Determinarea Tipului Optim de Turbina Eoliana Pentru Un Parc Eolian. Tehnologia de Executie a Reperului Placa de Prindere
DETERMINAREA TIPULUI OPTIM DE TURBINĂ EOLIANĂ
PENTRU UN PARC EOLIAN.
TEHNOLOGIA DE EXECUȚIE A REPERULUI ”PLACĂ DE PRINDERE”
Rezumat
În acest proiect de iplomă prezentată o lucrare economico-tehnică cu un procentaj de 70-30. Tema acestei lucrări Determinarea tipului optim de generator eolian pentru un parc eolian.
În Capitolul 1 În partea de Introducere avem o prezentare sumară al turbinelor eoliene.
În Capitolul 2 prezentată metodologia de efectuare a măsurătorilor vânt, analizarea și prelucrarea datelor de vânt, efectuarea simulărilor de producție a energiei electrice aunui parc eolian.
În Capitolul 3 s-a efectuat o analiză economică a unui parc eolian pentru două turbine eoliene
În Capitolul 4 avem prezentată partea tehnică al lucrării, proiectul de execuție al unui reper ( prezentare generală, faze de execuție)
În ultima parte al lucrării avem bibliografia utilizată pentru conceperea acestei lucrări și anexe
Cuprins
Rezumat
Capitolul I. Introducere
1.1 Generalități
1.2 Descrierea Sistemului Generator Turbina Eoliana si a principalelor elemente componente
Capitolul II. Simularea producției de energie electrică pentru diferite turbine
2.1 Evaluarea regimului de vânt
2.1.1 Poziția parcului eolian și descrierea echipamentului de monitorizare
2.2 Evaluarea producției de energie electrică
2.2.1 Descrierea programului WindPro
2.2.2 Analiza datelor de vânt din site
2.2.3 Selectarea datelor de referință
2.3 Simularea producției de energie a parcului
2.3.1 Calculul potențial eolian
2.3.2 Estimarea producției de energie electrică
2.3.3 Factori cauzatori de pierderi de energie
Capitolul III. Analiza cost – beneficiu
3.1 Identificarea investiției și definirea obiectivelor
3.2 Analiza opțiunilor
3.2.1 Opțiunea 0
3.2.2 Opțiunea 1
3.2.3 Analiza comparativă a opțiunilor
3.3 Analiza economică
3.3.1 Metodologie și ipoteze de lucru
3.3.2 Costul investițional
3.3.3 Costurile și veniturile proiectului
3.3.4 Finanțarea investiției
3.3.5 Costuri anuale de operare (OPEX)
3.3.6 Veniturile proiectului
3.3.7 Valoarea reziduală
3.3.8 Costurile și veniturile unitare ale proiectului
3.3.9 Fluxurile de numerar ale proiectului
3.3.10 Rezultatele analizei cost-beneficiu
3.4 Analiza de senzitivitate
3.4.1 Rezultatele analizei de senzitivitate
3.4.2 Prețurile de echilibru
Capitol IV. Tehnologia de execuție a reperului ”Plăcă de prindere”
4.1. Semifabricat, formă, material utilizat, dimensiuni
4.2. Itinerar tehnologic
4.3 Calculul adaosului de prelucrare.
4.3 Calcul parametrilor de așchiere
4.4 Calculul normei tehnice de timp
4.5 Planul de operații
Concluzii
BIBLIOGRAFIE
Anexa nr.1 Raport prelucrare date de vânt
Anexa nr. 2 Raport productie energie Windpro
Capitolul I. Introducere
1.1 Generalități
Energia, într-o formă sau alta, este o necesitate indispensabilă pentru societate, atât în ceea ce privește confortul oamenilor cât și ca factor de producție, o pondere importantă fiind gradul de dezvoltare economică și socială, acesta ducând la o creștere a cererii de energie. Folosirea rațională a energiei include ideea echilibrării confortului uman printr-un consum scăzut de energie, prin cercetarea și implementarea unor măsuri de producere și utilizare susținute și efective ale energiei.
Previziunile economiștilor indică o creștere economică ceea ce va duce la un consum de resurse energetice. Dependența la nivel mondial de surse de energie convenționale, cum ar fi: combustibili fosili – petrol, gaze naturale, cărbune, precum și energia nucleară respectiv impactul acestora asupra mediului au condus la gândirea unei strategiei de utilizarea pentru producerea de energie să se folosească metode neconvenționale. Cererea de energie în anul 2030 va fi de 2 ori mai mare decât în 2003, rezervele cunoscute de petrol pot susține nivelul actual de consum până in anul 2040, iar cele de gaze naturale până în 2080, iar resursele de cărbune mai pot fi exploatate ceva mai mult de 200 se ani.
Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020 prevede ca ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile în consumul național brut de energie electrică are următoarele ținte
33% în anul 2010
35% în anul 2015
38% în anul 2020
Figura 1.1 Energia produsă din surse regenerabile [20]
Figura 1.2 Evoluția consumului de energie în România [20]
Dezvoltarea proiectelor de parcuri eoliene depinde atât de proiectul în sine cât și de dezvoltatorul proiectului, pașii care trebuie urmați în cadrul unui proiect nu pot fi aplicați ad-literam altui proiect. În general sunt cinci faze comune pentru fiecare proiect, deși în fiecare proiect sunt anumite puncte la care trebuie acordată atenție și planificare deosebită. Cele cinci faze importante în dezvoltarea unui parc eolian împreună cu câteva elemente sunt prezentate mai jos:
Studiu de fezabilitate
Planificarea, proiectarea, studiu de impact asupra mediului:
monitorizarea vântului
studiul de impact asupra mediului
schița amplasării turbinelor în parcul eolian
Obținerea avizelor, contractarea echipamentelor și a lucrărilor de construcție
analizarea potențialului eolian
obținerea autorizațiilor și licențelor de la autorități
obținerea avizului de racordare
accesul pe piața de energie
obținerea acordului și încheierea contractelor de închiriere al terenurilor
contactarea fabricantului de turbine pentru furnizarea acestora
obținerea licenței de producător
contractarea operatorului de exploatare și întreținere
finanțarea investiției
demararea lucrărilor de montaj
Operarea parcului
Demontarea sau retehnologizarea parcului eolian
În preliminar pentru a demara dezvoltarea unui parc eolian este nevoie să se obțină următoarele date:
informații despre terenul disponibil
existența în zonă a stațiilor de transformare și a liniilor de transport a energiei electrice
puterea electrică care poate fi injectată în rețea
restricții existente din punct de vedere al protecției mediului
restricții privind nivelul de înălțime și amplasament al construcțiilor
date meteorologice disponibile de la stațiile meteorologice din zonă
stabilirea unui plan de monitorizare al vântului cu instalații proprii
1.2 Descrierea Sistemului Generator Turbina Eoliana si a principalelor elemente componente
Turbina eoliană este o turbină eoliană cu mișcare ascendentă, cu o viteză variabilă, tangaj controlat, pe o axă orizontală cu 3 palete, cu un diametru al rotorului de . Rotorul și nacela sunt montate pe partea de sus a unui turn cilindric din oțel.
Rotorul se rotește în sensul acelor de ceasornic, așa după cum se vede daca se privește din fața turbinei. Sistemul generator al turbinei eoliene este dotat cu sistem activ de alunecare, ce corectează orientarea sistemului generator al turbinei eoliene către vânt.
