Amenajarea Hidroenergetica A Râului Doftana Chemp Doftana
PROIECT DE DIPLOMĂ
AMENAJAREA HIDROENERGETICA A RÂULUI DOFTANA-CHEMP DOFTANA
Student: Coordonator științific:
Răzvan Ion NICULAE Conf. dr. ing. Gabriela DUMITRAN
IULIE,2016
CUPRINS
1.PREZENTARE MICROHIDROCENTRALE
1.1 Istoric
Utilizarea energie apei se realizează de mii de ani. De cel puțin 2000 de ani apa a fost folosită în foarte multe părți ale lumii, în special pentru măcinarea cerealelor și pentru producerea energiei. În toată Europa și America de Nord au fost construite mori de apă în primele etape ale revoluției industriale, pentru a produce energie folosită într-o mare varierate de scopuri, de la procesarea inului până la tors și țesut, de la piuă până la prelucrarea lemnului.
Prima hidrocentrală din lume este Cragside, Rothbury, Anglia, construită în 1870. Cragside era o casă țărănească, în apropriere de Rithbury. A fost prima casă din lume care a utilizat energia hidroelectrică. Construită într-o zonă muntoasă, a fost casă de vacanță a lordului William George Amstrong și după 1870 a trecut în grija Național Trust. Cragside, numită după dealul Cragend, a fost contruit în 1963 ca o modestă casă țărănească cu 2 etaje.
În 1868 a fost instalat un motor hidraulic utilizat în spălătoria de rufe, în rotiserie și pentru acționarea liftului hiraulic. În 1860, apa din unul din lacurile obținute pe proprietate a fost utilizată pentru a învârti un dinam marca Simens, aceasta fiind probabil prima centrală hidroelectrică din lume.
Fig.1.1 Casa Cragside,Anglia
A doua hidrocentrală din lume a fost construită, în 1882, în Winconsin, SUA, Apleton, pe râul Fox, fiind utilizată pentru a lumina două mori de hârtie și o casă, la 2 ani după ce Thomas Edison a prezentat lampa cu incandescență.
În decursul anului 1896 prima centrală combinată hidro și termo din România a fost dată în exploatare pe valea râului Sadu, fiind denumită Sadu I. Vechea turbină cu ax vertical a fost înlocuită în 1905 cu o turbină Francis care a funcționat până în 1929.
In comparatie cu alte tipuri de centrale, cele hidroelectrice au cele mai reduse costuri de exploatare si cea mai mare durată de viață. Conversia energiei hidraulice in energie electrica nu este poluantă,presupune cheltuieli relatv mici de intretinere,nu exită probleme de combustibil si constituie o soluție de lungă durată.
1.2. Aspecte teoretice
Energia hidro face parte din categoria resurselor regenerabile. Prin potențialul hidroenergetic se înțelege energia echivalentă corespunzătoare unui volum de apă într-o perioadă de timp fixată (1 an) de pe o suprafață. (bazin hidrografic) precizată.
Potențialul hidroenergetic se poate clasifica în mai multe categorii:
– potențialul hidroenergetic brut (teoretic):
de suprafață;
din precipitații;
din scurgere;
– potențialul teoretic liniar (al cursurilor de apă):
tehnic amenajabil;
economic amenajabil;
exploatabil.
Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este și curată și disponibilă atunci când consumatorii o cer. Ea nu produce deșeuri (cenuși sau substanțe radioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare.
Potențialul hidroenergetic teoretic (sau brut) reprezintă aportul tuturor resurselor de energie hidraulică naturală ale unui bazin, fără să țină seama de posibilitățile tehnice și economice de amenajare. El corespunde unei utilizări integrale a căderii și a disponibilului de apă al bazinului, cu un randament ideal de 100%. Acest potențial teoretic include atât potențialul de suprafață, cât și potențialul liniar.
Potențialul teoretic de suprafață se referă la apele de la suprafața pământului și anume la cele de precipitații și la cele de scurgere. Potențialul teoretic de precipitații Ep, reprezintă echivalentul energetic al întregului volum de apă rezultat din precipitațiile ce cad pe o anumită suprafață:
Ep = 2,725 h S H0 [kWh/an] (1.1)
unde:
h- reprezintă înălțimea medie a precipitațiilor, în mm/an;
S- mărimea suprafeței, în km2;
H0- altitudinea medie a suprafeței, față de nivelul mării, sau față de un alt reper, în m.
Potențialul teoretic liniar al cursurilor de apă reprezintă energia (sau puterea) maximă care se poate obține de pe râul respectiv (sau de pe un anumit sector al său).
Potențialul teoretic (brut) este o mărime bine precizată care rezultă din anumite operații de calcul ce nu pot fi altfel interpretate. Din acest punct de vedere el reprezintă o mărime invariabilă în timp (admițând că modificările climatice nu sunt esențiale) și independentă de condițiile tehnice sau economice. De aceea, deși prezintă dezavantajul de a nu fi o mărime fizică reală, potențialul hidroenergetic teoretic este folosit pentru studii comparative.
Potențialul tehnic amenajabil reprezintă puterea și energia electrică care ar putea fi produsă prin amenajarea potențialului teoretic al cursurilor de apă, în măsura în care amenajarea este realizabilă în condițiile tehnice actuale, și ținând seama de pierderile care apar la transformarea energiei hidraulice în energie electrică (acestea reprezinta in medie 20… 25% din potențialul net). Din cauza acestor influențe și limitări, potențialul tehnic amenajabil nu se poate determina decât în urma elaborării schemelor de amenajare hidroenergetice.
Potentialul economic amenajabil corespunde puterii și capacității de producere de energie a acelor uzine prevăzute in cadrul potențialului tehnic, care pot fi amenajate in condiții considerate economice la o anumită etapă de dezvoltare. Valoarea sa variaza in decursul timpului, fiind permanent influențată de o serie de factori energo28 economici și de alt tip. În ultimile decenii au fost fluctuații importante, generate de variația prețului combustibililor fosili, de modificările climatice, de modul de apreciere a efectelor produse de amenajările hidroenergetice asupra mediului etc. Din rezultatele obținute în țările europene se poate deduce că potențialul care poate fi amenajat in condiții economice variază între 18 și 22 % din valoarea potențialului teoretic de scurgere, respectiv între 50 și 75% din valoarea potențialului tehnic amenajabil.
Fig.1.2 Schema unei amenajari hidroenergetice
Pentru a se putea utiliza potențialul unui rau este nevoie sa obțina o concentrare a energiei pe sectorul 1-2,concentrarea se referă la căderea realizată de la devierea apei de pe cursul normal al râului pana la clădirea centralei.
1.3. Definiție,aspecte tehice si elemente caracteristice microhidrocentralelor
Definiția microhidrocentralelor (MHC) plecând de la limitarea puterii instalate nu are o însă o abordare unitară. În cele mai multe țări europene microhidrocentralele sunt centrale a căror putere instalată este mai mică de 10 MW. Sunt însă și alte limite, cum ar fi 3 MW în Italia, 8 MW în Franța, 5 MW în Anglia. Comisia Europeană, ESHA (European Small Hydro Association) și UNIPEDE (International Union of Producers and Distributors of Electricity) definesc microhidrocentrale ca fiind centralele hidroelectrice a căror putere instalată nu depășește 10 MW.
Definiția corectă pornește de la caracteristicile puterii și energiei livrate. Microhidrocentralele propriu-zise sunt uzine hidroelectice de mică putere, care valorifică energia hidraulică a unui sector de râu, fără a modifica însă regimul de curgere al acestuia. Prin modul de operare, hidrocentrala folosește doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului. Microhidrocentralele intră în categoria amenajărilor pe firul apei, la care nu există acumulări, iar puterea livrată fluctuează odată cu debitul râului. Pentru că o astfel de amenajare nu dispune de o putere asigurată semnificativă, puterea instalată este și ea redusă și, ca urmare, se încadrează în categoria micro.
Fig.1.3 Schema de principiu a unei microhidrocentrale
Microhidrocentralele "pe firul apei" implică construirea unei derivații, prin care se dirijează o parte a apelor râului. Devierea este necesară pentru a se putea concentra căderea de pe sectorul amenajat. Debitul derivat conduce la o reducere a debitului râului între priza de apă și centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a asigura intrarea debitului către priza de apă, este necesar un prag deversant sau un stăvilar.
Aceste tipuri de amenajări se refera la faptul că, hidrocentrala folosește doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului, deasemenea la aceste amenajări nu există acumulări de apă sau inundări,iar puterea fluctuează odată cu debitul râului.
Schemele microhidrocentralelor depind de caracteriscile geografice ale zonei de amplasament, acestea putând fi de cădere mare sau de cădere mică. Pentru un râu care parcurge un relief abrupt pentru o parte din cursul său, diferența de nivel poate fi utilizată prin devierea totală sau parțială a debitului și prin returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină. Apa poate fi adusă de la captare direct în turbină printr-o conductă sub presiune.
Principalele componente unei MHC sunt următoarele:
Acumularea: constituie o formă de stocare a energiei potențiale disponibile.
Sistemul de transfer: include priza de apă (echipată cu grătar) și circuitul de transfer (canalul, conducta forțată, galeriile și evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este convertită în energie cinetică.
Turbina hidraulică: este componenta centralei unde energia apei este convertită în energie mecanică.
Rotorul generatorului: energia mecanică transmisă prin intermediul arborelui către rotor conduce la producerea de energie electrică, conform legilor electromagnetice.
Linia de legătură la rețea: prin intermediul acesteia MHC este conectată la rețea pentru a furniza energie electrică consumatorilor.
Traseul hidraulic într-o microhidrocentrală cuprinde:
O priză de apă care include grătarul pentru plutitori, o poartă și o intrare într-un canal, într-o conductă forțată sau direct în turbină, în funcție de tipul amenajării. Priza de apă este în general, construită din beton armat, grătarul din oțel, iar poarta din lemn sau oțel.
Un canal și/sau tunel de aducțiune și/sau conductă forțată care conduc apa la centrala electrică la amenajările la care aceasta este situată la o distanță oarecare în aval de priza de apă. Canalele sunt, în general, excavate și urmăresc conturul terenului. Tunelele sunt subterane și sunt excavate prin forare, prin explozii sau prin folosirea unei mașini de forare. Conductele forțate care transportă apă sub presiune pot fi din oțel, fier, fibră de sticlă, polimer, beton sau lemn.
Intrarea și ieșirea din turbină, care includ vanele și porțile necesare opririi accesului apei către turbină, pentru oprirea centralei și revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general, fabricate din oțel sau fier. Porțile din aval de turbină, dacă sunt necesare pentru revizii, pot fi fabricate din lemn.
Canalul de fugă care transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu. Acesta este realizat prin excavare, asemenea canalului de aducțiune.
Clădirea centralei conține turbina sau turbinele și majoritatea echipamentului mecanic și electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici posibile, având totuși o fundație puternică, acces pentru între ținere și siguranță. Construcția este din beton și din alte materiale de construcție.
Principalele componente mecanice și electrice ale unei microhidrocentrale sunt turbina (turbinele) și generatorul (generatoarele).
O turbină transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri de turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei depinde în principal de căderea disponibilă și de debitul instalat în microhidrocentrală. Turbinele sunt în general împărțite în trei categorii : în funcție de căderea pe care o prelucrează:
de înaltă cădere,
de cădere medie
de cădere mică;
după presiunea pe palele turbinei:
cu acțiune
cu reacțiune.
Diferența dintre acțiune și reacțiune poate fi explicată prin faptul că turbinele cu acțiune transformă energia cinetică a jetului de apă prin aer în mișcare prin lovirea paletelor turbinei, nu există reduceri de presiune apa având aceeași presiune pe ambele fețe ale paletelor, presiunea atmosferică. Pe de altă parte, palele unei turbine cu reacțiune sunt complet imersate în apă, iar momentul unghiular al apei, ca și cel liniar, este transformat în putere la arbore, presiunea apei care iese din rotor fiind egală sau chiar mai mică decât cea atmosferică.
O turbină hidraulică se compune din următoarele trei organe principale:
– un distribuitor, care imprimă fluidului o viteză de mărime și direcție convenabile pentru atacul rotorului în condițiile optime dorite, cu minim de pierderi de sarcină;
– un rotor prevăzut cu pale sau cupe, care are rolul de a transforma energia hidraulică în energie mecanică;
– un aspirator sau difuzor, care recuperează sub formă de energie de presiune energia cinetică pe care o mai are apa la ieșirea din rotor și de a evacua apa în bieful aval. Aceasta lipsește la turbinele cu acțiune.
Turbina Pelton este o turbină cu acțiune care utilizează căderi mari de sute de metri, până la Hmax = 1765 m (la U.H.E. Reisseck-Kreuzek în Austria), iar din punct de vedere a rapidității sunt turbinele cele mai lente (5 < *s n < 50). Există numeroase amenajări echipate cu turbine Pelton care utilizează căderi peste 1000 m.
Fig.1.4 Turbina Pelton
1- rotor;2- injector; 3- acul injectorului; 4- dispozitiv de acționare; 5- resort; 6- arbore; 7- carcasă; 8- canal de evacuare
Pentru căderi mici, până la 50 m și amenajări de mai mică importanță, se folosește turbina Banki. Rotorul 1 este compus din două coroane circulare între care se găsesc palele 2, iar admisia apei în turbină poate fi reglată cu ajutorul clapetei 3. Este singurul tip de turbină la care apa trece de două ori printre palele rotorice.
Fig1.5 Turbina Banki
1. rotor; 2. pale rotorice; 3. dispozitiv de reglare a accesului apei.
Turbina Francis, este o turbină cu reacțiune, care prelucrează căderi de apă între 50 și 610 m, rapiditatea ei fiind cuprinsă între 60 și 350. Aceste turbine se mai numesc radial-axiale, deoarece apa intră radial în rotor, își schimbă direcția și iese axial.
Puterea unitară a turbinelor Francis a crescut foarte mult, deținând recordul în cadrul turbinelor hidraulice 508 MW (U.H.E. Krasnoiarsk – Rusia), iar puteri unitare de peste 150 MW sunt instalate în numeroase centrale hidroelectrice din lume. Cea mai mare cădere utilizată de turbina Francis este de 610 m (U.H.E. Hotzenwald – Germania).
Avantajele folosirii la căderi mari a turbinelor Francis în locul turbinelor Pelton, decurg din turațiile mai mari, reducerea gabaritelor și prețuri unitare mai scăzute.
În țara noastră există numeroase amenajări echipate cu astfel de turbine, uzina hidroelectrică de pe Argeș, uzina de la Bicaz, cea de la Mărișelu etc.
Fig.1.6 Turbina Francis
1.carcasă spirală; 2. aparat director; 3. rotor paletat 4. aspirator; 5. arbore.
Tipul selecției, geometria și dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de debitul defluent și de viteza rotorului.
Cu privire la generatoare, există două tipuri de bază folosite în general în microhidrocentrale și anume cele sincrone și cele de inducție (asincrone). Un generator sincron poate fi operat izolat în timp ce unul de inducție trebuie operat legat cu alte generatoare.
Alte componente mecanice și electrice ale microhidrocentralelor includ:
regulator de turație pentru a potrivi viteza de rotație ideală a turbinei cu cea a generatorului (dacă este nevoie);
vane de închidere a accesului apei la turbine;
porți de control și de by-pass pentru râu (dacă este nevoie);
sistem de control hidraulic pentru turbine și valve;
sistem de control și de protecție electrică;
comutator electric;
transformatoare pentru serviciile interne și pentru transmiterea puterii;
serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea și puterea necesară funcționării sistemelor de control și a comutatorului;
sisteme de răcire și de lubrifiere (dacă este necesar);
sursă de putere de rezervă;
sistem de telecomunicații;
sisteme de alarmă împotriva incendiilor și de siguranță (dacă sunt necesare);
sistem de interconectare sau de transmitere și de distribuție.
1.4 Aspecte economice ale utilizării energiei hidro
Proiectarea microhidrocentralelor necesită studii tehnice și financiare fundamentale pentru a determina dacă un amplasament este fezabil din punct de vedere tehnic și economic. Aceste studii sunt legate de:
Topografia și geomorfologia amplasamentului.
