Aspecte Tehnico Economice Privind Utilizarea Energiei Regenerabile
CAPITOLUL 1
STUDIU DOCUMENTAR DIN LITERATURA DE SPECIALITATE
1.1 Surse regenerabile de energie – noțiuni generale
1.1.1 Stadiul surselor regenerabile pe plan mondial
Energiile regenerabile nu produc emisii poluante și prezintă avantaje pentru mediul mondial și pentru combaterea poluării locale. Obiectivul principal al folosirii energiilor regenerabile îl reprezintă reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.
Dezvoltarea surselor regenerabile de energie ca o resursă energetică semnificativă și nepoluantă este unul din principalele obiective ale politicilor energetice mondiale care, în contextul dezvoltării durabile, au ca scop creșterea siguranței în alimentarea cu energie, protejarea mediului înconjurător și dezvoltarea la scară comercială a tehnologiilor energetice viabile.
De la adoptarea în 1997 a Protocolului de la Kyoto asupra Convenției Cadru a Națiunilor Unite despre schimbările climatice (1992), industria surselor regenerabile de energie a fost împinsă către capitalizare pe o piață globală a energiei regenerabile. Prin acest protocol, țările dezvoltate au stabilit drept țintă reducerea până în 2012 a gazelor cu efect de seră cu 5,2 % față de nivelul din 1990.
Protocolul de la Kyoto a fost semnat în Decembrie 1997 la Conferința din Japonia de către 84 de națiuni, însă ratificat doar de către 37, majoritatea din acestea fiind țări în curs de dezvoltare. Acestui protocol i-au urmat multe astfel de înțelegeri și angajamente la nivel mondial și european în dorința unei dezvoltări durabile a lumii, cum ar fi Agreementul de la Haga (noiembrie 2000) sau Bonn (iulie 2001).
Problema adoptării unei ținte comune în ceea ce privește energia regenerabilă a rămas una dintre cele mai controversate, întârziind zile întregi agreementul asupra Planului comun de implementare a surselor regenerabile de energie. Nu a fost fixată nici o țintă, însă toate țările au recunoscut necesitatea creșterii de surse regenerabile în totalul energiei furnizate. În final, pe 4 Septembrie 2002 a fost semnat Planul de Implementare, inclusiv de către România, care s-a pronunțat în favoarea surselor regenerabile și politicilor UE și mondiale (în special Protocolul de la Kyoto).
În anul 2000, ponderea surselor regenerabile în producția totală de energie primară pe plan mondial era de 13,8 %.
Din analiza ratelor de dezvoltare din ultimele trei decenii se observă că energia produsă din surse regenerabile a înregistrat o creștere anuală de 2 %. Este evident că pe termen mediu sursele regenerabile de energie nu pot fi privite ca alternativă totală la sursele convenționale, dar este cert că, în măsura potențialului local, datorită avantajelor pe care le au (resurse locale abundente, ecologice, ieftine, independente de importuri), acestea trebuie utilizate în complementaritate cu combustibilii fosili și energia nucleară.
Figura 1.1 Combustibilii în producția totală de energie primară pe plan mondial
Studiile oamenilor de știință au devenit în ultimii ani din ce în ce mai unanime în a aprecia că o creștere puternică a emisiilor mondiale de gaze cu efect de seră va conduce la o încălzire globală a atmosferei terestre de 2 – 6 oC, până la sfârșitul acestui secol, cu efecte dezastroase asupra mediului înconjurător. Prin schimbul natural dintre atmosferă, biosferă și oceane pot fi absorbite circa 11 miliarde de tone de CO2 din atmosferă (sau 3 miliarde de tone echivalent carbon), ceea ce reprezintă circa jumătate din emisiile actuale ale omenirii.
Aceasta a condus la o creștere permanentă a concentrației de CO2 din atmosferă de la 280 de ppm înainte de dezvoltarea industrială la 360 ppm în prezent.
Estimând că la sfârșitul acestui secol populația globului va atinge circa 10 miliarde de locuitori, în condițiile unor drepturi de emisie uniforme pentru întreaga populație, pentru a nu depăși concentrația de CO2 de 450 ppm în atmosferă, ar fi necesar ca emisiile pe cap de locuitor să se limiteze la 0,3 tone C/locuitor, ceea ce pentru țările dezvoltate reprezintă o reducere de 10 ori a actualelor emisii de gaze cu efect de seră.
Prognoza consumului de energie primară realizată de Consiliul Mondial al Energiei pentru anul 2050, în ipoteza unei creșteri economice de 3% pe an, fără o modificare a tendințelor actuale de descreștere a intensității energetice și de asimilare a resurselor energetice regenerabile, evidențiază un consum de circa 25 Gtep, din care 15 Gtep din combustibili fosili.
Pentru a se păstra o concentrație de CO2 de 450 ppm, ceea ce reprezintă circa 6 Gt carbon, cantitatea maximă de combustibili fosili utilizabilă nu trebuie sa depășească 7 Gtep, rezultând un deficit de 18 Gtep care ar trebui acoperit din surse nucleare și surse regenerabile. Rezultă că pentru o dezvoltare energetica durabilă nu ar trebui să se depășească la nivelul anlui 2050 un consum de 13 – 18 Gtep, acoperit din combustibili fosili 7 Gtep, din nuclear 2 – 3 Gtep și restul de 4 – 9 Gtep din resurse regenerabile.
Pentru atingerea acestui obiectiv ambițios, propus de țările Uniunii Europene, de a reduce de patru ori emisiile la orizontul anului 2050, se estimează o puternică “decarbonizare” a sistemului energetic, prin apelare atât la energia nucleară, dar mai ales la sursele regenerabile de energie.
Ținând seama de timpul de implementare a unor noi tehnologii și de înlocuire a instalațiilor existente, este necesar să se accelereze ritmul de dezvoltare a noilor tehnologii curate și a celor care presupun consumuri energetice reduse.
Sursele regenerabile de energie sunt energia solară, energia eoliană, energia geotermală, hidrotermală, biomasa, energia hidrogenului și altele.
Sursele fosile posedă proprietăți foarte folositoare care le-au făcut foarte populare în ultimul secol. Din nefericire, sursele fosile nu sunt regenerabile.
Mai mult decât atât, acestea sunt responsabile de emisiile de CO2 din atmosferă, care sunt dăunatoare unui climat ecologic. Utilizarea în continuare a surselor de energie fosile ar produce o creștere a emisiilor de CO2. Aproximativ 30 milioane tone CO2, CO, SO2 si NOx împreună cu funingine și cenușa se degajă anual în utilizarea mijloacelor de transport, generarea căldurii și altele.
Electricitatea obținută din SRE:
În România, cantitatea totală de E-SRE a scăzut de la 17,520 GWh în 1997 la 16,518 GWh în 2004. Aproape toată E-SRE este generată prin energie hidro. Producția de energie hidro la scară mare a totalizat 15,855 GWh în 2004. Contribuția adusă de hidrocentralele mici este moderată, cu 658 GWh în 2004. Rata medie de creștere a energiei hidro este mică (în medie 5% pe an între 1997 și 2004), în ciuda existenței unui potențial mare (6 TWh mai mic decât 10 MW).
Programul statului român include o rezoluție privind instalarea unei centrale de utilizare a energiei eoliene cu o capacitate totala de 120 MW până în 2010. În 2004, fermele românești care utilizau energie eoliană au generat 2 GWh.
Figura 1.2 Producția de energie electrică din surse regenerabile, după tip (GWh)
Sursa: Comisia Europeană
http://ec.europa.eu/energy/res/legislation/share_res_eu_en.htm
1.1.2 DE CE „BIOGAZ”?
Până nu de mult, problema energiei nu se punea cu dramatismul situației de acum. Dimpotrivă, exista ideea că niciodată această problemă nu va crea dificultăți, căci se avea impresia că exploatarea petrolului, care se generalizase în mai toate activitățile umane, a cărbunilor, a gazelor naturale, va continua la infinit.
A venit însă o vreme – anul 1974 – când oamenii de știință, economiștii și – în fine – și politicienii, au făcut un calcul mai amănunțit și au ajuns la concluzia previzibilă că rezervele mondiale de petrol s-ar putea epuiza în câteva decenii dacă se continuă aceleași ritmuri de consum. Vestea s-a răspândit fulgerător și a stârnit panică. În primul rând, statele producătoare de petrol și-au redus cantitățile extrase și au scumpit puternic prețurile. Începuse așa-zisa criză a petrolului – de fapt criza energiei.
Rezolvarea acestei crize se bazează pe utilizarea surselor regenerabile de energie, cunoscute de multă vreme dar neglijate tot de multă vreme.
Ce înseamnă surse regenerabile de energie?
Petrolul, cărbunele și gazele naturale s-au format acum multe milioane de ani din resturi vegetale și animale. Ca să dispunem de aceleași cantități pe care le-am consumat până acum ar trebui să așteptăm din nou câteva milioane de ani. Practic aceste rezerve nu se mai reîmprospătează, noi utilizăm numai ceea ce găsim în subsol, ele sunt neregenerabile. În schimb există surse care, practic, pot furniza energie dacă nu la infinit, măcar pe perioade foarte mari de timp.
Să luăm, spre exemplu energia solară. Soarele revarsă în spațiul cosmic o cantitate de 3,826 . 1026 J/s. Din această cantitate imensă, pământul primește 68 . 1016 J/s, adică de 562.000.000 ori mai puțin, totuși suficient ca să întrețină viața pe pământ, uraganele, furtunile marine, stratul de ozon care ne apără de alte radiații periculoase etc.
Dacă numai 1% din energia pe care o primește pământul de la soare ar fi consumată pentru procese industriale, problema energiei nu ar mai fi o problemă.
Energiile regenerabile sunt toate manifestările pământene ale energiei solare. Acestea sunt:
Energia vântului (eoliană)
Energia solară directă
Energia hidraulică a cursurilor de apă
Energia valurilor
Energia mareelor
Biomasa
Primele două au fost exploatate și până în prezent dar în mai mică măsură. Morile de vânt din Olanda, morile de apă și centralele hidroelectrice amplasate pe marile cursuri de apă sunt exemple. Astăzi asistăm la o extindere explozivă a utilizării ambelor resurse.
Biogazul face parte din ultima categorie de mai sus. Din aceeași categorie fac parte: biomasa lemnoasă, resturile combustibile din agricultură, producțiile agricole de substanțe dulci, amidonoase sau celulozice care pot fi transformate în bioetanol înlocuitor de benzină, producțiile agricole de uleiuri vegetale care pot fi procesate în biodiesel etc. Toate acestea poartă un nume generic de biocombustibili.
Nici biogazul în sine nu reprezintă o noutate. Cunoscut din vechime sub denumirea de „gaz de baltă”, identificat științific de către fizicianul Alessandro Volta (1745-1827), rezultat ca produs secundar în sistemul de denocivizare a nămolurilor orășenești; pus la punct de către Karl Imhoff la începutul secolului XX, biogazul a constituit un obiect științific de preocupare pentru Academia de Științe din China încă din anii 1920 iar procedeele de obținere și utilizare sistematică a lui au evoluat întâi în țările asiatice, îndeosebi în China și India, iar din cel de al cincilea deceniu al secolului trecut au început să se dezvolte și în țările europene.
În figura din pagina următoare este reprezentat, schematic, circuitul materiilor din natură care concură, în final, la producerea biogazului. Se observă că, sursa primară a tuturor energiilor care intervin în aceste transformări, este soarele.
CE ESTE BIOGAZUL ?
Biogazul este un gaz combustibil obținut în procesul de tratare a deșeurilor urbane, industriale sau agricole. Fiind o sursă de energie regenerabilă, biogazul este din ce în ce mai de preferat în comparație cu sursele convenționale de combustibili fosili, a căror rezerve sunt în continuă scădere pe glob. Principalele gaze care îl compun sunt metanul și dioxidul de carbon, ambele în proporții variabile. În cantități foarte mici se mai găsesc în biogaz hidrogen sulfurat, azot, oxid de carbon, oxigen.
Valoarea energetică a biogazului este dată de conținutul de metan al acestuia care – în mod convențional – e considerat ca fiind de 60%. Biogazul este un combustibil valoros.
În comparație cu alți purtători de energie termică situația lui se prezintă ca în tabelul următor:
Tabelul 1.1
1.1.3 Acțiunea „Biogaz”. Situația în țările europene
generat 2 GWh.
Figura 1.2 Producția de energie electrică din surse regenerabile, după tip (GWh)
Sursa: Comisia Europeană
http://ec.europa.eu/energy/res/legislation/share_res_eu_en.htm
1.1.2 DE CE „BIOGAZ”?
Până nu de mult, problema energiei nu se punea cu dramatismul situației de acum. Dimpotrivă, exista ideea că niciodată această problemă nu va crea dificultăți, căci se avea impresia că exploatarea petrolului, care se generalizase în mai toate activitățile umane, a cărbunilor, a gazelor naturale, va continua la infinit.
A venit însă o vreme – anul 1974 – când oamenii de știință, economiștii și – în fine – și politicienii, au făcut un calcul mai amănunțit și au ajuns la concluzia previzibilă că rezervele mondiale de petrol s-ar putea epuiza în câteva decenii dacă se continuă aceleași ritmuri de consum. Vestea s-a răspândit fulgerător și a stârnit panică. În primul rând, statele producătoare de petrol și-au redus cantitățile extrase și au scumpit puternic prețurile. Începuse așa-zisa criză a petrolului – de fapt criza energiei.
Rezolvarea acestei crize se bazează pe utilizarea surselor regenerabile de energie, cunoscute de multă vreme dar neglijate tot de multă vreme.
Ce înseamnă surse regenerabile de energie?
Petrolul, cărbunele și gazele naturale s-au format acum multe milioane de ani din resturi vegetale și animale. Ca să dispunem de aceleași cantități pe care le-am consumat până acum ar trebui să așteptăm din nou câteva milioane de ani. Practic aceste rezerve nu se mai reîmprospătează, noi utilizăm numai ceea ce găsim în subsol, ele sunt neregenerabile. În schimb există surse care, practic, pot furniza energie dacă nu la infinit, măcar pe perioade foarte mari de timp.
Să luăm, spre exemplu energia solară. Soarele revarsă în spațiul cosmic o cantitate de 3,826 . 1026 J/s. Din această cantitate imensă, pământul primește 68 . 1016 J/s, adică de 562.000.000 ori mai puțin, totuși suficient ca să întrețină viața pe pământ, uraganele, furtunile marine, stratul de ozon care ne apără de alte radiații periculoase etc.
Dacă numai 1% din energia pe care o primește pământul de la soare ar fi consumată pentru procese industriale, problema energiei nu ar mai fi o problemă.
Energiile regenerabile sunt toate manifestările pământene ale energiei solare. Acestea sunt:
Energia vântului (eoliană)
Energia solară directă
Energia hidraulică a cursurilor de apă
Energia valurilor
Energia mareelor
Biomasa
Primele două au fost exploatate și până în prezent dar în mai mică măsură. Morile de vânt din Olanda, morile de apă și centralele hidroelectrice amplasate pe marile cursuri de apă sunt exemple. Astăzi asistăm la o extindere explozivă a utilizării ambelor resurse.
Biogazul face parte din ultima categorie de mai sus. Din aceeași categorie fac parte: biomasa lemnoasă, resturile combustibile din agricultură, producțiile agricole de substanțe dulci, amidonoase sau celulozice care pot fi transformate în bioetanol înlocuitor de benzină, producțiile agricole de uleiuri vegetale care pot fi procesate în biodiesel etc. Toate acestea poartă un nume generic de biocombustibili.
Nici biogazul în sine nu reprezintă o noutate. Cunoscut din vechime sub denumirea de „gaz de baltă”, identificat științific de către fizicianul Alessandro Volta (1745-1827), rezultat ca produs secundar în sistemul de denocivizare a nămolurilor orășenești; pus la punct de către Karl Imhoff la începutul secolului XX, biogazul a constituit un obiect științific de preocupare pentru Academia de Științe din China încă din anii 1920 iar procedeele de obținere și utilizare sistematică a lui au evoluat întâi în țările asiatice, îndeosebi în China și India, iar din cel de al cincilea deceniu al secolului trecut au început să se dezvolte și în țările europene.
În figura din pagina următoare este reprezentat, schematic, circuitul materiilor din natură care concură, în final, la producerea biogazului. Se observă că, sursa primară a tuturor energiilor care intervin în aceste transformări, este soarele.
CE ESTE BIOGAZUL ?
Biogazul este un gaz combustibil obținut în procesul de tratare a deșeurilor urbane, industriale sau agricole. Fiind o sursă de energie regenerabilă, biogazul este din ce în ce mai de preferat în comparație cu sursele convenționale de combustibili fosili, a căror rezerve sunt în continuă scădere pe glob. Principalele gaze care îl compun sunt metanul și dioxidul de carbon, ambele în proporții variabile. În cantități foarte mici se mai găsesc în biogaz hidrogen sulfurat, azot, oxid de carbon, oxigen.
