Analiza Influentei Comportamentului Aleator al Grupurilor din Centrele Termoelectrice Asupra Eficientei Lor Economice

CUPRINS

Prezentarea modului de funcționare a grupului de 210 MW din centralele termoelectrice

1.1. Scurt istoric și descrierea generală a centralei termoelectrice Deva …………………………1

Parametrii și schema termică …………………………………………….………………….2

Principalele componente ale grupului ……………………………………………………….4

Modernizarea termocentralei Deva …………………………………………………………10

Prezentarea normativelor și reglementărilor privind funcționarea economică a

grupurilor energetice

2.1. Regulament privind asigurarea funcționării economice a centralelor – PE 012/92 ………..12

Regulament pentru analiza și evidența evenimentelor accidentale din instalațiile

de producere, transport și distribuție a energiei electrice și termice – (PE 005-2/99) ………28

Calculul circuitului termic pentru centrala termoelectrică Deva …………………………..36

Calculul indicatorilor de comportament

4.1. Definiții …………………………………………………………………………………….50

Calculul indicatorilor de comportament pentru centrala termoelectrică Deva …………….55

Analiza influenței comportamentului aleatoriu al grupului asupra eficienței

funcționării sale economice

5.1. Indicatori și parametri de funcționare necesari analizei ……………………………………60

5.2. Planificarea funcționării și exploatarea grupului …………………………………………..63

5.3. Cheltuieli de exploatare anuale …………………………………………………………….66

5.4. Influența celor mai importanți indicatori de comportament asupra cheltuielilor de

exploatare anuale ……………………………………………………………………………70

+ prezentare powerpoint

=== calcul circuit termic ===

3. CALCULUL CIRCUITULUI TERMIC PENTRU CENTRALA TERMOELECTRICĂ DEVA

Un calcul complet de circuit termic necesita parcurgerea următoarelor etape :

stabilirea obiectivelor calculului circuitului termic

alegerea schemei termice reale si precizarea regimurilor de calcul

precizarea ipotezelor si alegerea metodei de calcul

identificarea parametrilor caracteristici ( considerați a fi aprioric cunoscuți )

trasarea evoluției aburului pe traseul cazan-turbina ( ce include procesul de destindere a aburului în turbina )

determinarea entalpiilor caracteristice ale circuitului termic

stabilirea modelului matematic (a ecuațiilor proceselor care au loc) si evaluarea sa numerică

calcularea indicatorilor de eficienta.

Obiectivul considerat: calcul de proiectare, această situație fiind mai generală si implicând-o în mare măsură si pe cea de verificare a performantelor unei instalații reale.

Schema și regimul de calcul: se considera schema termica reala a circuitului prezentată in fig. 1 și se consideră regimul nominal

Ipoteze :

regim termic si hidraulic staționar

pierderile de apă ale circuitului termic ( 2 % ) sunt concentrate la degazorul termic

apa de adaos pentru compensare a pierderilor este introdusa la condensator, având entalpia corespunzătoare entalpiei apei la ieșirea din stația de tratare.

În figura următoare este reprezentată schema reală a ciclului termic pentru grupul de 210 MW de la Deva .

Metoda aleasă: se consideră metoda determinista, folosindu-se debite relative (raportate ) deoarece prezintă avantajul reducerii numărului de variabile independente ale modelului. Raportarea se face la Do, debitul la ieșirea din cazan, (fig. 4.4). In cazul raportării la Do evaluarea modelului este mai ușoară deoarece permite determinarea debitelor relative la preîncălzitoarele regenerative de înalta presiune si uneori si a celor de joasa presiune în mod recurent, deci mai rapid, ceea ce nu este posibil în celalalt caz.

Datele inițiale: datele considerate ca fiind cunoscute sunt:

puterea nominala a grupului, Pb = 210 MW

presiunea si temperatura aburului viu produs de cazan, po = 140 bar , to = 570 o C

temperatura aburului după supraîncălzirea intermediara, t SI = 570 o C

pierderile de presiune si temperatura ale aburului pe traseul cazan-turbina

structura pe corpuri a turbinii și randamentele interne ale acestora ;

numărul de preîncălzitoare regenerative, n = 8

presiunea la condensator, p2 = 0,0345 bar

3.6 Entalpiile aburului sunt:

în punctul 0

p0 = 140 bar

t0 = 570 o C

i0 = 3513 kJ/kg

în punctul 1

p1 = 133 bar

t1 = 565 o C

i1 = 3506 kJ/kg

s1 = 6,64 kJ/kg K

în punctul 2

s2 = 6,747 kJ/kg K

p2 = 23,1 bar

i2 = 3049 kJ/kg

t2 = 315 o C

în punctul 3

p3 = 20,79 bar

t3 = 565 o C

i3 = 3611 kJ/kg

s3 = 7,592 kJ/kg K

în punctul 4

s4 = 8,038 kJ/kg K

p4 = 0,0345 bar

i4 = 2403 kJ/kg

t4 = 27 o C

în punctul 6

i6 = 419 kJ/kg

t6 = 100 o C

în punctul 7

p7 = 0,0345 bar

i7 = 111 kJ/kg

t7 = 27 o C

în punctul 17

t17 = 250 o C

p17 = 175 bar

i17 = 1086 kJ/kg

în punctul 16

t16 = 220 o C

i16 = 942,8 kJ/kg

în punctul 15

t15 = 188 o C

i15 = 800,3 kJ/kg

în punctul 14

t14 = 159 o C

i14 = 695,5 kJ/kg

în punctul 13

t13 = 159 o C

i13 = 670,5 kJ/kg

Pierderea de entalpie pe preîncălzitoare este:

138 kJ/kg K

i12 = i15 – Δi = 662,3 kJ/kg K t12 = 158 0C

i11 = i12 – Δi = 524,3 kJ/kg K t11 = 125 0C

i10 = i11 – Δi = 386,3 kJ/kg K t10 = 92 0C

i9 = i10 – Δi = 248,3 kJ/kg K t9 = 59 0C

i8 = i9 – Δi = 111 kJ/kg K t8 = 27 0C

Presiunile și entalpiile la prizele turbinii sunt:

pp7 = psat (t17) pp7 = 39,73 bar

ip7 = 3243,7 kJ/kg K

analog se calculează:

pp6 = 23,1 bar

ip6 = 3159 kJ/kg K

pp5 = 12,1 bar

ip5 = 3212 kJ/kg K

pD = 6 bar

iD = 2757 kJ/kg K , unde pD și iD sunt presiunea respectiv entalpia la degazor.

pp4 = 6,64 bar

ip4 = 3157 kJ/kg K

pp3 = 2,7 bar

ip3 = 3089 kJ/kg K

pp2 = 0,91 bar

ip2 = 3004 kJ/kg K

pp1 = 0,24 bar

ip1 = 2816 kJ/kg K

Entalpiile condensatului evacuat din preîncălzitoare sunt :

ic7 = 903,8 kJ/kg

ic6 = 821,3 kJ/kg

ic5 = 716,5 kJ/kg

ic4 = 545,3 kJ/kg

ic3 = 407,3 kJ/kg

ic2 = 269,3 kJ/kg

ic1 = 132 kJ/kg

Modelul matematic: din etapele anterioare s-au determinat entalpiile în toate punctele importante ale schemei termice. Modelul matematic în acest caz se reduce la ansamblul ecuatiilor independente de bilant de masa si energie, numarul acestora depinzând de numarul necunoscutelor. Cele mai importante ecuatii ale modelului sunt :

ecuatia de bilant masic a turbinii

cu debite absolute :

cu debite relative prin raportare la Do considerat identic cu D1 :

unde a C este debitul de abur relativ la intrarea în condensator.

ecuațiile de bilanț masic si termic ale preîncălzitoarelor regenerative. Ele oferă debitele absolute si relative Dpi si respectiv ai. Forma ecuațiilor depinde de tipul preîncălzitorului si de poziția acestuia în schema termica. Pentru generalizarea formei ecuațiilor se vor prezenta tipurile caracteristice de preîncălzitoare precum si modelele aferente ( figura 4.7).

preîncălzitor de suprafață normal (fig 4.7 (a)). Ecuațiile de bilanț masic :

Din (1), (2) si (3) rezulta :

si deci

Daca se considera cazul preîncălzitoarelor de înalta presiune si debite relative, atunci :

si .

Deci se obține o relație de recurenta ușor de aplicat din care rezulta succesiv debitele relative necunoscute ai.

preîncălzitor de amestec ( fig 4.7 (b)). Ecuațiile de bilanț masic si termic sunt :

Rezultă debitele necunoscute în forma absolută si relativă :

Aplicând metodologia prezentată anterior se determină debitele raportate pentru fiecare priză a turbinii, după cum urmează:

Bilanț energetic pe PIP7:

ip17 [ a7 ] + i16 [1] = ic7 [ a7 ] + i17 [ 1 ]

a7 = [0,061]

Analog se calculează:

a6 = [0,059]

a5 = [0,047]

a4 = [0,045]

a3 = [0.042]

a2 = [0.038]

a1 = [0.037]

3.8 Indicatori specifici de eficiență ai termocentralei de la Deva

Eficienta transformărilor energetice din ciclul termic poate fi evidențiata fie cu ajutorul randamentului ( randamentelor), fie cu ajutorul unor indicatori speciali, de forma consumurilor specifice de abur, căldura sau combustibil. Acești indicatori, provin în general din raportarea unui consum în valoare absoluta, la puterea electrica produsa la borne si permit evaluarea rapida atât a eficientei cât si determinarea consumurilor absolute de abur, căldura si combustibil. Cei mai importanți indicatori specifici de eficienta sunt :

e (p), energia (puterea) electricã specificã :

e (p) = Pb \ D1 [ kW/ kg/s sau kJ/kg].