Evaluarea resurselor de apă și potențialului acestora.
Alegerea amplasamentului și aranjamente de bază.
Turbinele și generatoarele hidraulice și echipamentele de control asociate.
Măsuri legate de protecția mediului și de micșorarea impactului.
Evaluare economică a proiectului și a potențialului financiar.
Cadrul instituțional și procedurile administrative pentru a obține autorizațiile necesare.
Debitul și puterea instalată
Pentru a decide dacă pe un sector de râu dat este fezabilă realizarea unei
microhidrocentrale, trebuie evaluată mai întâi resursa de apă disponibilă. Potențialul
energetic al schemei este proporțional cu produsul debitului și al căderii:
P=9,81*ε*Qm*ηh*ηt*ηg*Hbr (1.2)
Pi=9,81*ηG*Qi*Hbr (1.3)
unde apar notațiile:
P = puterea hidroelectrică fructificabilă;
Pi = puterea instalată în MHC;
ε = coeficientul de utilizare a debitului ținând seama de deversări și de
debitele de servitute care nu pot fi prelevate pentru turbinare;
Hbr = căderea brută pe sector;
ηh = randamentul hidraulic;
În relații mai intervin ηt randamentul turbinei, ηg randamentul generatorului și ηG
randamentul global, dat de produsul randamentelor ηG = ηhηtηg.
Dimensionarea energetică are în vedere determinarea debitului instalat, stabilirea ariilor de curgere pentru circuitul hidraulic și a alegerea puterii instalate a centralei.
Căderea brută poate fi considerată, în general, constantă, dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a se estima potențialul și pentru a calcula producția anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a debitelor. Curba de durată evidențiază, în procente, durata dintr-un an în care debitul este egal sau depășește o anumită valoare. Ea oferă un mijloc de determinare rapidă a cantității din resursa de apă disponibilă care poate fi folosită de turbine de diferite dimensiuni (fig. 7).
Fig.1.7.Curba de durată a debitelor pentru amplasamentul unei CHEMP
Făcând referire la figura 7, care este curba de durată a debitelor unui râu într-un amplasament posibil pentru o amenajare hidroenergetică, puterea P disponibilă a râului variază în timp odată cu variația debitului Q. Nu toată puterea poate fi folosită. Mai întâi trebuie înlăturată din curba de durată a debitelor debitul care trebuie lăsat pe albie (debitul de servitute), având în vedere faptul că râul trebuie să își continue existența în albia naturală. Hașura rară și oblică de la baza curbei de durată din figura 7. reprezintă această curgere. Debitul utilizabil rămâne în suprafața de deasupra servituții. Pentru a turbina toată resursa disponibilă, ar fi necesară o turbină atât de mare încât să preia și debitele extreme din partea dreaptă a curbei, care au durată de curgere de câteva procente din durata unui an. O astfel de turbină ar fi foarte scumpă și ar funcționa la întreaga ei capacitate pentru o foarte scurtă perioadă de timp. Ca urmare, se determină un debit instalat Qi a cărui valoare se regăsește pe o perioadă de timp semnificativă din an. Alegerea se face astfel încât energia câștigată, în comparație cu unele capacități mai mici, să justifice costurile adiționale ale echipamentelor și conductelor. Mai există un motiv pentru care debitul instalat trebuie limitat: nici o turbină nu poate funcționa de la un debit zero la debitul instalat. Multe pot funcționa doar până la valori de minim 60% din debitul instalat, iar chiar cele mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu atât va fi mai mare întreruperea funcționării datorită debitelor mici.
Pentru evaluări preliminare se admite că debitul instalat este egal cu diferența dintre debitul mediu anual și debitul de servitute. Determinare finală a debitului instalat trebuie făcută prin calcule energoeconomice. La alegerea debitului instalat trebuie avut în vedere și modul în care se fructifică energia produsă de MHC. Dacă centrala alimentează cu energie un consumator izolat sau o rețea mică, debitul instalat trebuie ales astfel încât să permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. Dacă centrala este conectată la o rețea de distribuție a sistemului energetic, debitul instalat trebuie ales astfel încât venitul net obținut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim. Determinarea curbei de durată a debitelor se face pe baza unor înregistrări cu privire la regimul precipitațiilor pe suprafața bazinului hidrografic de interes și la debitul râului, pentru o perioadă de timp cât mai lungă.
Fig.1.8 Curba de durata a debitelor
Alegerea tipului de turbină
După stabilirea debitului instalat se alege tipul de turbină, în funcție de parametrii energetici debit nominal și cădere. Alegerea se face pe baza graficelor care definesc domeniile de funcționare ale diverselor tipuri de turbine, cum este graficul din figura 7.16.
Fig.1.9 Delimitarea domeniilor de aplicabilitate a tipurilor de turbină în funcție
de debitul și căderea nominală
În figura 10. se prezintă variația randamentului turbinelor în funcție de debitul turbinat. O turbină este proiectată să funcționeze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim, de regulă pe la 80% din debitul nominal, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade. Scăderea devine accentuată sub o anumită valoare limită, dependentă de tipul de turbină.
Fig.1.10 Dependența randamentului turbinei de raportul debitul turbinat și
debitul nominal
Alti factori care influențează fluxul de venituri si cheltuieli si producția de energie a microhidrocentralelor
Pe durata funcționării unei MHC pot avea un impact major o serie de aspecte tehnice asupra fluxului de venituri si cheltuieli. Acestea sunt:
reducerea producției de energie față de media stabilită în etapa de proiectare, din cauza unor perioade secetoase (precipitații reduse);
nerealizarea parametrilor garantați pentru echipament (putere, randament, comportament pe termen lung la funcționare, costuri mari pentru întreținere reparații ale stricăciunilor etc.);
uzura prematură a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezența unor eroziuni produse de sedimentele solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei.
Principalele probleme legate de mediu pentru microhidrocentrale sunt:
nevoia de a menține un debit suficient prin albia naturala a râului si impactul ecologic al debitului de apă deviat;
influența vizuala negativă a prizei de apă, a barajului și a clădirii centralei;
distrugerea organismelor ce trec turbine odată cu apa;
impactul din faza de construcție;baraje temporare; riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului și/sau depozitarea materialelor de construcții in apa;
orice shimbare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului(sau stavilarului);
Schmele la scară redusă care nu implică acumularea apei in spatele barajului sau in lacuri de acumulare au un impact mult mai scăzut asupra mediului.
2.Descrierea investiției
2.1 Necesitatea si oportunitatea promovării investiției
Economia europeană s-a confruntat in ultimii ani cu o criză financiară acută, fiind necesare eforturi extraordinare si urgente pentru a contracara această situație fara precedent in instoria recentă.
Este de știut că pentru o economie prosperă si viabilă este necesară o remodelare a sistemului energetic astfel incât să facă față necesitaților de siguranță energetică si de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră si a poluării.
Politica europeană în domeniul energiei regenerabile este acum mai importantă ca oricând. Energia regenerabilă are un rol vital în reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră și a altor forme de poluare, precum și în sporirea siguranței aprovizionării cu energie și susținerea industriei Europene din domeniul energiei ecologice, industrie ce ocupă poziția de lider la nivel mondial. Din acest motiv, liderii Uniunii Europene au decis adoptarea unor obiective naționale obligatorii pentru creșterea cotei de utilizare a energiei regenerabile, astfel încât aceasta să atingă 20 % în întreaga Uniune până în 2020.
Modul în care ne obținem energia ocupă un loc important în cadrul eforturilor de a reduce poluarea și schimbările climatice. În prezent, energia noastră provine încă în cea mai mare parte din combustibili fosili, care emană gaze cu efect de seră atunci când sunt arși pentru a produce energie. Pe de altă parte, sursele de energie regenerabile nu emit gaze cu efect de seră sau emit doar cantități mici pe durata lor de utilizare. Creșterea ponderii acestor surse în mixul nostru energetic va contribui la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră și a „amprentei” noastre colective de carbon. O cotă de 20 % a energiilor regenerabile ar putea însemna evitarea a 600-900 MtCO2 (milioane de tone de CO2) pe an. De asemenea, energia regenerabilă va contribui la reducerea poluării aerului, influențându-ne astfel în mod direct
sănătatea.
Fig.2.1Producția de energie din surse regenerabile
Pachet Energie – Schimbări Climatice
Pachetul legislativ „Energie – Schimbări Climatice” a fost agreat de șefii de stat și de guvern la Consiliul European din 13 decembrie 2008 și adoptat în cadrul reuniunii plenare a Parlamentului European din data de 17 Decembrie 2008. „Pachetul” repartizează între Statele Membre, prin criterii și ținte, obiectivele UE asumate la Consiliul European de primăvară 2007, respectiv:
1) de reducere, până în 2020, cu cel puțin 20% a emisiilor de gaze cu efect de seră (GES)
2) de creștere, în același interval de timp, cu 20% a ponderii energiilor regenerabile în totalul consumului energetic
3) creșterea eficienței energetice cu 20%
„Pachetul” legislativ conține patru acte normative europene:
1. Pentru sectoarele aflate sub incidența schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (ETS), extinderea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră prin introducerea altor sectoare/categorii de instalații și includerea altor gaze cu efect de seră (în prezent se aplică doar emisiilor de dioxid de carbon) – Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009, de modificare a Directivei 2003/87/CE în vederea îmbunătățirii și extinderii sistemului comunitar de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu efect de seră;
2. Pentru sectoarele non-ETS, distribuirea efortului de reducere între Statele Membre, prin stabilirea unor ținte diferențiate situate între –20% și +20% față de anul 2005 – Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009, privind efortul statelor membre de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră astfel încât să respecte angajamentele Comunității de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2020;
3. Promovarea tehnologiei de captare și stocare a dioxidului de carbon – Directiva 2009/31/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009, privind stocarea geologică a dioxidului de carbon;
4. Stimularea utilizării surselor regenerabile de energie – Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009, privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile.
Directive si decizi ale pachetului Energie:
Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, de modificare și ulterior de abrogare a Directivelor 2001/77/CE și 2003/30/CE
Directiva nr. 28/2009/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, de modificare și ulterior de abrogare a Directivelor 2001/77/CE și 2003/30/CE
Directiva nr. 29/2009/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009 de modificare a Directivei 2003/87/CE în vederea îmbunătățirii și extinderii sistemului comunitar de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu efect de seră
Directiva nr. 31/2009/CE a Parlamentului European și a Consiliului Uniunii Europene din 23 aprilie 2009 privind stocarea geologică a dioxidului de carbon și de modificare a Directivei 85/337/CEE a Consiliului, precum și a Directivelor 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE și a Regulamentului (CE) nr. 1013/2006 ale Parlamentului European și ale Consiliului
2.2 Valorificarea resurselor regenerabile in România
România are o strategie de valorificare a resurselor regenerabile, aprobată printr-o Hotărâre a Guvernului in anul 2003(Hotărâre nr. 1535/2003 privind aprobarea strategiei de valorificare a resurselor de energie).
Sistemul românesc de promovare a producerii energiei din resurse regenerabile este reglementat prin Legea nr.220/2008 si constă in combinarea cotelor obligatorii si a certificatelor verzi sau prin sistemul de „preț fix”.
Sistemul de promovare se aplică pentru o perioadă de 15 ani pentru energia electrică produsă in grupuri hidroelectrice noi cu puteri instalate de până la 10 MW si intră in vigoare de la data la care incepe producția de energie electrică.
2.2.1 Potential solar
In privința radiației solare, ecartul lunar al valorilor de pe teritoriul României atinge valori maxime în luna iunie (1.49 kWh/ m2 /zi) și valori minime în luna februarie ( 0.34 kWh/ m2 /zi)
2.2.1.1 Potential solar-termal
Sistemele solar-termale sunt realizate, in principal, cu captatoare solare plane sau cu tuburi vidate, in special pentru zonele cu radiatia solara mai redusa din Europa. In evaluarile de potential energetic au fost luate in considerare aplicatiile care privesc incalzirea apei sau a incintelor/piscinelor (apa calda menajera, incalzire etc.).
Tabel 2.1 Potential energetic solar-termal
2.2.1.2 Potential solar-fotovoltaic
S-au avut in vedere atit aplicatiile fotovoltaice cu cuplare la retea, cat si cele autonome (neracordate la retea) pentru consumatori izolati.
Tabel 2.2 Potential energetic solar-fotovoltaic
2.2.2 Potential eolian
In strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie, potențialul eolian declarat este de 14.000 MW (putere instalată), care poate furniza o cantitate de energie de aproximativ 23.000 GWh/an. Aceste valori reprezintă o estimare a potențialului teoretic, și trebuie nuanțate în funcție de posibilitățile de exploatare tehnică și economică.
Pornind de la potențialul eolian teoretic, ceea ce interesează însă prognozele de dezvoltare energetică este potențialul de valorificare practică în aplicații eoliene, potențial care este mult mai mic decât cel teoretic, depinzând de posibilitățile de folosire a terenului și de condițiile pe piața energiei.
De aceea potențialul eolian valorificabil economic poate fi apreciat numai pe termen mediu, pe baza datelor tehnologice și economice cunoscute astăzi și considerate și ele valabile pe termen mediu.
S-a ales calea de evaluare a potențialului valorificabil al țării noastre cea macroeconomică, de tip top-down, pornind de la următoarele premise macroeconomice:
– condițiile de potențial eolian tehnic (viteza vântului) în România care sunt apropiate de media condițiilor eoliene în ansamblul teritoriului Europei;
– politica energetică și piața energiei în România vor fi integrate în politica europeană și piața europeană a energiei
si in concluzie indicatorii de corelare macroeconomică a potențialul eolian valorificabil pe termen mediu si lung (2030-2050) trebuie să fie apropiați de indicatorii medii europeni.
Ca indicatori macroecomici s-au considerat:
– Puterea instalată (sau energia produsă) în instalații eoliene în corelație cu PIB pe cap de locuitor
-indicatorul Peol/PIB/loc sau Eeol/PIB/loc
– Energia electrică produsă în instalații eoliene în corelație cu consumul brut de energie electrică- indicatorul (cota) Eeol/ Eel 5
Datele de potential tehnic si economic eolian sunt urmatoarele:
Tabel 2.3.Potential energetic eolian
2.2.3 Potentialul microhidroenergetic
Resursele de apă datorate râurilor interioare sunt evaluate la aproximativ 42 miliarde m3 /an, dar în regim neamenajat se poate conta numai pe aproximativ 19 milioane m3 /an, din cauza fluctuațiilor de debite ale râurilor.
Resursele de apă din interiorul țării se caracterizează printr-o mare variabilitate, atât în spațiu, cât și în timp. Astfel, zone mari și importante, cum ar fi Câmpia Română, podișul Moldovei și Dobrogea, sunt sărace în apă. De asemenea apar variații mari în timp a debitelor, atât în cursul unui an, cât și de la an la an. În lunile de primăvară (martie-iunie) se scurge peste 50% din stocul anual, atingându-se debite maxime de sute de ori mai mari decât cele minime. Toate acestea impun concluzia necesității realizării compensării debitelor cu ajutorul acumulărilor artificiale.
În tabelul de mai jos se indică valorile potențialului hidroenergetic de precipitații Ep, de scurgere, teoretic liniar considerat la debitul mediu și tehnic amenajabil, pentru câteva din bazinele cursurilor de apă mai importante din țara noastră .
Tabel 2.4.Valorile potențialului hidroenergetic de precipitații
În ceea ce privește potențialul hidroenergetic al țării noastre se apreciază că potențialul teoretic al precipitațiilor este de circa 230 TWh/an, potențialul teoretic al apelor de scurgere de aproximativ 90 TWh/an, iar potențialul teoretic liniar al cursurilor de apă este de 70 TWh/an.
Potențialul teoretic mediu al râurilor țării, inclusiv partea ce revine României din potențialul Dunării,se ridică la 70 TWh/an, din care potențialul tehnic amenajabil reprezintă 40 TWh/an (2/3 dat de râurile interioare și 1/3 de Dunăre).