Un control al tangajului printr-o lamă activă, și un sistem generator – convertor cu magneți permanenți permit o funcționare cu o viteza variabilă. Un transformator transforma nivelul de tensiune al generatorului la tensiunea de rețea necesară.
Turbina eoliană dispune de un angrenaj de transmisie distribuită în care componentele angrenajului de transmisie, lagăre principale de arbori, cutie de viteze, generatoare, unități de pivotare, și panoul de control, sunt atașate la o placă de bază.
Arborele principal este sprijinit în două lagăre de alunecare cu rulmenți. Generatorul se situează în partea din spate a nacelei. Rotorul se refera la ansamblul de pale, plus butucul și dispozitivele de control al pasului palelor, și nu include axul. Palele se pot marca special în scopul măriri vizibilității pe timpul zilei în conformitate cu cerințele, pala este protejată împotriva fulgerelor.
Figura 1. 3 Turbină eoliană [1]
Sistemul de control al pasului palei și vitezei rotorului.
Rotorul utilizează trei sisteme de reglaj al pasului palei și implicit al vitezei rotorului, prin trei motoare electrice care sunt montate în butucul rotorului. Acestea acționează o roată dință montată în interiorul rulmentului palei. Pe măsură ce viteza vântului se mărește, unghiul palelor rotorului se adaptează de o așa manieră încât se obține un randament energetic optim cu o încărcare minimă. Odată atinsă puterea nominală, și dacă viteza vântului continuă să se mărească, consumul de putere al rotorului se limitează la puterea nominală prin adaptarea în continuare a unghiului de pas. În momentul în care viteza vântului atinge o anumită valoare, care este cuprinsă între 20 m/s și 25 m/s pentru majoritatea turbinelor, sistemul de control al turbinei pune palele în poziție de frânare.
Butucul
Butucul face legătura între cele trei palete ale rotorului și arborele principal al angrenajului de transmisie. Butucul este conectat la arborele principal rotorului prin intermediul unei flanșe.
Cutia de viteze principală
Cutia de viteze a turbinei eoliene este cea care transformă viteza mică de rotație a palelor și cuplul mare de la intrare în viteza mare necesară antrenării generatorului electric. Cutia de viteze este cu roți dințate elicoidale în mai multe trepte. Acesta dispune de un sistem de răcire a uleiului utilizat pentru ungere care să asigure menținerea temperatura uleiului în limitele de proiectare.
Sistemul de frânare
În caz de funcționare normală, sistemul generator se frânează prin aducerea paletelor în poziția de drapel. Numai două pale trebuie sa fie adaptate pentru a frâna turbina în condiții de siguranță, în modulul de funcționare în gol. Sistemul generator este dotat cu frâne active pe discuri hidraulice, ce sunt montate pe axul de mare viteză. Acest sistem de frânare se folosește numai pentru a acorda asistență la cazuri de frânare în situații de urgență în cazul turbinelor, o oprire manuală, o închidere completa a turbinelor și o închidere a acestora pe perioada desfășurării lucrărilor de mentenanță.
Nacela și sistemul de rotire al nacelei
Un cadru de bază asigură suportul pentru generator și cutia de viteze, și este așezat pe turn astfel încât să poată fi rotit. Sistemul de rotire este compus dintr-o coroană dințată care este acționată de patru motoare electrice prin intermediul unor pinioane. Este instalat între nacela și partea de sus a turnului și permite părții de sus a turbinei să fie rotită complet în jurul axului turnului pentru a permite orientare corectă a rotorului către direcția vântului, blocarea pe direcția vântului se realizează cu ajutorul unor frâne electromagnetice.
Echipamentele de măsurare a vitezei vântului
Constau în două giruete și două anemometre, care sunt instalate pe un stâlp din oțel pe nacelă. Datele de la aceste instrumente sunt folosite de sistemul SCADA pentru controlul turbinei eoliene.
Sistemul electric
Configurația electrica a turbinei este prezentata în următoarea diagrama:
Figura 1.4 Schemă electrică turbină eoliană [1]
Generatorul
Este situat în nacelă și este acționat prin intermediul arborelui secundar al cutiei de viteză. Este conceput ca un generator sincron cu magneți permanenți. Montajul pe placa de bază se face astfel încât să se reducă transmisia zgomotelor și vibrațiilor.
Transformator de tensiune medie
Transformatorul de tensiune medie transforma tensiunea de ieșire a generatorului 0.69 kV la nivelul de tensiune medie al rețelei de transport din interiorul parcului (20kV).
Sistem de siguranță
Sistemul de siguranță este un circuit cablat de monitorizare care este mult mai eficient decât
calculatorul pentru managementul de sistem. Contactele de frânare ale senzorilor și echipamentele de monitorizare externe sunt conectate în serie în acest circuit.
Pe lângă lanțul de siguranță, turbina este prevăzută și cu un circuit de oprire cu cablaj pentru situații de urgență, care este activat prin apărea butoanelor de oprire în caz de urgență, care există în turbină.
Sistemul de control al turbinei
Sistemul de control este echipat cu un software care a fost dezvoltat special pentru a fi aplicat patru motoare electrice prin intermediul unor pinioane. Este instalat între nacela și partea de sus a turnului și permite părții de sus a turbinei să fie rotită complet în jurul axului turnului pentru a permite orientare corectă a rotorului către direcția vântului, blocarea pe direcția vântului se realizează cu ajutorul unor frâne electromagnetice.
Echipamentele de măsurare a vitezei vântului
Constau în două giruete și două anemometre, care sunt instalate pe un stâlp din oțel pe nacelă. Datele de la aceste instrumente sunt folosite de sistemul SCADA pentru controlul turbinei eoliene.
Sistemul electric
Configurația electrica a turbinei este prezentata în următoarea diagrama:
Figura 1.4 Schemă electrică turbină eoliană [1]
Generatorul
Este situat în nacelă și este acționat prin intermediul arborelui secundar al cutiei de viteză. Este conceput ca un generator sincron cu magneți permanenți. Montajul pe placa de bază se face astfel încât să se reducă transmisia zgomotelor și vibrațiilor.
Transformator de tensiune medie
Transformatorul de tensiune medie transforma tensiunea de ieșire a generatorului 0.69 kV la nivelul de tensiune medie al rețelei de transport din interiorul parcului (20kV).
Sistem de siguranță
Sistemul de siguranță este un circuit cablat de monitorizare care este mult mai eficient decât
calculatorul pentru managementul de sistem. Contactele de frânare ale senzorilor și echipamentele de monitorizare externe sunt conectate în serie în acest circuit.
Pe lângă lanțul de siguranță, turbina este prevăzută și cu un circuit de oprire cu cablaj pentru situații de urgență, care este activat prin apărea butoanelor de oprire în caz de urgență, care există în turbină.
Sistemul de control al turbinei
Sistemul de control este echipat cu un software care a fost dezvoltat special pentru a fi aplicat și care controlează turbina și sistemele acesteia din urmă prin semnale senzor de intrare și semnale de control la ieșire. Sistemul de operare comunică cu sistemul de control prin intermediul sistemului SCADA.