Reprezintă cantitatea de energie electrică produsă de unitatea masică de agent termic(abur) ce intra în turbină. Pentru ciclurile termice cu supraîncălzire intermediară (fig4.3 b) ea are următoarea expresie :

=

unde :

n’ reprezintă numărul de extrageri de abur pentru preîncălzire, amplasate înainte de supraîncălzirea intermediarã,

qsi = i’1-i’2, supraîncălzirea intermediara a aburului viu.

e( p) = ηm ηg {[1] ( i1 – ip7) + [1-a7] ( ip7 – ip6 ) + [1-a6-a7] ( i3 – ip5 ) + [1-a5-a6-a7] ( ip5 – ip4 ) + + [1-a4-a5-a6-a7] ( ip4 – ip3 ) + [1-a3-a4-a5-a6-a7] ( ip3 – ip2 ) + [1-a2-a3-a4-a5-a6-a7] ( ip2 – ip1 ) + [1-a1-a2-a3-a4-a5-a6-a7] ( ip1 – i4 ) }

e(p) = 1203 kJ/kg

d, consumul specific de abur al turbinei.

Reprezintă cantitatea necesară de abur la intrarea în turbina, pentru producerea unitãții de energie electricã la bornele generatorului electric :

d = D1 / Pb [ kg / kJ ]

sau

3600 D1 / Pb [kg / kWh], D1 [kg/s], Pb [kW].

Pentru ciclurile termice cu supraîncălzire intermediară :

2,992 kg/kWh

q, consumul specific de căldura.

Reprezintă cantitatea necesara de energie termica pentru producerea unității de energie electrică.

q = Q / Pb [kJ/s / kW sau kJ/kJ],

unde Q poate fi una din căldurile consumate la nivel de centrala (QCTE), de ciclu termic (Q1) sau de grup turbogenerator (). Rezulta :

consumul specific de căldură al grupului turbogenerator

(kJ/kJ)

qtg = 2.405 {kJ/kJ)

consumul specific al circuitului termic

(kJ/kJ)

q1 = 2.429 {kJ/kJ)

consumul specific de căldură al centralei

(kJ/kJ)

qCTE = 2.699 {kJ/kJ)

b, consumul specific de combustibil.

Reprezintă cantitatea de combustibil necesară producerii unității de energie electrica :

b = B / Pb [ kg/ kJ sau m3N / kJ]

sau

b = 3600 B / Pb [kg / kWh sau m3N / kWh].

El se poate calcula raportat la puterea la borne brută sau netă ținându-se cont de puterea electrica consumata pentru serviciile electrice proprii (interne) :

[kg/kJ]

Cel mai frecvent consumul specific de combustibil se exprima în gcc/ kWh. Dacǎ puterea calorifica a combustibilului convențional este Hi = 29310 kJ/kg cc = 29,3 kJ/gcc, atunci: :

sau

b = 332 gcc/kWh

=== Cap 1 ===

PREZENTAREA MODULUI DE FUNCTIONARE A GRUPULUI DE

210 MW DIN CENTRALELE TERMOELECTRICE DIN ROMÂNIA

Scurt istoric și descrierea generală a centralei termoelectrice Deva

Proiectul de diplomă are ca subiect de analiză grupul energetic de condensație de 210 MW. În România exista numeroase grupuri de acest tip. Pentru analiză s-a ales grupul de 210 MW de la CTE Deva.

CTE Deva a fost pusă în funcțiune în anulul 1969. Inițial CTE Deva (Mintia) a fost echipată cu un grup de 210 MW, care funcționa cu combustibil huilă energetică și deșeuri de cărbune. Ulterior, centrala a fost extinsă treptat până la puterea actuală de 1260 MW.

CTE Deva este printre primele patru centrale termoelectrice ale țării cu puteri instalate de peste 1000 MW.

În deceniul 1971-1980 – marcat de declanșarea crizei mondiale a petrolului – s-a hotărât extinderea CTE Deva cu căte două grupuri de 210 MW, puse în funcțiune în 1971 și 1972.

Termocentrala Mintia este una dintre unitățile de bază ale sistemului energetic romậnesc. În cei 33 de ani de funcționare a produs 8 – 10 % din energia produsă în țară și circa 25 % din cea produsă pe cărbune.

CTE Deva este una dintre centralele pentru care s-a adoptat ciclul cu supraîncălzire intermediară. La acest ciclu, aburul este destins parțial în corpul de înaltă presiune al turbinei și reîncălzit în cazan, destinzându-se apoi în continuare în corpul de joasă presiune al turbinei. Se realizează astfel simultan o mărire a randamentului (deci un consum de combustibil mai mic) și o uscare a aburului care a lucrat în prima parte a ciclului. Temperatura de supraîncălzire este practic egală cu cea a aburului primar.

1.2 Parametrii și schema termică

Din punct de vedere al legăturii dintre cazan și turbină, tipul schemei termice este cu cazanul legat în bloc cu turbina, fără legătură transversală (schema bloc). Se dispune de un cazan cu două corpuri jumelate pentru o turbină.

Parametrii nominali ai aburului produs de cazane au valorile de 137,3 bari (13,73 MPa) și o temperatură înaltă a aburului viu, de 550oC.

În ceea ce privește partea rece a circuitului termic, aceasta fiind reprezentată de condensatorul turbinei, presiunea la condensator variază între 0,03 și 0.068 bari (0,0039-0,0068 MPa), în funcție de temperatura apei de răcire.

În cazul centralei CTE Deva (circuit de răcire deschis), temperatura medie anuală a apei de răcire variază de la 10 la 14oC. Diferența dintre temperaturile apei de răcire la intrarea în și la ieșirea din condensator variază între 7 și 9 grade în circuit deschis.

Din anul 1985 CTE Deva este echipată cu trei trepte de boilere pe fiecare grup de 210 MW ce sunt alimentate cu abur extras din prizele fixe de 0,12 MPa, 0,25 MPa și 0,59 MPa, însumând o putere termică de 60MW pe fiecare grup, dar cu o reducere a puterii electrice de cca. 15 MW.

Generatorul TVV-200-2A, are statorul răcit cu apă și rotorul cu hidrogen. Legătura cu SEN se face prin trei stații electrice de 110 kV, 220 kV și 400 kV.

Schema termică a CTE Deva este prezentată în figura ce urmează .

Fig. 1 Schema termică a CTE Deva – blocul de 210 MW

1.3 Principalele componente ale grupului

Fiecare bloc are în componență următoarele agregate principale :

două corpuri de cazane de abur de 330 t/h fiecare , tip Pp 55 și instalațiile anexe

turbina de abur, de tip condensație , de 210 MW , tip K 200-130-1 și instalațiile anexe

un generator electric de curent , tip TVV-210-2 și instalațiile anexe aferente

1.3.1 Cazan

Tipul : Pp 660/140 – P – 55 de construcție în forma de “ “ , din două corpuri , cu trecere forțată tip Ramzin

Furnizor : fabrica Podolsk

Debitul nominal: 660 t/h ( 2330 t/h )

Presiunea/temperatura aburului viu : 140 bar/550C( proiect )

540C ( lucru )

Presiunea/temperatura aburului la intrarea

în supraîncalzirea intermediară : 28.3 bar/350C

Presiunea/temperatura aburului supraîncălzit

intermediar la ieșirea din cazan : 24.4 bar/550C ( proiect )

540C ( lucru )

Temperatura apei de alimentare : 242C

Depresiunea în focar : -4mm CA

Temperatura gazelor de ardere

după preîncălzitorul de aer : 150C

Randamentul cazanului : 90+0.5%

Puterea calorifică medie a combustibilului

de bază ( 75% huilă și 25% mixte ) : 3453kcal/kg

Puterea calorifică a huilei 3700kcal/kg

Mori de cărbune : 8 buc . ( 4 pe corp cazan – 3F + 1R )

Capacitatea de măcinare (pe moară) : 18 t/h ( 22 t/h )

Fiecare corp de cazan are 8 arzătoare de cărbune, amplasate câte 4 pe părțile laterale ale corpului de cazan, 2 amplasate la cota 12.83 m (cotă de deservire 11.4) și alte 2 la cota 15.9 (cotă de deservire 14.2 m). Arzătoarele de gaz sunt proiectate ca o serie de ajutaje dispuse circular pe arzătorul de cărbune și utilizează același echipament de aer de ardere. Cantitatea de gaz depinde de calitatea cărbunelui, sarcina cazanului, starea tehnică a morilor de cărbune.

1.3.2 Turbina

Turbina cuprinde trei corpuri de presiune pe un singur arbore, cu supraîncălzire intermediară a aburului și intrarea în condensator în dublu flux cu șapte prize reglabile:

Tipul : LMZ , condensație K 200-130-1

Putere nominală : 210 MW

Turația : 3000 rot/min

Debit de abur viu intrat în turbină

la puterea nominală de 210 MW 634 t/h

Presiunea /temperatura

aburului intrat în turbină : 127.5 bar/545C ( proiect )

535C ( lucru )

Presiunea/temperatura aburului

la ieșirea din CIP : 28.9 bar/350C

Presiunea/temperatura aburului după

supraîncălzirea intermediară înaintede intrarea

în supapele de închidere automată la CMP : 23.9 bar/535C

Presiunea aburului

în condensator : 0.0345 bar

Temperatura nominală

a apei de răcire : 15C

Debitul de apă de răcire : 25000 m3/h

1.3.3 Pompele de alimentare:

La toate centralele termoelectrice din România pompele sunt amplasate în zona mijlocie a traseului de preîncălzire a apei; ca urmare, două- trei trepte de preîncălzire sunt situate pe partea presiunii înalte produse de pompe.