Valoarea energetică a biogazului este dată de conținutul de metan al acestuia care – în mod convențional – e considerat ca fiind de 60%. Biogazul este un combustibil valoros.
În comparație cu alți purtători de energie termică situația lui se prezintă ca în tabelul următor:
Tabelul 1.1
1.1.3 Acțiunea „Biogaz”. Situația în țările europene
Situația în Europa
În Europa acțiunea „Biogaz” a fost desfășurată organizat sub egida OPET (Organizația pentru Promovarea Tehnologiilor Energetice). Sub raport strategic, acest program a împărțit Europa Comunitară în două regiuni și anume:
Regiuni de prioritate ridicată;
Celelalte regiuni.
Această împărțire este ilustrată în harta reprezentată în figura 1.4.
Criteriile de selecție a priorității au avut la baza potențialul biogazogen al materiilor prime, mai ales din sfera zootehniei, precum și ponderea acestui potențial în balanța energetică a țării respective.
Figura 1.4 Regionalizarea Europei Comunitare pentru actiunea „BIOGAZ”
În tabelul nr. 1.2 sunt prezentate datele care ilustrează criteriile de prioritate referitoare la țările membre ale Uniunii Europene. Pentru comparație sunt afișate și datele corespunzătoare privitoare la România.
Se observă că potențialul biogazului raportat la consumul energetic total al țării, reprezintă valori foarte variate, vârful fiind atins de Irlanda cu o valoare de 13,6% iar minima se situează în Grecia, cu o valoare de 0,9%. În celelalte țări această pondere este cuprinsă între 1,1% (Luxemburg) și 3,2% (Danemarca).
România, pentru care ponderea potențialului energetic obținut din biogaz în consumul energetic total al țării reprezenta, la acea dată, 1,4%, nu este prea departe de media europeană (1,66%) și se situează deasupra unor țări ca Germania, Grecia, Regatul Unit și Luxemburg. În potențialul de biogaz al României a fost inclus pe lângă cel din zootehnie și cel din indusria alimentară. Acest potențial nu este nici pe departe valorificabil prin instalații existente de producere a biogazului.
Tabel 1.2 Ponderea potențialului energetic al biogazului în consumul energetic total al țărilor
Prin potențialul de biogaz, în tabelul nr. 1.2, se înțelege totalitatea resurselor existente la momentul elaborării valorilor din tabel. Acest potențial nu este nici pe departe valorificat prin instalații existente de producere a biogazului.
În ultima perioadă se observă o tendință de trecere de la instalații individuale la instalații centralizate de biogaz cu prelucrarea mai multor tipuri de materii prime (din zootehnie, din industrie, nămoluri urbane etc.) și amplasarea în centre de greutate al zonelor ce contribuie la alimentarea instalațiilor cu materii prime. Acest centru este ales pe mai multe criterii, cel mai important fiind, desigur, criteriul distanței de transport a materiei prime.
Printre avantajele acestui sistem se pot enumera: investiție specifică mai mică, posibilitatea realizării unor instalații cu tehnicitate ridicată, cu grad avansat de automatizare, prelucrarea unor substraturi organice diverse care se potențează reciproc prin echilibrarea elementelor stimulative care favorizează fermentația metanogenă, utilizarea mai rațională a energiei termice și electrice rezultate din conversia biogazului, obținerea unor produse de fermentație ( nămol și apă de nămol) bine controlate și echilibrate sub raportul capacității de fertilizare a solului.
În figura 1.5 este prezentat graficul numărului de instalații peste 500 m3 volum de fermentare existente și funcționale în Europa.
Figura 1.5 Număr de instalații de biogaz, de peste 500 m3
Necorelarea numărului de instalații din acest grafic cu potențialul fiecărei țări arătat în tabelul 1.2, se explică atât prin faptul că diferențele sunt acoperite parțial de instalații cu o capacitate mai mică decât 500 m3 volum de fermentare, cât și prin aceea că potențialul de biogaz nu este nici pe departe valorificat, așa cum s-a arătat mai înainte.
Majoritatea acestor instalații lucrează în regim de fermentare mezofil (56%), o mai mică parte lucrează în regim combinat, mezo- și termofil (27%) iar o parte și mai mică lucrează în regim termofil (17%), așa cum este ilustrat în figura 1.6
Figura 1.6 Regimuri termice la care funcționează instalațiile de biogaz
Explicația constă în aceea că regimul mezofil este mai ușor de controlat și de condus, populațiile de microorganisme caracteristice regimului termofil fiind mai sensibile la variția parametrilor de funcționare (temperatură, pH, compoziție etc.).
În ceea ce privește sistemele de fermentare adoptate, figura 1.7 prezintă o diversitate mare. Se observă că cea mai mare parte a instalațiilor lucrează în sistemul de fermentare cu amestecare totală (CSTR-completely mixed reactor). Aceasta se caracterizează prin faptul că materia primă, introdusă zilnic în fermentator, se amestecă continuu cu materialul aflat în fermentație, evacuându-se zilnic o cantitate de material echivalentă cu cea produsă. Acest sistem are avantajul unei construcții mai simple a fermentatorului, dar prezintă dezavantajul unei fermentări incomplete a materialului folosit.
Sistemul de fermentare secvențial (Plug-flow) se referă la un procedeu de fermentare discontinuu, dar în care producția neuniformă de biogaz caracteristică fermentării discontinue este compensată prin funcționarea secvențială a mai multor fermentatoare, cu amorsare decalată în timp astfel încât, în orice moment, ansamblul să beneficieze de una din perioadele de vârf ale producției individuale ale câte unui fermentator.
Pentru aceasta sunt suficiente patru fermentatoare în sistem secvențial de funcționare. Sistemul de fermentare în contact înseriat (Serial contact) cuprinde două fermentatoare înseriate, biomasa separată din cel de al doilea fiind retrimisă în cel dintâi în scop de însămânțare microbiană și accelerarea procesului de fermentare. Sistemul de fermentare în două faze (two-phase) cuprinde tot două fermentatoare înseriate în care sunt separate fizic două faze de fermentare din procesul de obținere a biogazului: faza acidogenă, de faza metanogenă.
Spre deosebire de sisteme prezentate care lucrează în regim continuu sau quasi-continuu (secvențial), sistemul discontinuu (Batch) constă în fermentarea statică a unei cantități de materie primă până la epuizarea practică a potențialului ei metanogen. Atunci procesul se întrerupe, se descarcă materialul fermentat și se reîncarcă fermentatorul cu material proaspăt. Acest sistem se utilizează mai ales atunci când materia primă are un conținut ridicat de substanță uscată, este lipsită de fluiditate și deci nemiscibilă, cum ar fi gunoiul de grajd cu așternut de paie, talaș, rumeguș. Producția de biogaz în acest sistem este neuniformă.
Figura 1.7 S isteme de fermentare în instalații de peste 500m3
În afară de sistemele prezentate mai sus, se mai utilizează sistemul de fermentare cu autoamestecare (BIMA), caracterizat prin aceea că amestecarea (obligatorie) a conținutului fermantatorului nu se face cu ajutorul unei energii exterioare, ci se utilizează în acest scop energia de degajare a biogazului însuși, care deplasează, în mod lent, pe măsura producerii biogazului, conținutul dintr-un compartiment, inferior, al fermemtatorului în altul, superior, pentru ca, la un moment dat, prin egalizării presiunilor din cele două compartimente, materialul să revină brusc în primul compartiment ceea ce asigură, periodic, amestecarea conținutului.
Procedeul este avantajos sub raportul consumului energetic, dar fermentatorul este destul de complicat în interior, mai scump și din această cauză se regăsește în instalații de biogaz mari. Acest procedeu se aplică la materii prime cu un conținut scăzut de substanță uscată (2-3%).
Principiul și funcțiile îndeplinite de instalațiile centralizate de producere a biogazului amintite mai înainte și care reprezintă tendința actuală a acțiunii biogaz, sunt redate în figura de mai jos.
Figura 1.8 Principiul de funcționare a instalațiilor centralizate de biogaz
În Europa biogazul, purificat sau nu, cunoaște două utilizări principale:
Conversie în energie electrică;
Generare de energie termică prin ardere directă.
Purificarea biogazului se impune mai ales atunci când el reprezintă carburantul mașinilor de conversie în energie electrică. În acest caz, prezența unor gaze impurificatoare din care cel mai nedorit este hidrogenul sulfurat, pune în pericol, prin coroziune mai avansată, mașina termică. De fapt această conversie în energie electrică, nu este niciodată exclusivă deoarece se recuperează totodată și energia termică, degajată ca energie reziduală din mașina termică, prin răcirea motorului și gazele de ardere. În acest fel, randamentul energetic total al mașinii termice crește considerabil, de la cca. 30-32% cât ar fi partea convertită în energie electrică, la cca. 90%.
În cazul utilizării directe a biogazului pentru generare de energie termică prin ardere, purificarea nu este obligatorie la instalații nepretențioase, iar randamentul energetic depinde de nivelul tehnic al instalației respective.
Un aspect deosebit de important este cel al sprijinului financiar de subvenționare acordat la realizarea instalațiilor de biogaz. Acest sprijin financiar se realizează în principal prin granturi. În cazul instalațiilor demonstrative, în Danemarca de exemplu, cota de subvenționare este de 20% iar la cele centralizate sprijinul financiar atinge 30-40%.
1.2 Producerea și utilizarea biogazului pentru obținerea de energie
Producerea și valorificarea biogazului
Tratarea deșeurilor a devenit, în timp, o problemă de importanță strategică pentru orice autoritate regională sau națională, din punctul de vedere al poluării mediului. Eliminarea conținutului poluant se face cu un anumit consum de energie. În același timp, prin acest proces, se poate recupera o parte din potențialul energetic al deșeurilor, în general, sub formă de gaz. Ideea de la care s-a plecat a fost de a studia care este oportunitatea valorificării în instalațiile de cogenerare a biogazului astfel produs. Intuitiv, cazul este favorabil cogenerării, deoarece asigură simultan și în același loc, atât combustibilul necesar, cât și consumul de energie electrică și termică. Inedit, față de soluțiile de cogenerare clasice, este faptul că debitul de « combustibil » este limitat. Întregul mod de calcul al eficienței proiectelor de cogenerare pe biogaz este supus acestei restricții.
Se numește filieră de producere a biogazului ansamblul sursă de deșeuri – tratare a deșeurilor, elementele fundamentale care permit obținerea acestui tip de gaz. Nu din orice tip de poluant se poate produce biogaz. Doar materiile organice conținute în deșeuri oferă această posibilitate. Procesul chimic de transformare a materiilor organice în biogaz se numește fermentare (digestie) anaerobă. El se desfașoară cu ajutorul unui număr de bacterii anaerobe, care distrug componenta organică a deșeurilor, transformând-o în biogaz. Acesta nu este singurul procedeu de eliminare a materiilor organice. Tratarea aerobă a deșeurilor se face cu ajutorul unui alt tip de bacterii, consumatoare de oxigen. În esență, procesul aerob oxidează materiile organice, ducând la formarea dioxidului de carbon și a apei. Timpul în care se distruge poluantul conținut în deșeu este mult mai scurt față de fermentarea anaerobă, dar nu apare posibilitatea valorificării produșilor de reacție.
Se va numi lanț de valorificare a biogazului suma etapelor necesare pentru obținerea energiei electrice și termice pe baza acestuia: producerea biogazului, stocarea, filtrarea și valorificarea prin cogenerare a acestuia.
Pentru a se înțelege clar diferența dintre noțiunile de filieră de producere a biogazului și lanț de valorificare a biogazului, în figura 1.9 se prezintă o diagramă cuprinzând etapele de bază ale întregului proces de producere și valorificare a biogazului.
Există mai multe filiere de producere a biogazului. Acestea sunt :
– tratarea deșeurilor animale, din exploatările zootehnice de mari dimensiuni ;
tratarea deșeurilor solide urbane ;
tratarea deșeurilor solide industriale ;
tratarea apelor uzate industriale ;
tratarea apelor uzate urbane.
S-a reținut pentru analiză tratarea deșeurilor animale (prezentată în această lucrare sub numele filieră agricolă) și a apelor uzate urbane (filiera ape uzate).
Figura 1.9: Schema etapelor de bază ale procesului de producere și valorificare
a biogazului prin cogenerare
Motivele acestei selecții au fost următoarele :
sunt singurele filiere care consumă simultan energie electrică și termică, în cadrul proceselor de tratare a deșeurilor;
în general, tratarea deșeurilor solide urbane și industriale se face prin stocarea în buncăre ecologice, printr-un proces de fermentare naturală sau prin incinerare; inexistența unui consum de căldură, în acest scop, face ca această filieră să nu fie interesantă pentru cogenerare;
tratarea apelor uzate industriale presupune o mare diversitate de cazuri, fiecare cu specificul său, fapt care obligă la studierea lor în mod individual, sub aspectul oportunității cogenerării.
În cazul filierei agricole, valorificarea prin cogenerare a biogazului provenit din tratarea deșeurilor animale are multiple efecte directe și indirecte asupra comunității (fig.1.10).
Prin această metodă, se înlocuiește arderea unei importante cantități de combustibil convențional. Este vorba de producerea energiei electrice în sistemul energetic național și a căldurii într-un cazan amplasat în cadrul fermei. Se evită, astfel, poluarea ce este asociată acestor surse de energie. Prin digestia anaerobă a deșeurilor animale, în afara producerii biogazului, se mai obțin și alte beneficii, cum ar fi: stabilizarea deșeurilor animale care conțin materii organice poluante și obținerea efluenților folosiți ca fertilizatori în agricultură.
Un lanț de valorificare a biogazului provenit din tratarea deșeurilor animale este realizat din următoarele echipamente:
Figura 1.10: Schema impactului asupra comunității a valorificării prin cogenerare a biogazului provenit din tratarea deșeurilor agricole
– digestor: un rezervor metalic în care are loc procesul de digestie anaerobă ; acesta trebuie menținut la temperatură constantă; reactanții trebuie permanent amestecați pentru a se evita depunerile de cruste; pentru asigurarea condițiilor cerute de procesul chimic, se consumă energie electrică și căldură;
rezervor de stocare a biogazului: se folosesc de obicei saci de plastic speciali, care au rolul de a compensa eventualele discontinuități ale funcționării digestorului; asigură o mai bună continuitate în alimentarea motorului pe biogaz;
instalația de filtrare: elimină componentele nedorite pentru combustia în motor, cum ar fi hidrogenul sulfurat;
motorul: asigură combustia biogazului și conversia sa în energie electrică și căldură;
cazanul: asigură conversia în căldură a părții din debitul de biogaz care nu este valorificat în motor;
facla: asigură combustia biogazului rămas nevalorificat în cele două instalații energetice.
Filiera ape uzate oferă o dimensiune mult mai importantă centralelor de cogenerare pe biogaz. Principalele procese tehnologice care sunt necesare pentru tratarea apelor uzate urbane sunt: pretratarea și tratamentul primar (în urma cărora se depune o parte importantă din materiile poluante sub formă de nămoluri), aerarea (procesul prin care restul de poluant organic este eliminat prin reacții aerobe), decantarea (unde sunt recuperate și ultimele particule ce nu trebuie să apară în debitul de apă tratată), digestia primară și digestia secundară (unde se elimină poluantul din nămolurile rezultate prin sedimentare). Majoritatea proceselor sunt consumatoare de energie electrică.
Factorii care influențează producția de biogaz
Următorii factori sunt determinanți în producția de biogaz:
Materia primă
Temperatura
Presiunea
Agitarea
pH – ul
Materia primă
Materia primă trebuie să asigure mediul prielnic dezvoltării și activității microorganismelor ce concură la digestia substratului și, în final, la producerea biogazului.
Pentru obținerea biogazului se pot utiliza materii prime organice de proveniență foarte diferită: deșeuri vegetale, deșeuri menajere, fecale umane, dejecții animaliere, gunoiul de grajd, ape reziduale din industria alimentară și din zootehnie, etc.
Producția specifică, medie, de biogaz, ce se poate obține din diverse materii prime, raportată la substanța uscată a lor, este cea din tabelul următor:
Tabel 1.3
Materiile prime de mai sus pot fi utilizate exclusiv sau în amestec. S-a constatat că, prin amestecarea diferitelor materii prime, capacitatea metanogenă a amestecului, exprimată în l/kg substanță organică (S.O.), este mai mare decât media rezultată din calculul aritmetic. Acest aspect este redat în tabelul următor:
Tabel 1.4 Biogaz obținut din materii prime folosite exclusiv sau în amestec
Această potențare sinergică se datorează faptului că în amestecuri de materii prime se realizează raporturi mai bune între conținutul de carbon și cel de azot, raport foarte important în producția eficientă de biogaz și care trebuie să fie cuprins în intervalul 15-25.