Turnul
Turbina are un turn conic din oțel, cu diametrul la bază de și diametrul în partea de jos 3,50, secțiunile individuale ale turnului sunt dotate cu platforme de asamblare, scară pentru urcare, sisteme de iluminare normală și sisteme de iluminare în situații de urgență. Ca opțiune, unele turbinele pot fi prevăzute cu un lift.
Fundațiile
Scopul fundației turbinei eoliene este acela de a conduce sarcinile structurale de la turbina eoliana către sol, design–ul fundației depinde de condițiile geotehnice. Fundațiile tipice sunt în profunzime sau în grup în funcție de condițiile solului. Fundația este proiectată pentru a rezista la condițiile extreme și de oboseală cauzate de turbina eoliană. [2]
Capitolul II. Simularea producției de energie electrică pentru diferite turbine
2.1 Evaluarea regimului de vânt
Pentru a putea determina dacă este eficient din punct de vedere economic să se construiască un parc eolian și în același timp să se determine tipul de generator eolian care să se potrivească cu climatul de vânt existent în locația parcului și poziționarea turbinelor în cadrul parcului atât din punctul de vedere al reducerii pierderilor energetice datorate efectului de parc cât și pentru evitarea apariției influențelor negative asupra structurii turbinelor care pot să apară datorită poziționării defectuoase a turbinelor eoliene în cadrul parcului, este necesar să se programeze o campanie de strângere de date de vânt. Desigur dezvoltatorii de parcuri eoliene au la dispoziție pentru descoperirea de locații noi pentru parcuri eoliene hărți de vânt regionale, acestea însă nu sunt suficiente de precise pentru justificarea finanțării dezvoltării acestora.
Cea mai importantă caracteristică a unui site care trebuie determinată este viteza vântului, performanța parcului eolian este sensibilă la erorile și incertitudinile care apar la estimarea acesteia. Evaluarea producție de energie obținută în urma acestei campanii de culegere de date trebuie să ofere o estimare cât mai corectă și să fie semnificativă pentru toată durata de viață a parcului eolian. Mai jos vom prezenta o metodă care pe baza măsurătorilor efectuate în site se face o prognoză a producției de energie pe termen lung a parcului eolian și totodată determină tipul de generator eolian care este cel mai bun pentru climatul de vânt din locația parcului. Este de notat că o astfel de prognoză a producției de energie a unui parc eolian se poate face și numai utilizând date de vânt de la stații meteorologice din aproprierea locației parcului. Luând în considerare că la stațiile meteorologice de obicei viteza vântului este înregistrată,în cele mai multe cazuri doar la o înălțime de 10 m și că nu în toate cazurile se poate documenta trasabilitatea schimbărilor care au avut loc la echipamentele de măsurare sau a poziției acestor echipamente acest gen de analize este indicat să se utilizeze doar pentru studiile de fezabilitate inițiale. Un alt tip de date de vânt care se poate utiliza sunt cele disponibile online rezultate din modelare climatică numerică dezvoltate de diferite instituții de cercetare cum ar fi NCEP/NCAR4 sau MERRA5, acestea fiind disponibile gratuit pentru download, sau de la diferite societăți comerciale care le furnizează contracost de exemplu 36. Datele de intrare pentru sistemele de modelare numerică sunt obținute de la stațiile terestre și din măsurări efectuate prin satelit. Modelul matematic de simulare atmosferică creează o rețea de puncte echidistante la 2,5° x 2,5°, în cazul NCEP/NCAR, și 1/2° pe 2/3° ,în cazul MERRA, în aceste puncte pe baza datelor de intrare se creează date de vânt. Datorită faptului că punctele din rețeaua astfel calculate nu sunt în apropierea instalaților noastre cât și a modului de calcul acestea se folosesc doar pentru a determina dacă modelul climatului de vânt calculat pe baza datelor proprii se potrivește cu cel obținut pe baza acestor date, aceste date având avantajul perioadei mari de timp pentru care sunt disponibile. De asemenea prognozele de energie electrică obținute pe baza acestor date să fie folosite doar pentru studii inițiale.
2.1.1 Poziția parcului eolian și descrierea echipamentului de monitorizare
La lucrarea de față sau folosit date de la dezvoltarea proiectului ”Parc eolian Jimbolia” proiectat la SC Compania Eoliană SA, care are ca obiect principal de activitate dezvoltarea proiectelor de energie regenerabilă.
Poziția parcului eolian este localizată pe extravilanul orașului Jimbolia la o distanță de aproximativ 4-5 km de acesta. Terenul unde sunt amplasate turbinelor eoliene este relativ plan cu cota de nivel cuprinsă între 78 m – 80m deasupra nivelului mării. Terenul este folosit pentru agricultură iar în apropierea parcului eolian sunt localității rurale la distanțe cuprinse între 3-4 km de centrul parcului eolian. Ca obstacole în perimetrul parcului se află câteva construcții industriale și clădirii izolate. Acestea nu prezintă elemente de dificultate în elaborarea datelor de intrare fiind tratate ca elemente de rugozitate.
Figura 2.1 Configurația parcului eolian Jimbolia
2.1.2 Echipamentul de monitorizare a vântului
Instalația de măsurare trebuie să îndeplinească anumite condiții în urma cărora să se asigure o calitate bună a datelor de vânt. De aceste date depinde calitatea și acuratețea estimării potențialului eolian. Pentru a asigura această calitate este necesar să se respecte următoarele condiții
– montarea instalației de monitorizare se va face pe cât este posibil în centrul viitorului parc, deoarece datele de vânt se pot considera ca fiind convenabile pentru a descrie potențialul eolian pe o distanță de 8-10 km în jurul instalației de monitorizare în teren relativ simplu și 1-2 km dacă teren este complex.
– condițiile de mediu în locul de amplasare al instalație de măsurare trebuie să fie același cu condițiile în care sunt amplasate turbinele eoliene. În cazul în care parcul eolian se întinde pe o suprafață mare sau dacă este așezat în apropierea unor suprafețe împădurite sau în teren complex se va avea în vedere montarea unor instalații suplimentare de măsurare care vor funcționa în paralel cu instalația principală urmând ca la analiza datelor să se facă corelarea dintre date.
evaluare site-ului în vederea stabilirii lungimi rugozități terenului
caracteristicilor morfologice ale terenului
evaluarea obstacolelor care influențează curgerea vântului
montarea echipamentelor de măsurare să se facă conform standardului SR EN CEI 61400-12-1
Echipamentul de monitorizare constă într-un turn cu înălțimea de 80 m pe care s-au montat senzori de măsurare la diferite niveluri. Un mod tipic de echipare al turnului cu instrumente de măsurare trebuie să cuprindă:
minimum 3 niveluri de măsurare al vitezei vântului
întotdeauna să fie un anemometru montat în vârful turnului astfel încât acesta să nu fie influențat de efectul pe care îl are turnul asupra curgerii vântului
anemometrul din vârful vântului trebuie să aibă un anemometru de backup montat în aproprierea lui (minimum 1,5 m de el)
nivelurile de măsurare trebuie să fie astfel alese încât să reflecte în mod corect profilul vertical al vântului și să fie în aria pe care o va mătura rotorul turbinei eoliene
Vana de vânt:
o vană de vânt va fi instalată dacă este posibil la același nivel cu anemometru, dar nu mai jos cu 1,5 m de acesta
o a doua vană de vânt
al vitezei și direcției vântului și sonde de măsurare a presiunii și temperaturii aerului. Datele de vânt sunt înregistrate cu ajutorul unui data logger Ammonit Meteo-32 care este programat să colecteze date despre viteza și direcția vântului la fiecare 3 secunde iar la un interval de 10 minute acesta înregistrează viteza și direcția medie, deviația standard, în plus pentru viteza vântului înregistrează și maximul și minimul acesteia.