Există trei pompe cu 50% din debitul nominal, dintre care două în funcțiune și una de rezervă pentru un cazan. Acționarea pompelor de alimentare se realizează prin turbine cu abur construite special în acest scop.

Variația debitului apei de alimentare se obține prin reglarea turației turbinelor. Acestea sunt alimentate de la o priză a turbinei principale și ca rezervă de la baza principală de abur prin stația de reducere-răcire.

1.3.4 Generatorul electric :

Tipul : TVV 210-2

Puterea aparentă : 235.3 MVA

Factorul de putere : 0.85

Tensiune nominală : 15.75 kV ( +5% ; -10% )

Frecvență nominală : 50 Hz

Răcire : – rotorul: cu hidrogen

– statorul: cu apă

Energia electrică produsă este evacuată prin intermediul unui transformator de bloc de 250 MVA – 15.75 kV/242 kV .

Grupul este echipat cu aparate de măsură și control, protecție, reglare și automatizare în cea mai mare parte de la punerea în funcțiune a blocului .

Fig. 2 Schemă electrică sintetică a tipurilor de conexiuni de la CTE Deva

1.3.5 Gospodăria de cărbune

În ceea ce privește instalații de alimentare cu combustibil solid, morile cu ciocane și ventilatoare au echipat inițial cazanele de abur de la CTE Deva. Debitul maxim era de 80t/h. Ulterior, morile cu sfere au dat, la cazanele de 620t/h ale CTE Deva, rezultate mai bune decât morile cu ciocane și ventilatoare.

Gospodăria de cărbune a centralei este împărțită in 2 secții :

secția I asigură în principal combustibil unităților 1-3 dar în caz de necesitate și unităților 4-6.

secția II asigură combustibil unităților 4-6.

În figura următoare este reprezentată schema funcțională inițială a gospodăriilor de combustibil solid:

Fig. 3 Schema funcțională inițială a gospodăriilor de combustibil solid

de la CTE Deva (2×210 MW)

Structura gospodăriei de cărbune (huilă energetică) a CTE Deva reprezintă trecerea spre o nouă concepție, particularizată prin:

amplasarea tuturor utilajelor și instalațiilor peste nivelul solului și majoritatea în aer liber;

preluarea cărbunilor dintr-o stație de descărcare supraterană și din depozitul tampon prin utilaje cu funcționare continuă;

introducerea cărbunilor în depozit cu o mașină de stivuit în combinație cu buldozere, pentru împrăștierea și tasarea lor în stive.

Ulterior, schema tehnologică inițială a gospodăriei de cărbuni aferentă centralei termoelectrice Deva a fost modernizată prin executarea unor lucrări de extindere a liniilor de transport, preparare, depozitare și alimentare cu cărbune a cazanelor, cât și prin executarea unor lucrări de extindere a depozitelor de cărbune.

Într-o ultimă fază, a fost adoptată o nouă schemă tehnologică pentru gospodăria de cărbuni. Aceasta se caracterizează prin creșterea capacității de depozitare ca urmare a extinderii stivelor de cărbune și prevederii unor utilaje suplimentare care permit omogenizarea cărbunilor în depozite, cât și prin creșterea siguranței alimentării cu cărbune a cazanelor.

Fig. 4 Schemă tehnologică modernizată a gospodăriei de cărbune a

CTE Deva (6×210 MW)

1.3.6 Stația de tratare chimică a apei

Apa industrială necesară centralei este aspirată din râul Mureș. Stația de pretratare are în componență 3 decantoare de 100 m3/h fiecare.

Decantoarele sunt urmate de 11 filtre, fiecare cu o capacitate de 60 m3/h. Capacitatea stației de pretratare este de cca 1050 m3/h.

Stația de demineralizare are 5 linii de epurare în paralel, 4 de 60 m3/h capacitate și o linie de 80 m3/h capacitate, fiecare dintre acestea conținând filtre cationice și anionice înseriate. Aceste filtre sunt urmate de 4 filtre cu pat mixt montate în paralel, fiecare cu 60 m3/h capacitate.

Sistemul apei de răcire – apa de răcire este asigurată din râul Mureș în circuit deschis și parțial în circuit mixt, prin intermediul a două turnuri de răcire.

1.4 Modernizarea termocentralei Deva

Scopul principal al modernizării termocentralelor pe cărbune este creșterea siguranței și a eficienței în funcționare și reducerea nivelului de emisii.

Strategia de dezvoltare a producției de energie electrică a Ministerului Industriei și Resurselor și a Termoelectrica prevede ca la termocentrala Mintia să se realizeze un program complex de modernizări și reabilitări a celor 6 grupuri energetice și a instalațiilor auxiliare.

Programul de modernizare a grupurilor energetice a început în anul 2000, cu grupul nr. 3 , care a funcționat peste 200000 de ore. Durata sa de viață va crește după modernizare cu 100000 de ore. Proiectul se realizează cu un credit de la Banca mondială și se implementează de către un consorțiu format din Fortum Engieneering – Finlanda, Altstom Energie – Germania și Itochu Corporation – Japonia. După modernizare puterea electrică a grupului numărul 3 va crește de la 210 MW la 234,8 MW.

Principalele componente modernizate sunt:

cazanul – reabilitarea sistemului sub presiune, înlocuirea morilor de cărbune și sistemul de aer primar, înlocuirea arzătoarelor, a suflătoarelor de cenușă, etc.

turbina – s-a înlocuit CIP, CMP și rotorul CJP; cu ocazia înlocuirii turbinei se va reface și instalația de termoficare pentru a se putea livra o cantitate de căldură de 120 Gcal/h. Circuitele de abur de prize, de condens principal, de condens secundar, de apă de alimentare necesită retehnologizare sau înlocuire.

generatorul electric – rotorul generatorului va suferi o rebilitare profundă în scopul creșterii siguranței în funcționare.

=== Cap 2 ===

2. PREZENTAREA NORMATIVELOR ȘI REGLEMENTĂRILOR PRIVIND FUNCȚIONAREA ECONOMICĂ A GRUPURILOR ENERGRTICE

2.1 Regulament privind asigurarea funcționării economice a centralelor –

PE 012/92

Dispoziții generale

1.1. Prezentul Regulament stabilește cadrul general pentru asigurarea funcționării economice a centralelor electrice.

1.2. În cuprinsul regulamentului sunt precizate obligațiile personalului din Direcția Generală de Producere a Energiei Electrice și Termice, Direcția Generală a Dispecerului Energetic Național, filialele de centrale electrice și centralele electrice, pentru normarea și realizarea consumurilor specifice de combustibil și a consumurilor proprii tehnologice de energie electrică pentru producerea energiei electrice și termice destinate livrării și pentru asigurarea funcționării economice a centralelor electrice și a agregatelor din centralele electrice, în condițiile încadrării în combustibilii programați, funcționării sigure a instalațiilor, respectării comenzii operative de dispecer și alimentării în condiții contractuale a consumatorilor de energie termică.

1.3. La filialele de centrale electrice și la centralele electrice se numește prin decizii interne personalul cu atribuții de normare, urmărire a realizării și reducerii normelor de consum de combustibil și de energie electrică și a funcționării centralelor electrice și a agregatelor din aceste centrale.

Atribuțiile conducerii centralei electrice privind asigurarea funcționării economice

stabilirea de sarcini secțiilor de exploatare și reparații-întreținere, privind respectarea regimurilor optime de funcționare și executarea tuturor lucrărilor de reparații, care vizează funcționarea economică și siguranța în funcționare, în bune condiții și la termenele stabilite;

analiza critică zilnică a modului în care se respectă parametrii, încărcările agregatelor din punct de vedere termic și electric, realizarea normelor de consum, stabilirea măsurilor ce se impun pentru eliminarea abaterilor, încadrarea în norme și evitarea oricărei forme de consum neeconomic de combustibil și energie electrică;

inițierea și avizarea lucrărilor de retehnologizare și de introducere a noi instalații pentru îmbunătățirea performanțelor tehnico-economice ale agregatelor;

asigurarea condițiilor pentru prelucrarea automată a datelor referitoare la funcționarea economică a centralelor electrice;

asigurarea elaborării și avizării programelor de măsuri pentru încadrarea în normele de consum de combustibil și energie electrică și pentru raționalizarea acestor consumuri;

asigurarea elaborării și avizării listelor de lucrări pentru reparația agregatelor și introducerii în aceste liste a lucrării pentru îmbunătățirea funcționării economice a instalațiilor;

analiza lunară a normelor de consum de combustibil și energie electrică și a încărcării agregatelor din punct de vedere termic și electric și a modului de realizare a programelor de măsuri pentru reducerea normelor de consum;

2.1.3 Calculul și normarea consumurilor specifice de combustibil și a consumului propriu de energie electrică pentru producerea energiei electrice și a energiei termice destinate livrării

Pentru urmărirea, analiza și normarea consumurilor de combustibili și de energie electrică, în centralele electrice se calculează următoarele consumuri:

consum specific de combustibil convențional total (brut) pentru producerea energiei electrice;

consum specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice în regim de termoficare;

consum specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice în regim de condensație;

consum specific de combustibil convențional pentru producerea energiei termice în scopul livrării la terți;

consum propriu tehnologic de energie electrică pentru producerea și transformarea energiei electrice;

consum propriu tehnologic de energie electrică pentru producerea și transportul energiei termice;

consum specific de apă pentru producerea energiei electrice;

consum specific net de combustibil convențional pentru producerea în scopul livrării a energiei electrice;

consum specific net de combustibil convențional pentru producerea în scopul livrării a energiei termice;

a) Norma de consum specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice reprezintă raportul dintre combustibil convențional consumat pentru producerea energiei electrice (exprimată în tcc) și energia electrică produsă (măsurată în MWh). Acxeastă normă se exprimă în tcc/1000 MWh sau în gcc/kWh.