De ce este important acest raport?
Transformarea materiilor prime în biogaz este rodul activității a numeroase grupuri de microorganisme. Cu cât sunt mai multe microorganisme cu atât este mai intensă producția de biogaz. Pentru a se înmulți, microorganismele au nevoie de materie primă din care să își construiască celulele.
Cărămizile principale din care microorganisemele își construiesc celulele sunt carbonul și azotul. Raportul dintre acestea este cuprins între limitele arătate mai înainte. Dacă raportul C/N este în afara acestor limite, chiar dacă materiile prime au suficient material pentru a forma biogazul, nu se vor forma destule microorganisme care să prelucreze acest material în biogaz și astfel randamentul de transformare va avea de suferit.
În tabelul următor sunt trecute, pentru principalele materii prime:
Conținutul de carbon (C)
Conținutul de azot (N)
Raportul C/N
Tabel 1.5
Rețete de amestec
Pentru a putea calcula corect o rețetă de amestec de materii prime trebuie ținut seama de următoarele:
Realizarea unui raport C/N cuprins între 15 – 25
Asigurarea unei umidități de cel puțin 90 % pentru amestec.
În vederea calculării raportului corect C/N se procedează astfel:
Presupunând că se dispune de dejecții de porc, de vită, frunze verzi și paie uscate de grâu, din tabelul nr. 1.5 se scot valorile C/N pentru aceste materii prime :
Dejecții de porc, C/N……………………………………13
Dejecții de vită, C/N…………………………………….25
Frunze verzi, C/N………………………………………..41
Paie de grâu, C/N………………………………………..87
Pentru ca amestecul să aibă C/N cuprins în limitele 15 – 25, se observă că dejecțiile de porc sunt cele care pot corecta raportul C/N din frunze și paie deoarece dejecțiile de vită au acest raport situat chiar la limita superioară a raportului optim. Se va încerca, deci, să se pună mai multe părți, în greutate, de dejecții de porc decât frunze și paie, de exemplu:
Dejecții de porc 5 părți x 13 = 65
Dejecții de vită 1 parte x 25 = 25
Frunze verzi 2 părți x 41 = 82
Paie grâu 2 părți x 87 = 174
Total 10 părți 346
Rezultă că, în amestec, raportul C/N va fi de 346/10 = 34,6 deci amestecul nu este corect.
Pentru a-l corecta se mărește cantitatea de dejecții de porc față de cea a frunzelor și paielor, încercându-se rețeta următoare:
Dejecții de porc 7 părți x 13 = 91
Dejecții de vită 1 parte x 25 = 25
Frunze verzi 1 parte x 41 = 41
Paie grâu 1 parte x 87 = 87
Total 10 părți 244
Noul raport C/N = 244/10 = 24,4 arată că rețeta de amestec a materiilor prime este bună.
Pentru a se asigura o umiditate corectă a amestecului se va ține seama de umiditatea materiilor prime care este trecută în tabelul următor:
Tabel 1.6 Conținutul de substanță uscată respectiv de umiditate a principalelor materii prime
Revenind la exemplul corect de calcul al compoziției amestecului de mai înainte, pentru dejecții de porc (P), de vită (V), pentru frunze (F) și paie de grâu (G), se poate deduce conținutul mediu de substanță uscată prin următorul calcul:
7 x P + 1 x V + 1 x F + 1 x G 7 x 13,5 + 1 x 14 + 1 x 12,5 + 1 x 86,5 207,5
10 10 10
Deci cele zece părți de amestec conțin 20,75 % substanță uscată. Pentru a aduce acest amestec la un conținut de apă de 92%, de exemplu, adică la un conținut de substanță uscată de 8%, cantitatea de apă ce va trebui adăugată se va obține din calculul următor:
10 părți amestec x 20,75 / 8 = 25,93 rotund 26 părți apă
Compoziția finală care va fi supusă fermentării va cuprinde deci:
– 7 părți, în greutate, dejecții de porc
1 parte în greutate, dejecții de vită
1 parte în greutate, frunze verzi
1 parte în greutate, paie de grâu
26 părți apă.
Total 36 părți amestec
Temperatura
Producția de biogaz este influențată puternic de temperatură.
Din punct de vedere al temperaturii la care își desfășoară activitatea, microorganismele ce concură la producerea biogazului, îndeosebi cele metanogene, se împart în trei mari categorii:
Fig.1.11 Influența temperaturii asupra producției de biogaz
CAPITOLUL 2
CONSIDERAȚII GENERALE
2.1 Cadrul legislativ specific din Romania și UE
2.1.1 Directiva UE 2004-8-EC privind promovarea cogenerării
Principalul argument în favoarea cogenerării este reducerea consumului de combustibil primar și, implicit, a emisiilor de gaze cu efect de seră – direcție strategică pentru politica energetică și de mediu a UE.
Promovarea cogenerării este una din căile prin care țările din UE caută să îndeplinească obiectivele pe care și le-au asumat prin semnarea Protocolului de la Kyoto. România este și ea semnatară a Protocolului de la Kyoto privind schimbările climatice.
Considerăm că această direcție strategică trebuie să fie adoptată și de țara noastră, cu atât mai mult cu cât situația actuală a sistemelor de producere a energiei electrice și termice impune investiții masive.
Prezentare
Obiectivul Directivei 2004/8/EC a UE este promovarea cogenerării bazate pe cererea de căldură și pe economia de combustibil primar în țările Uniunii Europene.
Ea definește cogenerarea în armonie cu alte reglementari comunitare specifice, stabilește cadrul și modalitățile în care se pot oferi garanții de origine pentru producția de electricitate în cogenerare și cere statelor membre să asigure proceduri obiective, transparente și nediscriminatorii pentru: (a) acces la rețeaua de electricitate; (b) tarifare; (c) administrare.
Statele membre au identificat până în Februarie 2006 potențialul necesarului de căldură/frig care poate fi acoperit în mod fezabil prin cogenerarea de înaltă eficiență (inclusiv microcogenerarea – sub 50kWt) și va analiza obstacolele de orice natură care ar putea împiedica aplicarea proiectelor care să acopere acest potențial. Obstacolele se referă la prețul/costurile accesului la combustibili, rețeaua electrică, procedurile administrative și lipsa internalizării costurilor de mediu în prețul energiei.
La fiecare patru ani se va face evaluarea stadiului de acoperire a potențialului, a cotei de energie produsă în regim de cogenerare și a eficienței acțiunilor de promovare.
Se stabilesc proceduri de calcul pentru :
(a) economia de energie primară prin cogenerare;
(b) calculul ponderii energiei electrice produse în cogenerare de înaltă eficiență.
Directiva nu iși propune uniformizarea cotei de energie produsă în cogenerare în țările membre, ci promovarea cogenerării în toate cazurile unde este identificat un potențial de economisire a energiei și reducere a emisiilor de CO2, justificat economic. Nu se stabilesc valori/limite individuale pentru statele membre.
Comentarii
Reducerea emisiei de poluanți atmosferici fiind argumentul major în promovarea cogenerării, s-au creat la nivel European și funcționează mecanisme financiare pentru cofinanțarea proiectelor de cogenerare. Aceste mecanisme sunt bazate pe evaluarea costurilor pe care societatea trebuie să le plătească pentru contracararea efectelor negative ale acestor emisii asupra mediului.
Directiva identifică lipsa internalizării costurilor de mediu ca o barieră principală în calea dezvoltării cogenerării, recunoscând indirect că ne aflăm deocamdată în tranziție către momentul acestei internalizări în prețul energiei. După acest moment (care nu e precizat în document) abia avantajele cogenerării față de alte tehnologii vor putea fi valoficate în condiții de piață. Până atunci, cogenerarea rămâne expusă evoluțiilor de pe piața energiei așa cum arată ea astăzi.
Formularea finală a Directivei nu conține obligații suplimentare față de cele stabilite la Kyoto pentru țările din UE sau țările candidate. Deși e dificil de estimat impactul pe termen scurt al Directivei asupra evoluției cogenerării, apreciem că s-a facut totuși un pas înainte pentru promovarea acestei soluții tehnice.
Anexa I
Tehnologiile de cogenerare acoperite de această Directivă
(a) Ciclu combinat cu turbină cu gaze, cu recuperare de căldură
(b) Turbina cu abur cu contrapresiune
(c) Turbina cu abur cu condensație
(d) Turbina cu gaze, cu recuperare de căldură
(e) Motor cu ardere internă
(f) Microturbine
(g) Motoare Stirling
(h) Pile de combustie
(i) Motoare cu abur
(j) Cicluri Rankine
(k) Orice alt tip de tehnologie, sau combinație dintre acestea, care cade sub incidența definițiilor prezentate în Articolul 3(a).
Anexa II
Calculul energiei electrice din cogenerare
Valorile folosite pentru calculul energiei electrice din cogenerare vor fi determinate având la bază funcționarea scontată sau reală a grupului în condiții normale de utilizare. Pentru grupurile de micro-cogenerare calculul se poate baza pe valori certificate.
(a) Energia electrică produsă în cogenerare va fi considerată egală cu producția totală anuală de energie electrică a grupului măsurată la borna de ieșire a generatoarelor principale:
(i) în grupurile de cogenerare de tipul (Turbina cu abur cu contrapresiune ; Turbina cu gaze, cu recuperare de căldură ; Motor cu ardere internă ; Microturbine ; Motoare Stirling și Pile de combustie) menționate în tehnologiile de cogenerare acoperite de această directivă «2004/8/EC », cu un randament anual total stabilit de către Statele Membre la un nivel ce cel puțin 75%, și
(ii) în grupurile de cogenerare de tipul (Ciclu combinat cu turbină cu gaze, cu recuperare de căldură) și (Turbina cu abur cu condensație), menționate tot în tehnologiile de cogenerare, cu un randament anual total stabilit de către Statele Membre la un nivel de cel puțin 80%.
(b) În grupurile de cogenerare cu un randament anual total sub valoarea menționată în paragraful (a)(i) (grupurile de cogenerare de tipul (Turbină cu abur cu contrapresiune ; Turbină cu gaze, cu recuperare de căldură ; Motor cu ardere internă ; Microturbine ; Motoare Stirling și Pile de combustie) din tehnologiile de cogenerare) sau cele cu un randament anual total sub valoarea menționată în paragraful (a)(ii) (grupuri de cogenerare de tipul (Ciclu combinat cu turbină cu gaze, cu recuperare de căldură) și (Turbina cu abur cu condensație), menționate tot în tehnologiile de cogenerare), energia produsă în cogenerare este calculată după următoarea formulă:
Echp = Hchp · C
unde:
Echp – este cantitatea de energie electrică obținută în cogenerare
C – raportul energie electrică/căldură
Hchp – este cantitatea de căldură utilă obținută din cogenerare (calculată pentru acest scop ca producția totală de căldură minus orice altă cantitate de căldură produsă în cazane separate sau din extracția de abur din generatorul de abur, înainte de turbină).
Calculul energiei electrice produsă în cogenerare trebuie să se bazeze pe raportul actual energie electrică/căldură. Dacă raportul nu este cunoscut, pot fi folosite următoarele valori prestabilite, mai ales pentru scopuri statistice, pentru grupurile de tipul :
(a) Ciclu combinat cu turbină cu gaze, cu recuperare de căldură
(b) Turbina cu abur cu contrapresiune
(c) Turbina cu abur cu condensație
(d) Turbina cu gaze, cu recuperare de căldură și
(e) Motor cu ardere internă
menționate în tehnologiile de cogenerare, cu condiția ca energia electrică din cogenerare calculată, să fie mai mică sau egală cu producția totală de energie electrică a grupului:
Dacă Statele Membre introduc valori prestabilite pentru raporturile energie electrică/căldură pentru grupurile de cogenerare de tipul :
(f) Microturbine
(g) Motoare Stirling
(h) Pile de combustie
(i) Motoare cu abur
(j) Cicluri Rankine
(k) Orice alt tip de tehnologie, sau combinație dintre acestea, care cade sub incidența definițiilor prezentate în Articolul 3(a).
menționate în « Tehnologiile de cogenerare », astfel de valori prestabilite vor fi publicate și vor fi anunțate Comisiei.
(c) Dacă o parte din conținutul de energie al combustibilului consumat în procesul de cogenerare este recuperată în produse chimice și reutilizată, aceasta poate fi scăzută din consumul de combustibil, înainte de calcularea randamentului global utilizat în paragrafele (a) și (b).
(d) Statele Membre pot determina raportul energie electrică/căldură ca fiind raportul între energia electrică și căldura utilă obținute la funcționarea în regim de cogenerare, la o capacitate mai redusă, folosind datele de funcționare ale grupului respectiv.
(e) Comisia va stabili linii directoare detaliate pentru implementarea și aplicarea Anexei II « Calculul energiei electrice din cogenerare », inclusiv determinarea raportului energie electrică/căldură, conform procedurii la care se face referire în Articolul 14(2).
(f) Statele Membre pot utiliza alte perioade de raportare, diferite de un an, în scopul efectuării calculelor în conformitate cu paragrafele (a) și (b).
Anexa III
Metodologia de determinare a randamentului procesului de cogenerare
Valorile folosite pentru calculul randamentului cogenerării și a economiilor de energie primară vor fi determinate având la bază funcționarea scontată sau actuală a grupului, în condiții normale de utilizare.
(a) Cogenerare cu randament ridicat
Pentru scopul acestei Directive cogenerarea cu randament ridicat va îndeplini următoarele criterii:
– producerea de energie în cogenerare în grupuri de cogenerare va furniza economii de energie primară, calculate conform punctului (b), de cel puțin 10%, comparativ cu valorile pentru producerea separată de căldură și energie electrică;
– producerea de energie în grupuri de cogenerare de micro și mică putere, care furnizează economii de energie primară, poate fi considerată drept cogenerare cu randament ridicat.
(b) Calcularea economiilor de energie primară
Cantitatea de economii de energie primară, obținută din producerea de energie în cogenerare, definită conform Anexei II « Calculul energiei electrice din cogenerare », va fi calculată pe baza următoarei formule:
unde:
PES – reprezintă economiile de energie primară
CHP Hη – este randamentul de producere a căldurii în cogenerare, definit ca raportul dintre cantitatea anuală de căldură utilă și consumul de combustibil utilizat pentru a produce cantitatea totală de căldură utilă și energie electrică în cogenerare.
Ref Hη – este valoarea de referință a randamentului în cazul producerii separate a căldurii.
CHP Eη – este randamentul de producere a energiei electrice în cogenerare, definit ca raportul dintre cantitatea anuală de energie electrică produsă în cogenerare și consumul de combustibil utilizat pentru a produce cantitatea totală de căldură utilă și energie electrică în cogenerare.
În cazul în care grupul de cogenerare produce energie mecanică, energia electrică anuală din cogenerare poate fi crescută cu un factor adițional, reprezentând cantitatea de energie electrică echivalentă cu cantitatea de energie mecanică respectivă. Acest factor adițional nu va asigura dreptul de a emite garanții de origine conform cu Articolul 5.
Ref Eη – este valoarea de referință a randamentului pentru producerea separată de energie electrică.
(c) Calcularea economiilor de energie primară folosind calculul alternativ în conformitate cu Articolul 12(2).
Dacă economiile de energie primară pentru un proces de producere a energiei sunt calculate conform cu Articolul 12(2), atunci economiile de energie primară vor fi calculate utilizând formula din paragraful (b) al acestei Anexe înlocuind:
“CHP Hη” cu “Hη” și
“CHP Eη” cu “Eη”
unde:
Hη – va însemna randamentul de producere a căldurii, în acel proces definit ca raportul dintre cantitatea anuală de căldură produsă și consumul de combustibil utilizat pentru a produce cantitatea totală de căldură și energie electrică.
Eη – va însemna randamentul de producere a energiei electrice, în acel proces definit ca raportul dintre cantitatea anuală de energie electrică produsă și consumul de combustibil utilizat pentru a produce cantitatea totală de căldură și energie electrică.
(d) Statele Membre pot utiliza alte perioade de raportare, diferite de un an, în scopul efectuării calculelor în conformitate cu paragrafele (b) și (c) ale acestei Anexe.
(e) Pentru grupurile de microcogenerare calculul economiilor de energie primară se poate face pe bază de date certificate.
(f) Valorile de referință ale randamentului pentru producerea separată de căldură și energie electrică.
Principiile pentru definirea valorilor de referință ale randamentului pentru producerea separată de căldură și energie electrică, la care se face referire în Articolul 4(1) și în formula definită în paragraful (b) al acestei Anexe, vor stabili randamentul de funcționare pentru producerea separată de căldură și energie electrică pe care cogenerarea intenționează să o înlocuiască.
Valorile de referință ale randamentului vor fi calculate conform următoarelor principii:
1. Pentru grupurile de cogenerare, așa cum au fost definite în Articolul 3, comparația cu producerea separată de energie electrică va fi bazată pe principiul comparării acelorași tipuri de combustibil.