Ca și în cazul aplicațiilor eoliene, potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil este mai mic decât cel teoretic și în acest sens estimăm o valoare de cca. 1 100 MW și o producție de 3 600 GWh/an. Pentru MHC economicitatea depinde de :
amplasamentul și investiția aferentã (inclusiv cheltuielile administrative)
puterea instalatã și producția de energie probabilã (regimul debitelor, cãderi)
distanța fațã de rețea ⇒ necesitãțile de întreținere (gradul de automatizare, exploatarea de la distanțã fãrã personal, fiabilitatea)
condițiile financiare și tariful de valorificare al energiei produse.
Evaluarea potentialului economic amenajabil a avut in vedere:
Reabilitarea MHC aflate în funcțiune:200 MW / 600 GWh/an
MHC aflate în construcție: 125 MW / 400 GWh/an
MHC noi (de sistem si autonome): 75 MW / 100 GWh/an
In concluzie, in ceea ce priveste micropotentialul hidroenergetic (grupuri sub 10 MW) valorile sunt prezentate in tabelul de mai jos.
Tabel 2.5. Potențial microhidroenergetic
Deoarece sursa cea mai importantă de energie regenerabilă din România (în conformitate cu cerințele UE), o reprezintă energia hidro, s-a impus analiza bazei de date privind atat microhidrocentralele existente în curs de executie/reabilitare cat si cele potential amenajabile economic.
Fig2.1 Distribuția microhidropotențialului energetic in România
2.3 Programul privind creșterea producției de energie din surse regenerabile
Conform ghidului de finanțare aprobat prin Ordinul nr. 714 din 6 man 2010 emis de către Ministerul Mediului și Pădurilor s-au aprobat criteriile de calificare și selecție pentru Ghidul de Finanțare din Fondul de Mediu aferent programului privind creșterea producției de energie din surse regenerabile.
Scopul programului îl constituie:
Valorificarea resurselor regenerabile de energie: solare, eoliene, hidroelenergetice, geotermale, biomasă,biogazul etc;
Imbunătățirea calității mediului inconjurator;
Reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră
Utilizarea rațională și eficientă a resurselor energetice primare
Conservarea si protejarea ecosistemelor
Obiectivele programului sunt următoarele:
Punerea în funcțiune de noi capacități de producere a energiei din surse regenerabile
Dezvoltarea economică a regiunilor in care se efectuează investițiile
Producerea de energie verde si atingerea standardelor de mediu prin diminuarea poluării
Reducerea dependenței de importurile de resurse de energie primară si imbunătățirea siguranței in aprovizionare
Protecția mediului, prin reducerea emisiilor poluante și combaterea schimbărilor climatice
Implementarea proiectelor de investiții pentru producerea energiei din surseregenerabile cofinanțate din fondul pentru mediu va contribui la atingerea țintei strategice a României
3.Date inițiale
3.1 Denumirea obiectivului de investiții
Obiectivul de investiții se numește “AMENAJAREA HIDROENERGETICĂ A RÂULUI DOFTANA. CHEMP DOFTANA.“
3.2 Zona și amplasamentul
Obiectivul de investiții va fi amplasat pe teritoriul administrativ al orașului Câmpina, județul Prahova, pe următoarele cursuri de apă: râul Doftana între cota talveg 403,50 mdM (cotă deversor prag captare 406,50 mdM) și cotă talveg CHEMP Doftana cca. 360 mdM (cotă aval sector amenajat 363,25 mdM la confluență cu râul Prahova, pe o lungime de cca 5.2 km și o cădere brută de cca 43 m.
Fig3.1 Amplasarea geografică
3.3 Statutul juridic al terenului care urmează să fie ocupat
Suprafata de teren pe care se vor desfasura lucrarile este de 159647.84 mp, conform Certificatului de Urbanism.
Din punct de vedere juridic, terenurile propuse pentru amenajarea hidroenergetica a raului Doftana, sunt situate in extravilanul si intravilanul localitatilor Campina, pe malul drept al raului Doftana. Acestea apartin domeniului privat al Consiliului local al localitatii Campina. Din punct de vedere al folosintei, sunt terenuri neproductive.
Amplasamentele au fost identificate in teren conform schițelor topografice, a planurilor de bază si sunt considerate acele suprafete de teren necesare pentru executia captarii, a conductelor de aductiune si obiectelor de constructii de la CHEMP.
3.4 Informații generale privind proiectul
Prezentul Studiu își propune să analizeze prima treaptă de cădere energetică din cadrul schemei de amenajare hidroenergetica mai sus precizata, adica tronsonul aval de confluenta parului Lupa (zona localitatii Telega) pana la confluenta cu raul Prahova.
Schema de amenajare hidroenergetica (conform profil sinoptic) propune executarea urmatoarelor lucrari:
– captare cu prag deversor, priză, scară de pești și cameră de încărcare
– bazin compensator cu conducte de spălare și disipator
– aducțiune de la camera de incărcare a captării la CHEMP Doftana
– CHEMP Doftana cu bazin de liniștire.
A.N. „APELE ROMÂNE” (Directia Apelor Buzau-Ialomita) comunica Beneficiarului datele hidrologice care au fundamentat prezentul Studiu.
Tabel 3.1 Debite maxime
În bazinul hidrografic al râului Doftana în amonte de secțiunea pragului de captare care definește limita amonte a sectorului analizat în prezentul Studiu se află în exploatare barajul și acumularea Paltinul realizată în anii 1976-1986, având următoarele caracteristici:
– înălțime= 108m
– NNR = 649 mdM
– cotă coronament baraj= 652 mdM
– volum brut 53,67 mil.mc
La cca. 8 km în aval de barajul Paltinul se află acumularea Voila cu un volum de cca. 100.000 mc cu rol de a asigura compensarea debitelor turbinate în CHE Paltinul, necesare furnizării de apă pentru stația de tratare a consumatorilor din orașul Ploiești.
Între acumularea Voila și orașele Ploiești și Brazi este o conductă de alimentare cu apă Voila-Ploiești-Brazi care alimentează cu apă industrială cele două orașe.
Pe traseul conductei, în aval de barajul Voila, se află o stație de tratare a apei cu debitul de 1,20 mc/s, Conducta Voila-Ploiești-Brazi are o lungime de 42 km, un diametru ø 800 mm și este din beton.
Se menționeză că prin preluarea de către conducta Voila-Ploiești-Brazi a debitului de 3,10 mc/s din râul Doftana, debitul mediu multianual pe râul Doftana pe zona cuprinsă între barajul Voila și confluența cu râul Prahova se reduce cu 3,10 mc/s (de la 5,88 mc/s debit modul in regim neamenajat la 2,78 mc/s).
La piciorul barajului Paltinul este amplasată o centrală hidroelectrică aflată în exploatare, care are Pi=10,2 MW, Em=30,2GWH/an, Qi =2 x 7,5 = 15 mc/s.
CHE Paltinul funcționeză mai mult de 90% din numărul zilelor calendaristice ale unui an cu un singur grup la un debit situat în jurul valorii de 7 mc/s.
În condițiile actuale, alimentarea cu apă a orașului Ploiești nu necesită debite mai mari de 1,5÷1,8 mc/s ceea ce înseamnă că în secțiunea pragului de captare propus a fi capătul amonte a schemei de amenajare hidroenergetice care face obiectul prezentei lucrări, debitul modul în regim natural se reduce de la 5,88 mc/s la cca. 4,38÷4,08 mc/s.
Precizăm că între barajul Paltinul și acumularea Voila care are rol de bazin compensator începând din anul 2008 sunt în funcțiune un număr de 3 CHEMP-uri, dupa cum urmeaza – CHEMP Paltinul 1, Pi = 2.480 kW, CHEMP Paltinul 2, Pi = 2.460 kW, CHEMP Paltinul 3, Pi = 998 KW.
CHEMP Paltinul 3 are un debit instalat de Qi= 6 mc/s fiind echipată cu un grup hidrogenerator cu turbină tip Crossflow.
În ceea ce privește amenajarea hidroenergetică a râului Prahova în amonte de confluența cu râul Doftana în prezent pe sectorul cuprins între cotele 517 – 363,25 mdM, este obținută Autorizația de Construire și a început execuția a 3 CHEMP-uri: CHEMP Cornu, Pi=2825 KW, CHEMP Lunca Cornului Pi=2686 KW, CHEMP Câmpina Pi=2652 KW, centrale hidroelectrice echipate cu câte 2 grupuri hidrogenerator cu turbină Crossflow; aceste centrale hidroelectrice sunt dimensionate pentru un debit maxim instalat Qi centrala=9,2 mc/s.
Prin lucrările hidroeneregetice existente în exploatare pe râul Doftana în amonte de confluența acestuia cu pârâul Lupa cât și cele aflate în fază de execuție pe râul Prahova între cota 517,00 mdM (cotă prag Breaza) și confluența cu râul Doftana sunt create premize deosebit de favorabile privind continuarea valorificării potențialului hidroenergetic al celor 2 râuri înspre aval, scopul prezentului Studiu, de a analiza oportunitatea realizării unei scheme de amenajare hidroenergetică optimizată din punct de vedere energo-economic fiind pe deplin justificată. Prezentul Studiu își propune să fundamenteze posibilitatea tehnică și economică de realizare a unei scheme de amenajare hidroenergetică, optimizarea parametrilor energo-economici ai acestuia, urmand a pune in evidenta sustenabilitatea si oportunitatea realizarii investitiei în raport cu principiile dezvoltarii durabile.
4.Studii de teren
4.1 Date geotehnice
Din punct de vedere geomorfologic zona studiată – sector TELEGA confluență RAUL PRAHOVA se situează în sudul dealurilor subcarpatice, la contactul cu zona de câmpie, caracterizată printr-un relief cu o energie în scădere și pante care se domolesc spre sud.
Nivelul apei subterane este realizat de apele subterane conținute în depozitatele aluvionare, la contact cu roca de bază.
Factorii de care depind aceste ape sunt:
regimul precipitațiilor atmosferice;
panta versanților;
proporția de material argilos din pietrișurile și bolovănișurile zonelor de terasă;
gradul de permeabilitate a rocilor de bază;
4.2 Caracterizare geotehnică a amplasamentelor
a. PRAG CAPTARE ȘI BAZIN COMPENSATOR DOFTANA.
Din punct de vedere al fenomenelor fizico geologice actuale (alunecări de teren, pornituri de teren), terenul de fundare este stabil.
Pragul de captare este amplasat la cca. 200 m aval de confluenta pr.Lupa cu râul Doftana la cota deversor cca. 406 mdM.
Lungimea la coronament este de cca. 80 m.
b. CHEMP DOFTANA
Este amplasată pe partea dreaptă a râului Doftana în apropierea confluenței acestuia cu râul Prahova .
Amplasamentul este satbil din punct de vedere al fenomenelor fizico- geologice actuale (alunecari de teren, pornituri de teren).
Depozitele acoperitoare sunt reprezentate prin pietris si bolovanis si nisip grosier (albia majora) cu grosime de 5,50m .
Sub aceste depozite, roca de baza este constituita din marne cenusii cu intercalatii de argile cenusii.
c. CONDUCTA DE ADUCȚIUNE
Pe tronsonul bazin compensator Doftana – Chemp Doftana cu lungime de cca.5171 m, fundarea conductei de aducțiune în depozite de terasă și aluvionare reprezinta cca.50% din lungimea tronsonului, restul de cca 50% se va funda in roca de bază.
Compoziția depozitelor acoperitoare variază mult din amonte spre aval bolovăniș cu pietriș, la pietriș cu bolovăniș, pentru ca în aval să predomine pietriș, nisip cu bolovăniș.
4.3 Descrierea fizico-geografică a zonei
Râul Doftana, afluent pe stânga al râului Prahova este amenajat cu un prag de captare la cota talveg 403,50 mdM. Pragul de captare se află în aval de barajul (lacul compensator) Voila la 5 km distanță, iar față de barajul Paltinul se află în aval 13 km. Față de confluența cu râul Prahova pragul de captare se află la 6 km amonte.
Râul Doftana la confluența cu râul Prahova are o lungime de 51 km, o suprafață de bazin de 410 kmp și o altitudine medie de 1038 mdM. Panta râului este de 20‰, are un coeficient de sinuozitate de 1,36 iar suprafața ocupată cu păduri reprezintă 68,3% din suprafața bazinului hidrografic. Râul Doftana izvorăște de la cota 1400 mdM și confluează cu Prahova la cota 360 mdM.
În zona captării și a CHEMP-ului se ajunge pe DN București Ploiești- Câmpina- Brașov.
Structura geologică, vârsta diferită a formațiunilor geologice, a constituției petrografice diferită pe tot bazinul, duc la o variație hidrogeologică.
Clima are o mare varietate de nuanțe climatice, determinate de varietatea formațiunilor morfologice. Factorii climatici condiționează etajarea vegetației și solurilor.
Vegetația se caracterizează prin etajarea pe verticală, formată din elementele pajiștilor alpine, păduri de molid, păduri amestecate de fag cu rășinoase.
Solurile sunt de tipul brun acide montane și podzolurile primare montane. Solurile sunt etajate pe verticală în funcție de climă și vegetație.
Rețeaua hidrografică este influențată de structura geologică și de climă, are o densitate ce variază între 0,6-0,8 km/kmp.
Rețeaua hidrografică este divergentă pe povârnișurile munților, formată de Prahova, Doftana, Teleajen și afluenții lor. Densitatea rețelei hidrografice este mai mare în munții înalți, decât în depresiuni și este constituită din artere cu profil longitudinal în trepte, care ajunse în depresiuni își ,,potolesc” profilul curgând în văi adâncite. Densitatea variază între 0,4-0,8 km/kmp în zona muntoasă și 0,4-0,6 km/kmp în depresiuni.
5. Studiu hidrologic
5.1 Date generale
Conform temei de proiectare râul Doftana va fi amenajat hidroenergetic astfel:
– Captare: – Râul Doftana: Captarea Doftana- cota talveg 403,50 mdM
– CHEMP: – CHEMP Doftana: cota talveg 360,00 mdM
Datele hidrologice cuprind:
▪ Determinarea debitelor medii la captare Doftana.
▪ Determinarea debitelor medii lunare și anuale la captare Doftana .
▪ Determinarea stocului lichid lunar și anual la captare Doftana .
▪ Determinarea curbei de durată a debitelor medii zilnice la captare Doftana .
▪ Determinarea coeficienților de utilizare la captare Doftana .
▪ Determinarea debitelor maxime la captare Doftana și CHEMP Doftana.
▪ Determinarea elementelor hidrografelor de viitură la captare și CHEMP Doftana.
▪ Determinarea volumelor undelor de viitură la captare Doftana și CHEMP Doftana.
▪ Determinarea debitelor medii multianuale solide, în suspensie și târâte.
Studiul Hidrologic folosește la proiectarea parametrilor captării și CHEMP-ului și la optimizarea schemei de amenajare hidroenergetică a râului Doftana.
Studiul Hidrologic a fundamentat stabilirea debitului modul (Q modul) și a curbei de durată a debitelor medii zilnice. Aceste elemente hidrologice au fost date de intrare pentru stabilirea parametrilor energetici ai schemei de amenajare, adica debit instalat (Qi), Putere instalata (Pi) și Energia în anul hidrologic mediu (Em).
Stabilirea debitului instalat (Qi) și a debitului maxim instalat (Qi centrala) la pragul de captare Doftana și pentru CHEMP Doftana
În raport cu amenajările hidroenergetice aflate în exploatare în prezent în bazinul hidrografic al râului Doftana situate în amonte de pragul de captare amplasat în zona confluenței cu pârâul Lupa (denumit și pârâu Purcaru) se pot face următoarele comentarii: acumularea Paltinul cu un volum brut total de 53,67 mil.mc asigură regularizarea săptămânal lunară a debitelor afluente în bazinul hidrografic Doftana. Existența lucrărilor aferente sistemului de alimentare cu apă pentru Municipiul Ploiești are ca efect reducerea debitul mediu multianual (Qmodul) din secțiunea confluență pârâu Lupa cu râul Doftana (secțiune în care urmează a fi amplasat pragul de captare și priza care va asigura încărcarea circuitului hidraulic al primei centrale din cadrul schemei de amenajare propusă în lucrare) de la valoarea de 5,88 mc/s la valoarea de 4,38 (4,03) mc/s.