Combustibilul convențional consumat pentru producerea energiei electrice în centralele termoelectrice este egal cu suma următoarelor consumuri:

consumurile cazanelor de abur din centralele termoelectrice care nu livrează energie termică în afara lor;

o parte din consumurile cazanelor de abur care alimentează turbinele de abur din centralele electrice de termoficare, și anume acea parte care servește la producerea energiei electrice ;

Consumul specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice total (brut ) se calculează cu releția :

(1)

în care:

Be este consumul de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice , în kg c.c. și care se calculează cu relația :

(tone c.c.) (2) ,

în care :

Btotal este cantitatea de combustibil convențional consumată de cazanele de abur energetic, cazanele de abur industrial și apă fierbinte ale centralei termoelectrice care se calculează cu releția :

(3)

în care :

– este cantitatea de combustibil consumată și care se exprimă în unități naturale ;

– este puterea calorifică inferioară a combustibililor consumați, care este egală cu cea plătită furnizorului, din care se scad perisabilitățile calitattive admise (în cazul combustibilor solizi).

Bt este cantitatea de combustibil convențional consumată pentru energia termică produsă în scopul livrării la terți.

(4)

în care :

Cspt este consumul specific de combustibil convențional pentru energia termică produsă în scopul livrării la terți determinată conform formulei (12).

Q este cantitatea de căldură produsă pentru a fi livrată, exprimată în Gcal;

Ba.c. este cantitatea de combustibil convențional pentru alte consumuri care nu se inclu în normele de consum.

E este energia electrică produsă de termocentrală, în MWh.

(5)

Ei este cantitatea de energie electrică produsă de agregatul i al centralei electrice, determinată pe baza indicațiilor contoarelor de energie electrică, montate la bornele generatoarelor electrice.

b) Consumul specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice în regim de termoficare se calculează cu relația :

(gcc/kWh) (6)

unde:

(gcc/kWh) (7)

în care :

i este numarul de agregate în funcțiune din centrala electrică de termoficare;

este randamentul cazanului sau sălii cazanelor, calculat prin metoda indirectă;

este randamentul conductelor;

este randamentul generatorului;

este randamentul mecanic al grupului turbogenerator.

c) Consumul specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice în regim de condensație se calculează cu relația:

(gcc/kWh) (8)

în care :

Be reprezintă consumul de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice și se calculează cu relația ( 2 );

Btf este consumul de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice în regim de termoficare, care se calculează cu relația :

(kg cc) (9)

în care :

este consumul specific de combustibil convențional pentru producerea energiei electrice în regim de termoficare și se calculează cu relază cu relația (6) ;

Etf este energia electrică produsă în regim de termoficare și se calculează cu relația :

(MWh) (10)

în care:

Qi este cantitatea de căldură produsă pentru a fi livrată la terți la care se adaugă energia termică produsă pentru consumurile tehnologice ale centralei (gospodăria de combustibil, tunel de desgheț, stația de tratare chimică a apei etc.) de către sursa i.

Yi este indicele de termoficare care se calculează astfel:

(11)

în care:

ip este entalpia aburului livrat din prizele turbinei, în kcal/kg;

a reprezintă valoarea procentruală a debitului condensului returnat;

ic entalpia condensului returnat, în kcal/kg;

ib entalpia apei de adaos în ciclu, în kcal/kg;

ia entalpia aburului viu la intarea în turbină, în kcal/kg;

ipm semisuma entalpiilor prizelor regenarative interne care preâncălzesc condensatul returnat, în kcal/kg;

ia1 este entalpia apei de alimentare la ieșirea din circuitul regenerativ, în kcal/kg;

iiesCIP este entalpia aburului la ieșirea din corpul de înaltă presiune a turbinei, în kcal/kg;

iintrCMP entalpia aburului la intrarea în corpul de medie presiune a turbinei, în kcal/kg;

randamentul mecanic al grupului turbogenerator;

randamentul generatorului.

Ecd este energia electrică produsă în regim de condensație, care se calculează cu relația:

Ecd = E – Etf (MWh) (12)

în care:

E este energia electrică produsă de termocentrală, în MWh și se calculează cu relația (5).

Etf este energia electrică produsă în regim de termoficare și se calculează cu relația (10).

d) Norma de consum specific de combustibil convențional pentru producerea energiei termice în scopul livrării la terți reprezintă raportul dintre combustibilul convențional consumat pentru producerea energiei termice (exprimată în tcc) și energia termică produsă pentru a fi livrată (exprimată în Gcal). Această normă se exprimă în tcc/1000 Gcal sau kgcc/Gcal.

Consumul de combustibil convențional pentru producerea energiei termice este egal cu suma următoarelor consumuri:

consumul cazanelor de apă fierbinte ;

consumul cazanelor de abur de joasă presiune care nu alimentează grupuri energetice;

partea din consumul cazanelor de abur energetic care servește la producerea energiei termice.

Energia termică produsă pentru a fi livrată cuprinde energia termică facturată, la care se adaugă pierderile de căldură în rețele din afara incintei centralei până la punctul de măsură și decontare cu consumatori termici.

Aceasta se calculează cu relația:

(kgcc/Gcal) (13)

unde:

Qi este cantitatea de căldură produsă pentru a fi livrată de fiecare sursă a centralei;

(kgcc/Gcal) (14)

în care:

este randamentul cazanului, măsurat prin metoda directă;

este randamentul conductelor;

este randamentul boylerelor.

e) Norma de consum propriu tehnologic de energie electrică pentru producerea și transformarea energiei electrice reprezintă raportul dintre energia electrică consumată pentru producerea și transformarea energiei electrice (exprimată în MWh) și energia electrică produsă (exprimată în MWh).

Această normă se exprimă în MWh / 100 MWh și se calculează cu relația :

(%) (15)

unde:

Eprodus este energia electrică produsă de agregatele din centrala electrică, măsurată la bornele generatoarelor electrice;

(MWh) (16)

în care:

Eelectric este cantitatea de energie electrică consumată de serviciile interne ale centralei, exclusiv pentru producerea și transformarea energiei electrice, care se calculează cu relația:

(MWh) (17)

unde:

– este energia electrică consumată de pompele de condens principal;

EEPC este energia electrică consumată de electropompele de apă de răcire ale turbinei;

EIC este energia electrică consumată de alte agregate auxiliare care participă exclusiv, la producerea energiei electrice;

Etr este energia electrică consumată de instalațiile de ventilație ale transformatoarelor electrice ale blocurilor energetice.

Ece este energia electrică consumată de serviciile interne comune pentru producerea energiei electrice și se calculează cu relația:

(MWh) (18)

în care:

Qab.caz. este cantitatea de căldură conținută în aburul produs de cazanele de abur energetic (care alimentează turbine cu abur), în Gcal;

Qe cantitatea de căldură produsă de cazane pentru producerea energiei electrice, în Gcal, care se calculează cu relația:

(Gcal) (19)

în care:

Qprize este cantitatea de căldură produsă de prizele turbinelor în scopul livrării la terți ;

QSRR este cantitatea de căldură produsă de cazanele de abur energetic pentru a fi livrată prin stațiile de reducere-răcire;

este randamentul conductelor ;

este randamentul boylerelor ;

este randamentul stațiilor de reducere-răcire;

Ecomun este energia termică consumată la serviciile interne care participă atăt la producerea energiei electrice, cât și la producerea energiei termice ;

f) Norma de consum propriu tehnologic de energie electrică pentru producerea și transportul energiei termice în scopul livrării la terți reprezintă raportul dintre energia electrică consumată pentru producerea energiei termice (exprimată în MWh) și energia termică produsă pentru a fi livrată la terți (exprimată în Gcal), măsurată la punctele de măsură și decontare cu consumatori termici.

Această normă se exprimă în MWh / 1000Gcal sau kWh/Gcal.

Energia electrică consumată pentru producerea energiei termice este constituită din suma următoarelor consumuri:

a. energia electrică consumată la cazanele de abur care nu alimentează turbine cu abur;

b. energia electrică consumată la cazanele de apă fierbinte;

c. o parte din consumul de energie electrică al cazanului de abur energetic și turbinele de abur din centralele electrice de termoficare, și anume acea parte care servește la producerea energiei termice;

energia electrică consumată pentru pomparea apei calde în rețelele de termoficare, constituită din consumul pompelor de termoficare și al pompelor de adaos în rețeaua de termoficare.

Această normă se calculează cu relația:

(kWh/Gcal) (20)

în care:

Qprodus este cantitatea de căldură produsă pentru a fi livrată;

(MWh) (21)

unde:

Ece este energia electrică consumată de serviciile interne comune pentru producerea energiei electrice și se calculează cu relația (18) ;

Ecomun este energia termică consumată la serviciile interne care participă atăt la producerea energiei electrice, cât și la producerea energiei termice ;

Etermic este energia electrică consumată de serviciile interne, exclusiv pentru producerea și transportul energiei termice și se calculează cu relația :

(MWh) (22)

în care:

EcdB este energia electrică consumată de electropompele de condens boyler;

EPRT este energia electrică consumată de electropompele pentru rețeaua de termoficare;

ECAI este energia electrică consumată pentru producerea aburului industrial în cazane care nu alimentează turbinele de abur;

ECAF este energia electrică consumată de cazanele de apă fierbinte;

Eit este energia electrică consumată de alte agregate auxiliare care participă exclusiv la producerea energiei termice.