2. Fiecare grup de cogenerare va fi comparat cu cea mai bună tehnologie pentru producerea separată de căldură și energie electrică justificabilă economic și disponibilă pe piață în anul de construcție al grupului de cogenerare.
3. Valorile de referință ale randamentului pentru grupurile de cogenerare mai vechi de 10 ani vor fi fixate la valorile de referință pentru grupurile cu vârsta de 10 ani.
4. Valorile de referință ale randamentului pentru producerea separată de energie electrică și căldură vor reflecta diferențele climatice dintre Statele Membre.
Anexa IV
Criteriile de analiză ale potențialelor național pentru cogenerarea cu randament ridicat
(a) Analiza potențialelor naționale, la care se face referire în Articolul 6, va considera:
– tipul combustibililor care s-ar putea utiliza pentru realizarea potențialelor de cogenerare, incluzând considerații specifice asupra potențialului de creștere pentru utilizarea surselor regenerabile de energie, pe piețele de căldură naționale, prin intermediul cogenerării;
– tipul tehnologiilor de cogenerare, dintre cele listate în Anexa I, care s-ar putea utiliza pentru realizarea potențialului național;
– tipul de producere separată de căldură și energie electrică sau, unde este cazul, de energia mecanică, pe care cogenerarea cu randament ridicat o poate înlocui;
– o distribuție a potențialului între modernizarea capacităților existente și construcția de noi capacități.
(b) Analiza va include mecanisme corespunzătoare pentru estimarea eficienței costurilor -exprimată în economii de energie primară – pentru creșterea ratei utilizării cogenerării cu randament ridicat, între diversele surse de producere a energiei, pe plan național. De asemenea, analiza eficienței costurilor va ține seama de angajamentele naționale acceptate de Comunitate în contextul angajamentelor pentru schimbări climatice, în conformitate cu Protocolul de la Kyoto al Convenției Cadru a Națiunilor Unite privind Schimbările Climatice.
(c) Analiza potențialului național pentru cogenerare va specifica potențialele pentru perioadele 2010, 2015 și 2020 și va include, unde este cazul, estimări de cost adecvate pentru fiecare perioadă.
Definițiile și calculele cogenerării
Cogenerarea a fost definită în diverse moduri în cadrul Uniunii. Câteva definiții sunt făcute în scopuri statistice, altele se referă la eligibilitatea mecanismelor-suport naționale. Directiva armonizează definițiile printr-o abordare în două trepte constând în:
• o definiție de bază armonizată a energiei electrice din cogenerare, care se va utiliza în statistici și pentru monitorizarea la nivel european;
• o metodologie pentru definirea cogenerării cu randament ridicat se va utiliza pentru a determina “calitatea” cogenerării exprimată în economii de energie.
– Cogenerare de mică putere: unități sub 1 MWe
– Cogenerare de micro putere: unități sub 50 kWe
– Cogenerarea cu randament ridicat: economii de energie primară de cel puțin 10% comparativ cu producerea separată.
Energia electrică din cogenerare: producția totală anuală de energie electrică, dacă randamentul global este cel puțin 75% (80% pentru ciclul combinat cu turbină cu gaze cu recuperarea căldurii și turbine de abur cu condensație), altfel, calculată pe baza raportului actual de energie electrică/căldură.
Metodele alternative de calcul pot fi utilizate cel puțin până în 2010 pentru calcularea economiilor de energie primară. Totuși, pentru garantarea originii și pentru statistici, cantitatea de energie electrică din cogenerare va fi determinată conform cu Anexa 2 a Directivei.
Garantarea originii energiei electrice din cogenerare
Acesta este un mecanism, care va sigura că producătorii și alți interesați în cogenerare pot solicita o garanție a originii energiei electrice din cogenerare.
Garanția va specifica randamentul, sursele de combustibil utilizate, utilizarea căldurii produse împreună cu energia electrică și datele și locurile de producere. În acest sens, garanția originii este un fel de “marcă de calitate” pentru energia electrică produsă în cogenerare.
Accesul la piața de energie electrică
Reglementările și procedurile obiective, transparente și nediscriminatorii pentru accesul la rețeaua de energie electrică pot ajuta la pătrunderea pe piață a cogenerării. Directiva va garanta transportul și distribuția energiei electrice produse în cogenerare și va solicita ca operatorul sistemului de transport și operatorii sistemului de distribuție să stabilească și să publice reguli standard privind conectarea la rețeaua electrică și consolidare.
Uneori producătorii din sistemul de cogenerare au, de asemenea, nevoie să achiziționeze o anumită cantitate de energie electrică “de rezervă” sau “de vârf” care să suplimenteze producția proprie a producătorului. De asemenea, energia electrică produsă în exces trebuie vândută, atunci când producția depășește consumul. Există piețe speciale pentru echilibrarea și regularizarea energiei electrice produse, dar nu toți producătorii de energie în cogenerare sunt la ora actuală eligibili pentru a avea acces la astfel de piețe.
2.2 Strategia energetică a României pe termen mediu (2003-2015)
Piața en-gros de electricitate este structurată pe două componente:
♦ piața competitivă
♦ piața reglementată.
În cadrul pieței reglementate tranzacțiile cu energie electrică se fac pe baza de contracte reglementate (cu prețuri reglementate și cantități limitate). Contractele pentru energia electrică produsă în cogenerare sunt, de asemenea, contracte reglementate.
Se preconizează o deschidere în totalitate a pieței de electricitate începând cu anul 2007. Din acest moment prețurile reglementate vor fi aplicate numai acelor consumatori care preferă tarifele reglementate. O evoluție asemănătoare va avea și piața de gaze naturale, care va fi deschisă în totalitate începând tot cu anul 2007.
O componentă importantă a restructurării sectorului energiei este reglementarea accesului nediscriminatoriu al terților la sistemul de transport pentru energie electrică, cât și la gaze naturale.
În perioada 2003-2004, ANRE a menținut obligația existentă ca operatorul “Electrica”al rețelei să preia energia electrică produsă în cogenerare, corespunzător energiei termice livrate consumatorilor rezidențiali, la prețuri reglementate. ANRE va determina și mecanismul pentru internalizarea costurilor externe pentru protecția mediului.
Consumatorii rezidențiali de energie termica au plătit un preț național de referință, care a fost adaptat permanent prețului combustibilului.
Autoritățile locale au realizat studii pentru optimizarea variantelor de încălzire din cadrul comunităților. Consumatorii de energie termică ce au venituri scăzute vor primi în continuare subvenții.
În perioada 2005-2007, ANRE a redus gradat obligația companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu rezultatul studiilor și programelor de reabilitare, modernizare și investiții în sistemele de furnizare a energiei termice către consumatorii rezidențiali. S-au implementat măsurile impuse de Directiva referitoare la promovarea cogenerării bazate pe cererea de caldură.
Pe parcursul acestei perioade consumatorii de energie termică rezidențiali vor continua să plăteasca un tarif național de referință, dar necesitatea menținerii lui va fi revizuită. Pentru cogenerare va rezulta o obligație de achiziționare a energiei electrice prin mecanisme specifice.
Consumatorii individuali cu venituri scăzute vor primi subvenții directe.
În perioada 2008-2015 ANRE va reduce gradat obligația companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu rezultatul studiilor și programelor de reabilitare, modernizare și investiții în sistemele de furnizare a energiei termice către consumatorii rezidențiali. Se vor implementa măsurile impuse de Directiva referitoare la promovarea cogenerării.
Până la luarea unei decizii de continuare a aplicării prețului național de referință, factura fiecărui consumator va evidenția costurile cu energia termică, stabilite prin prețuri reglementate de Autoritatea în cauza, pe baza principiului costurilor marginale justificate.
Consumatorii individuali cu venituri scăzute vor primi subvenții directe.
Concluzii
2.1 Noua Directivă a Uniunii Europene privind cogenerarea nu include o țintă obligatorie pentru Statele Membre, adică mențiuni care să oblige fiecare țară să atingă un anumit procent de producere de energie în cogenerare. Totuși, această Directivă reprezintă un puternic semnal din partea Uniunii Europene către Statele Membre că trebuie întreprinse acțiuni de promovare a cogenerării pe piața de energie. Există potențiale considerabile de creștere a utilizării cogenerării atât în actualele State Membre, cât și în statele nou aderate la Uniunea Europeană, iar această Directivă ajută la concentrarea asupra acestor potențiale. Dacă acest potențial va fi realizat, este foarte probabil să se schimbe în mod semnificativ tehnologiile și tipurile de combustibili utilizați pentru producerea energiei.
Se poate prevedea, de asemenea, o creștere a eficienței costurilor. Cu toate acestea, există încă bariere majore care trebuie doborâte. Până acum, liberalizarea pieței de energie a cauzat o reducere a ratei cogenerării. Principala barieră va fi probabil faptul că valoarea costurilor externe, cum ar fi emisiile de CO2, nu este inclusă în mod realist în prețul energiei.
Comentarii
2.2 Noua strategie în domeniul energetic prezentată aici nu conține alte referiri la promovarea cogenerării în afară de asumarea obligației de a implementa mecanismele prevăzute de Directiva UE privind promovarea cogenerării. Problema alimentării cu căldură a consumatorilor rezidențiali rămâne exclusiv de competența autorităților locale.
Pe de altă parte, pe măsura deschiderii pieței de energie, obligativitatea preluării de către distribuitori a energiei electrice produse în cogenerare de către centralele care alimentează SATC va privi cantități din ce în ce mai reduse de energie.
O componentă esențială care va veni în sprijinul dezvoltării cogenerării va fi mecanismul pentru internalizarea costurilor externe pentru protecția mediului, care va trebui reglementat de ANRE până în anul 2008.
CAPITOLUL 3
SOLUȚII TEHNICO – ECONOMICE DE COGENERARE
3.1 Principiul cogenerării
Figura 3.1 Motorul cu ardere internă
În continuare se prezintă avantajele principale ale cogenerării, desprinse din experiența acumulată până în prezent și care explică de ce se pun în mișcare atâtea energii la nivel mondial pentru promovarea acestei tehnologii:
(a) Economie de combustibil primar.
Producerea combinată a energiei electrice și termice în instalația de cogenerare este considerabil mai eficientă decât producerea acelorași cantități de energie electrică și căldură separat în centrale electrice și centrale termice clasice. Cu alte cuvinte, pentru aceleași cantități de energie destinate consumului vom utiliza cu până la 32%* mai puțin combustibil primar dacă le vom produce într-o instalație de cogenerare și nu în centrale clasice funcționând pe același combustibil.
(b) Reducerea poluării atmosferice.
Orice reducere a consumului de combustibil primar conduce la reducerea în aceeași măsură a emisiilor de poluanți în atmosferă.
De aici ideea că extinderea cogenerării poate fi un instrument de bază în îndeplinirea programelor mondiale de reducere a poluării și mai ales a emisiilor atmosferice de bioxid de carbon – pentru care, conform Protocolului de la Kyoto cele mai multe state și-au asumat obiective de reducere progresivă până în anul 2012.
Astfel cogenerarea atinge două zone de mare interes pentru societatea de azi.
Fig.3.2 Avantajul cogenerării
Descrierea unei unități de cogenerare
Se va folosi drept exemplu o uzină de cogenerare situată în Austria ce funcționează pe bază de reziduuri. Aceasta produce în medie 80 kWel și 129 kWth.
În fig 3.3, este prezentată o diagramă ce descrie procesul de obținere al biogazului, precum și valorificarea acestuia :
Fig. 3.3 : Diagrama producerii biogazului
Reziduurile sunt colectate de la fermele din preajma uzinei de cogenerare. Aceste reziduuri, (în general 6m3/zi) sunt introduse în digestor acolo unde are loc procesul de digestie anaerobă.
Digestorul este o structură cu o adâncime de 5m și diametru 12m. Digestia anaerobă descompune materia organică în cele mai simple elemente, acest proces desfașurându-se când temperatura ajunge la 35 grade- digestorul trebuie sa fie încălzit în absența oxigenului, iar temperatura trebuie menținută constantă. Acesta produce biogazul folosit în procesul de obținere a energiei. După 30-60 de zile, materia (fermentată) este trimisă printr-o pompă către un alt rezervor « post digester » (15 m diametru, 5 m adâncime) unde continuă procesul de producere a biogazului. Fermentul este la sfârșit extras din digestor și folosit ca fertilizator. Biogazul produs este mai întâi trimis către un siloz unde este stocat, apoi este ars în unitatea de cogenerare, care are două motoare de gaz, folosite pentru combustia biogazului și conversia sa în energie electrică și căldură. Un motor funcționează permanent cu o putere electrică de 75 [kWel], al doilea funcționează când cererea este ridicată sau când silozul este plin și are o putere de 62 [kWel].
Puterea electrică și termică anuală medie livrată de motoare este 86 [kWel] respectiv 148 [kWth]. O parte din căldura produsă (12.9%) este necesară pentru încălzirea motorului, iar o parte din electricitate (7.9%) pentru instalații (mixere, pompa,etc).
Cogenerarea în România
Cogenerarea s-a dezvoltat în România din anii 1950, în contextul planurilor de creștere accelerată a producției de energie electrică, în aplicații exclusiv industriale. Cogenerarea pentru aplicații de încălzire urbană a demarat în anii 1960 și s-a extins după 1970 urmărind ritmul rapid al creșterii cerințelor de energie electrică, cât și pe cel al construcției de locuințe de tip bloc, care prin densitatea ridicată a cererii de căldură asigurau condiții economice favorabile instalării SATC.
O aplicație curentă a fost grupul de cogenerare cu cazan de abur și turbină de 50 MWe cu condensare în schimbătoare de căldură tubulare care produc agent termic (apa caldă) pentru SATC.
Studiile de optimizare efectuate în anii 60 și 70 au apreciat că dimensionarea instalației de cogenerare la 45-60% din sarcina termică de vârf constituie soluția care asigură o încărcare acceptabilă la nivelul unui an, astfel încât amortizarea investiției să se facă într-un termen rezonabil. Vârful de sarcină se acoperă din cazane de apă fierbinte (CAF). La sfârșitul anilor 70 toată furnitura aferentă grupului de cogenerare de 50 MWe se fabrica în România.
Iarna 2003/2004 a găsit pregatite de funcționare SATC din 188 localități urbane din România, cu un număr total de apartamente cu branșament funcțional de 2.131.906 dintr-un total de 2.700.000 apartamente racordate prin proiect. Un număr de 26 orașe beneficiază de centrale de cogenerare instalate înainte de 1989.
Un coeficient de cogenerare de 50%, corelat cu alura medie a curbei de sarcină anuală de încălzire în România, face ca (teoretic) circa 80-85% din căldura livrată în cursul unui an să poată fi produsă în regim de cogenerare – restul de 15-20% fiind livrat din cazane de vârf. În realitate, datorită stării tehnice precare a grupurilor de cogenerare și costurilor mai reduse de reparare a cazanelor de vârf, proporția căldurii livrate de acestea din urmă este astăzi cu mult mai mare.
Toate aplicațiile recente de mică cogenerare pentru SATC din România constituie acțiuni pilot.
Coeficientul de cogenerare proiectat este redus (10% raportat la necesarul de căldură estimat în momentul demarării proiectului), ceea ce exprimă:
(a) dorința de a reduce pe cât posibil problemele de interfață cu rețeaua de electricitate (“exportul” de electricitate);
(b) incertitudinea privind evoluția cererii de căldură în condițiile actuale;
(c) fezabilitatea scăzută a proiectelor, care duce la alegerea unor variante minimale. Capacitatea de replicare a acestor proiecte pilot pare să fie aproape nulă.
Încălzirea prin SATC a devenit o problemă critică în România. Uzura fizică și morală, lipsa de management, lipsa resurselor financiare pentru întreținere și modernizare, pierderile mari în transport/distribuție și izolarea termică necorespunzătoare a fondului existent de locuințe sunt câțiva din factorii care au condus la această situație. Lipsa contorizării individuale contribuie și ea la valoarea mare a facturii pentru încălzire, suportate de populație.
Se estimează un potențial de reducere a consumurilor ce poate depăși 60% din consumul actual.
Întârzierea în demararea unor programe privind rezolvarea problemei încălzirii centralizate, continua scădere a calității serviciilor și creșterea valorii facturii de încălzire, au condus la sporirea neîncrederii populației în sistemele centralizate de încălzire. Aceasta a dus la debranșarea de la sistemul de încălzire centralizat a aproximativ 21% din apartamentele din acest sistem.
Aproximativ 70% din cei debranșați au ales ca soluție încălzirea individuală la nivel de bloc, scară sau apartament folosind cazane cu combustibil gaz natural. Acest fenomen este favorizat acolo unde acest combustibil este disponibil, în condițiile în care, în România prețul gazelor naturale este încă relativ scăzut.