Reamintim faptul că CHEMP Paltinul 3, aflat în funcțiune în amonte de acumularea (bazinul compensator) Voila din care se prelevează debite de 1,5 -1,8 mc/s pentru alimentarea cu apă a orașului Ploiești funcționează pentru un debit maxim instalat de 6 mc/s.
În cele ce urmeză în cadrul lucrării menționăm că pragul de captare amplasat la confluența pârâului Lupa (Purcaru) –cota talveg 403.50 mdM va fi denumit prag captare râul Doftana, caracteristicile acestuia fiind prezentate în cadrul profilului longitudinal sinoptic.
În conformitate cu precizările Organelor de Gospodărire a Apelor, debitul de servitute în secțiunea pragului de captare este 0,4 mc/s.
Având în vedere existența centralei hidroelectrice Paltinul care peste 90% din perioada calendaristică a unui an funcționează cu un singur grup la debite de 7 mc/s, corelat cu valoarea debitului instalat în CHEMP Paltinul 3 (Qi aductiune = 5,5 mc/s, Qi centrala=6 mc/s) rezultă ca fiind optimă instalarea în prima centrală situata in aval, CHEMP Doftana, (amplasată în imediata apropiere a CHEMP Câmpina), a unui debit instalat de 5,5 mc/s cu o valoare a debitului maxim instalat de 6 mc/s.
Mentionăm faptul că debitul instalat de 6 mc/s în CHEMP Paltinul 3 se diminuează cu valori cuprinse intre 1,5÷1,8 mc/s datorită preluării debitelor pentru alimentarea cu apă a orașului Ploiești din bazinul compensator Voila.
Aceste debite pentru apă variază pe parcursul ciclului zilnic, saptamanal existând perioade în care este posibilă functionarea CHEMP Doftana pentru Qi centrala = 6 mc/s, evident luand în considerare si aportul diferenței de bazin până la secțiunea pragului de captare Doftana, amplasat imediat aval de pârâul Lupa. Față de cele precizate mai sus rezultă ca fiind fundamentată alegerea Qi centrala = 6 mc/s pentru CHEMP Doftana.
Fundamentarea debitului instalat propus comportă următoarele comentarii:
Analizand caracteristicile energo-economice a unor scheme de amenajare asemanatoare, se constată că ponderea derivațiilor (aductiune, prag captare, centrală hidroelectrică) înregistrează procente cuprinse între 60 % ÷ 70% din totalul valorii lucrărilor.
Menționăm că există semnat un protocol de colaborare care atestă acceptul de a evacua apa turbinată în CHEMP Câmpina în circuitul hidraulic aval al CHEMP Doftana.
În aceste condiții în aval de CHEMP Doftana se prevede în cadrul schemei de amenajare un bazin compensator de cca. 2500 mc în care este injectat debitul restituit din CHEMP Doftana (Qi aductiune = 5,5 mc/s; Qi centrala = 6 mc/s) și debitul restituit din CHEMP Câmpina (Qi aductiune = 8 mc/s; Qi centrala = 9,2 mc/s).
Din acest motiv diametrul economic al conductei de aducțiune se va dimensiona pentru un debit instalat de 5,5 mc/s (Qi aductiune) care reprezinta 90% din valoarea Qi în centrala Doftana.
În conformitate cu cele prezentate mai sus, alegerea echipamentului hidroenergetic în CHEMP Doftana s-a facut pentru Qi centrală = 6 mc/s.
Priza energetică amplasată în pragul de captare Doftana este dimensionată de asemenea pentru Qi centrala = 6 mc/s.
Sistemul SCADA
Sistemul SCADA asigură măsurarea, preluarea și transmiterea datelor între pragul de captare – bazin compensator – aducțiune – centrala Doftana de la serverul amplasat în centrala Doftana la dispeceratul beneficiarului.
Sistemul SCADA prelucreaza totalitatea debitelor privind caracteristicile functionale ale circuitului hidraulic si energetic asigurand functionarea optima a schemei de amplasare hidroenergetice in raport cu caracteristicile Curbei de durata a debitelor medii zilnice (gradul de infundare al gratarului la priza de captare, nivelul de colmatare in deznisipator, variatia nivelului in bazinul compensator, nivelul de infundare al gratarului la priza aductiunii, variatia nivelului in bazinele aval ale centralelor), urmarind pe parcursul intregului an utilizarea rationala a stocului de apa disponibil, premiza importanta in ceea ce priveste productia de energie capabila a fi asigurata prin schema de amenajare hidroenergetica propusa.
Racordarea la SEN a CHEMP Doftana se face în LEA 20kV Câmpina-Băicoi printr-un racord LES 20kV prin intermediul unui separator tripolar vertical montat pe un stâlp nou amplasat în axul LEA 20kV situat la o distanță de cc.a. 0,8 km.
Avantajele scenariului recomandat
In conformitate cu criteriile avute in vedere la dimensionarea optima a schemei de amenajare urmarind: alegerea debitului instalat, optimul energo-economic privind alegerea diametrelor conductelor de aductine, alegerea tipului de tubina, sistemul de automatizare si SCADA propus la nivelul centralelor hidroelectrice si a functionarii intregii cascade, in concordanta cu principiul valorificarii optime a potentialului hidraulic al raului Doftana pe sectorul analizat respectiv curba de durata a debitelor medii zilnice, s-au propus solutiile constructive prezentate in capitolele anterioare.
Astfel pragul de captare Doftana asigura debitul de servitute de 0,20 mc/s impus de Avizul de GA, si captarea apei in circuitul hidraulic printr-o priza laterala.
Traseul conductelor de aducțiune a avut în vedere solutionarea corecta a intersecțiilor cu podurile rutiere și neafectarea condițiilor naturale de curgere a apei pe raul Doftana.
Comanda de pornire a hidroagregatului se face automat, cu ajutorul sistemului de automatizare și control și are loc la atingerea unui nivel maxim în bazinele compensatoare. Semnalul este emis de traductorul de nivel din bazin și este transmis prin fibră optică la instalația de automatizare din centrală.
Centrala hidroelectrica va funcționa complet automatizat, cu ajutorul sistemului SCADA centrala si SCADA amenajare care permite transmiterea datelor inregistrate la pragul de captare si bazinul compensator (grad infundare gratare, nivel colmatare bazin compensator, Nivel min si Nivel maxim in bazinul compensator) care guverneaza modul de functionare al CHEMP-ului coreland debitul turbinat cu valoarea debitului afluent, respectiv captat, corespunzator curbei de durata a debitelor medii zilnice.
Parametrii de exploatare sunt urmăriți de către Beneficiar de la Dispecerul de amenajare amplasat în clădirea CHEMP Doftana, orice abatere în funcționarea corectă a sistemului hidraulic sau electro-mecanic al componentelor aferente schemei de amenajare hidroenergetică este sesizată de către sistemul de înregistrare a datelor, aceasta fiind responsabil de posibilitatea asigurării de intervenție în timp util a personalului de exploatare, în condițiile asigurării funcționării în regim de siguranță al tuturor obiectelor componente ale circuitului hidraulic și energetic. Prin soluțiile constructive propuse în cadrul Studiului se va urmări respectarea tuturor prevederilor avizelor privind gospodărirea apelor, impactul asupra mediului, a condițiilor impuse de către comunitatea locală astfel încât obiectele schemei de amenajare să respecte atât pe durata execuției cât și în exploatare principiile conceptului de dezvoltare durabilă.
5.2 Debitele medii
Pe baza debitelor medii multianuale de la stațiunile hidrometrice din bazinul râului Prahova s-a întocmit o relație de generalizare de tipul:
q = f (Hm) (5.1)
în care:
q – debitul mediu multianual specific (l/s/Kmp)
Hm – altitudinea medie a bazinului hidrografic (m)
Folosind relația de generalizare, debitele medii multianuale s-au transmis în secțiunile captărilor propuse a se realiza conform schemei de amenajare hidroenergetică.
1. R. Doftana – captarea Doftana (cota talveg 403,50 mdM)
Perioada analizată la determinarea debitelor medii mutianuale la stațiunile hidrometrice a fost 1950-2008 (59 ani).
În tabelul de mai jos prezentăm debitele medii multianuale pe râul Doftana (pe râul Doftana aval confluența cu pârâul Purcaru), precum și în alte 4 secțiuni caracteristice pe râul Prahova și pe râul Doftana.
Tabel 5.1 Debite medii multianuale
Se menționeză că debitele medii multianuale din ultimele patru secțiuni sunt comunicate de A.N. Apele Române..
Menționăm următoarele:
Pe râul Doftana s-au proiectat și executat următoarele obiective hidroenergetice.
Barajul Paltinul și lacul de acumulare Paltinul
Barajul Voila
CHE Paltinul
Stația de tratare a apei Voila la piciorul barajului
În tabelul următor prezentăm folosințele pe râul Doftana.
În tabelul de mai jos prezentăm folosințele de pe râul Prahova până în secțiunea captării Doftana (conform studiului hidrologic din anul 2010) Captări de apă potabilă.
Tabel 5.2 Folosințe pe râul Doftana
Debitele medii lunare multianuale în regim natural de scurgere s-au determinat pentru secțiunea:
Doftana – captarea Doftana (Q1)
Tabel 5.3 Debitele medii lunare multianuale (mc/s)
Tabel 5.4.Debitele medii minime lunare multianuale (mc/s)
Se menționeză că anul cel mai secetos a fost (pe perioada 1979-2008):
– Doftana – captarea Doftana:1994: Q = 3,88 mc/s
Tabel 5.5 Debitele medii maxime lunare multianuale (mc/s)
Se menționeză că pe perioada 1979-2008 anul cel mai ploios a fost 2005:
– Doftana – captarea Doftana: 9,95 mc/s
Tabel 5.6 Debitele medii minime lunare de diverse asigurări (mc/s)
Tabel 5.7 Stocul mediu lunar și anual lichid (mil.mc)
Tabel 5.8 Debitele medii zilnice minime anuale
Tabel 5.9 Debitele medii lunare minime pe perioada VI-VIII
Tabel 5.10 Debitele medii caracteristice
5.3 Curba de durată a debitelor medii zilnice
Curbele de durată ale debitelor medii zilnice s-au determinat pe baza debitelor medii zilnice de la stațiunile hidrometrice INHGA, din bazinul râului Doftana puse la dispoziție de A.N. Apele Române.
Perioada de observații hidrometrice luată în considerare la întocmirea curbelor de durată a debitelor zilnice a fost 1950-2008.
S-au folosit relațiile:
p% = (5.2) p% = 100 (5.3) K = (5.4)
(5.5) (5.6)
Pentru debitele din afara șirului direct (maxim sau minim) pentru stabilirea frecvenței „f” în zile, trecerea de la asigurare la frecvență s-a efectuat cu relațiile:
f = când p 0,5 (5.7) și f = când p0,5(5.8)
Mai întâi s-au determinat curbele de durată la stația hidrometrica Tesila apropiata de secțiunea captării Doftana) și apoi s-au determinat coeficienții de utilizare (ε %). Apoi s-au transmis datele în secțiunile ce intereseză studiul prezent.
În anexe se prezintă grafic și tabelar curbele de durată și coeficienții de utilizare în secțiunile captărilor.
Tabel 5.11 Debite medii caracteristice in yona captării
Fig 5.1 Curba de durată a debitelor medii zilnice a râului Doftana
5.4 Calculul coeficientului de utilizare (ε %)
Coeficienții de utilizare s-au determinat pe baza debitelor medii zilnice de la stațiunile hidrometrice din bazinele râurilor Prahova și Doftana.
În tabelul de mai jos prezentăm coeficienții de utilizare rezultați din calcule pe râul Doftana (captarea Doftana)
Tabel 5.12 COEFICIENTUL DE UTILIZARE ( ε%)
5.6 Debitele maxime
Debitele maxime în regim natural de scurgere s-au determinat pe baza datelor directe, înregistrate la stațiunile hidrometrice INHGA pe râul Doftana (S.h. Teșila).
În secțiunile ce interesează prezentul studiu debitele maxime s-au transmis cu relațiile de generalizare:
log q1% = f (log F) (5.9)
q1% = f (5.10)
în care:
q1% – debitul maxim specific cu probabilitatea de 1% (l/s/kmp)
F – suprafața bazinului de recepție (kmp)
Hm – altitudinea medie a bazinului hidrografic (m)
Pe râul Doftana, în aval de barajul Paltinul (Doftana- aval p. Secaria) și bazinul compensator Voila s-a proiectat pragul de captare Doftana- cota talveg 403,50 mdM și CHEMP Doftana pe derivație care se găseste pe malul stâng al râului Prahova – cota talveg 360,00 mdM.
Debitele maxime s-au determinat atât în secțiunile pragului de captare cât și în secțiunile CHEMP-ului.
Debitele maxime cu asigurarea de Q1% s-au transmis la celelalte asigurări cu relația Pearson, considerând Cs/Cv = 4.
Debitele de formare ale albiilor minore ale râurilor Prahova și Doftana în secțiunile pragurilor de captare și la CHEMP-uri sunt:
Tabel 5.13 Debite de formare ala albiilor minore
Se menționează că la debitele de formare ale albiilor minore ale râurilor există un echilibru între eroziuni și depuneri și că la aceste debite se transportă cca 80% din stocul lichid și solid.
Se mai menționează că în amonte de pragul de captare Doftana se află barajul Paltinul și bazinul compensator Voila. Barajul Paltinul este de clasa I-a de importanță având debitul de calcul de 0,1% (700 mc/s) și debitul de verificare de 0,01% + ΔQ(1100 mc/s). ca urmare a acestui fapt pragul de captare Doftana ar trebui dimensionat la capacitatea maximă de evacuare a descărcătorului Paltinul (1000 mc/s).
5.7 Determinarea sporului de siguranță
Sporul de siguranță (ΔQ) pentru pragurile de captare s-a determinat cu relația:
Δ Q p% = Q max p% (mc/s) (5.11)
În care:
a- coeficient adimensional ce caracterizează gradul de cunoaștere din punct de vedere
hidrologic râurile analizate (a = 0,7 pentru râurile bine studiate din punct de vedere hidrologic),
E – eroarea medie pătratică a ordonatei curbei de probabilitate pentru asigurarea p%,
N- numărul de ani de observații hidrometrice la posturile hidrometrice din zonă,
Qmaxp% – debitul maxim pentru care se calculează Δ Q (sporul de siguranță).
Efectuând calculul sporului de siguranță pentru debitul cu probabilitatea de 1% se constată că sporul de siguranță pentru pragul de captare Doftana reprezintă 10,6% din valoarea debitului maxim Q1%.
Sporul de siguranță Δ Q pentru pragul de captare Doftana este de 50,6 mc/s.
Debitul maxim de Q1% cu sporul de siguranță Δ Q este 528 mc/s .
5.8 Elementele hidrografelor de viitură
Elementele hidrografelor de viitură s-au determinat pe baza datelor directe, înregistrate, ca stațiunile hidrometrice din bazinele râurilor Prahova și Doftana și s-au transmis apoi în secțiunile de interes cu relațiile:
Tcr = f (L) (5.12) Tt = f (L) (5.13) h = f (Hm/ )(5.14)
Tcr = (5.15) Tt = = (5.16)
În care:
Tcr – timpul de creștere al viiturii singulare(ore)
Tt – durata totală a viiturilor în (ore)
L – lungimea râului (km)
Hm- altitudinea medie a bazinului hidrografic (mdM)
F – suprafața bazinului hidrografic (kmp)
Ir – panta râului (‰)
Ib – panta bazinului hidrografic (‰)
Elementele hidrografelor de viitură determinate la captări și CHEMP-uri sunt prezentate în tabelul de mai jos:
Tabel 5.14 Elemente hidrografice de viitură
5.8.1 Volumele undelor de viitură.
Tabel 5.15 Volumele undelor de viitură la captări.(mil.mc)
5.8.2 Stratul maxim de precipitații căzut în 24 ore (mm)
Stratul maxim de precipitații căzut în 24 de ore (mm), stratul scurs (mm)și coeficientul de scurgere din precipitații în secțiunile pragului de captare Doftana:
Tabel 5.16 Stratul maxim de precipitații cazunt in 24 de ore
Stratul scurs din precipitații și coeficientul de scurgere din precipitații s-a determinat în zona captării Doftana, pe baza datelor de la stațiunea meteorologică Doftana (pentru captarea Doftana).