2.1.4. Norme de consum specific de combustibil convențional globale

În vederea comparării funcționării centralei în cauză cu funcționarea altor termocentrale, se utilizează norme globale, sintetice, care înglobează întreaga activitate de producere a energiei electrice și termice.

Aceste norme sunt:

consum specific net de combustibil convențional pentru livrarea energiei electrice;

consum specific net echivalent de combustibil convențional pentru livrarea producției de energie electrică și termică;

a) Norma de consum specific net de combustibil convențional pentru livrarea energiei electrice reprezintă raportul dintre combustibilul convențional consumat pentru producerea energiei electrice (exprimat în tcc) și energia electrică livrată (exprimată în MWh).

Combustibilul convențional consumat pentru producerea energiei electrice este cel definit la punctul precedent.

Energia electrică livrată este cantitatea de energie electrică livrată măsurată la ieșirea transformatoarelor ridicătoare de tensiune, la care se adaugă energia electrică livrată direct la terți din serviciile interne ale centralelor.

(g cc /kWh) (23)

în care:

Be este cantitatea de combustibil consumată pentru producerea energiei electrice (g cc) și care se calculează cu relația (2) ;

Elivrat este cantitatea de energie electrică livrată de termocentrală (kWh) ;

b) Norma de consum specific net echivalent de combustibil convențional pentru livrarea producției de energie electrică și termică reprezintă raportul dintre combustibilul convențional total consumat de termocentrală pentru producerea energiei electrice și termice (exprimat în tcc) și producția echivalentă de energie electrică și termică (exprimată în MWh ). Această normă se exprimă în tcc/1000 MW sau în gcc/kWh.

Consumul de combustibil convențional este egal cu suma următoarelor consumuri:

a. consumul cazanelor de abur care alimentează turbinele cu abur din centralele electrice de termoficare pentru producerea energiei electrice și termice;

b. consumul cazanelor de apă fierbinte;

c. consumul cazanelor de abur de joasă presiune care nu alimentează grupuri energetice;

Energia electrică echivalentă livrată consumatorilor reprezintă producția echivalentă a centralei electrice, ca sumă între energia electrică livrată și energia termică livrată, transformată în energie electrică echivalentă.

Asigurarea și controlul funcționării economice a agregatelor din centrale termoelectrice și a centralei termoelectrice

2.1.5.1 Funcționarea agregatelor din centralele termoelectrice

În vederea funcționării economice a agregatelor din centralele termoelectrice, este necesară urmărirea cel puțin a următoarelor elemente:

Pentru cazane:

– temperatura și presiunea aburului viu și intermediar;

– conținutul de CO2, O2, CO și H2 din gazele arse;

– temperatura gazelor de ardere la coș;

– conținutul de nearse în zgură și cenușă;

– puterea calorifică inferioară a combustibililor consumați

– granulația și finețea de măcinare a cărbunelui;

– debitul morilor de cărbune;

– temperatura aerului de ardere la intrarea în cazan, după calorifer și după preîncălzitorul de aer;

– temperatura apei de alimentare după economizor;

– procentul de purjă;

– debitul și temperatura gazelor de furnal și cocs la ieșirea din preîncălzitor;

– debitul gazului natural și păcurii consumate.

Pentru turbine cu abur:

– temperatura și presiunea aburului viu și intermediar la intrarea în turbină;

– vidul în condensator;

– temperatura și presiunea apei de răcire intrare-ieșire condensator;

– respectarea periodicității de curățire a condensatoarelor;

– temperatura apei de alimentare finală și după fiecare treaptă de preîncălzire regenerativă;

– debitul de apă de adaos în ciclu;

– parametrii și sarcina termică a prizelor reglabile;

– sarcina termică a boylerelor;

– debitul stațiilor de reducere-răcire;

– temperatura condensului după condensatoare;

– debitul de aer extras din condensatoare (la agregatele prevăzute cu diafragme de măsură);

– regimul de funcționare a pompelor de apă de alimentare, de condens și de circulație situate în sala mașinilor;

– presiunea aburului după treapta de reglat;

Pentru circuitul de răcire:

– debitul total de apă de răcire vehiculat în circuit;

– debitul și temperatura apei prelevate din râu;

– debitul de apă de răcire recirculată prin turnuri;

– debitul de apă recirculată fără răcire în turnuri (amestec);

– temperaturile apei la intrarea și ieșirea din turnurile de răcire;

– debitul și temperatura apei evacuate la râu;

– debitul de adaos și debitul purjei;

Pentru generatoare electrice:

– temperaturile agenților de răcire;

– presiunea și puritatea hidrogenului;

– temperaturile înfășurărilor;

Pentru transformatoare bloc:

– funcționarea sistemului de răcire în funcție de sarcină;

Funcționarea centralelor termoelectrice

Funcționarea centralelor termoelectrice, din punct de vedere economic, se urmărește prin:

consumul specific de combustibil convențional;

Acesta se urmărește prin:

– calculul zilnic al valorilor realizate și compararea lor cu valorile normate;

– analiza zilnică a parametrilor de exploatare ai agregatelor și a altor elemente care influențează mărimea consumurilor specifice de combustibil realizate;

calculul abaterilor de consum specific de combustibil de la funcționarea optimă a agregatelor;

consumul propriu tehnologic de energie electrică;

Acesta se urmărește prin:

– calculul zilnic al valorilor realizate și compararea lor cu valorile normate;

– analiza consumurilor proprii realizate pentru producerea energiei electrice și termice;

zilnic, se compară consumul propriu tehnologic realizat de centrală, CAF și CAI cu cel rezultat din curbele de referință;

repartiția optimă pe agregate a sarcinii electrice și termice astfel încât consumul de combustibil să fie minim;

La termocentralele care funcționează pe bază de cărbune se analizează zilnic și următoarele:

– consumul de hidrocarburi de adaos, evidențiindu-se cauzele abaterilor față de consumul optim;

– situația funcționării morilor de cărbune;

– urmărirea și evidențierea navetelor de cărbune livrate de furnizorii din țară și din import;

– situația puterii calorifice a cărbunelui recepționat;

– cantitățile de cărbune recepționate;

DISPOZIȚII FINALE

Răspunderea pentru funcționarea economică a centralelor electrice, potrivit prezentului regulament, revine conducerii filialelor de electrocentrale, secțiilor de exploatare și de reparații ale centralelor, personalului numit de conducere, precum și întregului personal din centrale, în limita atribuțiilor rezultate din fișele de post.

Regulament pentru analiza și evidența evenimentelor accidentale din instalațiile de producere, transport și distribuție a energiei electrice și termice – ( PE 005-2/99 ).

Obiectul, domeniul de aplicare, scopul urmărit

1.1. Obiectul prezentului Regulament îl constituie stabilirea cadrului normativ în care se desfășoară din punct de vedere tehnic, în ramura energiei electrice și termice, activitatea de înregistrare, analiză și circulație a informațiilor privind evenimentele accidentale care au loc în instalațiile de producere, transport și distribuție a energiei electrice și termice.

1.2. Sub incidența prezentului Regulament intră toate evenimentele accidentale care au loc în instalațiile din:

centralele termoelectrice și hidroelectrice;

centralele termice;

rețelele electrice de transport;

rețelele electrice de distribuție;

rețelele de transport și distribuție a energiei termice aflate în gestionarea Companiei Naționale de Electricitate.

1.3. În funcție de instalația unde apar, de efectul asupra funcționării acesteia și a ansamblului instalațiilor de producere, transport și distribuție a energiei electrice și termice, evenimentele accidentale care se înregistrează și se analizează se clasifică în:

defecțiuni tehnice în instalațiile din centralele și rețelele electrice;

deranjamente în rețelele electrice de joasă tensiune (sub 1 kV);

întreruperi de scurtă durată, ca urmare a funcționării automatizărilor;

incidente în centrale și rețele electrice;

1.4. Scopul efectuării analizelor și ținerii evidențelor privind evenimentele accidentale este:

– cunoașterea gradului de siguranță în funcționarea a instalațiilor și a SEN în ansamblu;

– cunoașterea modului de satisfacere a consumatorilor de energie electrică și termică;

– cunoașterea gradului de pregătire a personalului de exploatare și a modului cum se efectuează lucrările de întreținere;

– stabilirea măsurilor cu caracter tehnic și/sau economic pentru creșterea fiabilității echipamentelor și schemelor tehnologice, îmbunătățirea activității de exploatare, întreținere, reparații, proiectare, execuție și dezvoltare a sistemului energetic;

– stabilirea unor măsuri care să conducă, odată cu creșterea siguranței în funcționare, la diminuarea costurilor de exploatare-întreținere;

Evenimente accidentale – definiții, clasificări, caracteristici.

Evenimentele accidentale sunt acele evenimente întâmplătoare din exploatarea instalațiilor de producere, transport și distribuție a energiei electrice și termice care conduc la modificări ale stării sau schemei de funcționare a acestora sau la abateri ale unor parametrii sau caracteristici de funcționare în afara limitelor stabilite prin reglementări sau contracte, cu sau fără repercusiuni privind alimentarea cu energie electrică sau termică a consumatorilor.