Un raport recent al FMI, intitulat “Enigma sistemului energiei termice în România” identifică aceleași probleme semnalate mai sus:
Sistemul de încălzire centralizat este ineficient și costisitor, din cauza pierderilor tehnice și a slabelor stimulente ale pieții. Consumatorii casnici nu au posibilitatea să regleze cantitatea de căldură pe care o primesc din lipsa sistemelor de contorizare și reglare. Subvenționarea producătorilor descurajează măsurile de reducere a costurilor și investițiile pentru creșterea eficienței. Pierderile din sistemul de termoficare au ajuns la 0.25% din PIB în anul 2002, adica aproximativ 112 milioane Euro. Totodată guvernul alocă subvenții producătorilor de energie termică și ajutoare familiilor cu venituri reduse, ce reprezintă 0.66% din PIB.
FMI solicită accelerarea contorizării și măsuri ferme împotriva rău-platnicilor. De asemenea recomandă eliminarea completă a subvențiilor și acordarea de ajutoare consumatorilor casnici, diferențiat în funcție de venituri.
Se apreciază că Guvernul și-a concentrat eforturile mai mult pe proiecte de reabilitare a sistemului de producție și de reducere a pierderilor în rețelele de transport, proiecte a căror eficiență reală nu a fost încă evaluată.
O evaluare a reabilitării sistemelor de încălzire centralizată din România estimează investiții de cca. 3900 milioane Euro. Pe de altă parte reabilitarea termică și eficientizarea locuințelor la nivelul întregii țări implică fonduri foarte mari (între 7000-10000 milioane euro) ținând cont că 78% din locuințele existente au o vechime mai mare de 25 de ani.
TEHNOLOGII TRADIȚIONALE DE COGENERARE
Cogenerare cu turbină cu abur
Descriere
Acest tip de cogenerare este utilizabil în zona de medie putere, prin folosirea unui ciclu simplu, cu parametri reduși ai aburului la intrare. Accentul trebuie pus pe obținerea unei disponibilități ridicate cu o investiție cât mai mică, mai curând decât obținerea unor randamente foarte mari la producerea energiei, câștigul principal fiind tocmai producerea în cogenerare a celor două forme de energie.
La folosirea ciclului de turbină cu abur pot fi alese două variante: turbina cu condensație și prize reglabile, sau turbina cu contrapresiune.
Ciclul cu contrapresiune simplă, utilizând apa fierbinte ca agent în circuitul primar, poate destinde aburul până la o presiune joasă cu un bun raport între energia electrică și căldura produsă. La acest ciclu producția de energie electrică este dependentă de consumatorul de caldură. Se poate utiliza o răcire suplimentară, astfel încât să se poată menține producția de energie electrică și în timpul verii când necesarul de căldură este foarte scăzut.
Ciclul cu condensație și prize reglabile este mai complex și asigură o eficiență mai mare a producerii energiei electrice. Are avantajul că producerea de energie electrică este asigurată și în perioadele când nu este necesar de căldură și că există o mai mare flexibilitate privind proporția între energia electrică și cea termică produse.
Cheltuielile mai mari de investiție, privind corpul de joasă presiune, condensatorul și sistemul de răcire, se recuperează prin vânzarea de energie electrică produsă suplimentar.
Figura 3.4
Figura 3.5
Avantaje
– Tehnologia bazată pe utilizarea turbinelor cu abur permite folosirea oricărui tip de combustibil.
– Tehnologia ciclului turbinei de abur este foarte bine stapânită.
– Mărimea centralei nu este limitată.
Dezavantaje
– Eficiență redusă la producerea energiei electrice.
– Performanțe scăzute la funcționarea cu sarcină parțială.
– Costuri de exploatare ridicate.
– Cogenerarea cu turbină cu abur, funcționând descentralizat, utilizează turbine în gama 1-10MW, cu presiunea aburului la intrare de 30-70 bar și temperatura de 400-500 oC.
Cogenerare cu turbină cu gaze
Folosite inițial ca turbine de vârf la furnizarea energiei electrice, actualmente turbinele cu gaze cuplate cu un cazan recuperator sunt în mod curent folosite în cogenerare pentru sarcina de bază. Excesul de oxigen din gazele de ardere permite de asemenea folosirea arderii suplimentare de combustibil în cazanul recuperator, pentru mărirea flexibilității.
Figura 3.6
Temperatura de calcul a gazelor de ardere este impusă de considerente legate de punctul de rouă, depunerile de acid (când exista sulf în combustibil) și de dispersia în atmosferă. Dimensionarea cazanului recuperator se va face în funcție de temperaturile pe tur și retur din rețeaua de încălzire.
Costul căldurii este relativ independent de temperatura de tur și retur din rețeaua de încălzire.
Sunt posibile mai multe scheme în funcție de tipul de turbină cu gaze folosit. Mai pot fi folosite microturbine în centrale de tip bloc, sau turbine cu gaz cu injecție de abur (atât în turbină cât și în camera de ardere).
Avantaje
– Disponibilitate ridicată pentru funcționarea automatizată;
– Posibilitate de livrare de energie termică la temperatură ridicată;
– Reglaj frecvență – putere electrică;
– Greutate specifică redusă (tone echipament/MW instalat);
– Nu necesită apă de răcire;
– Cost specific de investiție relativ mic (lei/ kW instalat);
– Posibilitatea utilizării de combustibili diverși;
– Emisii poluante reduse.
Dezavantaje
– Paleta dimensională limitată;
– Randament mecanic mai mic față de motoarele cu ardere internă;
– Dacă se folosește gaz natural, este necesară asigurarea alimentării cu presiune ridicată;
– Nivel ridicat de zgomot;
– Randament slab la sarcină scăzută;
– Reparații costisitoare.
Cogenerare cu motoare cu combustie internă
Descriere
Cogenerarea cu motoare cu combustie internă este adecvată funcționării de bază, în domeniul de puteri până la 10MW.
Căldura se recuperează din gazele de ardere, din sistemul de răcire al motorului, din sistemul de răcire a uleiului și prin răcirea aerului din sistemul de supraalimentare. Recuperarea de căldură îmbunătățește eficiența totală a sistemului de la 36-38% cât este pentru producerea energiei electrice la peste 90% dacă toată căldura recuperată este folosită într-un circuit de încălzire cu temperatura pe tur de circa 90°C.
Scăderea temperaturii pe retur sub valoarea minimă impusă de fabricant conduce la scăderea cantității de căldură livrate, o parte a căldurii din ciclu fiind utilizată pentru ridicarea temperaturii până la această limită minimă.
Cogenerarea cu motoare cu combustie internă este adecvată sistemelor de încălzire cu temperaturi relativ scăzute. Prețul căldurii este puțin influențat de temperatura turului, deoarece cea mai mare parte din căldura recuperată este cea din gazele de ardere evacuate, unde există suficientă marjă privind diferența de temperatură.
Recuperarea căldurii în cazul motoarelor termice (și turbinelor cu gaze) nu sacrifică din puterea produsă ca în cazul turbinelor cu abur.
Figura 3.7
Se folosesc motoare în patru timpi cu turația de 1500 rpm pentru puteri până la 5MW (valoarea maximă uzuală pentru motoarele cu gaz). Motoarele termice au o comportare bună la sarcini parțiale, căldura recuperată fiind practic constantă (în valoare raportată la sarcina nominală) de la sarcina nominală până la 50%, sub această valoare.
Pentru puteri până la 5MW se folosesc cu rezultate la fel de bune si motoarele cu aprindere prin scânteie. Motoarele cu combustie internă pot utiliza o gamă variată de combustibili: gaze naturale, biogaz, combustibili obtinuți prin gazeificarea biomasei, combustibili lichizi ușori și chiar păcură. În prezent sunt disponibile și motoare care funcționează atât cu gaze cât și cu combustibili lichizi.
Pentru aducerea emisiilor sub limitele impuse, la motoarele Diesel se impune instalarea unui echipament de tip SNCR înainte de evacuarea gazelor de ardere la coș.
Avantaje
– Căldura și energia electrică pot fi generate în apropierea consumatorului, eliminând astfel pierderile în rețelele de transport, așa cum se întâmplă în cadrul marilor sisteme de încălzire centralizată.
– Eficiența totală a unei cogenerări cu motoare cu combustie internă se ridică la peste 85%, având în vedere consumatorul final, aproximativ cu 10% mai mare decât la centrala convențională din sistemul de încălzire centralizată.
– Reducerea consumului de energie primară prin utilizarea cu eficiență ridicată a căldurii din gazele de ardere și din apa de răcire a motorului.
– Reducerea poluării mediului prin căldura reziduală a gazelor de ardere.
– Realizarea modulară a centralelor de cogenerare utilizând mai multe blocuri motor-generator conduce la o mai bună adaptare la cererea de putere și o întreținere mai ușoară.
– Pe piață există mulți producători, deci o ofertă bogată.
Dezavantaje
– Cogenerarea bazată pe motoare termice este adecvată pentru sisteme de încălzire cu temperaturi joase pe tur (120°C);
– Greutate specifică mare (valoare mică a indicatorului kW/kg );
– Nivel ridicat de zgomot cu frecvențe joase;
– Costuri ridicate de mentenanță.
Cogenerare cu ciclu combinat abur-gaze
Descriere
Ciclul mixt abur-gaze folosește căldura din gazele de evacuare ale turbinei cu gaze pentru a produce într-un cazan recuperator aburul necesar turbinei cu abur. Pentru încălzirea agentului primar din circuitul de încălzire se folosește abur din prizele turbinei și abur din cazanul recuperator. Ciclul mixt se caracterizează printr-un randament ridicat de circa 50% la funcționarea numai pentru producerea energiei electrice și de aproximativ 85% în ciclul de cogenerare.
Excesul de oxigen din gazele de ardere permite de asemenea folosirea arderii suplimentare de combustibil în cazanul recuperator.
Arderea suplimentară de combustibil în cazanul recuperator este mai eficientă decât arderea într-un cazan clasic, nemainecesitând preîncălzirea aerului.
Figura 3.8
Datorită eficienței ridicate și investiției specifice foarte competitve, centralele cu ciclu combinat se instalează în locul celor clasice cu turbine cu abur, acolo unde există gaze naturale pentru turbina cu gaze. Optimizarea ciclului abur-gaze pentru COGENERARE este similară cu cea pentru ciclul turbinei cu abur, deoarece orice cantitate de căldură extrasă din turbina cu abur conduce la diminuarea puterii electrice.
3.4 DIFERITE MODELE DE INSTALAȚII DE BIOGAZ
EXEMPLE REALIZATE IN ROMÂNIA
3.4.1 Instalații mici (de 5 respectiv 10 m³)
Aceste instalații au cunoscut o largă răspândire mai ales în țările asiatice: India, Pakistan, Coreea, Filipine etc., dar și în România.
În România instalațiile mici de biogaz au cunoscut o evoluție rapidă după 1975. În Institutul de Cercetări Alimentare s-a brevetat o serie de instalații de biogaz care au trebuit să răspundă mai multor cerințe:
Să fie ieftine;
Să poată fi executate cât mai ușor;
Să corespundă condițiilor climaterice din România;
Să fie ușor de deservit și întreținut;
Să utilizeze, pe cât posibil, materiale existente local.
Proiectele tip ale acesor instalații au fost diseminate în teritoriu și, până în anul 1989, au fost realizate fizic peste 5000 instalații. Acolo unde a existat un interes din partea beneficiarilor, instalațiile au funcționat și pe timpul celor mai aspre ierni. Au fost și numeroase cazuri în care beneficiarii nu au manifestat nici un interes considerând că instalația le-a fost impusă, neglijând alimentarea ritmică a fermentatorului lăsat în paragină.
Acest tip de instalații nu au avut succes în Banat, Arad, Oradea, Satu Mare și în județele transilvane în care a existat rețea de distribuție a gazului metan. Au funcționat în schimb în județele Argeș, Olt, Bacău, Teleorman, Vaslui, Prahova, Dolj, Ilfov, Giurgiu, Covasna, Ciuc și alte câteva.
Statistic vorbind, instalațiile de 10 m3 s-au comportat mai bine decât cele de 5 m3 și aceasta exclusiv datorită condițiilor climaterice, deoarece fermentatoarele de 5m3 au un raport suprafață/volum mai defavorabil fapt care duce la pierderi mai mari de căldură. Din acest punct de vedere mai sunt posibile îmbunătățiri ale proiectelor acestor instalații pentru mărirea performanțelor lor.
În condiții de funcționare normală, producția de biogaz a fost de 1,5 – 1,6 m3/zi la fermentatorul de 5 m3 și de 3,0 – 3,2 m3/zi la cel de 10 m3. În tabelul nr. 3.1 sunt prezentați principalii indicatori ai celor două capacități de instalații de biogaz:
Tabel nr. 3.1
Principalii indicatori ai instalațiilor de biogaz de 5 și 10 m3 diseminați în România
Institutul Politehnic din Iași a conceput și proiectat o instalație de producere a biogazului prezentată în fig.3.9. Această instalație, realizată în câteva amplasamente din Moldova, constă dintr-un fermentator cilindric vertical, din beton armat, având un volum util de fermentare de 6 m3.
Figura 3.9 Instalație de biogaz concepută și proiectată de Institutul Politehnic din Iași
3.4.2 Instalații de capacitate mijlocie
O instalație de biogaz cu volum de fermentare mai mic, în zone cu climă caldă, poate satisface multiple nevoi gospodărești în timp ce, în zonele cu climă mai rece, aceeași instalație poate asigura doar gătitul mâncării și – eventual – încălzitul parțial al locuinței.
În România, pentru acoperirea necesităților cerute de capacități mijlocii de biogaz au fost elaborate variante ale proiectelor prezentate anterior (5 și 10 m3) dar pentru capacități de fermentare de 25 și 50 m3.
Aspectul general al acestora și funcționalitatea este similară celor de capacitate mică. Deosebirea esențială constă în aceea că aceste instalații au fost prevăzute cu sistem de încălzire a substratului, fiind dotate cu câte o microcentrală termică și o rețea de circulație a apei calde în partea inferioară a fermentatorului. Astfel, aceste instalații puteau lucra în regim mezofil fapt care a determinat creșterea producției specifice de la cca. 0,32 m3/m3.zi, caracteristică celor mici, la cca. 1,2 m3/m3.zi. Fiind amplasate în imediata apropiere a grajdului sau a locului de utilizare, microcentrala termică, sub forma unui boiler de apă caldă, funcționând pe biogaz, putea fi montată în aceste spații. În cazul acestor capacități mai mari, inelele prefabricate din beton, din care era construit fermentatorul, au fost realizate din două bucăți pentru a ușura transportul la locul de montaj. În tabelul nr. 3.2 sunt cuprinși indicatorii caracteristici ai acestor instalații de biogaz:
Tabel nr. 3.2 Indicatorii instalațiilor de biogaz de 25 și 50 m3 diseminate în România
Fig. 3.10 Aspectul de ansamblu al instalației de 25 respectiv 50 m3.
Pozițiile din figura 3.10 au următoarele semnificații :
Fermentatorul de 25 sau 50 m3
Conductă inelară de încălzire cu apă caldă
Boilerul de apă caldă (AMI-3)
Vas de nivel constant pentru alimentare cu apă a boilerului
Conducta de retur a apei calde de la fermentator
Conducta de tur a apei calde la fermentator
Pompa de circulație pentru apă caldă
Conducta de admisie a biogazului la boiler
A. conducta de utilizare menajeră a apei calde
B. conducta de utilizare menajeră a biogazului
C. admisia apei în rezervorul cu plutitor
D. preaplinul rezervorului cu plutitor
E. ventil de golire a apei din instalație
La ICA – București au fost proiectate două capacități de producere a biogazului de 100 respectiv 200 m3 volum util de fermentare. Ele au fost concepute în sistem compact, cu gazometrul și suflanta amplasate deasupra fermentatorului. Fermentatorul comunică direct cu gazometrul printr-un decupaj al planșeului, fără a mai fi necesară o conductă de transport.
Recuperarea căldurii se face printr-un sistem de registre umplute cu apă, care circulă între cele două cămine prin efectul de termosifon, transmițând căldura de la nămolul fermentat spre cel proaspăt. Instalațiile lucrează în regim mezofil. În fig. 3.11 este prezentat, în perspectivă și secțiune, acest tip de instalație. Principalii indicatori care caracterizează aceste instalații la, IMO = 3 kg/m3.zi, sunt redați în tabelul nr. 3.3.