Tabel 5.17 Stratul scurs (mm)și coeficientul de scurgere din precipitații în secțiunile pragului de captare Doftana
Coeficientul mediu de scurgere din precipitații pe râul Doftana în zona pragului de captare Doftana este de 0,72.
5.9 Debitele medii multianuale solide
Debitele medii multianuale solide în suspensie la pragul de captare Doftana s-au determinat pe baza datelor directe de la stațiunile hidrometrice de pe râurile Prahova și Doftana, iar în secțiunile ce interesează prezentul studiu debitele medii multianuale solide în suspensie s-au transmis cu relațiile:
(5.17)
(5.18) (5.19)
(5.20) (5.21)
În care :s – debitul mediu multianual solid în suspensie (kg/s)
Q – debitul mediu multianual lichid (mc/s)
t (G) – debitul mediu multianual solid târât( kg/s)
Hm – altitudinea medie a bazinului hidrografic (mdM)
β- un parametru ce variază cu altitudinea medie (zonat).
ρ- turbiditatea medie a apei (gr/mc)
Debitele medii multianuale solide târâte deoarece sunt puține măsurători la stațiunile hidrometrice s-au determinat cu relația lui Collet:
t = 523 x i
În care:
t (G) – debitul mediu multianual solid târât( kg/s)
– debitul mediu multianual lichid ( mc/s)
i – panta râului (‰)
Tabel 5.18 Debitele medii multianuale solide, în suspensie și târâte
Se menționează că râul Doftana este deja amenajat hidroenergetic cu acumularea Paltinul (PIF: 1971), care are funcții complexe:
hidroenergetică prin CHE:
Qi = 15 mc/s
Pi = 10,2 MW
Em = 30,2 GWh/an
2 hidroagregate Francis
Numărul de ore de funcționare 2961 ore/an (8,03 ore/zi)
irigații: se irigă 23.000 ha de teren agricol
atenuarea viiturilor
creșterea peștilor (piscicultură)
alimentarea cu apă industrială: există o conductă de 42 km lungime între bazinul compensator Voila(care are baraj, situat în aval 8 km barajul Paltinul, pentru regularizarea debitelor uzinate de CHE Paltinul) și consumatorii de apă din Ploiești și Brazi, precum și pentru stația de tratare a apei Voila (1,2mc/s).
Conducta de alimentare cu apă Voila- Ploiești- Brazi are o lungime de 42 km,Φ = 800 mm, din beton, cu armătură fretata, tip PREMO.
Debitul furnizat consumatorilor din Ploiești și Brazi este de 3,10mc/s. Datorită acestui lucru debitul pe râul Doftana în zona captării Doftana este mai mic: 5,88-3,10 = 2,78 mc/s, ce poate fi utilizat energetic.
calculul debitului solid în zona pragului Doftana s-a efectuat atât pentru regim natural de scurgere, cât și în regim amenajat. În regim amenajat debitul mediu multianual lichid scade de la 5,88 mc/s în regim natural de scurgere la 2,78 mc/s. La fel și debitul mediu solid în suspensie și târât, ca și volumul de aluviuni depus în zona captării Doftana.
Mentionam ca Studiul Hidrologic s-a fundamentat pe baza datelor obtinute de la Administrația Națională "Apele Române" – Directia Apelor Buzau-Ialomita.
5.10 Concluzii
Studiul hidrologic a fundamentat:
1. Valoarea debitului modul, in sectiunea pragului de captare Doftana (aval pr. Purcaru) la nivel de 5.88 mc/s in regim natural si 2.78 mc/s in regim amenajat.
2. Debitele maxime în secțiunile pragului de captare Doftana si CHEMP Doftana:
3. Curba de durata a debitelor medii zilnice.
4. Valorile marimilor caracteristicilor hidrologice fundamentate in cadrul Studiului Hidrologic reprezinta date de intrare pentru stabilirea caracteristicilor energo-economice a schemei de amenajare hidroenergetice propusa in cadrul prezentului Studiu de Fezabilitate.
6.Curbe caracteristice ale cursului de apă Doftana
Debitul unui curs de apă reprezintă principala mărime hidrologică a râului. Determinarea acestuia este relativ dificilă, de aceea, în practică, se utilizează, pentru determinarea debitelor zilnice, corelația existentă între debite și nivel. De asemenea, în calculele hidrologice și de gospodărirea apelor se utilizează și alte reprezentări grafice ale debitului.
Pentru cursul de apă Doftana am utilizat debitele medii, medii minime și medii maxime conform tabelelor urmatoare.
Tabel 6.1 Debitele medii lunare multianuale (mc/s)
Tabel 6.2 Debitele medii minime lunare multianuale (mc/s)
Se menționeză că anul cel mai secetos a fost (pe perioada 1979-2008):
– Doftana – captarea Doftana:1994: Q = 3,88 mc/s
Tabel 6.3 Debitele medii maxime lunare multianuale (mc/s)
6.1.Curba de regim
Curba de regim a debitelor (hidrograf) reprezintă variația în timp (cronologic) a debitului, respectiv a valorilor medii zilnice lunare, anuale. În figura 6.1 este prezentată o astfel de curbă, pentru debite medii, medii maxime si medii minime in perioada de timp analizată.
Fig 6.1 Curba de regim
6.2. Curba de durată
Prin reprezentarea grafică a valorilor debitului, ordonate descrescător, indiferent de momentul apariției, se obține curba de durată a debitului (clasată) (figura 2.14). Prin durata unui debit Q* se înțelege timpul cumulat în care este depășită sau egalată această valoare.
De exemplu, dacă debitul Q are o asigurare de 10% pe o perioadă de 50 de ani, înseamnă că acel debit a apărut o dată la dată la 5 ani. Cu cât asigurarea este mai mare, cu atât debitul este mai frecvent. Debitele cu asigurare mare sunt acele debite mici și foarte mici, specifice perioadelor secetoase. Debitele cu asigurare mică sunt debite mari și foarte mari, specifice perioadelor ploioase și foarte ploioase.
Asigurarea (durata) unui debit reprezintă valoarea cumulată a intervalelor de timp pe care debitul Q depășește crescător sau descrescător valoarea lui Qmediu. În cazul reprezentării cu valori discrete, asigurarea este echivalentă cu numărul de ordine în clasamentul descrescător al debitelor împărțit la numărul de ordine maxim (corespunzător debitului minim din șirul de debite ales).
Avantaje:
Exprimă cât la sută din timp este depășit un anumit debit sau cât la sută din timp este asigurat acest debit (curbă de asigurare).
Debitele mici au o durată (asigurare) mare, iar debitele mari au o durată foarte mică.
Dacă perioada T respectiv numărul de intervale n este foarte mare (tinde la infinit), curba de durată tinde la o curbă de probabilitate de depășire. Trecând la valorile discretizate pentru timp, curba de durată se transferă într-o curbă în trepte. Diagrama în trepte este o așezare descrescătoare a valorilor debitelor din șirul cronologic, curbă clasată a debitelor.
Fig 6.2 Curba de durată
6.3. Curba de frecvență
Curba de frecvență este reprezentarea grafică a frecvențelor relative ale debitelor, grupate în intervale egale, curba depinzând de mărimea intervalelor. Numărul intervalelor se recomandă a fi egal cu:
(6.1)
unde N – numărul total de valori din perioada de calcul. De exemplu, pentru debite medii zilnice pe un an de zile, N = 365, deci m = 2 intervale. Mărimea unui interval va fi egală cu:
, (6.2)
valoarea rotunjindu-se la o valoare mai mare, astfel încât să fie cuprinse și valorile extreme. Frecvența relativă pentru intervalul K este dată de relația:
(6.3)
unde nk este numărul de valori ale debitului cuprinse în intervalul , unde QK = Q1 + K ∙ ∆Q, iar Q1≤ Qmin.
Fig 6.3Curba de frecvență pentru debite medii
Fig 6.4 Curba de frecvență pentru debite minime
Fig 6.5 Curba de frecvență pentru debite maxime
6.4 Curba integrală integrală a debitelor (CIQ)
Reprezintă variația în timp a volumelor cumulate corespunzând unui regim dat al debitelor. Ea este definită prin relația:
, (6.4)
Admitem construită CIQ din figura 2.15.b, care corespunde curbei de regim a debitelor din figura 2.15.a și considerăm pe această curbă punctul M1(t1,V1). Valoarea V1 este proporțională cu aria A1 (cm2) de sub curba de regim a debitelor limitată de abscisa t1:
(6.5)
unde SQ este scara de reprezentare a debitelor, (), iar St este scara de reprezentare a timpului (cm/s). Considerăm un al doilea punct pe curbă, M2(t2,V2), iar din triunghiul M1NM2 rezultă:
(6.6)
unde SV este scara de reprezentare a volumelor (cm/m3), iar este debitul mediu în intervalul (t1,t2).
Deci panta secantei M1M2 este proporțională cu debitul mediu pe intervalul de timp corespunzător. În particular, secanta care unește originea cu punctul final al CIQ are panta proporțională cu debitul mediu Q pe tot intervalul de calcul 0 – T:
(6.7)
Dacă punctul M2 tinde către M1 (t2 → t1), secanta M1M2 devine tangentă la CIQ în punctul M1 și panta acesteia va fi proporțională cu debitul momentan Q1 = Q(t1):
(6.8)
Curba CIQ este o curbă crescătoare, deoarece debitul unui râu este întotdeauna o mărime pozitivă. Construcția CIQ se poate face analitic sau grafic.
Fig,6.6 Curba integrală a debitelor
6.5. Curba integrală a diferențelor de debit
În calculele de regularizare a debitelor care utilizează CIQ, este avantajos să se introducă o variantă a acestei curbe, care permite utilizarea unei scări mai mari pentru volume, deci o precizie sporită a calculului grafic. Această curbă, numită curba integrală a diferențelor de debit, CIDQ, este definită de relația:
, (6.9)
unde Q0 este o valoare de referință constantă, care este convenabil să se aleagă egală sau aproximativ egală cu debitul mediu pe perioada de calcul T:
. (6.10)
Spre deosebire de CIQ, CIDQ nu mai este crescătoare, poate avea și valori negative, și este situată în lungul axei t.
CIDQ are aceleași proprietăți ca CIQ, iar construcția ei se face similar cu cea a CIQ.
Fig 6.7 Curba integrală a diferențelor de debite
7.POTENȚIALUL HIDROENERGETIC AL RÂULUI DOFTANA
Potențialul hidroenergetic (PH) reprezintă echivalentul energetic al unui volum de apă, determinat pentru o perioadă de timp dată (în general 1 an). El este de două categorii: teoretic și amenajabil.
Potențialul hidroenergetic teoretic (brut) reprezintă totalitatea resurselor de energie naturală ale unui bazin, fără a ține seama de posibilitățile tehnice și economice de amenajare. El corespunde unei utilizări integrale a căderii și disponibilului de apă al bazinului și unui randament total de 100%. El include atât potențialul de suprafață (din precipitații și din scurgere), cât și potențialul liniar (al cursurilor de apă).
Potențialul teoretic de suprafață se referă la apele de la suprafața pământului: cele din precipitații și cele de scurgere.
a) potențialul teoretic de precipitații, Ep, reprezintă echivalentul energetic al întregului volum de apă rezultat din precipitațiile care cad pe o anumită suprafață:
Ep=2,725h*S*H0 (kWh/an) (7.1)
h = înălțimea medie a precipitațiilor (mm/an)
S = mărimea suprafeței (km2)
H0 = altitudinea medie a suprafeței (m)
b) ținând cont de faptul că numai o parte din precipitații se scurg la suprafața bazinului (restul se pierde prin infiltrație, evaporație, transpirație), se poate obține potențialul teoretic al apelor de scurgere (echivaletul energetic al apelor care se scurg pe o anumită suprafață într-un interval de timp dat):
Esc=2,725*σ*h*S*H0 (kWh/an) (7.2)
unde σ reprezintă coeficientul de scurgere
Potențialul teoretic (brut) liniar al cursurilor de apă reprezintă energia (sau puterea) maximă care se poate obține pe râul respectiv (sau pe un anumit sector al său). Pentru un anumit sector:
PLij=9,81*Qmij*Hij (kW) (7.3)
El este o mărime bine precizată, care se obține prin calcule. Este deci o mărime invariabilă în timp și independentă de condițiile tehnice sau economice, fiind utilizat (deși nu este o mărime fizică reală) pentru studii comparative.
Potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil reprezintă acea parte din potențialul brut care ar putea fi obținută prin amenajarea cursului de apă, ținând cont de condițiile tehnice ale momentului respectiv. Se poate determina pe baza elaborării schemelor de amenajare ale fiecărui curs de apă în parte și se calculează ținând seama de pierderile care apar în instalațiile unei amenajări, datorate următoarelor cauze principale:
– neutilizarea întregii căderi brute a râului datorită variației nivelului în lacurile de acumulare; neamenajarea zonei de izvorâre a râului, etc;
– neutilizarea energetică a întregului stoc de apă a râului din cauza deversărilor, a pierderilor prin infiltrații și evapotranspirație, consumului de apă pentru alte folosințe;
– pierderilor în turbine și generatoare, ca urmare a ciclului de transformare energie hidraulică – energie mecanică – energie electrică.
Este o mărime mai realistă, dar prezintă dezavantajul de a fi variabil în timp (funcție de gradul de dezvoltare al tehnicii) și de a putea fi interpretat în mod diferit (alegerea schemelor de amenajare, a cotelor, distanțelor, parametrilor de bază, prezintă o mare doză de subiectivitate).
Potențialul hidroenergetic economic amenajabil reprezintă acea parte a potențialului hidroenergetic tehnic amenajabil care se poate obține în condiții economice. Această mărime este susceptibilă de modificații, fiind influențată de progresul tehnic, restul altor categorii de centrale, dinamica acestora, amplasarea teritorială a surselor de energie primară, condițiile economice ale țării sau regiunii date. Din aceste motive, valoarea sa trebuie raportată la o anumită dată și trebuie reevaluat periodic.
Potențialul hidroenergetic teoretic se calculează pe sectoare caracteristice ale fiecărui curs de apă (între confluențe, la schimbări de pantă, etc.). Pe cursurile de apă mici sectorizarea se face luând drept limite punctele de confluență cu afluenți importanți, zonele de schimbare a pantei râului, amplasamentele probabile ale uvrajelor amenajării. Pe fluviile importante, unde aportul diferiților afluenți este nesemnificativ, potențialul teoretic se poate calcula pe sectoare de lungime egală (10 – 100km).
În calcule se utilizează mai multe valori caracteristice ale debitelor: debitul mediu multianual Qm, debitele cu asigurarea de 50 % și respectiv 95%.
Potențialul calculat pe baza debitului mediu multianual indică valoarea maximă a producției de energie care poate fi obținută pe sectorul de râu considerat. Deoarece această valoare este influențată de valorile extreme ale debitelor, se consideră că debitul cu asigurarea de 50% permite aprecierea funcționării normale a uzinei hidroelectrice. Debitul cu asigurarea de 95% dă indicații asupra energiei garantate care poate fi obținută prin amenajarea sectorului de râu.
7.1 Bazinul hidrografic si datele caracteristice
Suprafața terenului de pe care o rețea hidrografică își colectează apele se numește bazin hidrografic, bazin de recepție sau bazin colector al cursului de apă. Bazinul hidrografic este mărginit de cumpăna apelor, care reprezintă locul geometric al punctelor de la care apa din precipitații atmosferice se scurge prin gravitație spre cursul de apă considerat. Cumpăna apelor, care constituie deci perimetrul bazinului hidrografic, este vizibilă în zonele de munte și abia observabilă în zonele de șes. Cumpăna apelor de suprafață nu coincide întotdeauna cu cumpăna apelor infiltrate.