Aceste evenimente pot conduce la:

indisponibilizarea accidentală, totală sau parțială, a unei instalații de producere, transport sau distribuție a energiei electrice și termice;

perturbații de sistem;

pierderea accidentală de combustibil;

întreruperea sau limitarea accidentală a alimentării cu energie electrică sau termică a consumatorilor;

reducerea puterii electrice produse sau a cantității de căldură în afara dispozițiilor dispecerului;

Defecțiunile tehnice în instalațiile din centralele și rețelele electrice sunt evenimentele constând în abateri ale parametri funcționali sau defectări ale unor componente ale ansamblurilor funcționale menționate în Anexa B, care nu au consecințe asupra acestor ansambluri și nu afectează consumatorii sau producția de energie electrică și termică.

Întreruperile de scurtă durată, ca urmare a funcționării automatizărilor sunt evenimentele accidentale al căror efect în timp are o durată mai mică de 30 s. De exemplu: RAR, RABD, AAR, AUR.

Incidentele în centrale și rețele electrice sunt evenimentele accidentale care se manifestă prin modificarea stării anterioare a ansamblurilor funcționale menționate în Anexa B, prin abateri ale parametrilor funcționali ai acestora sau prin reduceri ale puterii electrice produse pe centrală sau pe grupuri energetice, indiferent de efectul lor asupra consumatorilor și indiferent de momentul în care se produc.

Pentru acest tip de eveniment accidental se poate utiliza și denumirea de avarie.

Incidentele se clasifică în:

Incidentul izolat care:

nu conduce și la apariția altor incidente;

afectează starea de funcționare și a altor instalații dar numai ca urmare a acționării corecte a elementelor de protecție și automatizare cu care acestea sunt prevăzute.

Incidentul primar care conduce la apariția altor evenimente definite la rândul lor ca incidente.

Incidentul asociat care are loc ca urmare a incidentului primar.

Cauza incidentului este deficiența sau fenomenul care provoacă, la un moment dat și în anumite condiții, apariția incidentului. Pentru fiecare incident se atribuie o cauză distinctă.

Durata incidentului este intervalul de timp cuprins între momentul apariției incidentului și momentul rezolvării tuturor consecințelor lui. Momentul rezolvării tuturor consecințelor este momentul cel mai întârziat al rezolvării uneia dintre următoarele situații corespunzătoare incidentului respectiv:

– revenirea la parametrii funcționali dinainte de producerea incidentului a ansamblului funcțional afectat de incident sau, după caz, înlocuirea acestuia cu rezerva sau restabilirea condițiilor de funcționare a schemelor tehnologice respective;

– alimentarea consumatorilor cu energie electrică sau termică la parametrii solicitați;

– eliminarea reducerii de putere electrică produsă pe centrală sau pe grupuri energetice;

Durata indisponibilității accidentale a unui ansamblu funcțional este intervalul de timp socotit din momentul ieșirii accidentale din funcțiune a acestuia până la:

– repunerea în funcțiune a ansamblului respectiv la parametrii solicitați;

– trecerea în rezervă aprobată de treapta de conducere operativă cu autoritate de decizie, în cazul în care nu mai este necesară repunerea în funcțiune;

– trecerea în reparație planificată, în cazul în care această reparație începe, conform programării, înainte de repunerea în funcțiune sau de trecerea în rezervă a ansamblului respectiv;

Durata întreruperii în alimentarea consumatorilor (parțială sau totală) este intervalul de timp cuprins între momentul în care, din cauză unei indisponibilități temporare ca urmare a unui incident, consumatorului nu i s-a putut livra energia electrică sau debitul de căldură la parametrii contractuali.

Energia electrică sau termică nelivrată consumatorilor este energia electrică sau termică care nu a fost livrată consumatorilor pe durata întreruperii sau limitării alimentării cauzate de incident. Această energie se calculează astfel:

– în cazul întreruperilor având o durată de cel mult 60 min, ca produsul dintre consumul (puterea sau debitul de căldură) înregistrat la ora cea mai apropiată de momentul apariției incidentului și durata întreruperii calculată conform alineatului precedent;

– în cazul întreruperilor având o durată mai mare de 60 min, ca produsul între consumul mediu înregistrat în ziua precedentă (exclusiv zilele de repaus și sărbătorile legale) în orele corespunzătoare și durata întreruperii calculată conform alineatului precedent;

– în cazul în care nu este prevăzută înregistrarea orară a consumului, se vor folosi datele rezultate din măsurători sau datele din evidența statistică privind consumul mediu orar corespunzător perioadei calendaristice respective;

Energia electrică sau termică indisponibilă accidental este energia electrică sau termică ce ar fi fost produs de un grup/bloc pe durata în care a fost scos din funcțiune sau a funcționat cu putere redusă sau debit redus, ca urmare a unui incident, și care se calculează ca produsul dintre reducerea de putere sau debit și durata acestei reduceri.

Cheltuielile generate de apariția unui incident în centralele termoelectrice

Principalele categorii de cheltuieli în urma unui incident sunt:

cheltuieli pentru mentenanță care reprezintă suma tuturor cheltuielilor necesare mentenanței corective ( reparațiile accidentale executate la toate componentele afectate) pentru înlăturarea consecințelor incidentului; aceste cheltuieli cuprind:

– costul manoperei (costul salariilor personalului implicat în executarea reparațiilor după incident);

– costul materialelor, echipamentelor și pieselor de schimb;

– alte costuri: pentru transport personal de reparații, transport materiale, utilaje, plăți acces teren, pentru autorizații și avize de lucrări, refacere pavaje carosabil etc.

cheltuieli pentru porniri-opriri care reprezintă:

a) costul combustibilului pierdut cu ocazia opririi, respectiv pornirii ansamblului funcțional afectat de incident, și anume:

– combustibilul pierdut ca urmare a răcirii utilajului la temperatura de lucru;

– combustibilul consumat pentru pornirea din rezervă a altui utilaj pentru înlocuirea celui defect;

– combustibilul consumat pentru menținerea în funcțiune a cazanelor când nu se produce energie electrică, chiar dacă se folosesc instalații de reducere-răcire, dar sunt intervenții la turbină și generator, pe partea electrică, etc.

b) cheltuieli pentru consumuri suplimentare de:

– energie electrică în procesul de oprire, pornire, menținere în situațiile de mai sus;

– costul chimicalelor, apei de adaos, apei de răcire, etc.

cheltuieli pentru daune plătite la consumator în urma întreruperii (totale sau parțiale) a alimentării consumatorilor, din cauza incidentelor din centrale, pentru energia (electrică sau termică) nelivrată.

2.2.4 Prelucrarea informațiilor referitoare la evenimentele accidentale din centralele electrice

Prin prelucrarea lunară și anuală a datelor referitoare la incidente, se obțin următoarele informații sintetice și indicatorii:

N – numărul total de incidente

din care cu deteriorări Ndet

TI [ore] – durata totală a incidentelor

din care cu deteriorări TIdet

(24)

unde Ti este durata incidentului i;

EI [MWh] – energia electrică total indisponibilă accidental ca urmare a incidentelor

(25)

unde Ei este energia electrică indisponibilă datorită incidentului i;

En [kWh] – este energia electrică totală nelivrată la consumatori ca urmare a incidentelor

(26)

unde ei este energia electrică nelivrată (întreruptă) la consumatori în urma incidentului i ;

C [mil. lei] – costurile legate de incident

(27)

unde ci sunt cheltuielile totale (pentru mentenanță, pentru pierderi, pentru daune plătite consumatorilor) în urma incidentului i ;

I[%] – indicele specific de incidente (calculat pentru un anumit tip de ansamblu funcțional)

(28)

unde Ninv este numărul ansamblurilor de tipul respectiv din inventar ;

Tm [ore] – durata medie a unui incident

(29)

r[ore-1] – rata de incident (calculatâ pentru un anumit tip de ansamblu funcțional)

(30)

unde TF este durata totală de funcționare pentru ansamblul considerat în perioada de referință (lună, an) .

=== Cap 4 ===

4. CALCULUL INDICATORILOR DE COMPORTAMENT AI CENTRALEI TERMOELECTRICE DE LA DEVA

În acest capitol se va prezenta metodologia de calcul a indicatorilor de comportament folosită de NARC (National American Reliability Council), care va fi apoi aplicată pentru centrala termoelectrică de la Deva. Acest consiliu analizează comportamentul centralelor din SUA cu ajutorul programului GADS (Generating Availability Data System). În continuare se vor explica termenii folosiți pentru a calcula indicatorii de comportament precum și formulele de calcul ale acestora.

4.1 Definiții ale mărimilor implicate

4.1.1. Stările de funcționare și staționare

Unitățile actuale în funcționare – numărul de unități care se află în funcționare.

Vârsta componentei – durata de timp în care componenta s-a aflat în serviciu comercial.

Tentativa de punere în funcțiune – numărul de încercări de punere în funcțiune după ce componenta se defectează. Repetarea defecțiunilor provenite de la aceleași cauze, fără a încerca acțiuni corective , sunt considerate ca fiind o singură tentativă.

Disponibilitatea – starea în care componenta este capabilă să furnizeze servicii, pentru orice funcție programată.

Reducerea forțată a sarcinii de funcționare (D1, D2, D3) – defectarea neplanificată a unei componente (imediată, întârziată, amânată), sau alte condiții care conduc la reducerea sarcinii de funcționare imediate, în timp de șase ore sau înainte de sfârșitul săptămânii următoare.