Tabel nr. 3.3 Indicatori ai instalațiilor de biogaz în flux orizontal pentru capacități medii
Fig. 3.11 Instalație de biogaz compactă, în flux orizontal, de capacitate medie (100 și 200 m³)
Corpul fermentatorului
Gazometru
Cămin alimentare nămol proaspat
Cămin evacuare nămol fermentat
Registru cu apă pentru recuperarea căldurii
Conducte evacuare namol fermentat
Mufe de reglare a înălțimii preaplinului
Conductă aspirație biogaz din gazometru
Separator de condens și opritor de flacără
Suflantă pentru agitarea pneumatică a substratului prin recircularea biogazului
Ventile electromagnetice pentru dirijarea secvențială a biogazului refulat de suflantă
Conductă de biogaz spre utilizator
Fantă decupată în plafonul fermentatorului pentru comunicare cu gazometru
3.4.3 Instalații mari
Pentru capacități industriale au fost realizate proiecte cu volume de fermentare de 1400, 2000, și 3000 m3.
În cele ce urmează voi face referire la instalația de 1400 m3, realizată la ferma de porci IOȘIA din Oradea precum și IAS Sascut (fermă de vaci). Ferma de porci de la Ioșia cu un efectiv de 10.000 capete a fost realizată, la solicitarea expresă a Prof. Dr. Ing. Vasile Nikolic, cu evacuarea mecanică a dejecțiilor. În fig.3.12 poate fi urmărită schema generală a acestei instalații, iar în fig. 3.13 este prezentat aspectul fermentatorului de 1400 m3.
Fig.3.12 Schema instalației de biogaz de la ferma Ioșia – Oradea
Indicatorii principali ai instalației de biogaz de la ferma de porci din Ioșia sunt prezentați în tabelul nr. 3.4:
Tabel nr. 3.4
Principalii indicatori ai instalației de biogaz de la ferma de porci Ioșia
Fig.3.13 Fermentator în flux orizontal de 1400 m³ (Ioșia – Oradea și Sascut)
Instalația de biogaz de 2000 m3 a fost realizată la ferma de vaci de la Santăul Mic, județul Bihor. Această fermă, aparținând de Întreprinderea de Industrie a Cărnii din Oradea avea o capacitate de 3000 capete bovine dar, pe parcursul funcționării instalației de biogaz, efectivul mediu prezent a fost de 1563 capete. Schema de funcționare a instalației de biogaz a fost asemănătoare cu cea de la ferma de porci de la Ioșia având în plus un grup generator de energie electrică de 50 kw care funcționa pe biogaz livrând în rețea energia electrică produsă și contribuind la ranforsarea autoconsumului termic al fermentatorului împreună cu centrala termică. În tabelul nr.3.5 sunt prezentați indicatorii înregistrați în perioada de 83 zile de urmărire efectivă de către colectivul de cercetare din ICA a funcționării instalației:
Tabel nr. 3.5 Indicatorii măsurați la instalația de biogaz de la Santăul Mic, jud. Bihor
CAPITOLUL 4
PROIECTAREA UNUI SISTEM DE ALIMENTARE CU ENERGIE ELECTRICĂ ȘI TERMICĂ BAZAT PE POTENȚIAL DE BIOGAZ
4.1 Locație
Sursa de energie regenerabilă aleasă este biomasa și am proiectat un sistem de alimentare cu energie care să utilizeze BIOGAZUL pentru cogenerare. Sistemul de alimentare este pentru o fermă de tip agrozootehnic și o locuință în zona Craiovei.
Proiectul a fost finanțat în proporție de 88% de către Ministerul român pentru Protecția Mediului, în scopul creșterii eficienței energetice, promovarea surselor regenerabile de energie, reducerea impactului asupra mediului și reducerea intensității energetice primare cu 40% până în 2015, comparativ cu 2001. Restul de 12% a fost asigurat de către proprietarul fermei.
Valorificarea biogazului în această fermă a fost încercată cu scopul de a furniza suficientă energie electrică pentru asigurarea necesarului casei, fermei și pentru revânzare.
În cele ce urmează se va lua în considerare cazul unei familii clasice, de patru persoane, care locuiește într-o casă cu 4 camere, într-o zonă cu climă temperată.
4.2 Stabilirea potențialului fermei agricole
Ferma de tip agrozootehnic, dezvoltă culturi agricole pe 40 ha. pământ arabil, și are în exploatare zootehnică și industrială 110 vaci de lapte și 120 porci la îngrășat, 6 cai, 300 de găini ouătoare și numeroase deșeuri agricole ca paie, frunze verzi sau uscate, tulpini și lujeri de la zarzavaturile din grădină proprie precum și apa menajeră provenită de la cei patru locatari ai familiei și din pregătirea mâncării, poate conta pe următorul potențial de biogaz, evidențiat în tabelul nr. 4.1:
Tabel nr. 4.1 Calculul potențialului de biogaz al microferme agricole
Pentru a putea calcula corect rețeta de amestec de materii prime trebuie ținut seama de următoarele:
Realizarea unui raport C/N cuprins între 15 – 25
Asigurarea unei umidități de cel puțin 90 % pentru amestec.
Ținând cont de faptul că se dispune de dejecții de porc, de vită, păsări, frunze verzi și paie uscate de grâu, se pot stabili următoarele valori C/N pentru aceste materii prime:
Dejecții de porc, C/N……………………………………13
Dejecții de vită, C/N…………………………………….25
Frunze verzi, C/N………………………………………..41
Paie de grâu, C/N………………………………………..87
Tabel 4.2 Verificarea raportului C/N la rețeta de alimentare a instalației de biogaz
Exemplu de calcul:
Resursa (dejecții) – Vaci de lapte = 110; Dejecții de vită, C/N = 25 ;
Cantitate pe cap (kg/zi) – 40;
Rezultă total = 40 x 90 = 4400 (kg/zi)
Produs de calcul = 4400 x 25 = 110.000
Făcând raportul dintre totalul ultimei coloane și totalul celei de a treia coloane se obține raportul C/N pentru întregul amestec: 129.034 / 5.511 = 23,41 = C/N, care este un raport bun pentru producerea biogazului (rețeta de amestec a materiilor prime este bună)
Observație:
În cazul în care raportul C/N avea o valoare mai mare de 25, amestecul nu era corect și pentru a-l corecta trebuia să măresc cantitatea de dejecții de porc față de cea a frunzelor și paielor, încercând o altă rețetă. Nu se poate corecta cu dejecțiile de vită, deoarece acestea au raportul situat chiar la limita superioară a raportului optim.
Luându-se în considerare efectul amestecului diferitelor dejecții de materii prime care, la rândul lui, potențează în mod semnificativ producția de biogaz, în medie cu cca. 10%, se poate conta deci pe o producție totală de biogaz, de
200 m3/zi x 1,1 = 220 m3/zi biogaz
Cantitatea de biogaz de mai sus reprezintă producția brută.
Consum energie electrică și termică
Casa este utilată cu: combină frigider/congelator; aspirator; fierbător apă; cafetieră; fier de călcat; cuptor cu microunde; mașina de spălat rufe; prăjitor pâine; hotă; uscător par; încărcător baterii Ni-Cd; mașină găurit; ferăstrău circular; ferăstrău oscilant; combină stereo+CD 2×50 W; aparat radio; receptor TV satelit; televizor color 56 cm; recirculator ECS 10l/min HMT = 1,5 m; monitor calculator 17 inch; imprimantă jet cerneală; PC desktop fară monitor.
Tabel (4.3) de consum al produselor electrocasnice cele mai folosite
Tabel 4.4 Numărul echipamentelor și durata utilizării lor pe zi
4.4 Stabilirea necesarului de BIOGAZ pentru energie termică și electrică
Această familie clasică (de 4 persoane) are nevoie de biogaz pentru satisfacerea următoarelor cerințe, enumerate în ordinea priorității lor:
Energie termică pentru prepararea hranei;
Energie termică pentru încălzirea apei menajere;
Energie termică pentru încălzirea locuinței;
Energie electrică pentru nevoile casnice.
După cum am precizat și puțin mai devreme, familia locuiește într-o casă cu 4 camere, într-o zonă cu climă temperată. Prin extrapolare, vor trebui calculate necesitățile, termică și electrică pentru asigurarea unui confort maxim.
4.4.1 Necesarul de energie termică pentru prepararea hranei
Pentru cazul considerat este suficientă o mașină de gătit cu patru ochiuri. Aceste ochiuri vor fi utilizate astfel:
La micul dejun vor arde două ochiuri timp de câte o jumătate de oră fiecare.
2 ochiuri * 30 min.= 1h
La prepararea prânzului vor arde patru ochiuri, în medie câte trei sferturi de oră fiecare.
4 ochiuri * 45 min.= 3h
La prepararea cinei vor arde două ochiuri, câte o jumătate de oră fiecare.
2 ochiuri * 30 min.= 1h
Eventual și cuptorul va fi utilizat zilnic câte 45 minute.
Însumând duratele de mai sus rezultă:
Cinci ore de ardere a gazului la un ochi;
45 minute de ardere a gazului la cuptor.
Un ochi consumă, în medie, 200 l gaz pe oră. Pentru cinci ore de ardere va fi nevoie de 1000 l biogaz, respectiv 1 m3.
Cuptorul consumă, în medie, 480 l gaz pe oră. În 45 minute va avea nevoie de 360 l biogaz.
Rezultă că pentru gătit necesarul acestei familii este de 1,36 m3/zi biogaz.
Pentru un calcul mai generalizat se pot utiliza datele următoare care arată necesarul de biogaz pentru gătit în funcție de numărul de persoane :
1 persoană ……………………………………………..0,4 – 0, 45 m3/zi
2 persoane………………………………………………0,35 – 0,4 m3/zi și persoană
3-4 persoane……………………………………………0,33 – 0,35 m3/zi și persoană
5-6 persoane……………………………………………0,3 – 0,33 m3/zi și persoană
7-10 persoane………………………………………….0,25 – 0,3 m3/zi și persoană
Se observă cum scade consumul specific de gaz pentru o persoană atunci când numărul acestora crește, ceea ce este logic.
4.4.2 Necesarul de energie termică pentru încălzirea apei menajere
În tabelul nr. 4.5 este specificat necesarul de biogaz pentru încălzirea apei menajere.
Tabel nr. 4.5
Necesarul de biogaz, în m3, pentru încălzirea apei menajere
În exemplul considerat va fi nevoie de încă 1,9 m3 biogaz la încălzirea apei menajere pe ochiul mașinii de gătit sau de 2,3 m3 biogaz în cazul utilizării unui boiler.
4.4.3 Necesarul de energie termică pentru încălzirea locuinței
Pentru încălzirea locuinței, desigur în perioada friguroasă, necesarul de biogaz este redat în tabelul nr. 4.6, diferențiat pe trei moduri de realizare a izolației termice a locuinței
Tabel nr. 4.6
Necesarul de biogaz pentru încălzirea locuinței
În cazul locuinței considerate, de 4 camere, cu o suprafață totală de 75 m2 și un volum total de încălzit de cca. 200 m3, necesarul de biogaz, pentru 10 ore de încălzire, va fi, în medie, de :
200 m3 x 0,23 m3/m3 = 46 m3 pentru o locuință bine izolată termic
200 m3 x 0,25 m3/m3 = 50 m3 pentru o locuință cu izolație termică medie
200 m3 x 0,37 m3/m3 = 74 m3 pentru o locuință slab izolată termic
Considerând locuința slab izolată termic, rezultă următorul potențial de biogaz:
1,36 m3/zi + 2,3 m3/zi + 74 m3/zi = 77,66 m3/zi
4.4.4 Necesarul de energie electrică
În cazul exemplului considerat necesarul de energie electrică poate fi și el diferențiat în funcție de gradul de confort dorit care, la rândul lui, determină felul și numărul consumatorilor de energie electrică.
Ținând cont de faptul că, din 50 m³ de biogaz se obțin aprox. 30kW, rezultă că pentru 14,21 kW de cât este nevoie pentru necesarul de energie electrică, sunt necesari 24 m³ de biogaz.
Energia electrică reprezintă doar un sfert din energia adusă de biogaz și cca. o treime din energia totală produsă. Cei 24 m3 de biogaz necesari se vor împărți deci astfel:
6 m3 biogaz pentru energie electrică;
18 m3 biogaz pentru energie termică;
6 m3 biogaz pierderi.
Cum energia termică recuperată de la convertor este sub formă de apă caldă, aceasta poate fi utilizată foarte bine fie la încălzirea locuinței fie la prepararea apei menajere.
În final, calculul necesarului de biogaz pentru asigurarea unui confort maxim în cazul considerat va arăta astfel:
Biogaz pentru gătit……………………………………………..1,36 m3/zi
Biogaz pentru apă caldă menajeră…………………………2,3 m3/zi
Biogaz pentru încălzirea locuinței……………………….74,0 m3/zi
Biogaz pentru energie electrică…………………………..24,0 m3/zi
Total………………………………………………. 101,66 m3/zi
Se scade echivalentul energiei termice recuperate…18,0 m3/zi
Total necesar net 83,66 m3/zi
Se observă că, față de necesarul total de biogaz (101,66 m3/zi), pentru satisfacerea unui confort maxim, în exemplul considerat, consumurile energetice parțiale sunt repartizate astfel :
Pentru gătit…………………………………………………….1,85 %
Pentru apa caldă menajeră……………………………… 3,12 %
Pentru încălzirea locuinței……………………………..62,45 %
Pentru energie electrică…………………………………32,58 %
Total 100,00 %
Dacă se operează scăderea din necesarul de biogaz pentru încălzirea locuinței, a celor 18 m3/zi, corespunzătoare energiei termice recuperate de la convertor, rămân 74 – 18 = 56 m3/zi biogaz care va fi solicitat instalației de producere a biogazului iar tabloul distribuției energetice, față de noul total de 83,66 m3/zi, va arăta astfel:
Pentru gătit…………………………………………………….2,44 %
Pentru apa caldă menajeră……………………………… 4,13 %
Pentru încălzirea locuinței……………………………..50,31 %
Pentru energie electrică…………………………………43,12 %
Total 100,00 %
Observații:
Cei 200m³ de biogaz (volum util de fermentare) se împart astfel:
25% → energie electrică
65% → energie termică
10% → pierderi
=> η = 90% (Eel, Eth.) + 10% pierderi
Astfel pentru 200m³ de biogaz, vom avea următoarele rezultate:
Eel.= 25% · 200 = 50m³/zi biogaz;
Eth.= 65% · 200 = 130m³/zi biogaz;
Pierderi = 10% · 200 = 20m³/zi biogaz.
Se observă că producția de biogaz depășește cu mult necesarul BIOGAZ pentru energie termică și electrică. Scopul este de a furniza suficientă energie electrică și termică atât pentru asigurarea necesarului casei și fermei cât și pentru revânzare.
Surplus de energie electrică:
Surplus Eel. = 50 – 24 = 26 m³/zi biogaz
Surplus de energie termică:
Surplus Eth. = 130 – 77,66 = 52,34 m³/zi biogaz
Surplusul de energie electrică de 26 m³ de biogaz, va fi distribuit către rețeaua publică.
Din surplusul de energie termică, atât iarna cât și vara, un procent de 25-30% va fi necesar pentru fermentator.
Iarna considerăm că acest excedent se folosește integral.
Pe timpul verii, când nu va fi nevoie de încălzirea locuinței, va rămâne un surplus mult mai mare de energie termică. Vara, acest excedent va fi utilizat, rațional, pentru uscarea cerealelor din fermă.
Determinarea parametrilor sistemului
4.5.1 Stabilirea schemei generale
Fig.4.1 Exemplu aplicativ de stație de biogaz din Germania
4.5.2 Criterii de alegere și dimensionare a instalației de biogaz
Instalația am ales-o în funcție de consumul energetic și termic pe an și de cererea de energie electrică pentru vânzare. Am ales un sistem a cărui producție este mai mare decât consumul estimat.
Deoarece consumul total maxim (energie electrică + energie termică), pentru confort maxim, este de aproximativ 83,66 m³/zi de biogaz, iar cererea de energie spre vânzare transformată în biogaz este de aprox. 25 m³/zi, am ales o instalație de biogaz proiectată de ICA – București , în flux orizontal, de capacitate medie de 200 m³ volum util de fermentare.
Tabel 4.7 Alegerea instalației
La un conținut de SU = 10% și un timp de retenție TRH = 22 zile, corespunde o încărcare masică organică IMO = 3,2 kg/m3.zi.
În aceste condiții volumul util de fermentare va fi:
Vu = MSO / IMO = 495,99/ 3,2 = 154,99 rotund 155 m3
Admițând că densitatea substratului este d = 1000 kg/m3, masa totală de substrat din fermentator va fi:
MF = 1000 x MSO / IMO = 1000 x 495,99 / 3,2 = 154996,87 rotund 155.000 kg
Rata zilnică de alimentare a fermentatorului cu substratul integral va fi:
M2 = MF / TRH = 155.000 / 22 = 7.045 kg/zi
Diferența dintre M1 și M2, de 7045 – 5511 = 1534 kg/zi va fi completată cu 327 litri apă. Conținutul procentual final de substanță uscată, după diluție, va fi:
SUf = 100 x MSU / M2 = 100 x 551,1 / 7.045 = 7,82 %
Deci fermentatorul, având un volum util de 155 m3, va trebui să asigure o producție de biogaz de 200 m3/zi, adică o producție specifică, raportată la volumul util de fermentare, de 1,29 m3/m3.zi, ceea ce, în condiții mezofile de fermentare, este pe deplin posibil.