Se pot diferenția două feluri de bazine hidrografice:
– bazine hidrografice de suprafață, sunt cele de pe care este colectată apa scursă din precipitații și care este delimitat de o linie de cotă maximă, astfel încât precipitațiile care cad de o parte sau de alta a acestei linii se scurg în râuri diferite; cumpăna apelor pentru bazinele hidrografice de suprafață se determină cu ajutorul planurilor topografice;
– bazinele hidrografice subterane, corespund alimentării subterane a cursurilor de apă; în cazul apelor subterane cumpăna apelor este mai greu de trasat, astfel încât, în calcule se ia bazinul hidrografic superficial, erorile compensându-se de regulă în cazul bazinelor mari.
Fig. 7.1 Bazinul hidrografic al râului Doftana
7.2 Caracteristicile geometrice ale bazinelor hidrografice
a. Suprafața și forma bazinului hidrografic. Suprafața bazinului hidrografic
este determinată ca proiecție orizontală prin planimetrarea teritoriului determinat de
cumpăna apelor, fiind notată prin F sau Sb.h. și exprimată în km2. Forma bazinului
hidrografic influențează în mod hotărâtor regimul hidrologic al cursului de apă, situație
care se observă cu ușurință în perioadele cu precipitații abundente. Astfel, s-a constatat că
bazinele cu lărgime redusă în comparație cu lungimea cursului de apă produc debite de
inundații mai mici decât bazinele hidrografice având lărgimea de același ordin de mărime
cu lungimea.
Mărimile caracteristice ale formei bazinului hidrografic sunt:
– lungimea bazinului hidrografic, L (km), care este distanța de la capătul amonte,
din zona izvoarelor, până la vărsare, măsurată pe linia mediană a bazinului hidrografic;
– lățimea medie a bazinului hidrografic, B (km):
(7.4)
– coeficientul de formă a bazinului hidrografic:
(7.5)
unde = perimetrul bazinului hidrografic (lungimea cumpenei apelor), coeficientul fiind obținut prin raportarea suprafeței bazinului la suprafața unui cerc cu același perimetru; el are valori subunitare, cu atât mai mari cu cât bazinul este mai „compact”;
– coeficientul de asimetrie a bazinului, exprimat prin raportul:
(7.6)
unde = suprafața versantului stâng, iar = suprafața versantului drept;
– graficul de dezvoltare a bazinului, reprezentând variația suprafeței bazinului hidrografic în funcție de lungimea râului, evidențiindu-se aportul la suprafața de recepție atât a versanților precum și al afluenților.
b. Altitudinea medie a bazinului hidrografic, definită ca o medie ponderată în raport cu suprafața bazinului hidrografic:
(7.7)
unde variabila independentă s reprezintă suprafața în sensul dezvoltării bazinului hidrografic, iar H este altitudinea secțiunii de închidere a subbazinului de suprafață s.
Practic, altitudinea medie se determină prin împărțirea suprafeței bazinului hidrografic cu ajutorul curbelor de nivel, de cote Hi [mdM], i = 0, 1, 2, ……, n, unde H0 este cota maximă de pe cumpăna apelor (zona izvoarelor), iar Hn este cota minimă din secțiunea de închidere a bazinului hidrografic. Notând si suprafața subbazinului delimitat între cota maximă H0 și linia de nivel Hi, măsurată în km2, (figura 2.7.a) relația pentru calculul altitudinii medii este:
(7.8)
Curba H = H(s) este denumită curba hipsometrică a bazinului hidrografic, ea reprezentând grafic relația dintre suprafața bazinului și altitudine. Pe această curbă, în abscisă sunt suprafețele planimetrate pe harta topografică, în amonte de curba de nivel dată în ordonată.
După altitudinea medie, bazinele hidrografice se pot clasifica în bazine hidrografice de munte (Hmed > 600mdM), bazine hidrografice de deal (200mdM < Hmed < 600mdM) și bazine hidrografice de câmpie (Hmed < 200mdM).
Fig. 7.2 Curba hipsometrică a unui bazin hidrografic
c.Panta medie a bazinului hidrografic
Aceasta se definește între două linii de nivel succesive, astfel:
(m/km, ‰) (7.9)
unde Li,i+1 este lungimea corespunzătoare a bazinului hidrografic, calculată cu relația:
(7.10)
unde este lungimea liniei de nivel Hi, delimitată în interiorul bazinului hidrografic, cu l0=ln=0.
Panta medie a bazinului hidrografic se calculează ca medie ponderată a valorilor Ii,i+1 în raport cu suprafața:
(7.11)
Introducând în relația de mai sus relațiile anterioare, pentru I și L, obținem:
(7.12)
iar dacă liniile de nivel sunt egale, , obținem: .
Panta medie a bazinului hidrografic influențează timpul de concentrație a precipitațiilor atmosferice din bazin și intervine în calculul mărimii și propagării viiturilor; ea este unul dintre factorii care influențează cantitatea de apă infiltrată pe suprafața bazinului hidrografic.
7.3 Caracteristica cadastrala
Conține:
•profilul în lung al râului z = z (L);
•variația debitului total în lungul râului Q = Q (L);
•variația potențialului specific p = p (L);
•variația potențialului hidroenergetic liniar exprimat ca putere sau ca energie;
•Se mai indică: lungimea în km, panta medie a fiecărui sector de râu i (‰) și cotele z (mdM) ale punctelor care delimitează fiecare sector. Printr-un cerc se indică punctele în care râul primește afluenți și de pe care parte a sa vin aceștia.
Tabel 7.1 Date privind secțiunile caracteristice
Fig. 7.3 Sectoarele de râu analizate
Tabel 7.2 Date calculate
Tabel 7.3 Puterea teoretică corespunzătoare fiecărei limite de sector
Fig. 7.4 Caracteristica cadastrală a râului Doftana
8.Prezentarea amenajării CHEMP Doftana
8.1 Descrierea constructivă
In cadrul prezentului studiu se analizează posibilitatea amenajării potențialului hidroenergetic al râului Doftana intre cota amonte 406,3 mdM pâna la confluența cu râul Prahova (cota aval sector amenajat CHEMP Doftana 363,25 mdM).
Schema de amenajare hidroenergetică propune execuția următoarelor lucrări: captare cu prag deversor, priză, scară de pești și camera de incarcare, bazin compensator cu conducte de spălare și disipator, aducțiune de la camera de incarcare a captării la CHEMP Doftana, CHEMP Doftana cu bazin de liniștire si canal de fugă.
Pragul de captare a apei, cu profil deversant, priză laterală cu câmp de spălare si scară de pești prin care tranzitează debitul de servitute in aval, are ca principiu funcțional asigurarea conectivității râului, conform normelor impuse de Organele de Gospodărie a Apelor si Protecția Mediului.
Deznisipatorul asigură depunerea aluviunilor scăpate prin grătarul prizei de captare, prevăzute cu vane de spălare si canal de spălare racordat la râu.
Bazinul compensator este prevăzut cu vane de golire si la capătul aval prevăzut cu cameră de incărcare care incorporează priza aducțiunii principale prevăzută cu grătar; volumul util al bazinului compensator 2500 mc a fost dimensionat astfel încâtsă permită funcționarea hidroagregatului din CHEMP cel putin 30 min pentru 0,4 din Qinstalat/grup.
Conductele de aducțiune aferente CHEMP Doftana( Ltotal=5.171 m; Dn 1900/Dn 2100) asigură transportul apei intre bazinul compensator si CHEMP realizând căderea disponibilă pentru turbinele hidraulice. Conductele de aducțiune sunt considerate din OL și PAFSIN.
Clădirea centralei hidroelectrice adăpostește echipamentele electro-mecanice care asigură transformarea potențialului hidrauluic in energie electrică, fiind alcătuită din zidărie de carămidă si grinzi din beton armat. Fundația CHEMP-ului asigură montajul pieselor componente ale hidroagregatului și încorporeză conducta metalică care permite accesul apei către turbină si evacuarea acesteia înspre aval in bazinul de liniștire. Bazinul de liniștire se continuă cu un bazin compesator având rolul de încărcare a aducțiunii care deserverște CHEMP-ul din aval. Acest bazin compensator este prevăzut cu deversor de prea plin cu canal de evacuare racordat la râu, și la capătul aval are încorporată camera de încarcare a prizei aducțiunii protejată cu grătar rar. Pentru punerea aducțiunii din aval la uscat, in condițiile funcționarii CHEMP-ului in amonte accesul apei în amonte accesul apei în conductă poate fi oprit printr-un batardou metalic, in acest sens in structura de beton armat a camerei de încărcare fiind încastrate nișe de ghidare.
Menționăm că bazinul compensator având rolul funcțional de a încărca aducțtiunea CHEMP BĂNEȘTI care asigura transportul apei către CHEMP BĂNEȘTI a fost descris numai din punct de vedere al rolului funcțional, in cadrul schemei de amenajare.
CHEMP Doftana este prevazută cu conductă de by-pass, care are montată vană de inchidere, condiție strict necesară pe perioada de revizie a agregatului.
Fig 8.1 Profil longitudinal sinoptic CHEMP Doftana
8.2 Descriere functionala
Lucrările de bază ale amenajării analizate cuprind următoarele obiecte:
Captare la firul apei;
Bazin compensator care încarcă circuitul hidraulic;
Conducte de aducțiune;
Clădirea centralei;
Drumuri de acces;
Pentru reglarea debitului de servitute care este tranzitat prin deschiderea câmpului scării de pești se prevede o vană plană acționată manual si electric. Deschiderea pentru asigurarea debitului de servitute, asigură si accesul peștilor in amonte, printr-o scara de pești in trepte(poziționată intre pragul deversor si canalul de spălare).
Desnisipatoarele sunt dimensionate astfel încât să se producă decantarea aluviunilor mai mari de 1 mm. Desnisipatoarele sunt echipate cu vană de spălare poziționată amonte si aval. Vanele aval sunt automatizate si acționate din centrul dispecer iar cele amonte sunt acționate electric. Nivelul aluviunilor masurate cu un traductor de depuniri sunt cele ce dictează acționarea vanelor.
Bazinul compensator este o construcție din beton armat prevăzut cu o cameră de încărcare cu grătar pentru conducta de aducțiune CHEMP Doftana. El este prevăzut cu deversor lateral pentru evacuarea debitelor captate peste debitele instalate în centrală in perioada de viituri.
Prin camera de încărcare prevăztă cu grătare metalice, apa este preluată de conductele de aducțiune. În zona camerei de încarcarea a conductei de aducțiune Doftana, sunt amplasați traductorii de nivel amonte și aval de grătar, necesari transmiterii de informații referitor la gradul de înfundare al grătarelor.
Conductele de aducțiune, asigură transportul apei spre CHEMP cu pierderi minime de sarcini. Apa uzinată in CHEMP ajunge in bazinul de liniștirede unde prin intermediul canalului de fugă, debușează in râu
Din conducta de aducțiune și prin distribuitor, apa uzinată prin turbina amplasată în clădirea centralei hidroelectrice ajunge in bazinul de liniștire. Din bazinul de liniștire, peste pragul de retenție al bazinului, apa deversează în camera de încărcare și în continuare în camera de încarcare a aducțiunii.
In cazul nefuncționării unui CHEMP, din diferite motive, apa aferentă turbinei este condusă prin intermediul unei conducte de by-pass in camera de încărcare a aducțiunii din aval.
Conducta de by-pass are și rol de limitare a efectelor loviturii de berbec, care poate apărea la oprirea bruscă a hidrogeneratoarelor. Prin deschiderea rapidă in cazul apariției unor unde de suprapresiune din cauza loviturii de berbec, prevăzuta pe by-pass, se limitează efectul loviturii de berbec.
8.3 Caracteristicile principale ale construcțiilor din cadrul obiectivului
8.3.1. Prag captare, desnisipator și bazin compensator
În conformitate cu clasa de importanța a construcției, pragul de realizare a cotei de captare se dimensionează la debitul de Q5% și se verifica la Q1%.
Pragul de captare este realizat dintr-o secțiune clasică din beton cu profil practic, situat pe roca de bază. În corpul pragului de captare sunt prevăzute scare de pești si câmpul de spălare. Priza de mal este poziționată adiacent câmpului de spălare. Paralel cu râul, sunt poziționate deznisipatorul și baznil compensator.
Pentru protecția albiei aval de pragul de captare sunt prevăzute praguri de fund transversal albiei. Pentru protecția malurilor sunt prevăzute ziduri de gabioane sau beton funcție de situația existentă în amplasamentul fiecărui prag de captare.
Tabel 8.1 Caracteristicile pragului de captare
Scara de pești este situată în imediata vecinătate a pragului deversor fiind construită din bazinete pentru trecerea debitului de servitute in corespondeță cu necesitațile faunei piscicole. Debitul afluent mai mic decât Qservitute, este evacuat în aval prin scara de pești.
În cazul debitelor afluente mai mari decât debitul de servitute și debitul captat acestea sunt tranzitate peste prag prin câmpul deversorului.
Tabel 8.2 Caracteristicile scării de pești
Pentru spălarea frontului de captare s-a prevăzut un câmp de spălare. Frontul de spălare este echipat cu o vană plană. Pentru ca apa să poată fi captată de priza vana trebuie sa stea inchisă, iar in timpul debitelor mai mari prin ridicarea vanei particolel depuse in fața frontului de captare, sunt antrenate prin câmpul de spălare spre aval, efectuându-se astfel spălarea.
Câmpul de spălare va fi folosit în perioada, ca element de deviere a apelor.
Tabel 8.3 Caracteristici câmp de spălare
Priza de captare este adiacentă frontului de spălare și este echipată cu grătar.
Desnisipatorul este o construcție din beton de tip cuvă echipat cu o vană de spălare.
Tabel 8.4 Caracteristici priză si desnisipator
Bazinul compensator este o construcție din beton de tip cuvă echipat cu o vană de golire și deversor lateral. Bazinul compensator al captării râului Doftana funcționează cu nivele variabile numai pentru debite mici pe râu.
Qrâu<30%Qi/grup + Qservitute
În cazul in care:
Qrâu<0.3 * 6 + 0.2 <2 mc/s
bazinul compensator asigură funcționarea grupului din centrale, cu un debit de 0,4*Qi, aproximativ 30 min.
Camera de încărcare este acoperită cu un planșeu din beton. Pe planșeu și în radierul camerei se sprijină grătarul des.
Pentru preluarea apei din camera de încărcare s-a prevăzut un confuzor care face trecerea de la deschiderea camerei de încarcare la diametrul aducțiunii.
Tabel 8.5 Caracteristici bazin compensator
8.3.2 Conducte de aducțiune
Amplasament
Conducta de aducțiune care incarcă circuitul hidraului al CHMEP DOFTANA se află amplasată în lungul râului Doftana între camera de încărcare aval de bazinul compensator, având următoarele tronsoane:
Lungime totală aducțiune Doftana = 5.171 m din care:
DN 1900 L1 = 2.070 m;
DN 2100 L2 = 3.101 m;
Caracteristici constructive
Conductele de aducțiune aferente CHEMP DOFTANA asigură transportul apei între bazinul compensator si CHEMP Doftana realizâand căderea disponibilă pentru turbinele hidraulice. Conductele de aducțiune pe tronsoanele curente se execută din tuburi PAFSIN ( poliester armat cu fire de sticlă și inserție de nisip) cu lungimeade 12 m.
Diametrul optim al aducțiunilor a fost calculat pentru Qi aducțiune=5,5 mc/s rezultând ca fiind optim diametrul aducțiunii Di= 2000 mm.
Pentru reducerea cheltuielilor de transport de la locul de fabricare al conductelor PAFSIN în amplasamentul șantierului, s-a optat pentru construcția aducțiunii pe două tronsoane diferite având Di1= 1900 mm; Di2= 2100 mm, lungimea acestor tronsoane rezultând pe principiul egalitațtii pierderilor de sarcină calculate pentru diametrul optim de 2000 mm.
Traseul aducțiunii
Conducta de aducțiune CHEMP Doftana este amplasată în albia majoră și parțial în albia minoră a râului Doftana.
Traseul conductei urmărește malul drept al râului și este pozată îngropată în tranșee.