Modul de instalare al echipamentelor pe turn este următorul:
Anemometre la 40 m, 60 m, 80 m
Vane de vânt la 40 m, 80 m
Anemometrele sunt montate în lateral față de turn cu ajutorul unor brațe de lungimea de și deasupra acestora la aproximativ 50 cm deasupra acestora. Montajul este conform recomandărilor IEC-61400-12-1(International Electrotechnical Commission). Acest standard specifică procedura măsurare a curbei de putere a unei turbine eoliană, în același timp în anexe sunt date
montarea instrumentelor de măsurare
evaluarea și clasificarea anemometrelor cu cupă
evaluarea terenului și obstacolelor din locație
evaluarea incertitudinilor
recalibrarea in situ a anemometrelor
Anemometrele folosite au fost calibrate individual de către Deutsche WindGuard care are acreditare MEASNET. Pentru a reduce influența pe care o are turnul pe care se montează instrumentele de măsurare asuprea curgerii vântului în jurul lui se vor respecta următoarele condiții pentru montaj:
lungimea barei pe care se montează anemometrul din vârful turnului trebuie să asigure că turnul este așezat într-un con cu panta de 1:5 și vârful în centrul anemometrului
lungimea brațelor orizontale să fie de minim 5,7 ori latura turnului
lungimea barei verticale pe care se montează instrumentul de măsurare trebuie să fie de 5,7 ori diametrul brațului orizontal
În figura nr 5a se prezintă modul corect de montare anemometrului pe bara verticală, în figura 5b bara verticală este situată înafara centrului conului cu panta de 1:5 și vârful în centrul anemometrului. În figura nr.6 se prezintă modul de montare al anemometrului și al vanei de vânt pe partea laterală al stâlpului.
a) corect; b) incorect
Figura 2.2 Montare aparatelor de măsurare din vârful stâlpului
Figura 2.3 Montarea aparatelor de măsură pe brațe laterale
Înălțimea stâlpului de la instalațiilor de anemometrice trebuie ar trebuii să fie cât mai apropiată de înălțimea axului rotorului turbinei eoliene, întrucât din punct de vedere economic nu este întotdeauna posibil acest lucru se acceptă ca înălțimea stâlpului de la instalația de măsurare să fie de minimum 75% din înălțimea axului rotorului turbinei eoliene.
Prezentăm mai jos câteva aspecte care se vor lua în considerare la instalarea unei instalații de măsurare a vântului pentru un parc eolian:
poziția aleasă pentru montare să fie reprezentativă pentru parcul eolian, pe cât este posibil să fie în centrul acestuia
se va evita montarea în aproprierea obstacolelor, pădurilor, recomandarea este ca distanța minimă dintre poziția de montaj și obstacole să fie de 10 ori înălțimea obstacolului
Înălțimea turnului de măsurare trebuie să fie cât mai apropiată de înălțimea axului rotorului turbinei eoliene, minimum de 75 % din înălțimea axului rotorului.
în teren complex sau cu o rugozitate mare un turn mai înalt este necesar pentru a evita fenomenele de accelerare ale vântului, sau viteza de forfecare(wind shear) neregulată
Figura 2.4 Instalația anemometrică complet echipat
Energia produsă din vânt este caracterizată prin faptul că combustibilul folosit este și rămâne gratuit pe toată perioada de existență a proiectului, din această cauză economia proiectului este dependentă de determinarea cât mai exactă a resursei de vânt.
În tabelul de mai jos se arată influența vitezei vântului asupra producției de energie electrică a unui parc eolian de10 MW, astfel că creșterea vitezei medii a vântului cu 67%, de la 6 m/s la 10 m/s, duce la o creștere de 234 % a producției de energie electrică.
Tabel 2.1 Influența vitezei medii anuale asupra producției de energie electrică a parcului eolian
Sursa: Garrad Hassan
Notă: 1 Se prezumă performanța tipică a turbinei, densitatea aerului 1.225 kg/m3, pierderile de 12 procente, distribuția Rayleigh a vitezei vântului
Este de remarcat că pentru siturile care au viteze medii mici ale vântului această influență este mai pregnantă decât în locațiile cu viteza medie anuală a vântului mai mare. Totodată alegerea modelului de turbină eoliană astfel încât specificațiile ei tehnice să corespundă potențialului eolian care se găsește în locația respectivă este de asemenea importat.
Alegerea unei turbine eoliene corespunzătoare tipului de potențial eolian din locația respectivă duce în primul rând la unui randament mare în funcționare și la evitarea apariției unor defecțiuni cauzate de acțiunea vântului asupra turbinei.
Clasificarea turbinelor eoliene după caracteristicile vântului sunt, conform IEC61400-12, descrise în tabelul 2.2:
Tabelul 2.2 Clasificarea turbinelor eoliene în funcție de caracteristicile vântului[10]
Unde valorile parametrului se aplică la înălțimea axului butucului și,
Vref este viteza de referință a vântului mediată la 10 minute
A categoria pentru caracteristici de turbulență superioare
B indică categoria pentru caracteristici de turbulență medii
C indică categoria pentru caracteristici de turbulență mică
Iref este valoarea caracteristică a intensității turbulenței la 15 m/s.
2.2 Evaluarea producției de energie electrică
2.2.1 Descrierea programului WindPro
Pentru a face predicție asupra variației vitezei vântului cu înălțimea și a predicției vitezei vântului pe suprafața parcului precum și a calculului efectului de parc se utilizează o întreagă gamă de produse software proiectate pentru a putea face predicții precise ale producției de energie electrică produsă de un parc eolian. Odată stabilit modelul într-un astfel de program acesta permite să se verifice diferite variante de așezare a turbinelor în parc sau diferite înălțimii ale axului turbinei.
Pentru acest proiect a fost utilizat un astfel de program de proiectare parcuri eoliene WindPro[8] produs de EMD. În cadrul acestuia curgerea vântului în cadrul parcului este calculat utilizând modelul WAsP[9] , care utilizat cel mai frecvent în această industrie în ultima decadă. Programul cuprinde câteva module de bază la care în funcție de necesități se pot achiziționa și alte module. Modulele programului sunt:
Basis acesta cuprinde:
Managementul datelor despre proiectelor este un instrument cu ajutorul căruia se administrează datele generale despre proiecte.
Catalog curbe de putere turbine cuprinde date despre a turbinele eoliene disponibile pe piață, curbă de putere, nivel de zgomot, date geometrice necesare vizualizării.
Sistemul de management al hărților face posibil lucrul cu hărțile direct pe ecranul calculatorului, pune la dispoziția utilizatorului acces la diferite servere (World Map Services) pentru download date geografice.
Proiectare și introducere a datelor ajută la proiectarea configurația parcului eolian, toate informațiile sunt stocate în obiecte amplasate pe hartă. Aceste obiecte pot fi date despre turbine eoliene în obiecte tip WTG, date de vânt în obiecte de tip METEO.