Oprirea forțată (U1, U2, U3, SF) – defectarea neplanificată a unei componente (imediate, întârziate, amânate, defectarea la pornire) sau alte condiții care conduc la scoaterea din funcțiune a componentei imediate, în șase ore sau înainte de sfârșitul săptămânii următoare.

Reducerea reparațiilor curente sau a reviziilor (D4) – amânarea efectuării reparațiilor componentei defectate, până la următoarea reparație planificată, cu consecința reducerii capacității de funcționare până la următoarea oprire planificată.

Oprirea pentru reparații curente sau revizii (MO) – scoaterea din funcțiune a unei unități, pentru a efectua lucrări de reparație a componentelor defecte, cu consecința că unitatea să fie scoasă din serviciu înainte de următoarea oprire programată MO; poate apărea în orice moment, în timpul anului, are date flexibile de începere și poate avea sau nu durate predeterminate (specificate).

Prelungirea opririlor pentru reparații curente sau revizii (SEMO) – prelungirea opririi unității pentru efectuarea reparațiilor curente sau a reviziilor.

Reducerea planificată a sarcinii de funcționare (PD) – scoaterea din funcțiune a unei componente pentru efectuarea reparațiilor planificate, cu o durata predeterminată; aceasta presupune reducerea sarcinii de funcționare.

Întreruperea planificată (PO) – scoaterea din funcțiune a unității pentru efectuarea reparațiilor componentelor defecte; data de începere a reparațiilor și duratele acestora sunt bine determinate (reparații anuale, inspecții, testări); întreruperile planificate presupun oprirea totală a funcționării unității.

Prelungirea întreruperilor planificate (SEPO) – prelungirea opririi pentru efectuarea reparațiilor planificate.

Oprirea în rezervă (Puterea în rezerva statică) – starea în care componenta este disponibilă pentru efectuarea serviciilor și se află în stare de așteptare din considerente economice.

Reduceri programate (D4, PD) – combinație între reducerea reparațiilor curente sau a reviziilor și reducerea planificată a sarcinii de funcționare.

Oprirea planificată (MO, PO) – combinația între oprirea pentru reparații curente sau revizii și întreruperea planificată

Prelungirea opririi planificate (SE) – prelungirea opririi pentru reparații curente sau revizii și întreruperea planificată

Indisponibilitatea – starea în care componenta nu poate funcționa din cauză unei restricții exterioare, a unor testări, a efectuării lucrărilor de performanță sau din cauza altor condiții nefavorabile

4.1.2. Durate

Durata disponibilă – suma tuturor timpilor de funcționare (SH), timpul în rezervă statică (RSH), a timpilor de pompare și a timpilor de sincronizare.

Durata indisponibilă – suma duratelor întreruperilor planificate (POH), opririi forțate (FOH), opririlor pentru reparații curente sau revizii MOH și prelungirile timpului de întrerupere planificată (SEPOH) și opririlor pentru reparații curente sau revizii (MOH)

Timpul echivalent de reducere forțată a sarcinii de funcționare – produsul dintre durata reducerii forțate a sarcinii de funcționare și rata de reducere a sarcinii de funcționare, împărțit la capacitatea maximă netă.

Durata reducerii forțată echivalentă în timpul opriri de rezervă (EFDHRS)* – produsul dintre durata reducerii forțate (FDH) a sarcinii de funcționare (numai în timpul opririi de rezervă (RS)) și rata de reducere a sarcinii de funcționare, împărțit la capacitatea maximă netă.(NMC).

Durata reducerii planificate echivalente a sarcinii de funcționare (EPDH)* – produsul dintre durata reducerii planificate a sarcinii de funcționare (PDH) și rata de reducere a sarcinii de funcționare, împărțit la capacitatea maximă netă (NMC).

Durata reducerii programate echivalentă (ESDH)* – produsul dintre durata reducerii planificate (SDH) și rata de reducere a sarcinii de funcționare, împărțit la capacitatea maximă netă (NMC).

Reducerea neplanificată echivalentă a sarcinii de funcționare – produsul dintre reducerea neplanificată a sarcinii de funcționare (UDH) și rata de reducere a sarcinii de funcționare, împărțit la capacitatea maximă netă (NMC).

Reducerea forțată a sarcinii de funcționare (FDH) – suma tuturor duratelor înregistrate în timpul reducerii forțate a sarcinii de funcționare (D1, D2, D3).

Durata întreruperilor forțate (FOH) – suma tuturor duratelor înregistrate în timpul întreruperilor forțate.

Durata reparațiilor pentru reducerile de putere (MDH) – suma tuturor duratelor înregistrate în timpul reparațiilor reducerilor de putere și a prelungirilor acestora.

Durata opririlor pentru reparații curente sau revizii (MOH) – suma duratelor înregistrate în timpul opririi pentru reparații curente sau revizii (MO) și prelungirea opririlor pentru reparații curente sau revizii (SEMO).

4.2 Calculul indicatorilor de comportament pentru Centrala Termoelectricǎ de la Deva

Cu ajutorul datelor din exploatare prezentate în anexa 2 și a metodologiei de calcul americană s-au calculat urmǎtorii indicatori de comportament:

Datele statistice pentru anii 1999-2001 care au fost utilizate în determinarea indicatorilor de comportament:

4.2.1 Denumiri și formule de calcul pentru indicatorii de comportament.

AGE – vechimea

NCF – coeficientul net de utilizare a capacității de producere

unde: NAG – Producția momentană netă

PH – Durata perioadei totale

NMC – Capacitatea maximă netă

SF – coeficient de exploatare

unde: SH – Durata de timp în funcționare

PH – Durata perioadei în starea activă

NOF – coeficientul net de producere

Factorul de disponibilitate (AF)

unde: AH – Durata totală disponibilă

PH – Durata perioadei în starea activă

Coeficient echivalent de disponibilitate (EAF)

unde: EUDH – durata echivalentă a reducerii neplanificată a sarcinii de funcționare

EPDH – durata echivalentă a reducerii planificate a sarcinii de funcționare

ESEDH – durata echivalentă a reducerii sezoniere a sarcinii de funcționare

AH – Durata totală disponibilă

PH – Durata perioadei în starea activă

Rata opririlor forțate (FOR)

unde: FOH – durata opririlor forțate

SH – Durata de timp în funcționare

Coeficientul echivalent a opririlor forțate (EFOR)

unde: EFDH – durata echivalentă de reducere forțată a sarcinii de funcționare

EFDHRS – durata echivalentă de reducere forțată a sarcinii de

funcționare în timpul rezervei statice

SH – Durata de timp în funcționare

FOH – durata opririlor forțate

Cererea ratei echivalente a opririlor forțate (EFORd)

unde: f – coeficient de reducere a FOH

r – Durata medie a opririlor forțate

T – Media timpului de aflare în rezervă

D – Media timpului în funcțiune

unde: EFDH – durata echivalentă de reducere forțată a sarcinii de funcționare

FOH – durata opririlor forțate

SH – Durata de timp în funcționare

AH – Durata totală disponibilă

Coeficientul opririlor planificate (SOF)

unde: SOH – durata opririlor programate

POH – durata opririlor planificate

SE of POH – durata prelungirilor opririlor planificate

MOH – durata opririi pentru reparații curente sau revizii

SE of MOH – durata prelungirilor pentru reparații curente sau revizii

PH – Durata perioadei în starea activă

Coeficientul opririlor forțate (FOF)

unde: PH – Durata perioadei în starea activă

FOH – durata opririlor forțate

Fiabilitatea inițială (SR)

Media timpului de funcționare (ART)

unde: SH – Durata de timp în funcționare

=== Cap 5 ===

5. ANALIZA INFLUENȚEI COMPORTAMENTULUI ALEATORIU AL GRUPULUI ASUPRA EFICIENȚEI FUNCȚIONĂRII SALE ECONOMICE

5.1 Indicatori și parametri de funcționare necesari analizei

Din calculul preliminar al circuitului termic au rezultat următorii indicatori de eficiență ai grupului de 210 MW de la Deva:

consumul specific de abur (d)

d = 2,992 kg/kWh

consumul specific de căldură al centralei (q)

q = 2.699 kJ/kJ

consumul specific de combustibil (b)

b = 332 gcc/kWh

randamentul ciclului termic (ηt)

ηt = 43,8 %

Comportamentul aleator face ca aceste valori să nu fie obținute în exploatare, ele variind continuu în funcție de regimul de funcționare al grupului și de evenimentele neplanificate din timpul funcționării.

Principalii indicatori de comportament cu ajutorul cărora se poate cuantifica această influență sunt :

(t) – intensitatea de avarie. Acest indicator măsoară viteza de avarie și este cel mai reprezentativ parametru pentru a evalua fiabilitatea unui element.

(1)

Fig. 1 Forma clasică a lui (t)

zona I – defectele de tinerețe – în această perioadă apar defectele de construcție; această perioadă se mai numește și rodaj. (t) este strict descrescătoare în timp.

zona II – maturitate – (t) este aproape constantă. Această perioadă se numește viață utilă.

zona III – îmbătrậnire – în această perioadă (t) este strict crescătoare în timp.

(2)

unde ART (Average Run Time) este media timpului de funcționare

μ(t) – intensitatea de reparare.

(3)

A(t) – disponibilitatea – probabilitatea ca la un moment dat un grup să se afle în funcționare.

Are o importanță deosebită disponibilitatea staționară – A(∞), (se mai numește și probabilitate de funcționare) :

(4)

4. – indisponibilitatea – probabilitatea ca la un moment dat un grup să se afle în reparare.