4.5.4 Stabilirea soluției pentru grupul mașină termică-generator electric
Știm că 200 m³ de biogaz este echivalentul a 4.294.400 KJ și că energia termică reprezintă 65% din total biogaz. Din cercetările făcute de specialiști rezultă că: 3611 KJ = 1 KWh. Astfel :
Eth.= 4.294.400 (KJ) ∙ 0,65 = 2.791.360 KJ
Eth.= 2.791.360 (KJ) : 3611 (KJ) x 1 kWh = 773,02 KWh
Dacă este nevoie de 20 ore de funcționare, atunci puterea necesară motorului termic, va fi:
Pmec.= 773,02 (KWh) : 20 (h) = 38,65 KW ~ 39 KW (puterea necesara motorului termic)
Observație: 1KW = 1,36 CP → 1 CP = 0.736 kW = 736 W
Motorul are drept combustibil – biogaz. Alegerea tipului de motor de antrenare (motor termic sau turbină) s-a făcut în primul rând în funcție de raportul dintre energia termică și electrică produsă prin cogenerare. Am ales un motor termic de 53 CP, cu aprindere prin scântei. Aprinderea este realizată electronic.
În figura de mai jos este prezentată schema bloc a instalației de cogenerare cu motor termic.
Figura 4.3 Instalație CHP tip Tecogen
Tabel 4.8 Parametrii mașinii de antrenare
Viteza este cuprinsă între (1000-3600) rpm
4.5.5 Alegerea generatorului electric
Qb = Energie termică a 1m³ de biogaz (KJ/m³)
1 KWh → 3611 KJ
Qb = 1 Nm³ biogaz → 5.137 Kcal → 21.472 KJ/m³
Aceste valori reies din calculele și cercetările specialiștilor în domeniu.
Astfel, pentru 200 m³ de biogaz, va rezulta un total de:
200 (m³) · 21.472 (KJ/m³) = 4.294.400 KJ
Energia electrică reprezintă, după cum am precizat anterior, 25% din biogaz:
4.294.400 (KJ) · 0,25 = 1.073.600 KJ
Dacă transformăm energia în KWh, vom avea:
1.073.600 (KJ) : 3611 (KJ) = 297,31 KWh
Se presupune că generatorul funcționează 20 ore pe zi. Astfel puterea medie va fi:
297,31 (KWh) : 20 h = 14,86 KW ~ 15 KW (avem nevoie de un generator cu o putere de 15 KW)
Energia termică, cu un procent de 65% din biogaz, va fi:
4.294.400 (KJ) · 0,65 = 2.791.360 KJ
Din totalul energiei produse din 200 m³ de biogaz :
– 30% va fi necesară pentru încălzirea fermentatorului
4.294.400 (KJ) · 0,3 = 1.288.320 KJ
– 35 % pentru nevoi casnice
4.294.400 (KJ) · 0,35 = 1.503.040 KJ
Vom avea și acele pierderi, în proporție de 10% :
4.294.400 (KJ) · 0,1 = 429.440 KJ
Pentru a satisface necesarul de energie electrică și termică produse simultan, am ales o unitate de cogenerare, pe biogaz. Ținând cont că se utilizează biogazul, unitatea CHP este potrivită pentru fermă. Echipamentele de cogenerare sunt fabricate în funcție de energia electrică produsă.
Generatoarele asincrone încep să fie utilizate, din ce în ce mai mult, și în cadrul sistemelor de cogenerare. Aceste mașini electrice sunt mai simple, mai robuste, mai economice și mai bine adaptate la porniri repetate. Mai mult conectarea lor la rețea este deosebit de ușoară și se poate face în sarcină.
Fig.4.4. Mașină asincronă cu rotor în scurtcircuit de medie putere
Tabel 4.9 Caracteristicile tehnice ale generatorului asincron trifazat
4.5.6 Evaluarea fluxurilor energetice (energie termică, electrică)
Fig.4.5 Diagrama Sankey a bilanțului energetic metanogen
După cum se observă din diagramă 200 m³ de biogaz reprezintă doar 59,476% din total BIOMASĂ.
Astfel totalul de biomasă este :
200 m³ ……………………………..59,476%
X ………………………………….100%
X ~ 334 m³ biomasă ;
E = 200 m³ biogaz;
E2 = 0,37623 · 334 = 124,66 m³ materie organică;
E3 = 0,021419 · 334 = 7,15 m³;
E4 = 0,006976 · 334 = 2,33 m³;
E5 = 8,82% · E4 = 0,21 m³.
Figura 4.6 Bilanțul energetic al instalației de 1190 KWh
Știm că: 1 KWh → 3611 KJ
200 m³ biogaz = 4.294.400 (KJ) : 3611 (KJ) = 1189,25 KWh → aprox. 1190 KWh
Ținând cont că timpul de funcționare pe zi este de 20 ore, rezultă:
1190 (KWh) : 20 (h) = 59,5 KW → aprox. 60 KW
Eel = energia electrică rezultată din biogaz (25%)
→ 0,25 · 1190 = 298 KWh
Eth1 = energia termică necesară încălzirii fermentatorului (30%)
→ 0,3 · 1190 = 357 KWh
Eth2 = energia termică folosită pentru nevoi casnice (35%)
→ 0,35 · 1190 = 416 KWh
Epierdută = energia pierdută (10%)
→ 0,1 · 1190 = 119 KWh
Calculul randamentului
Qb = Energia termică a 1 m³ de biogaz [KJ/m³]
ηtotal = 0,9
ηmecanic = 0,3
ηelectric = 0,8
Qb = 1 Nm³ biogaz → 5.137 Kcal → 21.472 KJ/m³
În cazul nostru Qb a 200 m³ biogaz = 4.294.400 KJ/m³
Energia utilă total recuperată:
Etotală = Qb x ηtotal = 4.294.400 (KJ/m³) x 0,9 = 3.864.960 KJ/m³
Energia mecanică obținută:
Emecanică = Etotală x ηmecanic = 3.864.960 (KJ/m³) x 0,3 = 1.159.488 KJ/m³
Energia electrică obținută:
Eelectrică = Emecanică x ηelectric = 1.159.488 (KJ/m³) x 0,8 = 927.591 KJ/m³
Concluzii:
Această fermă, situată în Craiova, este „selecționată” pentru a demonstra eficiența proiectului de digestie anaerobă a deșeurilor animale, urmată de valorificarea într-un motor a biogazului astfel obținut prin cogenerare.
Proiectul a fost finanțat în proporție de 88% de către Ministerul Român pentru Protecția Mediului. Restul de 12% a fost asigurat de către proprietarul fermei pentru care a fost realizat proiectul prin cofinanțare.
Exploatarea de biogaz este proiectată pentru toata cantitatea de resurse disponibile la fermă. Reziduurile provenite de la animale sunt tratate prin fermentare anaerobă într-un digestoar de 200m3 volum util. Biogazul produs este convertit, în întregime, în energie electrică și căldură, prin intermediul unui motor de 39 kW (53 CP). Energia electrică în exces este revândută către rețeaua publică.
Debitul zilnic de biogaz produs este în jurul valorii de 200 m³/zi. Investiția totală în proiectul de valorificare a biogazului a fost de 90 000$, cu o subvenție de 88%.
CAPITOLUL 5
ASPECTE ECONOMICE. EVALUAREA DE COSTURI
5.1 Determinarea tarifului la sursa de referință și evoluția acestuia
Tariful de referință, reprezintă tariful la unele surse existente de alternativă cu excepția cazului instalării sursei noi într-o zonă izolată. Dificultatea determinării tarifului de referință constă în cunoașterea dinamicii creșterii acestuia pe durata de studiu.
Dinamica tarifului de referință la electricitate se va accepta ceea ce rezultă pentru o centrală termoelectrică nouă (CTE), iar pentru energia termică – ceea ce rezultă pentru o centrală termică, la evoluția cunoscută a tarifului la combustibil (gaze naturale).
5.1.1 Determinarea ratei de creștere a tarifului de referință la electricitate și energie termică
În cele ce urmează este abordată problema determinării acestor dinamici pe parcursul duratei de studiu.
Tariful la energie la sursa de referință se determină având la bază următoarele ipoteze –
Producerea energiei electrice și termice ce se bazează pe utilizarea gazelor naturale;
Valoarea actuală a tarifului la gazele naturale constituie – Tcomb,o =170 $/mie m3;
Rata așteptată de creștere a tarifului la gaze pe durata de studiu constituie – rg = 6%.
În baza acestor date s-a determinat rata anuală de creștere a tarifului la energia electrică la CTE și la energia termică la CT. în tabelul 5.1 sunt prezentate rezultatele calculului ratei anuale de creștere a tarifului la energia produsă la sursa de referință pentru diferite valori ale ratei de creștere a tarifului la gaze pe perioada de studiu. în urma analizei acestor date s-a acceptat o rată unică de creștere a tarifului la energia electrică și termică la sursa de referință de 6%.
Din cele prezentate în tab.5.1 rezultă, că la o evoluție a tarifului la gaze determinată de valoarea actuală Tcomb,o = 170 $/mie m3 pentru o rată de creștere anuală de 6% pe o durată de 15 ani, rata anuală de creștere a tarifului la energia electrică la bornele CTE, cât și la consumatorul final constituie cca 5% – pentru o rată a inflației de 6%. Pe când la o rată a inflației de 8%, rata anuală de creștere a TE la bornele CTE este de 5%, iar la consumatorul final de 6%.
Tabelul 5.1. Rata anuală de creștere a tarifului la energia produsă la sursa de referință (rel, rth) în funcție de rata de creștere a prețului la combustibil (la intrare în țară)
În cazul energiei termice, la o rată de creștere anuală de 6% a tarifului la gaze rezultă o rată anuală de creștere a Tth de cca 6% – pentru ambele variante ale ratei inflației. Ca rezultat, în calculele efectuate în a fost acceptată o rată anuală de creștere a tarifului la energia electrică și energia termică pe durata de studiu de 6%.
5.1.2 Efectul apropierii sursei de referință de locul de amplasament al sursei noi
În cazul amplasării sursei noi într-o zonă izolată, fezabilitatea acesteia se determină în urma „apropierii" sursei de referință de locul de amplasament al SDE. Altfel spus, apare necesitatea recalculării tarifului la sursa de referință în urma „apropierii" ei de sursa nouă.
Recalcularea tarifului presupune includerea cheltuielilor adiționale legate de extinderea rețelei (electrice, termice) până la sursa nouă. Pentru tariful la electricitate se va ține cont de următoarele cheltuieli adiționale – recuperarea investiției în liniile noi, întreținerea și reparațiile curente, pierderile de energie.
Conform datelor Companiei Union Fenosa în Moldova, investițiile orientative în liniile electrice constituie – LEA 0,4 kV – 150 000 Lei/km; LEA 10 kV – 200 000 Lei/km; LECulei 0,4 kV -800 000 Lei/km; LECulei 10 kV – 800 000 Lei/km și LECuscat 10 kV – 1 000 000 Lei/km, iar costul total al investiției ce se revine la un post de transformare (LEA + transformator), de puterea 63 -400 kVA, se cifrează la nivel de 60 000 Lei/post.
Analiza numerică a studiului efectuat arată că, cheltuielile adiționale cu recuperarea investiției în liniile noi și cele de întreținere și reparații cresc cu doar 5 %, pe când pierderile adiționale cresc cu cca 30% față de pierderile existente. În final, tariful „recalculat" la sursa de referință crește cu cca 35% față de cel existent.
În tabelul de mai jos sunt prezentate valorile actuale (2007) și medii pe perioada de studiu ale tarifului la energia electrică în rețeaua publică de joasă- și medie tensiune pentru sursele noi amplasate în preajma sursei de referință și în zone izolate.
Tabelul 5.2. Valoarea actuală și medie pe perioada de studiu a tarifului la energia electrică în rețeaua publică
5.2. Alegerea duratei de studiu în calculele eficienței investițiilor
Calculele tehnico-economice și economico-financiare de evaluare a fezabilității surselor noi de energie sunt efectuate pentru o perioadă de studiu (Ts) îndelungată.
Perioada se studiu Ts cuprinde două segmente de timp – perioada de execuție a obiectivului, d, și perioada de funcționare sau perioada de viață economică, Tsn. De regulă, durata de execuție a proiectelor SDE nu depășește un an, și de aceea se poate de folosit termenul de perioadă de studiu și pentru intervalul de timp Tsn (fig.5.1).
Figura 5.1. Axa timpului în proiectarea surselor distribuite de energie
Resursa de funcționare a instalațiilor moderne de cogenerare de mică și medie putere bazate pe motoarele cu ardere internă constituie cca 55 000 – 60 000 h și, respectiv, la un grad înalt de utilizare a puterii instalate, durata de viață nu depășește 7-8 ani, însă durata de funcționare a acestora poate fi dublată efectuând o reparație capitală la sfârșitul duratei de viață normată (la sfârșitul anului 7), care necesită o investiție de cca 30% din costul de achiziție al instalației.
Pentru aceste două durate ale perioadei de studiu, s-au determinat unii dintre cei mai principali indicatori de eficiență economică a investițiilor realizate în instalațiile respective – prețul de cost al energiei, venitul net actualizat și rata internă de rentabilitate. Rezultatele calculelor sunt prezentate în tabelul 5.3.
Tabelul 5.3. Principalii indicatori de eficiență economică a investițiilor
Rezultatele calculelor economico-financiare ilustrează faptul că pentru durata de viață a instalațiilor de cogenerare, valoarea indicatorilor de eficiență economică a investițiilor indică asupra unei eficiente scăzute, pe când la dublarea duratei de viață, efectuând un efort investițional mic, rentabilitatea crește substanțial.
În calculele de evaluare a eficienței economico-financiare a surselor de energie regenerabilă, deoarece durata normată de viață a acestora constituie cca 15-20 ani, se va opera cu durata de studiu egală cu durata de viață normată a instalațiilor.
5.3. Determinarea prețului de cost al energiei electrice și termice produse în instalațiile de cogenerare
5.3.1 Prețul de cost al energiei produse în instalațiile de cogenerare
Pentru o instalație de cogenerare (IC), ca și pentru orice altă instalație de producere a energiei, este necesar de a determina prețul de cost și/sau tariful la energia livrată.
În cazul cogenerării, în care energia electrică și termică se produc simultan în cadrul unei și aceleași instalații, calculul prețului de cost al energiei ridică problema repartiției efortului total realizat pe energiile produse (vezi fig.5.2).
Figura 5.2. Producerea combinată a două forme de energie
Pentru o instalație de cogenerare vom nota prin CTic cheltuielile totale actualizate, pe o perioadă de calcul ce cuprinde T ani, iar repartiția acestor cheltuieli pe energiile produse – prin CTAWjc și CTAQ,IC . Pentru cheltuielile (anuale) de calcul, numite de altfel și cheltuieli nivelate sau cheltuieli (anuale) echivalente, vom aplica notațiile respective – CAIC, CAw, IC și CAQ,IC.
Evident, se poate scrie (fig.5.3) –
CTAIC = CTAw,ic + CTAQ,IC (5.01)
și CAIC=CAw,ic+ CAQ,IC. (5.02)
Valoarea medie a prețului de cost pentru energiile produse la IC pe perioadă de T ani –
cw, ic = CTAw, ic /Wact (5.03)
și cq,ic = CTAq,ic / Qact, (5.04)
unde Wact și Qact reprezintă volumul energiei electrice și termice produse pe perioada considerată (valori actualitate la rata i) –
Prețul de cost pentru energiile produse la IC pe o perioadă de un an (sau mai puțin) –
cW,ic = CAW, ic /Wan (5.07)
și cq, ,ic = CAq, ic /Qan (5.08)
unde Wan și Qan sunt cantitățile celor două energii, produse pe perioada considerată.
Figura 5.3. Alocarea cheltuielilor totale pe cele două forme de energie
5.3.2. Analiza factorilor ce determină rentabilitatea și fezabilitatea unui proiect de cogenerare
În ultimii ani o tot mai largă aplicare pe piața energiei electrice și termice a multor țări o au instalațiile de cogenerare bazate pe utilizarea motoarelor cu ardere internă, în special cele pe arderea gazelor naturale.
Factorii-cheie ce determină rentabilitatea unui proiect de implementare a instalațiilor de cogenerare sunt:
Configurația graficului de sarcină (electrică și termică) al consumatorului;
Soluția tehnică de cogenerare adoptată: puterea instalată, randamentul global, durata normată de viață a instalațiilor, investiția totală.