Energy acesta cuprinde:
Meteo importă analizează și vizualizează date de vânt măsurate. Pregătește datele de vânt pentru generarea statistici de vânt împreună cu WAsP.
Model conține o colecție de instrumente folosite pentru modelare curgeri vântului pentru a face extrapolarea pe verticală și orizontală a vitezei vântului în parcul eolian. Modelul utilizat este WAsP și WAsP-CFD care este un standard în industrie.
MCP(Measure-Correlate-Predict) este utilizat pentru a face corecțiile pe termen lung al datelor de vânt din site cu date de vânt disponibile pe termen lung de la un site de referință.
Park calculează energia produsă de parcul eolian inclusiv pierderile de energie induse de turbulență. Modulul utilizează pentru calcule modulele Meteo și Model.
Loss calculează pierderile și incertitudinile pentru un proiect de parc eolian la nivel bancabil. Include producția care excedează cu un nivel de încredere cuprins P50 și P99.
Optimize optimizează dispunerea turbinelor într-un parc eolian în funcție de producția de energie, restricțiile impuse de site.
Enviroment acesta cuprinde:
Decibel modulul calculează intensitatea zgomotului produs de turbinele eoliene.
Shadow modulul calculează și documentează efectul de flickering în ore pe an în care zonele învecinate turbinelor eoliene sunt expuse efectului de flickering cauzat de rotorul turbinei.
ZVI calculează impactul vizual al turbinelor eoliene din orice punct din teren. Se utilizează și când se vrea să se documenteze influența asupra radarelor din aproprierea parcului.
Impact calculează și documentează impactul asupra mediului pentru zona din vecinătatea proiectului.
Visual acest modul rondează proiectul unui parc eolian pentru a crea un montaj foto realistic, redă impactul vizual pe care îl creează parcul eolian.
Performance Check modulul este folosit pentru a analiza producția unui parc eolian în funcțiune scopul fiind de a se vedea dacă un parc produce energie așa cum a fost calculat.
Egrid cu ajutorul modulul se proiectează, optimizează rețeaua electrică din cadrul parcului până la punctul de conexiune cu rețeaua de transport.
WindBANK modulul calculează fezabilitatea unui proiect de parc eolian.
În figura 2.5 se prezintă diagrama modului în care în funcție de datele de intrare WindPro calculează producția de energie precum și dependințele dintre diferite module ale programului. [8]
Figura 2.5 Diagrama modului de calcul în WindPro [8]
2.2.2 Analiza datelor de vânt din site
Datele utilizate pentru această analiză sunt cele colectate pe perioada noiembrie 2008 până în septembrie 2013. Sumarul datelor cu mediile lunare obținute sunt prezentate în tabelul numărul 3. Pentru a putea utiliza datele acestea au fost verificate și înregistrările care prezintă valori anormale datorate funcționării defectuoase a echipamentului de măsură sau datorate fenomenului de îngheț au fost eliminate. Pentru a nu altera calitatea acestora prin eliminarea unor înregistrări care se datorează unor perioade de calm al vântului eliminarea se va face cu precauție respectându-se următoarele criterii:
se vor elimina înregistrările cu valori mult mai mari decât cele adiacente, de exemplu o înregistrare cu o viteză de 14 m/s între două înregistrări de 2-3 m/s
se vor elimina perioada de timp care are înregistrări doar valori ale ofset-ului anemometrului, considerându-se că acesta a fost afectat de fenomenul de îngheț doar dacă temperatura înregistrată în aceeași perioadă are valori cuprinse între și -5° C și durata de timp este mai mare decât o oră. Pentru valori de timp mai mici de timp aceste înregistrări pot fi considerate ca perioade de calm al vântului.
se vor elimina înregistrările care prezintă valori mai mici decât cele de la nivelurile inferioare de măsurare. Acest lucru se va face cu precauție pentru a se evita confundarea cu un gradient de viteză negativ al vântului(wind shear negativ).
Un exemplu al felului cum se pot identifica valori care nu sunt corespunzătoare se poate vedea în figura 9 unde doi senzori funcționează normal iar unul senzori înregistrează valori anormale.
Figura 2.6 Eliminare date anormale
Perioadele de timp în care nu sunt disponibile date și cauzele care au provocat lipsa datelor sunt prezentate mai jos
-28/01/2009 configurare greșită a echipamentului de date, nu s-a înregistrat viteza medie și direcția de la nici un senzor.
31/01/2009-03/02/2009: Anemometrul de la afectat de gheață.
18/07/2009-30/07/2009: Defect anemometrul de la .
30/07/2009-08/04/2010: Lipsă anemometru de la , acesta a fost mutat la înălțimea de .
16/01/2010-17/01/2010: Senzori de la înălțimile de și afectați de gheață.
21/01/2010-29/01/2010: Senzori de la înălțimea de afectați de gheață
22/05/2010-20/07/2010: Anemometrul de la înălțimea de defect.
27/12/2010-31/12/2010: Anemometrul de la înălțimea de afectat de gheață.
23/01/2011-24/01/2011: Senzori afectați de gheață.
31/01/2011-4/02/2011: Senzori afectați de gheață.
20/04/2011-01/06/2011: Anemometrul de la înălțimea de defect.
30/11/2011-07/12/2011: Lipsă date de la toți senzori.
16/12/2011-17/12/2011: Lipsă date de la toți senzori.
21/02/2012-23/02/2012: Anemometrele de la înălțimile de și afectați de gheață
13/04/2012-26/04/2012: Lipsă date de la toți senzorii.
13/04/2012-20/05/2013: Anemometrul de la înălțimea defect.
22/06/2013-05/07/2013: Lipsă date de la toți senzori.
15/07/2013-22/07/2013: Lipsă date de la toți senzori.
A fost observat un decalaj de 27° între datele înregistrate de direcționalul de la și direcționalul de la 40 m, după efectuarea unor investigații, privind roza vânturilor în regiune și verificarea modului de montare al vanei de vânt sa tras concluzia că direcționalul de la a fost montat incorect, datele de la acest instrument au fost modificate corespunzător.
A fost observate în medie aproximativ 7 zile pe an în care datele au fost afectate de gheață, de aceste observații se va ține seama la estimarea pierderilor de energie din cauze meteorologice.
Tabel 2.3 Sumar date de vânt instalația Jimbolia
În figura 2.7 se prezintă prin coloane frecvența de distribuție a vântului măsurată și prin linii funcția Weibull care descrie această distribuție calculată prin diferite metode.
Figura 2.7 Frecvența de distribuție a vitezei vântului
Direcția predominantă pentru această locație este sud-sud-est. Importanța determinării direcției predominante este determinată de faptul că modul în care se așează turbinele într-un parc eolian se face după direcția acesteia. Distanța dintre turbinele eoliene pe direcția predominantă este de minimum 6 diametre al rotorului de turbină iar pe direcția perpendiculară pe direcția predominantă de minimum 3 diametre de rotor.
Așezarea turbinele la o distanță mai mică decât cea recomandată este posibilă doar dacă producătorul turbinei să fie consultat și este posibil ca producătorul să impună ca la anumite viteze ale vântului în sectorul unde nu este respectată această distanță să fie necesară impunerea unor restricții de putere asupra turbinelor, ceea ce duce în final la o scădere a randamentului parcului eolian.