Conducta este protejată spre râu cu gabioane până la unirea cu apărarea de mal existentă amonte de podul rutier Câmpina-Telega.
Stratificația terenului este de 80% pietrș și 20% rocă sanatoasă. Din această cauză pentru execuția lucrărilor se ia in calcul lucrări de excavație în rocă mecanizate și manuale.
8.3.3. Centralele hidroelectrice
Amplasament
CHEMP DOFTANA este amplasată la confluența râului Doftana cu râul Prahova pe maulul stâng al râului Prahova pe o suprafață amenajată la cota 364,25 mdM cu un grup CROSSFLOW având debit instalat: Qi centrală= 6 mc/s și cădere brută de 43,05 m.
Descrierea lucrărilor de construcții
Clădirea centralei este o construcție de tip hală cu cadre din beton și zidărie din cărămidă. Centrala propriu-zisă adăpostește grupul și instalațiile electrice și mecanice aferente lui.
Turbinele funcționează cu apa ajunsă la centrală prin conducta de aducțiune metalică care este prevăzută cu o vană de închidere pentru turbina
Zona aspiratoarelor turbinelor, care asigură evacuarea apei după trecerea prin turbine, evacuarea se face direct prin cădere leberă din turbine, fără contrapresiune la turbină.
Structura hidrotehnică asigură evacuarea debitelor în aval în bazinul de liniștire în cadrul funcționării turbinelor.
Bazinul de liniștire, situat în aval de centrală face legătura hidraulică cu bieful aval și asigură nivelul apei din aval în cazul funcționării turbinelor
9. Evaluarea impactului asupra mediului
9.1 Producerea de energie din surse regenerabile
În ultimul secol, folosirea energiei din combustibili fosili (petrol, gaz, cărbuni: prin ardere), a avut efecte dezastruoase asupra mediului, mai mari decât orice activitate umană din istorie: acumularea de gaze nocive în atmosferă, ceea ce a declanșat procese (poate ireversibile), precum: subțierea stratului de ozon, încălzirea globală, etc.
De aceea, utilizarea unor surse alternative de energie, devine tot mai importantă/relevantă pentru lumea de azi. Aceste surse, precum: soarele, vântul, practic nu se consumă și produc emisii mult mai puține, reduc poluarea chimică, termică, radioactivă și sunt disponibile, teoretic, oriunde pe glob. Sursele regenerabile dețin un potențial energetic important și oferă disponibilități nelimitate de utilizare pe plan local și național. Aceste surse de energie asigură creșterea siguranței în alimentarea cu energie și limitarea importului de resurse energetice, în condițiile unei dezvoltări economice durabile.
Producerea de energie din surse regenerabile si neconventionale cuprinde:
Energia eoliană
Energia solară
Energia apei
Energia hidraulică
Energia mareelor
Energia curenților oceanici
Energia valurilor
Gradienți de temperatură și salinitate
Energia geotermică
Energie derivată din biomasă: biodiesel, bioetanol, biogaz, dejectii si deșeuri organice. Sunt excluși biocombustibilii care nu îndeplinesc regimul de sustenabilitate.
Nu sunt regenerabile resursele nucleare, turba, biomasa nesustenabilă.
Sursele regenerabile de energie (nefosile): vant, soare, geotermal, energia hidro, biomasa, valuri, curenti marini, gradienti de temperatura si salinitate, etc, precum si metodologiile noi folosite au ajutat la constientizarea existentei tehnologiilor de producere a energiei din surse regenerabile iar Energia Curată se realizeaza in sprijinul urmatoarelor rațiuni:
Necesitatea protejării mediului înconjurător
• Încetinirea schimbărilor climatice;
Reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră;
Diminuarea poluării locale
Securitatea în alimentarea cu energie.
Pe plan economic:
• Stimularea industriilor de înaltă tehnologie;
• Creștere economică
• Exploatarea resurselor de energie locale;
• Costurile de exploatare mici ale sistemelor pe întreaga lor durată de viață;
• Epuizarea combustibilului fosil
• Reducerea dependenței de import petrol și gaze naturale
Pe plan social:
• Piață în continuă creștere;
• Competivitate;
• Crearea de noi locuri de muncă;
• Creșterea cererii de energie (3x până în 2050);
• Existența oportunităților de dezvoltare regională și rurală;
• Asigurarea investiției pe termen mediu și lung;
•Disponibilitatea resurselor regenerabile de energie precum și a proiectelor de eficiență energetică.
Pentru beneficiul utilizării rapide a energiei din surse regenerabile si având în vedere sustenabilitatea lor globală mare si calitatea benefică asupra mediului, statele membre ale Uniunii Europene ar trebui, atunci când aplică norme administrative, planifică structuri si legislație, elaborate pentru acordarea de licențe privind reducerea poluării si controlul pentru fabrici industriale, pentru a combate poluarea aerului si pentru a împiedica sau reduce eliberarea de substanțe periculoase în mediul înconjurător, să ia în considerare contribuția surselor regenerabile de energie la îndeplinirea obiectivelor de mediu si a celor privind schimbările climatice, în special atunci când sunt comparate cu instalațiile pe bază de energie neregenerabilă.
Scopul Programelor Guvernamentale in acest domeniu trebuie sa se axeze pe valorificarea resurselor regenerabile de energie (solare, eoliene, hidroenergetice, geotermale, biomasa, biogazul, gazele rezultate din fermentarea deșeurilor/nămolurilor din stațiile de epurare, pentru producerea de energie electrică și/sau termică), îmbunătățirea calității mediului înconjurător, reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, utilizarea rațională și eficientă a resurselor energetice primare, conservarea și protejarea ecosistemelor.
Sursele de energie regenerabile sunt în mare măsură indigene, nu se bazează pe disponibilitatea în viitor a surselor convenționale de energie, iar natura lor predominant descentralizată face ca economiile noastre să fie mai puțin vulnerabile în fața alimentării cu energie volatilă. Prin urmare, ele constituie un element cheie al unui viitor energetic durabil.
9.2 Impactul energiei produse din surse regenerabile asupra mediului
Comunitatea umană a recunoscut cu mult timp în urmă necesitatea promovării în continuare a energiei regenerabile, ținând seama de faptul că exploatarea acesteia contribuie la încetinirea schimbărilor climatice prin reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, la dezvoltarea durabilă, la siguranța în aprovizionare și la dezvoltarea unei industrii bazate pe cunoaștere, care să creeze locuri de muncă, să contribuie la creștere economică, competitivitate și dezvoltare regională și rurală.
Având în vedere consecințele schimbărilor climatice, dependența din ce în ce mai mare de combustibilii fosili și prețurile în creștere ale energiei, Uniunea Europeana se vede obligată să aplice cât mai urgent o politică ambițioasă și cuprinzătoare în domeniul energiei, coroborată cu adoptarea de măsuri atât la nivel european, cât și la nivelul statelor membre. În cadrul acestei politici din domeniul energiei, sectorul energiei regenerabile se remarcă prin capacitatea sa de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră și poluarea, de a exploata sursele de energie locale și descentralizate și de a stimula industriile de înaltă tehnologie la nivel mondial.
Pentru promovarea utilizarii energiei din surse regenerabile este nevoie de sprijin public pentru a atinge obiectivele comunitare în ceea ce privește extinderea utilizării energiei electrice produse din surse regenerabile de energie, în special atât timp cât prețurile la energia electrică pe piața internă nu reflectă în totalitate costurile de mediu, sociale și beneficiile surselor de energie utilizate. In acest sens, la finele anului 2008, Parlamentul a aprobat Legea 220 pentru promovarea energiilor regenerabile, dar va trebui asigurată în continuare o coerența între obiectivele directivelor europene si legislația comunitară privind mediul.
Pentru ca barierele administrative și comerciale existente în calea dezvoltării energiei regenerabile sa fie îndepărtate sunt examinate o serie de reguli de planificare, proceduri administrative și erori legate de informațiile despre piață și se propun cerințe sau recomandări pentru îndepărtarea acestora (cum ar fi asigurarea proporționalității tarifelor, acordarea unei recunoașteri reciproce a certificării, stabilirea unor termene de planificare, furnizarea unui număr mai mare de informații pentru public și specialiști și stabilirea nivelurilor minime ale consumului de energie regenerabilă în clădirile noi).
Pentru a ajuta statele membre să își îndeplinească angajamentele, Uniunea Europeana analizeaza inclusiv posibilitatea ca energia regenerabilă consumată într-un stat membru să conteze pentru obiectivele altui stat membru. Astfel se examinează opțiunile de standardizare a garanțiilor de origine (GO) aplicate deja în sectorul electricității, împreună cu posibila extindere a domeniului de aplicare dincolo de sectorul electricității și diferite grade de transferabilitate a garanțiilor de origine.
Se propune ca regimul garanției de origine să poată fi substanțial îmbunătățit și standardizat și ca domeniul de aplicare a acestuia să poată fi extins pentru a cuprinde încălzirea și răcirea pe scară largă.
In Romania, garantiile de origine sunt utilizate numai in scopuri statistice, pentru urmarirea gradului de indeplinire a tintei nationale privind E-SRE.
Sistemul de GO implementat in Romania concorda in mare parte cu masurile propuse in noua directiva de promovare a SRE, totusi sunt necesare unele modificari / imbunatatiri pentru standardizarea acestora precum stabilirea marimii unei GO la 1 MWh, emiterea lunara si utilizarea GO pentru stabilirea de catre furnizori a mixului de combustibil utilizat la producerea energiei electrice furnizate (etichetare).
Pentru consumul de energie primară sau finală sunt prezentate concluzii în favoarea celei de-a doua deoarece, pe de o parte, aceasta nu face distincție între diferitele tipuri de energie regenerabilă și, pe de altă parte, calculul pe baza energiei primare oferă o mai mare pondere energiei termice și nucleare și, în consecință, sporirea acestor surse de energie ar îngreuna atingerea unei cote date privind sursele energetice regenerabile.
In anii urmatori Uniunea Europeana va raporta asupra schimbarii utilizarii pamantului, asupra zonelor cu emisii agricole mici de gaze cu efect de sera, asupra metodelor de verificare a sustenabilitatii si va adauga metodologiile noi in tehnologia energiei produsa din surse regenerabile.
Toate aceste aspecte evolueaza in conjunctie cu politicile asociate inclusiv Sistemul European de comercializare a Emisiilor (ETS), Eco-etichetele, Directiva pe cladiri si alte masuri de eficienta energetica.
Atunci când se favorizează dezvoltarea pieței pentru surse regenerabile de energie, este necesar să se țină cont de impactul pozitiv asupra posibilităților de dezvoltare regionale si locale, asupra posibilităților de export, asupra coeziunii sociale si încadrării în muncă, în special în privința întreprinderilor mici si mijlocii, precum si a producătorilor de energie independenți.
În special, pe parcursul procedurii de evaluare, de planificare sau de acordare a licenței pentru instalațiile pe bază de energie din surse regenerabile, statele membre ar trebui să țină seama de toată legislația comunitară privind mediul si contribuția surselor regenerabile de energie la îndeplinirea obiectivelor de mediu si a celor legate de schimbările climatice, îndeosebi în comparație cu instalațiile pe bază de energie din surse neregenerabile.
Dezvoltarea durabilă a sectorului energetic înseamnă, în mod esențial, satisfacerea necesarului de energie la un preț competitiv, în condiții de calitate, de siguranță în alimentare și de utilizare eficientă a resurselor, cu limitarea impactului asupra mediului.
9.3 Impactul prognozat asupra mediului in zona obiectivului de investitii
9.3.1 Protecția calității apelor
Pentru protecția calității apelor se va avea in vedere Legea apelor 107/1996 cu modificarile si completarile ulterioare.
Microhidrocentralele utilizeaza ca sursa primara de energie puterea apei iar energia hidraulica nu este poluanta si este practic inepuizabila pe termen mediu si lung. Puterea apei e cea mai importanta sursa energetica care nu are in compozitia sa dioxid de carbon, dioxid de sulf, protoxizi de azot sau orice alt tip de emisie poluanta si nu produce nici un fel de reziduuri solide sau lichide. Intr-o microhidrocentrala apa naturala este intr-un circuit permanent, asigurand regenerarea sursei. Apa rezultata din turbinare nu este poluata, aceasta fiind restituita in aceeasi cantitate si la aceeasi calitate initiala.
Activitatea de exploatare a captărilor și a MHC-urilor nu va genera ape uzate tehnologice. Impactul datorat utilizării apelor de suprafață (captate și turbinate) asupra apelor de suprafață, atât în timpul lucrărilor de execuție, cât și pe durata exploatării MHC-urilor poate fi apreciata ca fiind un impact indirect.
Poluanții potențiali, constituiți din produse petroliere datorită funcționării echipamentelor din MHC, pot ajunge în apele de suprafață prin intermediul apelor meteorice, în cazul unor pierderi accidentale de poluanți pe sol.
Exploatarea corespunzătoare a echipamentelor și intervențiile rapide în caz de poluări accidentale cu produse petroliere vor putea evita poluarea apelor meteorice din zona MHC-ului.
Nu există surse potențiale de poluare a apelor subterane iar in ceea ce priveste calitatea apelor nu au fost semnalate evenimente deosebite.
Pe perioada executiei lucrarilor se pot produce doar poluari accidentale, nesemnificative ale apei datorita unor pierderi de ulei si combustibili de la utilajele sau mijloacele de transport. Organizarea de santier va fi in subordinea constructorului si se vor utiliza fose vidanjabile in scopul nepoluarii apelor.
Eventualele pierderi de ulei de la diferite echipamente hidromecanice ale centralei pot avea un caracter accidental. In vederea unei interventii rapide si eficace in asemenea situatii este necesara dotarea centralei cu diferite tipuri de produse absorbante cum ar fi: absorbanti naturali (biodegradabili), absorbanti sintetici, dar si cu recipiente etanse pentru colectarea posibilelor scurgeri poluante.
In exploatare, centralele hidroelectrice de mica putere vor fi in permanenta monitorizate si coordonate prin intermediul calculatorului, astfel ca prezenta personalului de exploatare va fi util doar la verificarile necesare periodice sau in caz de urgenta.
9.3.2 Protecția aerului
Pentru protectia aerului, titularul investitiei si antrepenorul general vor respecta Legea 104/2011 privind calitatea aerului inconjurator.
Producerea de energie electrica in microhidrocentrale din sursa regenerabila nu va conduce la aparitia de poluanti care sa fie evacuati in atmosfera.
O intensitate a emisiilor va fi sesizata in perioada constructiilor si acestea se vor datora doar mijloacelor de transport.
Nu există factori poluanți atmosferici, aferenți activităților de producere a energiei electrice. Din contră, producerea energiei hidroelectrice permite reducerea emisiilor de CO2 produse prin utilizarea combustibililor.
Cele mai importante surse de poluanți atmosferici aferente activităților de execuție vor fi cele asociate instalațiilor și utilajelor de execuție.
Rezultatele privind prognoza poluării aerului indică faptul că impactul surselor asociate activităților de execuție asupra calității aerului este strict local, ariile de influență situându-se la distanțe sub 100 m față de surse.
Nivelurile concentrațiilor maxime ale tuturor poluanților se vor afla semnificativ sub valorile limită.
Drumurile de acces vor fi umectate periodic pentru reducerea cantitatilor de praf.
Se apreciază astfel că activitățile de exploatare care vor fi efectuate în zona nu vor genera situații critice de poluare.
9.3.3 Protecția împotriva zgomotului și vibrațiilor
Pe perioada executiei lucrarilor, in zona platfomelor tehnologice se vor produce emisii de zgomot specifice unui santier insa acestea au un caracter limitat si nu afecteaza zonele locuite: lucrarile efectuate nu produc zgomot peste 65 dB, aceasta valoare reprezentand limita admisibilă a nivelului de zgomot in incintele industriale conform Normativului privind protectia la zgomot.
Sursele de zgomot în centralele hidroelectrice sunt echipamentele electromecanice, respectiv turbinele hidraulice și generatoarele electrice.
Prin construcție, echipamentele electromecanice au fost proiectate de furnizor pentru un nivel de zgomot sub limita admisă de normele în vigoare.
