia eksploatacyjne, Nowa Energia: I Konferencja Techniczna "Realizacja Bloków na Parametry Nadkrytyczne", Kazimierz Dolny, 28-29 listopada 2013.
1.63. Jedliński Ł.: Wibroakustyczna diagnostyka maszyn, Wykład, prezentacja PDF, Internet https://docplayer.pl/49172568-Wibroakustyczna-diagnostyka-maszyn-wdm-wyklad.html (dostęp 8.11.2018).