Figura 2.8 Direcția predominantă
2.2.3 Selectarea datelor de referință
Pentru determinarea potențialului eolian al unui parc eolian este indicat ca datele înregistrate în locație să fie corelate cu date de vânt înregistrate de stații meteorologice din apropiere. Perioada de timp în care au fost înregistrate acesta date este mai mare și ajută să determinăm dacă datele înregistrate în site sunt consistente cu potențialul eolian regional. Pentru acest site sau studiat pentru a fi folosite datele de la următoarele stații meteorologice: Timișoara, Sânnicolau Mare, Szeged, date din simulare numerică MERRA. Datele de vânt de la stațiile meteorologice din Sânnicolau Mare și Timișoara nu au putut fi urmărite și verificate din punct de vedere al calității și trasabilității decât pentru o perioadă mică anterior datelor din site acestea nu au fost utilizate.
Pentru aceasta analiză s-a făcut cu ajutorul modulului MCP care oferă posibilitatea de a putea downloada și prelucra date de vânt disponibile online.
Figura 2.9 Modulul măsurare-corelare-predicție din WindPro
Viteza medie a vântului și frecvența distribuției direcției vântului pe termen lung la locul de montaj al stâlpului sunt obținute din date măsurate și date sintetizate. Prima etapă în sintetizare datelor de vânt este în a compara datele de vânt concurente de la locația noastră cu date de vânt disponibile pe termen lung de la o locație de referință, stabilindu-se astfel dacă există o corelație între cele două seturi de date. Aceste date sunt utilizate pentru a sintetiza datele de vânt din locația noastră cu date de la locația de referință pentru perioada în care nu avem date de vânt.
Din analiza corelării dintre mediile lunare din site și corelarea cu mediile lunare de la stația meteorologică Szeged a rezultat un coeficientul de corelare de R2=0.9346, ceea ce ne arată că există o bună corelare lunară a datelor de vânt, din acest motiv se consideră că aceste date sunt potrivite pentru a se face corecția pe termen lung a datelor din site.
Figura 2.10 Corelare lunară a vitezei vântului Jimbolia-Szeged
Totodată s-a făcut corelarea cu date din simularea numerică MERRA(Modern Era Retrospective analysis for Research and Applications) calculate pentru punctul 20,66799° E și 46,00 N. Factorul de corelare R2 este egal cu 0.8747 ceea ce indică o bună corelație între cele două seturi de date.
Figura 2.11 Grafic corelare lunară a vitezei vântului Jimbolia-MERRA
Direcția predominantă obținută din datele MERRA coincide cu cea obținută din datele de la instalația anemometrică Jimbolia. Acest lucru ne indică că regimul de vânt care este măsurat la instalația din site este reprezentativ pentru o perioadă mare de timp.
Figura 2.12 Direcția vântului(MERRA) în punctul 20,667°E 40,00°N
În concluzie în urma analizei de mai sus se poate spune că datele de vânt măsurate de stația anemometrică sunt reprezentative pentru acest site. Datorită faptului că perioada de timp în care se dispune date măsurate din site este mare, aproximativ cinci ani, pentru calcularea producției de energie se vor folosi exclusiv datele din site. Astfel se elimină și incertitudinile pe care le introduce folosirea datelor de sinteză în calculul energiei produse.
Figura 2.13 Profilul vertical al vântului pentru instalația din site
2.3 Simularea producției de energie a parcului
2.3.1 Calculul potențial eolian
Pentru calcularea potențialului eolian Windpro folosește model WAsP (Wind Analysis Program), acesta a fost dezvoltat și descrierea acestuia este făcută de Troen și Petersen (I Troen and E L Petersen, “European Wind Atlas”, Risø National Laboratory, Denmark, 1989).
Parametri de intrare pentru model sunt:
harta topografică în care sunt digitizate informațiile despre configurația terenului
datele de vânt rezultate din măsurători prelucrate și formatate în modul descris anterior
informații privind rugozitatea și obstacolele care sunt prezente în site
datele despre curba de putere a turbinei eoliene avute în vedere
Rugozitatea este un factor important deoarece descrie efectul pe care îl are asupra stratului atmosferic și a vitezei vântului care variază cu înălțimea deasupra solului frecarea cu suprafața terenului. Curentul de aer care trece peste o suprafață plată acoperită cu zăpadă sau o suprafață de apă, aceasta are o rugozitate mică ceea ce va face ca viteza vântului să nu se schimbe foarte mult în raport cu înălțimea. Pe de altă parte vântul care va sufla peste o localitate sau o pădure își va schimba viteza pe înălțime în mod substanțial depinzând de mărimea, înălțimea și densitatea pădurii sau localității. Rugozitatea poate fi calculată cu ajutorul următoarei formule empirice care dă o bună aproximare:
Unde zo-lungimea rugozități în cm
h-înălțimea vegetației sau obstacolului [cm]
s-suprafața obstacolului [m2]
S-aria suprafeței măsurată în plan orizontal [m2]
Tabelul de mai jos a fost folosit pentru determinarea rugozității z0 pentru categoriile de teren care se găsesc în parcul eolian și zona înconjurătoare.
Tabelul 2.4 Rugozitatea terenului în funcție de compoziția lui
Determinarea lungimi rugozității pentru terenul pe care este amplasat parcul și zona înconjurătoare s-a făcut pe baza observațiilor făcute în decursul vizitări amplasamentului, astfel că s-au stabilit următoarele rugozității:
– orașe mici
– Localități rurale
– terenul din parc și din jurul acestuia
– apă
Rugozitatea s-a estimat pe o distanță de de la turbinele amplasate în marginea parcului eolian, aceasta fiind o cerință a programului în care se va face estimarea de potențial eolian. Acestea putând fi considerate o medie anuală știut fiind faptul că lungimea rugozității este influențată de creșterea vegetație pe parcursul anului.
Figura 2.14 Distribuția vitezei vântului pe cuprinsul parcului eolian h=100 m
În poziția fiecărei turbine programul calculează pentru fiecare sector de 30° în direcția vântului corespunzător cu roza vânturilor măsurată în poziția instalației de măsură, rezultatul este un factor de multiplicare relativ la poziția instalației. Pentru a determina, pe termen lung, viteza medie a vântului în orice locație, factorul de viteză pentru fiecare direcție a vântului a fost ponderat cu probabilitatea măsurată și derivată din datele măsurate în locația instalației de măsurare. Toate direcțiile au fost apoi însumate pentru a obține viteza medie a vântului pe termen lung în locația necesară.
Figura 2.15 Densitatea de putere disponibilă h=100 m
2.3.2 Estimarea producției de energie electrică
Pentru a se determina care tip de turbină eoliană este optim pentru regimul de vânt din acest site s-au făcut simulări cu 2 tipuri de turbine eoliene, Repower MM100 și Vestas V90. Curbele de putere corespunzătoare se găsesc în biblioteca internă a programului. Aceste turbine eoliene au următoarele caracteristici:
Repower MM100 : – Puterea instalată 2 MW
– Înălțimea hub
– Diametrul rotorului
Vestas V90: – Puterea instalată 2 MW
– Înălțimea hub
– Diametrul rotor 90 m
Figura 2.16 Curbă de putere MM100
În urma simulărilor sau obținut următoarele rezultate prezentate în tabelul 2.6, raportul complet generat de software se găsește în anexă.