Are o importanță deosebită indisponibilitatea staționară – , (se mai numește și probabilitate de avarie):

(5)

5.2 Planificarea funcționării și exploatarea grupului

5.2.1.Planificarea funcționării grupului

Grupul este planificat să funcționeze timp de un an (8760 ore) cu o perioadă de revizie curentă (1200 ore) .

Fig.2

Fig. 3

În figura 2 este reprezentată planificarea funcționării grupului pe axa timp, iar în figura 3 planificarea energiei furnizate.

unde s-a notat:

F, funcționare normalǎ

RC, revizie curentă

Pn, putere nominală

Epl, energia furnizată planificată

EMP, energia ce ar fi fost furnizată dacă nu s –ar fi realizat revizia curentă

5.2.2. Comportamentul blocului în exploatare

În realitate însă grupul nu se comportă întocmai cum este planificat. Există abaterii de la această comportare. Pe lậngǎ cele două situații prezentate anterior (funcționare normală și revizie curentă) mai pot apare cel puțin două stării în care sistemul se poate afla:

avarii care conduc la oprirea forțată totală a grupului

avarii care reduc cu ΔP puterea nominală a grupului pentru o perioadă de timp Δτ

Fig. 4

unde s-a notat:

OF, sunt opririle forțate din perioada analizată.

RP, reducerile de putere din perioada analizată

EOF, energia nelivrată din cauza opririilor forțate

ERP , energia nelivrată din cauza reducerii de putere

Pentru a lua în considerare aceste evenimente nedorite (reduceri de putere și opriri forțate) avem nevoie, pe lậngă indicatori de comportament prezentați anterior, și de următorii indicatori :

DT, disponibilitatea de timp – raportul dintre perioada de timp în care grupul este disponibil (poate funcționa) și perioada de timp pe care se face analiza.

(6)

DE, disponibilitatea de energie – raportul dintre energia produsă și energia ce se putea produce dacă grupul ar fi funcționat fără întreruperi.

DE = GCF (7)

unde, GCF (Gross Capacity factor) se calculează ca raportul dintre energia produsă și produsul dintre perioada de timp pe care se face analiza și puterea nominală.

DP , disponibilitatea de putere – raportul dintre disponibilitatea de energie și disponibilitatea de timp.

(8)

Cheltuielile de exploatare anuale

Comportamentul aleator al grupului afectează una sau mai multe componente ale costului de exploatare anual. Ca urmare acesta este indicatorul de eficiență global cu ajutorul căruia se poate analiza influența comportamentului aleatoriu al grupului asupra eficienței acestuia.

Principalele cheltuieli de exploatare sunt :

cheltuieli cu combustibilul, Ccmb

cheltuieli cu personalul, Cpers

cheltuieli cu mentenanța preventrivă, CMP

cheltuieli cu mentenanța opririlor forțate, CMOF

cheltuieli cu pornirea, Cp

cheltuieli cu daune, D

Din cele prezentate mai sus rezultă următoarea relație de calcul a costului de exploatare anual:

Cexpl = Ccomb + Cpers + CMP + CMOF + Cp + D (9)

unde notațiile sunt cele prezentate mai sus.

a) Ccomb = Bh TF pcomb [$] (10)

Bh = b Pd = b DP PN [kg cc/h] (11) ,unde:

Bh este consumul orar de combustibil

b [kg cc/MWh] , consumul specific de combustibil

Pd [MW], puterea disponibilă

Dp [-] , disponibilitatea de putere

PN [MW], puterea nominală

TF = Tpl – TOF = DT (T – TMP ) (12) ,unde:

TF [h] este timpul de funcționare

Tpl [h] este timpul planificat de funcționare

TOF [h] este timpul de opriri forțate

T [h] este timpul pe care se face analiza (8760 h)

TMP [h] este timpul de mentenanță preventivă

DT [-] disponibilitatea de timp

pcomb [$/kg cc] este prețul combustibilului

Introducậnd relațiile (11) și (12) în (10) se obține relația pentru Ccomb

Ccomb = b DP PN DT (T – TMP) pcomb (13)

cum DT DP = DE

Ccomb = pcomb b DE PN (T – TMP) (14)

b) Cpers = ct. (15)

c) CMP = ct. [$] (16)

– CMP [$] este costul mentenanței preventive. Acesta este 4% din valoarea de înlocuire a grupului în cazul reviziei curente (1200 ore) respectiv 2,5 % în cazul reviziei tehnice (480 ore). Valoarea de înlocuire pentru grup este de 11.000.000 $.

d) CMOF = nOF cOF + nOF pcomb [$] (17) ,unde :

– nOF este numărul opririlor forțate

nOF = (18)

cOF [$/oprire] este costul specific al opririlor forțate

QP [MW] căldura pierdută la pornire

Qi [kcal/kJ] puterea calorifică inferioară a combustibilului

Se obține astfel relația pentru CMOF :

[$] (19)

e) D = Enel cdaune [$] (20) ,unde

Enel [MWh] , energia nelivrată din cauza opririlor forțate

Enel = TOF PN [MWh] (21)

[h] (22)

cdaune [$/MWh] este costul specific ce se plătește ca daună pentru energia nelivrată

din relațiile 20,21, 22 rezultă:

D = (23)

În final rezultă relația cheltuielilor anuale de exploatare :

(24)

Influența celor mai importanți indicatori de comportament asupra cheltuielilor de exploatare anuale

Dintre toți indicatorii și mărimile prezentate anterior o influență semnificativă asupra cheltuielilor de exploatare o au:

intensitatea de avarie ,

timpul de mentenanță preventivă , TMP (care poate fi timpul aferent unei revizii curente sau tehnice)

disponibilitatea de energie, DE

În această analiză cheltuielile de exploatare anuale au un mare dezavantaj: faptul că energia livrată se modifică odată cu modificarea indicatorilor. Cheltuielile de exploatare sunt calculate pentru cantități de energie diferite ceea ce face imposibilă analiza. Pentru a elimina acest neajuns voi folosi pentru analiză un indicator derivat de la acesta și anume cheltuielile de exploatare specifice, care se calculează cu relația:

[$/MWh] (27)

Cheltuiala de exploatare specifică este raportul dintre cheltuielile de exploatare anuale și energia furnizată anual. Această cheltuială este costul de exploatare pentru un MWh produs.

=== Influenta disponibilitate ===

Influența disponibilității de energie asupra costului specific de exploatare

În tabelul următor sunt sintetizate valorile costului specific funcție de variația disponibilității de energie pentru anumite valori fixe ale celorlalți doi parametri. Valorile sunt exprimate în [$/MWh]

Fig 10

Fig 11

Fig 12

Se pot trage aceleași concluzii ca și în subcapitolul precedent . În plus se poate observa că variația costului specific în funcție de disponibilitatea de energie nu mai este o dreaptă. Costul descrește odată cu creșterea disponibilității de energie însă nu descrește proporțional; la o creștere a disponibilității de energie costul descrește cu o valoare din ce în ce mai mică, astfel că va exista un punct peste care nu mai este rentabil să se mărească disponibilitatea de energie.

Acest punct se poate determina din graficul modificării costului specific între diferite valori ale disponibilității de energie.

Fig. 13

Din figura 13 se observă că punctul optim de funcționare pentru disponibilitatea de energie este în jurul valorii 40 – 50 % ; peste această valoare efectul (reducerea costului specific) fiind mai mic decật efortul (creșterea disponibilității de energie).

Concluzie :

Costul specific poate fi scăzut, așa cum am mai spus, prin modificarea intensității de avarie (în sensul scăderii sale), a disponibilității de energie (în sensul creșterii sale) și a politicii de mentenanță preventivă (în sensul adoptării politicii de tip revizie curentă). Drept urmare costul specific minim se va obține cậnd intensitatea de avarie este minimă, disponibilitatea de energie maximă și în cazul unei politici de mentenanță de tip revizie curentă.

Din punct de vedere al politicii de mentenanță nu se mai poate modifica mai mult de atật această variabilă în sensul îmbunătățirii ei, exceptậnd cazul unei revizii capitale, însă aceasta are loc la un interval de timp mai mare (cậțiva ani ).

Intensitatea de avarie este limitată din punct de vedere tehnic; ea situậndu-se între valorile 0,003 – 0,005 h-1, neputậndu-se coborî sub o anumită limită.

Disponibilitatea de energie este limitată, după cum am arătat, din considerente economice.

=== Influenta lamda ===

Influența intensității de avarie asupra costului specific de exploatare

În tabelul următor sunt sintetizate valorile costului specific în funcție de variația intensității de avarie pentru anumite valori fixe ale celorlalți doi parametri.

Valorile sunt exprimate în [$/MWh].

Fig. 5

Fig 6 Fig 7

Fig 8 Fig 9

Concluzii:

Costul specific scade atunci cậnd :

intensitatea de avarie scade

disponibilitatea de energie crește

se realizează o mentenanță preventivă de tipul revizie curentă (față de revizia tehnică), 1200 ore.

(fig.5)

Odată cu creșterea disponibilității de energie panta dreptei de variație a costului specific scade și invers, indiferent de tipul mentenanței preventive; ceea ce face ca la grupurile cu disponibilitate de energie mică o creștere a intensității de avarie să determine o creștere a costului specific mai mare decật pentru un grup cu disponibilitate de energie mare.

(fig 6 și 7 )

Tipul mentenanței preventive nu influențează impactul pe care îl are disponibilitatea de energie asupra costului specific; adică modificarea costului specific în funcție de disponibilitatea de energie este aceeași oricare ar fi tipul mentenanței preventive.

(fig 8 și 9)