Tariful la energia electrică și termică la sursele de referință;
Tariful de distribuție al energiei electrice și energiei termice (în cazul conexiunii instalațiilor de cogenerare la rețelele publice electrice și termice).
Sarcina electrică și termică și regimul de consum. Instalațiile de cogenerare pot fi aplicate doar în zonele unde există un consum simultan de energie electrică și termică și curbele de sarcină au un grad înalt de corelație. Dimensionarea unităților cogeneratoare se face în baza cunoașterii sarcinii termice minime a consumatorului. Altfel spus, instalațiile de cogenerare urmează să acopere partea de bază a curbei de sarcină termică (vezi fig.5.4).
Figura 5.4. Curba anuală de sarcină a unui consumator și acoperirea ei
Randamentul global. Instalațiile moderne de cogenerare cu motoare cu ardere internă dispun de o eficiență înaltă – cca 82-85%, la un grad maxim de utilizare a puterii instalate, însă odată cu reducerea gradului de utilizare a puterii instalate se micșorează și eficiența instalației. Randamentul global, alături de caracteristicile combustibilului disponibil în zona de amplasare a unităților cogeneratoare, determină consumul de combustibil al acestora.
Durata de viață a instalațiilor. Pornind de la valoarea resursei de funcționare până la prima reparație capitală se determină durata de viață a instalațiilor. Pentru instalațiile moderne bazate pe motoarele cu ardere internă, resursa de funcționare constituie cca 55 000 – 60 000 h, respectiv, la un grad înalt de utilizare a puterii instalate, durata de viață nu depășește 7-8 ani.
Investiția totală. Costul investiției totale într-un proiect de cogenerare include – costul de achiziție al echipamentului și investiția conexă (transport, montaj, încercare, punere în funcționare, diverse construcții și clădiri). Costul investiției conexe, de regulă, se estimează la cca 30% din costul instalațiilor.
Pe piața instalațiilor de cogenerare s-au remarcat agregatele de cogenerare prezentate de firmele Caterpillar, Jenbacher, Perkins, Accorroni, Iveco, Tedom, Deutz, Wartsila și altele. Costul total al echipamentului este determinat în mare parte de capacitatea tehnico-productivă a instalației.
Costul mediu de achiziție al unităților cogeneratoare la diferiți producători variază de la 800 USD/kW la 1500 USD/kW, pentru tipo-dimensiuni micro și mici (20 – 500 kWe), iar pentru tipo-dimensiuni mici și medii (500 kWe – 6MWe), costul unei unități constituie cea 500-800 USD/kW. Graficul dependenței investiției specifice de puterea electrică a unităților de cogenerare, bazate pe motoare cu ardere internă, este prezentat în figura 5.5.
Figura 5.5. Investiția specifică funcție de puterea electrică a IC de mică putere
Din figura 5.5 putem concluziona că, pentru unități mai mici de 100 kW limitele de variație ale costului specific al investiției cuprind cca 1 000 – 1 500 USD/kW, iar pentru unitățile din gama de puteri de 100 – 500 kW, costul specific al investiției variază de la 800 la 1000 USD/kW.
Figura 5.6. Investiția specifică funcție de puterea electrică a IC de medie putere
Figura 5.6 ne ilustrează faptul că pentru instalațiile de cogenerare în gama de puteri 500 – 1000 kW, costul unităților variază în limitele 600 – 800 USD/kW, pe când pentru cele de la 1000 kW variația este lină, doar între 500 USD/kW și 600 USD/kW.
Costul întreținerii și reparațiilor curente. Costurile indicate de furnizorii instalațiilor bazate pe motoare cu ardere internă variază între 0,007-0,02 $/kWh sau cca 6-10% din costul echipamentului.
Tarifele la gazele naturale. Tarifele la gazele naturale sunt într-o permanentă creștere. Până la sfârșitul anului 2005 Republica Moldova beneficia de un tarif de achiziție al gazelor naturale de 80 USD/1000 m3, iar în prezent deja la un tarif dublu – de 170 $SUA/1000 m3 (cca 230 $SUA/1000 m3 la consumatorul final) și se așteaptă că ar mai putea crește semnificativ.
Tariful de referință la energia electrică și termică. în analiza fezabilității utilizării instalațiilor de cogenerare, în calitate de surse de referință sunt considerate: rețeaua publică de electricitate (bornele de joasă- sau medie tensiune), pe de o parte, și o centrală termică sau rețeaua publică locală de energie termică. Tarifele de referință la energie variază în funcție de destinația sursei de cogenerare.
Tariful de distribuție al energiei electrice și energiei termice. În cazul conexiunii instalațiilor de cogenerare la rețelele publice electrice și termice, beneficiarul trebuie să achite cheltuielile pentru racordarea la sistem, altfel spus pentru extinderea capacităților întreprinderii de transport, și lucrul în paralel sub forma unui tarif de cca 22% din prețul de cost al energiei produse la instalația dată.
5.3.3. Analiza numerică a eficienței economico-financiară a proiectelor de cogenerare
Au fost considerate cinci variante de analiză comparativă cu privire la tipul și capacitatea instalațiilor de cogenerare bazate pe utilizarea motoarelor cu ardere internă, între 100 – 6000 kW. Pentru aceste cinci variante s-a acceptat o perioadă de studiu de 14 ani, ce include două cicluri de viață a instalațiilor, cu o reparație capitală.
Parametrii principali ce determină rentabilitatea unui proiect de cogenerare sunt cheltuielile totale (preinvestiționale, investiționale și operaționale) ce determină, în cele din urmă, prețul de cost al energiei produse, și tariful la energia electrică și la energia termică la sursele de referință.
Investiția specifică totală, ce include efortul sumar – de la proiectare și până la punerea instalațiilor în exploatare, este acceptată la nivelul celei specifice pieței locale, de exemplu de cca 1 300 USD/kW pentru instalațiile cu capacitatea 100 kW, și 600 USD/kW pentru instalația cu capacitatea 6 MW. În calcule se ia în considerație și efortul investițional necesar realizării reparației capitale a unității cogeneratoare la sfârșitul duratei de viață a acesteia (suplimentar 30% din costul de achiziție al instalațiilor).
Tariful la gazele naturale, în primul an de funcționare al instalațiilor, s-a acceptat la un nivel de 230 USD/l000m3, cu o rată anuală de creștere de cca 6%. Tarifele la energia electrică și energia termică la sursele energetice de referință constituie, în primul an de funcționare al instalațiilor, 1,0 Leu/kWh și respectiv 540 Lei/Gcal. Calculele economico-financiare sunt realizate în ipoteza că pe perioada de analiză (14 ani) tariful la sursele de referință va crește anual cu cca 6%.
Gradul mediu anual de încărcare al instalațiilor de cogenerare este acceptat la nivel de 90% – pentru energia electrică și 50% – pentru energia termică.
Randamentul unităților cogeneratoare depășește valoarea de 80%, însă în calcule a fost acceptat la nivel de 80%, ținând cont de variația randamentului la schimbarea gradului de încărcare al instalației.
În calculele realizate costul împrumutului este acceptat la nivel de 11% pe an.
Datele principale folosite la determinarea eficienței economice a instalațiilor de cogenerare sunt prezentate în tab.5.4 și 5.5.
Tabelul 5.4. Caracteristicile unităților de cogenerare utilizate în studiu
Tabelul 5.5. Condițiile specifice de calcul acceptate în studiu
În tabelele 5.6 – 5.8. sunt prezentate rezultatele studiului economico-financiar.
Tabelul 5.6. Cheltuielile totale pe durata de studiu
Tabelul 5.8. Prețul de cost al energiei electrice și termice produse în instalațiile de cogenerare (alocarea costurilor totale prin metoda cheltuielilor remanente)
5.3.4. Analiza sensibilității rentabilității proiectelor de cogenerare la variația factorilor incerți
După cum am menționat anterior, factorii principali ce determină eficiența investițiilor sunt tariful la gazele naturale Tgaze și tarifele la energia electrică Tel și termică Tth la sursele similare existente în zona amplasării instalațiilor de cogenerare, pe de-o parte, costul investiției I, precum și gradul de utilizare al puterii termice maxime Gth, pe de altă parte.
Vom analiza cum variația ratelor anuale de creștere a tarifelor la gazele naturale (rg), la energia electrică (rel) și la energia termică (rth), costului investiției (I) și gradului de valorificare al energiei termice a centralei (Gth) cu ±30% de la valoarea medie pot influența asupra profitabilității proiectelor de cogenerare.
Rezultatele calculelor de analiză a sensibilității soluțiilor tehnice propuse în proiect la variația factorilor incerți menționați mai sus sunt prezentate în mod generalizat în tabelul 5.9.
Rezultatele analizei sensibilității indică, că pe piața energiei electrice și termice, se dovedesc a fi fezabile doar instalațiile de cogenerare cu capacitatea 500 kW și mai mult, cu gradul de utilizare al puterii maxime termice nu mai mic de 50%.
Pentru instalațiile considerate au fost identificate zonele de fezabilitate economică, prezentate în formă grafică. În fig.5.7 sunt ilustrate zonele de rentabilitate economică a instalației de cogenerare cu capacitatea Pel = 1 000 kW, pentru condiții generale (fig.5.7a) și un caz concret (fig.5.7b).
Figura 5.7. Zonele de rentabilitate economică a instalațiilor de cogenerare
Aceste diagrame reflectă valoarea venitului net, obținut în urma implementării cogenerării, funcție de gradul de încărcare al generatorului electric, Gel, și gradul de utilizare al energiei termice, Gth. Altfel spus, este prezentat pentru ce valori ale Gel și Gth venitul net devine egal cu o investiție, cu două și chiar cu trei investiții.
O asemenea diagramă indică zona ineficientei și, respectiv, zona de profitabilitate, ultima fiind trasată pentru diferite nivele de profitabilitate.
CONCLUZII
Energiile regenerabile prezintă avantaje pentru mediul mondial și pentru combaterea poluării locale în țările dezvoltate ca: SUA, Germania, Austria, Italia etc. Un exemplu este planul de dezvoltare a resurselor regenerabile întocmit de Comisia Europeană, care prevede ca până în 2010 cel puțin 12% din necesarul de energie al Uniunii Europene să fie produs din surse regenerabile. Obiectivul principal al folosirii energiilor regenerabile îl reprezintă reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.
În lucrarea de față, pe parcursul celor 5 capitole, s-a încercat atingerea mai multor puncte distincte ale acestei teme, ale căror concluzii sunt prezentate în continuare.
În capitolul 1 se prezintă stadiul surselor regenerabile pe plan mondial și se face referire în detaliu pe parcursul celorlalte capitole, a uneia din sursele regenerabile, și anume – biomasa. Mai aflăm din acest capitol că sursele regenerabile reprezintă un procent de aproximativ 13,8%, față de cărbune care reprezintă 23,5%, petrol 34,8%, gaz 21,1% și nuclear 6,8%, ceea ce se constată că nu folosim îndeajuns energie regenerabilă.
Calculele specialiștilor arată că din toate zăcămintele de cărbuni de pe pământ, în fiecare an, se degajă circa 22,4 milioane de tone de metan, gaz cu un efect de seră de peste 22 de ori mai mare decât efectul dioxidului de carbon. Și acest proces reprezintă un mare pericol pentru viața de pe planetă. Soluția ar fi, captarea acestui biogaz și utilizarea lui în folosul omenirii.
Capitolul 2 face referire la „Directiva 2004/8/EC” ce stabilește proceduri de calcul pentru economia de energie primară prin cogenerare și calculul ponderii energiei electrice produse în cogenerare de înaltă eficiență. Totodată, directiva își propune promovarea cogenerării în toate cazurile unde este identificat un potențial de economisire a energiei și reducere a emisiilor de CO2, justificat economic. Noua Directivă a Uniunii Europene privind cogenerarea nu include o țintă obligatorie pentru Statele Membre, adică mențiuni care să oblige fiecare țară să atingă un anumit procent de producere de energie în cogenerare. Totuși, această Directivă reprezintă un puternic semnal din partea Uniunii Europene către Statele Membre că trebuie întreprinse acțiuni de promovare a cogenerării pe piața de energie.
În Capitolul 3 se prezintă tehnologiile tradiționale de cogenerare : cu turbină cu abur, cu turbină cu gaze, cu motoare cu combustie internă etc. Pentru fiecare în parte se evidențiază avantaje și dejavantaje. Tot în acest capitol sunt prezentate câteva instalații de biogaz de capacități diferite, realizate în România. În funcție de mărimea instalației, crește și costul de achiziție sau de subvenție.
În Capitolul 4 este proiectat un sistem de alimentare cu energie electrică și termică bazat pe potențial de biogaz. Această instalație este amplasată în cadrul unei ferme, situată în Craiova. Ferma este „selecționată” pentru a demonstra eficiența proiectului de digestie anaerobă a deșeurilor animale, urmată de valorificarea într-un motor a biogazului astfel obținut prin cogenerare. Proiectul a fost finanțat în proporție de 88% de către Ministerul Român pentru Protecția Mediului. Restul de 12% a fost asigurat de către proprietarul fermei pentru care a fost realizat proiectul prin cofinanțare. Exploatarea de biogaz este proiectată pentru toata cantitatea de resurse disponibile la fermă. Reziduurile provenite de la animale sunt tratate prin fermentare anaerobă într-un digestoar de 200m3 volum util. Biogazul produs este convertit, în întregime, în energie electrică și căldură, prin intermediul unui motor termic de 39 kW. Energia electrică în exces este revândută către rețeaua publică. Debitul zilnic de biogaz produs este în jurul valorii de 200 m³/zi. Investiția totală în proiectul de valorificare a biogazului a fost de 90 000$, cu o subvenție de 88%.
Capitolul 5 relevă prețul de cost al energiei produse în instalațiile de cogenerare.
Rentabilitatea și fezabilitatea surselor distribuite de energie (SDE) depinde de un șir factori, care sunt grupați în trei grupe: caracteristicile constructive și costurile instalațiilor (puterea instalată, randamentul, durata normată de viață, investiția totală etc); factorii de sarcină (configurația graficelor de sarcină ale consumatorilor) și factorii externi (prețul unitar al combustibilului, tarifele la energia electrică și energia termică la sursele energetice de referință, tariful de distribuție al energiei.
Metoda de alocare a cheltuielilor totale între energia electrică și energia termică produse la o instalație de cogenerare permite o tratare nediscriminatorie a celor două forme de energie și poate fi obținută în baza aplicării raportului costurilor caracteristice producerii separate a energiilor, energiei termice – la o centrală termică și energiei electrice – la o centrală termoelectrică. Principalii factori cu un impact nefast asupra rentabilității sunt: producția de energie electrică în țară nu depășește 25-30% din consumul intern, iar importul celor 70-75% de energie se realizează la un preț de achiziție mult sub nivelul prețului energiei la o centrală termoelectrică. Pe piața energiei electrice și termice, se dovedesc a fi rentabile doar instalațiile de cogenerare cu capacitatea 500 kW și mai mult, cu condiția că gradul de încărcare al puterii maxime termice să nu fie mai mic de 50%.
BIBLIOGRAFIE
Ambros Tudor, Arion V.: „Surse regenerabile de energie”, Editura Tehnică, Chișinău, 1999
Vasilie, Nikolić; Iosif, Tripșa: „PRODUCEREA ȘI UTILIZAREA BIOGAZULUI”, Editura Chiminform Data, București, 2005
Nikolić, V.-Grigoriu, A.: BIOGAZ, Ed. „Scânteia”- TEHNIUM, București, 1985
Tănăsescu, Fl.: „Conversia energiei. Tehnologii neconvenționale”, Editura Tehnică, București, 1986
F. Tănăsescu, Tehnologiile secolului 21. Conferința Națională a Energiei, Neptun, România, 13-17 Iunie 2004./www.cnr-cme.ro/FOREN2004/pdf_zer/CER.pdf.
Stancu V – Flacăra biogazului, Editura Ceres, București 1982
Vintilă M – Biogazul, Editura Tehnică, București 1989
Managementul Mediului și Obținerea biogazului în Fermele Suinicole -(publicația a fost realizată în cadrul proiectului “Generarea Biogazului- Profit și Performanță de Mediu în Principalele Ferme Zootehnice din România”, desfășurat în colaborare cu Universitatea Politehnica București)
Planul acțiunilor autorităților publice centrale și locale privind utilizarea resurselor energetice regenerabile, HG nr. 1092, 31 octombrie 2000.
http://www.adece.ro (Asociatia pentru dezvoltare economică în context european (ADECE)
www.luethe-heide.de/download/rumaenisch/Biogas_rumaenisch.pdf
http://www.termo.utcluj.ro
http://www.opet-chp.net/download/wp4/ispe_article_chp_directive.pdf
http://www.retscreen.com
http://www.ecoapasol.info
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: Aspecte Tehnico Economice Privind Utilizarea Energiei Regenerabile (ID: 161437)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.