Tabelul 2.6 Rezultate simulări după aplicarea pierderilor
2.3.3 Factori cauzatori de pierderi de energie
Se folosește un set detaliat de factori de pierdere standard al cărui scop este să se asigure că toate sursele potențiale de pierderii de energie sunt considerate. În unele proiecte, anumiți factori de pierdere nu sunt relevanți, caz în care li se presupune o eficiență de 100%. De asemenea, unele pierderi vor fi evaluate la o aproximație grosieră atunci când o informație completă nu este disponibilă.
Lista comprehensivă de pierderi potențiale, inclusă în tabelul 2.6 , oferă o clarificare în ceea ce privește pierderile care au fost considerate și cele care nu au fost considerate în analiză precum și presupunerile care au fost făcute. În tabel sunt incluse valorile specifice atribuite fiecărei pierderi.
Sunt luate în considerare șase surse importante de pierderi de energie, și anume: efectul de parc, disponibilitate, eficiența electrică, performanța turbinei, factorii de mediu și impedimente specifice – pierderi de energie datorate întreruperile forțate de operatorul de rețea.
Tabel 2.7 Pierderi de energie
Capitolul III. Analiza cost – beneficiu
3.1 Identificarea investiției și definirea obiectivelor
Proiectul de investiții propus constă în punerea în funcțiune în luna septembrie 2014 a unui parc eolian cu o putere electrică de 58 MW (29 de turbine de 2,0 MW), amplasat în localitatea Jimbolia, jud. Timiș. Obiectivul general al investiției constă în producerea de energie electrică prin valorificarea resurselor de energie eoliană existente la nivelul amplasamentului. Vor fi analizate două scenarii de echipare parcului eolian, după cum urmează:
Scenariul 1: echipare parc eolian cu turbine RePower MM100 cu o producție anuală de referință de 126 GWh/an;
Scenariul 2: echipare parc eolian cu turbine Vestas V90 cu o producție anuală de referință de 111 GWh/an.
Pentru finanțarea investiției se intenționează ca, pe lângă sursele proprii ale companiei-client, să se recurgă la angajarea unui împrumut în proporție de cca. 65% din necesarul financiar pentru derularea investiției.
Ca urmare a analizei structurii devizului general a obiectivului de investiții, a fost stabilită o perioadă de referință de 20 ani pentru orizontul de analiză. Decizia este justificată de următoarele considerente:
durata de operare de 20 ani, garantată de producătorii turbinelor eoliene;
durata normată de viață a investiției de bază (turbine eoliene) de 12-22 ani;
ponderea majoritară deținută de investiția de bază în total deviz.
3.2 Analiza opțiunilor
3.2.1 Opțiunea 0
Opțiunea 0 sau varianta Business as Usual (BaU) sau situația fără proiect presupune menținerea stării existente la nivelul privitor la producerea energiei electrice în absența proiectului, producția anuală estimată de cca. 126/111 GWh/an fiind în continuare asigurată cu parcul energetic existent la nivel național.
3.2.2 Opțiunea 1
Opțiunea 1 sau situația cu proiect presupune implementarea proiectului propus, cei 126/111 GWh/an fiind asigurați prin adoptarea uneia dintre cele două soluții tehnice de echipare analizate. Acestea prezintă indicatorii tehnici generali prezentați în tabelul de mai jos.
Tabel 3.1 Indicatori tehnici ai scenariilor de proiect
3.2.3 Analiza comparativă a opțiunilor
Cele două opțiuni se diferențiază prin nivelul estimat al emisiilor de gaze cu efect de seră emise anual la producerea unei cantități 126/111 GWh energie electrică, așa cum este prezentat în tabelul de mai jos, unde pentru factorul de emisie al rețelei pentru producerea energiei electrice pe bază de gaz natural s-a considerat ultima valoare disponibilă de 427 gCO2/kWh (0,427 tCO2/MWh), publicată de ANRE în Raportul lunar din luna decembrie 2011.
Tabel 3.2 Emisiile anuale de gaze cu efect de seră
Utilizarea factorului de emisie al rețelei pentru producerea energiei electrice pe bază de gaz natural este justificată de faptul că noua capacitate eoliană de 58 MW va fi amplasată în cadrul Pieței pentru Ziua Următoare (PZU) la începutul ordinii de merit, dezlocuind o capacitate echivalentă de la coada ordinii de merit, unde sunt poziționate de regulă unitățile pe gaze naturale. Din tabel se observă ca ambele scenarii propuse pentru situația cu proiect (Opțiunea 1) nu se produc emisii de , comparativ cu situația fără proiect (Opțiunea 0), unde producerea a 126/111 GWh/an presupune emiterea a 51/45 ktCO2/an. În concluzie, implementarea proiectului (Opțiunea 1) este preferabilă.
3.3 Analiza economică
Obiectivul analizei economice constă în a demonstra că variantele de proiect selectate în urma analizei tehnice nu sunt numai oportune, ci și cu șanse substanțiale de a fi fezabile. Analiza economică are la bază identificarea și estimarea costurilor și veniturilor variantei optime, în vederea stabilirii fluxurilor de numerar și a indicatorilor de fezabilitate generali.
3.3.1 Metodologie și ipoteze de lucru
Analiza economică presupune parcurgerea următoarelor etape:
stabilirea costurilor de investiții ale variantelor de proiect;
determinarea costurilor de exploatare anuale pentru variantele de proiect;
investigarea surselor de venit specifice destinației obiectivului de investiții vizat, posibil a fi realizate în fiecare dintre variantele de proiect;
agregarea costurilor și veniturilor în vederea stabilirii fluxurilor de numerar ale proiectului;
stabilirea indicatorilor de fezabilitate generali pentru fiecare variantă de proiect propusă.
La efectuarea analizei economico-financiare au fost considerate o serie de ipoteze generale, după cum urmează:
s-a stabilit o perioadă de studiu de 21,5 ani (cca. 1,5 an construcția și 20 ani perioada de exploatare) începând din luna aprilie 2013;
a fost considerată ca monedă de lucru euro pentru evaluarea costurilor și veniturilor proiectului, la cursul oficial pentru 2014 de 1 EUR = 4,5 RON. Prognoza pe termen lung a cursului de schimb EUR/RON consideră valorile furnizate de pe termen scurt (2012-2016), unde se prevede un curs de schimb pentru 1 Euro de 4,40 RON în 2015 și 2016, pe restul orizontului de analiză fiind considerată aceeași valoare a cursului de schimb de 4,40 RON / EUR;
pentru actualizarea la momentul studiului a costurilor și veniturilor viitoare, s-a considerat o rată de actualizare egală cu 10%, în vederea asigurării comparabilității cu indicatorii de fezabilitate de referință pentru aceeași tehnologie stabiliți de ANRE;
analiza economică preliminară se va realiza în prețuri curente, fiind considerată escaladarea anuală a prețurilor serviciilor cu un indice mediu de creștere a prețurilor de consum (inflație) de 2,48% pentru perioada 2013-2019, respectiv de 2% după 2019, când se estimează intrarea în zona ;
toate prețurile și valorile de investiție, cheltuielile etc. utilizate în analiză nu conțin TVA;
durata de realizare a investiției: s-a considerat că investiția se realizează în 16,5 luni (inclusiv perioada de probe), respectiv în anii 0 și 1 al duratei de studiu, începând din luna aprilie 2013 și se termină în luna august 2014.
duratele de viață ale echipamentelor considerate în cadrul soluțiilor: 20 de ani;
indicii de variație a prețurilor la energia electrică și certificatelor verzi (CV), precum și a tarifului de injecție în rețea sunt cei agreați cu Clientul.