Pe amplasament, soluțiile constructive care prevăd fundații masive de beton sub aceste echipamente au rolul de a reduce la maxim producerea de vibrații și zgomote. Amplasarea într-o incintă închisă a echipamentelor contribuie deasemeni la reducerea la minim a zgomotelor și vibrațiilor care ajung în exteriorul clădirilor, astfel că nivelul de zgomot și vibrații este mult sub limita admisă.
Lucrarile de constructii se vor efectua cu societati care folosesc utilaje si masini ce nu prezinta risc semnificativ de accidente/avarii in exploatare.
9.3.4 Protecția împotriva radiațiilor
Centralele hidroelectrice de mica putere nu constituie surse de radiații nici pe perioada execuției lucrarii și nici in exploatare.
9.3.5 Protecția solului și a subsolului
In exploatare, nu există factor de poluare a solului sau a subsolului.
Procesul tehnologic de producere a energiei electrice nu afecteaza calitatea solului. Sursele potentiale de poluare a solului ar putea fi gestionarea incorecta a unor categorii de deseuri.
Datorită amenajărilor de drumuri de acces temporare către platformele de lucru, precum și amenajării platformei MHC-ului, topografia locală a zonelor poate fi modificată.
Acest impact este mai redus în zonele mai plate și mai accentuat în zonele cu pante mai mari.
Realizarea drumurilor de acces și a platformei MHC-urilor poate conduce la întreruperea căilor de drenare a apelor, cu formare de noi șanțuri, care pot da naștere la fenomene de eroziune a terenurilor înconjurătoare.
De asemenea, alimentarea cu motorină a instalațiilor și utilajelor, utilizarea uleiurilor și lubrifianților pentru buna funcționare a utilajelor pot constitui surse de poluare a solului și subsolului.
Protecția solului, a subsolului și a ecosistemelor terestre, prin măsuri adecvate de gospodărire, conservare, organizare și amenajare a teritoriului, este obligatorie pentru proiectarea lucrărilor de construcții.
La execuția terasamentelor s-a evitat folosirea materialelor cu risc ecologic imediat sau în timp. Execuția lucrărilor de bază utilizează materiale care nu prezintă risc ecologic.
Nu rezulta reziduuri care se depoziteaza la sol. Nu se fac lucrari care sa modifice planimetria solului.
9.3.6 Protecția ecosistemelor terestre și acvatice
Principalul impact care poate fi generat asupra biodiversității și a peisajului din zona de amplasare a lucrărilor este reprezentat de activitățile de amenajare a drumurilor și platformelor de acces și de lucru, care pot să conducă la defrișări.
În ceea ce privește fauna, datorită activităților care se vor desfășura în arealele lucrărilor, cu generare de zgomot și emisii în atmosferă, este posibil ca animalele sălbatice sa fie îndepărtate pe o perioadă limitată. Impactul acesta nu este semnificativ, deoarece arealele în care se vor efectua lucrările sunt amplasate in zona drumurilor comunale si forestiere din lungul RAULUI DOFTANA – ceea ce ne indreptateste sa consideram ca in zona limitrofa – prezenta faunei este redusă.
Datorită caracterului temporar al lucrărilor de execuție, precum și a localizării lucrărilor în zone îndepărtate de centrul localităților, impactul vizual datorat utilizării de instalații și echipamente la execuție va fi redus ca durată și va avea un caracter strict local. În ceea ce privește obiectele investiției, conducta de aducțiune va fi în majoritar îngropată în tranșee, iar pe porțiunile supraterane va fi vopsită în culori care să se integreze în peisajul înconjurător.
Se mentioneaza ca amplasamentul lucrărilor nu este situat într-o arie protejată. Ecosistemele terestre și acvatice nu vor fi afectate pe perioada executiei lucrărilor. In exploatare, dupa punerea in functiune a intregii amenajari, este putin probabil ca sa fie afectate ecosistemele acvatice.
Pragul de captare este prevăzut cu scară de pești prin care este asigurat debitul de servitute și prin care se dă posibilitatea de migrare a salmonidelor.
Nu vor fi afectate monumente ale naturii, iar impactul asupra ecosistemelor terestre este nesemnificativ, comparativ cu cel generat de turistii care vin pe vaile râului in perioarele turistice.
Activitatile descrise in proiect nu afecteaza peisajele naturale si culturale.
9.3.7 Protecția așezărilor umane și a altor obiective de interes public
Așezările umane nu pot fi afectate de emisiile de poluanți generate de funcționarea utilajelor de execuție sau nivelul de zgomot produs de funcționarea echipamentelor din MHC, atât datorită gabaritului redus al utilajelor folosite la execuție și datorită fonoizolării construcțiilor în care sunt adăpostite echipamentele, cit si a metodelor de prevenire/eliminare/minimizare care se vor implementa la execuție și în exploatare.
Rezultatele privind prognoza poluării fonice indică faptul că impactul surselor asociate activităților de execuție/exploatare asupra receptorilor din zonă nu este semnificativă, ariile de influență situându-se la distanțe sub 25 m față de surse în cazul propagării libere a zgomotului.
7.3.8 Gospodărirea deșeurilor generate pe amplasament
Materialele rezultate în urma lucrărilor de execuție vor fi transportate si depozitate de către Constructor conform Hotararii Guvernamentale nr.235/2005 privind depozitarea deseurilor.
Pe perioada executiei lucrarilor rezulta și deșeuri menajere care vor fi depozitate in containere, pe categorii de materiale care vor fi reciclate sau transportate si depozitate la groapa de gunoi a unei localitati din zona. Cantitatile de deșeuri menajere rezultate sunt relativ reduse.
Deseurile rezultate din activitatea de intretinere si exploatare a MHC-urilor, sunt in cantitati reduse si cu depozitare temporara, controlata. Pentru toate tipurile de deseuri sunt incheiate contracte cu firme specializate
9.3.9 Gospodărirea substanțelor toxice și periculoase
La punerea in functiune a microagregatului se va folosi ulei de transmisie pentru multiplicatorul de turatii care se achizitioneaza in ambalaje conforme. Ambalajele rezultate vor fi eliminate prin firme autorizate.
Pentru a evita poluarea cu ulei de transmisie se va avea in vedere HG nr. 235/2007 privind gestionarea uleiurilor uzate.
9.3.10 Lucrări de refacere / restaurare a amplasamentului
Lucrarile de restaurare a amplasamentului se vor face conform HG nr. 1403/2007 privind refacerea zonelor in care solul, subsolul si ecosistemele terestre care au fost afectate.
Dupa terminarea lucrarilor de execuție toate platformele tehnologice, drumurile de acces provizorii, poduri din tuburi, se dezafecteaza si terenul ocupat se reintegreaza in mediul natural, prin lucrari de nivelare teren, asternere strat vegetal si lucrari de replantare arbori.
Concluziile evaluării impactului asupra mediului
Impactul asupra factorilor de mediu in timpul exploatarii, intretinerii si reparatiilor unei microhidrocentrale se poate referi la:
Emisii in apa;
Emisiile in apă in timpul exploatarii, intretinerii si reparatiilor microhidrocentralelor sunt cu totul accidentale si sunt datorate indisciplinei personalului de exploatare. Ele pot fi mici deseuri sau impuritati si nu afecteaza grav flora si fauna râului. In general, centralele hidroelectrice nu polueaza apa râurilor.
Modificari produse in debitul minim;
Orice modificare a debitului minim pe râu stabilit prin avizele de gospodarire a apelor este interzisa in timpul exploatării.
Modificari ale peisajului, ale ecosistemelor, a varietatii și a numărului de specii;
Calitatea apei (prin concentrarea în saruri, apa nefiind potabilă).
Construcția unei microhidrocentrale poate necesita eliberarea unor suprafețe de teren, defrișări;
Perturbații climatice, datorită excesului de umiditate atmosferică în zonă.
Insa, amenajarile hidroenergetice au o folosinta complexa: iau în considerare regularizarea stocului natural hidrologic al bazinelor hidrografice pentru acoperirea perioadelor secetoase, a rezervelor de apă necesare pentru populație, industrie, agricultură și pentru tranzitarea undelor de viitură în condiții de siguranță pentru localități, căi de comunicații și terenuri agricole.
Din punct de vedere al reducerii emisiilor de CO2 o centrala hidroelectrica inlocuieste energia echivalenta produsa intr-o centrala termoelectrica alimentata pe combustibili fosili reducand cu 0,566 t combustibil conventional emisiile de CO2 pentru fiecare mW produs.
In concluzie, atunci când se favorizează dezvoltarea pieței pentru surse regenerabile de energie, este necesar să se țină cont de impactul pozitiv asupra posibilităților de dezvoltare regionale si locale, asupra posibilităților de export, asupra coeziunii sociale si încadrării în muncă, în special în privința întreprinderilor mici si mijlocii, precum si a producătorilor de energie independenți.
Dezvoltarea durabilă a sectorului energetic înseamnă, în mod esențial, satisfacerea necesarului de energie la un preț competitiv, în condiții de calitate, de siguranță în alimentare și de utilizare eficientă a resurselor, cu limitarea impactului asupra mediului.
9.4 Prevederi pentru monitorizarea mediului
Procesele de transformare a energiei se produc fara emisii de substante poluante. In cazul in care productia de energie ar fi realizata in sisteme termoelectrice, emisiile de gaze cu efect de sera ar fi substantial mai mari.
Prin lucrările propuse se realizează asigurarea calității mediului înconjurător la nivelul standardelor Uniunii Europene prin producerea de energie din resurse regenerabile și contribuția, indirectă, la reducerea poluării.
Lucrarile si apoi utilizarea acestora nu presupun degradarea mediului inconjurator.
Este utilizata apa – resursa regenerabila – cresterea eficientei energetice rezultata din valoarea energiei produse este superioara valorii energiei utilizata in acest scop.
In cadrul etapelor de evaluare a proiectului si de reglementare a activitatilor, sunt urmariti toti pasii prevazuti de reglementarile in vigoare privind informarea publicului.
Prin urmare, sunt necesare masuri de monitorizare a factorilor de mediu și de resp.
10. Studiu de caz
Pentru bazinul hidrografic al râului Doftana cu secțiunea de inchidere amonte de confluent cu Prahova, se determină:
Ordinul rețelei hidrografice
Lungimea rețelei hidrografice
Suprafața bazinului hidrografic și epura de variație a suprafeței bazinului hidrografic
Densitatea hidrografică și de drenaj
Lungimea bazinului hidrografic
Lățimea medie a bazinului hidrografic
Lățimea maxima a bazinului hidrografic
Panta medie a bazinului hidrografic
Indici de formă ai bazinului hidrografic
Coeficientul de abatere de la forma circular
Coeficientul de dezvoltare
Coeficientul de elongație
Coeficientul de asimetrie
Ordinul rețelei hidrografice
Rețeaua hidrografică a unui curs de apă este constituită dintr-un system ramificat din
mai multe văi afluente, ale caror cursuri de apă se varsă intr-un curs admis ca element principal de rețea
Conform criteriului HORTON-STRAHLER(1945) se numește curs de apă de ordinul 1, o vale singular de 5-7 km, cu un talveg bine definit, fără afluenți laterali. Ordinul cursului de apă crește după confluent cu un curs de același ordin.
Conform figurii 10.1 , ordinul râului Doftana este 3.
Lungimea rețelei hidrografice
Lungimea rețelei hidrografice reprezintă suma lungimilor tuturor cursurilor de apă existente in rețea. Lungimile râurilor din rețeaua hidrografică a râului DOFTANA, cât si lungimea rețelei, sunt prezentate în tabelul de mai jos
Tabel 10.1 Lungimile râurilor din bazinul hidrografic Doftana
Figura 10.1 Bazinul hidrografic al râului Doftana
Suprafața bazinului hidrografic
Suprafața bazinului hidrografic, F (km2) reprezintă suprafața în plan orizontal a proiecției conturului apelor. Suprafața unui bazin hidrografic crește spre vărsare și trebuie asociată cu denumirea postului hidrometric până la care ne referim.
Tabalul 10.2 Suprafața bazinului hidrografic
Fdr- reprezintă suprafața din dreapta cursului principal al bazinului hidrografic
Fst-reprezintă suprafața din stânga cursului principal al bazinului hidrografic
F1/2-reprezintă jumătate din suprafața totală a bazinului hidrografic
Epura suprafeței bazinului hidrografic
Epura suprafeței arată cum variează bazinul hidrografic pe malul stâng respectiv malul drept în lungul cursului principal pornind de la izvor până la gura de inchidere.
Tabel 10.3 Suprafețe bazin hidrografic
Figura 10.2 Suprafețele din stânga si dreapta râului Doftana
Figura 10.3 Epura de variație a suprafeței bazinului hidrografic
Densitatea hidrografică și de drenaj
Densitatea rețelei hidrografice precizează gradul de fragmentare a reliefului în funcție de ierarhizarea drenajului.
Densitatea hidrografică
=(km/km2)
Unde: Ni-numărul de cursuri de apă
F- suprafața totală a bazinului hidrografic
Densitatea de drenaj
(km-1)
Unde: LRH-lungimea rețelei hidrografice
Lungimea bazinului hidrografic
Se numește bazin hidrografic totalitatea teritoriului de pe cuprinsul căruia un râu și rețeaua sa hidrografică își culeg apele, acesta e delimitat de cumpăna apelor.
Lungimea BH L(km) reprezintă lungimea masurată pe hartă, de la gura de vărsare până la punctul cel mai îndepartat de pe cumpăna apelor.
Lungimea BH a râului DOFTANA masurată de la secțiunea de închidere amonte de confluența cu Prahova până în punctul cel mai îndepărtat este de 31 km.
Lățimea medie a bazinului hidrografic
Lățimea medie a bazinului hidrografic se determină după următoarea relție:
(km)
Unde: F- suprafața totală a bazinului hidrografic
LBH-lungimea bazinului hidrografic
Lățimea maximă a bazinului hidrografic
Lățimea maximă a bazinului hidrografic reprezintă lățimea măsurată perpendicular pe direcția de curgere a principalului râu al bazinului hidrografic în zona unde distanța este cea mai mare.
Această dinstanță (Bmax) are o lungime de 18 km.
Panta medie a bazinului hidrografic
Panta medie a bazinului hidrografic reprezintă o medie pe întreaga suprafață a bazinului de la izvor până la punctul de închidere. Această pantă se determină cu formula:
Unde: im-panta medie a BH
c1-cota maximă de nivel
c2-cota minima de nivel
Indicii de formă ai bazinului hidrografic
Coeficientul de abatere de la forma circulară
P=90 km
Unde: P-reprezintă conturul cumpenei apelor
Coeficientul de dezvoltare
Unde: B-lațimea medie a BH
LBH-lungimea bazinului hidrografic
Coeficientul de elongație
(km)
Unde: d-reprezintă diametrul unui cerc cu suprafața F egală cu cea a bazinului studiat
Coeficientu de asimetrie
Unde: Fdr- reprezintă suprafața din dreapta cursului principal al bazinului hidrografic
Fst-reprezintă suprafața din stânga cursului principal al bazinului hidrografic
F1/2-reprezintă jumătate din suprafața totală a bazinului hidrografic
11. Concluzii
Studiul hidrologic a fundamentat:
1. Valoarea debitului modul, in sectiunea pragului de captare Doftana (aval pr. Purcaru) la nivel de 5.88 mc/s in regim natural si 2.78 mc/s in regim amenajat.
2. Debitele maxime în secțiunile pragului de captare Doftana si CHEMP Doftana:
3. Curba de durata a debitelor medii zilnice.
Evaluarea impactului asupra mediului a fundamentat:
In cadrul acestui studiu s-au analizat toate aspectele privind impactul prognozat asupra mediului si nu s-au semnalat implicatii si probleme deosebite.
Beneficiarul va trebui sa obtina un Acord de Mediu pentru obiectivile de investitii, acord care prevede stabilirea conditiilor de realizare a proiectului din punct de vedere al impactului asupra factorilor de mediu in scopul protectiei factorilor de mediu: apa, aer, sol.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Amenajarea Hidroenergetica A Râului Doftana Chemp Doftana (ID: 109027)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.