Criteriile economice utilizate în cadrul prezentei analize preliminare sunt:
Criteriul Veniturilor nete actualizate (VNA);
Rata internă de rentabilitate (RIR);
Durata de recuperare actualizată (DRA)
Pentru aplicarea acestor criterii s-au utilizat relațiile de calcul precizate mai jos.
Venitul net actualizat (VNA)
Reprezintă valoarea netă a fluxurilor de numerar viitoare exprimată la momentul studiului, calculată prin tehnica actualizării, după formula următoare:
3.1
unde:
Vt – beneficiul anual obținut în urma realizării investiției, [u.m./an]
It – investiția anuală, [u.m./an];
Ct – cheltuieli anuale de exploatare, [u.m./an];
D – orizontul de timp al analizei [ani];
a – rata de actualizare [%/an].
VNA reprezintă într-o formă sintetică eficiența intrinsecă a investiției analizate, pentru o perioadă de studiu considerată și o rată de actualizare aleasă. Condiția pentru acceptare a investiției este VNA > 0.
Rata internă de rentabilitate (RIR)
Reprezintă rata de actualizare pentru care, pe durata de studiu considerată, venitul net actualizat este nul (VNA = 0).
3.2
unde Vt, It, Ct și D au semnificațiile menționate anterior.
RIR indică în ce măsură investiția este profitabilă față de rate mai mari de actualizare decât rata aleasă în calcul. Condiția necesară pentru acceptarea investiției este RIR > a.
Durata de recuperare actualizată (DRA)
Reprezintă durata pentru care, cu rata de actualizare aleasă, venitul net actualizat are valoarea zero (VNA = 0).
3.3
unde: Vt, It, Ct și a au semnificațiile arătate anterior.
Durata de recuperare actualizată (DRA) exprimă capacitatea obiectivului de a restitui capitalul investit din beneficiile obținute prin exploatare, cu considerarea valorii în timp a banilor (a actualizării), adică reprezintă numărul de ani în care veniturile obținute egalează valoarea investiției, în unități actualizate. Condiția pentru acceptarea investiției este ca DRA să fie mai mică decât o durată de recuperare maximă admisă.
3.3.2 Costul investițional
Costurile investiționale aferente celor două soluții tehnice de echipare au fost determinate în acord cu datele disponibile, la care se adaugă costurile îndatorării pe perioada construcției (capitalizarea dobânzii și comisioanelor), fiind prezentate în tabelul de mai jos.
Tabel 3.3 Valoarea totală a investiției[22]
3.3.3 Costurile și veniturile proiectului
Principalele elemente de cost estimate pentru analiza economică și financiară sunt:
Costuri de investiții;
Costuri de exploatare anuale:
întreținere și reparații;
personal (salarii directe);
costul cu asigurările;
costuri indirecte;
amortizarea.
costuri financiare cu angajarea creditului pe perioada de operare.
Principalele elemente de venit pentru analiza economică și financiară sunt:
Venituri din vânzarea energiei electrice produse la pornire pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU);
Venituri din vânzarea certificatelor verzi pe piața omonimă administrată de OPCOM (PCCV).
3.3.4 Finanțarea investiției
Principala sursă considerată pentru de finanțarea proiectului este un împrumut bancar, dimensionat la 85% din valoarea de achiziție a turbinelor eoliene, la care se adaugă valoarea integrală a costului creditului (dobânzile și comisioanele pe perioada construcției). Necesarul de finanțare al proiectului este completat de contribuția din surse proprii, care acoperă restul de 15% din valoarea de achiziție a turbinelor, costul integral al celorlalte elemente de deviz general cu excepția costului creditului, precum și o rezervă financiară, constituită cu scopul acoperirii costurilor financiare cu împrumutul în decursul primului an de funcționare (rambursări semestriale și dobânzi).
A rezultat astfel o schemă de finanțare a investiției din surse proprii de 35÷37% și respectiv 63÷65% împrumut bancar. Cotele procentuale diferă în funcție de scenariu, așa cum este detaliat în tabelul următor.
Tabelul 3.4 Schemă de finanțare
Împrumutul bancar este caracterizat de termenii de finanțare prezentați mai jos:
Durata derulării creditului (maturitate) 11 ani
Perioada de grație 6 luni
Durata returnare credit 10,5 ani
Dobândă anuală returnare EURIBOR 6M+2,25%/an
Dobânda pe perioada construcției EURIBOR 6M+2,25%/an
Comision de acordare 2,0%/valoare împrumut
Prima de risc financiar 1,25%/valoare împrumut
Comision de neutilizare 2,25%/valoarea neutilizată
Schema de rambursare principal rate semestriale egale
Valoarea dobânzii EURIBOR 6M la data elaborării studiului este de 0,335%/an.
3.3.5 Costuri anuale de operare (OPEX)
Cheltuielile variabile
Cheltuieli cu injecția energiei
Costurile anuale cu taxa de injecție s-au stabilit prin considerarea unui tarif de cca. 2,15 EUR/MWh, indexabilă anual cu o rată medie de 0,3%.
Cheltuieli pe piața de echilibrare
Au fost considerate cheltuieli anuale pe piața de echilibrare (plata dezechilibrelor la notificare, penalități) la nivelul de 7,5 EUR/MWh (2013), cu o variație în timp similară cu evoluția ratei inflației anuale considerată în modelul de prognoză proprietar cu o valoare medie de 2,03%/an (2013-2038).
Cheltuielile variabile cu întreținerea (O&M variabile)
La acest capitol s-a considerat un cost specific al primului an de funcționare de 3 EUR/MWh (RePower), respectiv de 10 EUR/MWh (Vestas). Creșterea treptată acestor costuri pe orizontul de analiză este prezentată în figura de mai jos.
Figura 3.1 Costurile variabile cu întreținerea
Redevența variabilă
Costul concesionării terenului se reflectă prin redevența variabilă, care se plătește anual la nivelul unei cote procentuale de 2,5% aplicată fluxului de numerar brut (EBITDA) al anului precedent.
Cheltuielile fixe cu întreținerea, reparațiile și forța de muncă (O&M fixe)
La acest capitol s-a considerat un cost specific de 20 000 EUR/turbină și an, indexabil anual cu indicele de creștere a prețurilor de consum.
Tabel 3.5 Costurile de operare și mentenanță fixe
A fost considerată variația în timp a acestor costuri similară cu evoluția ratei inflației anuale considerată în modelul de prognoză proprietar cu o valoare medie de 2,03%/an (2013-2038).
Cheltuielile cu asigurările
S-a considerat o valoare totală pentru prima de asigurare pentru de 7000 EUR/turbină și an pentru Scenariul 1 și respectiv de cca. 6040 EUR/turbină și an pentru Scenariul 2, cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale. Valorile totale (2013) pentru cele 29 de turbine sunt prezentate în tabelul de mai jos.
Tabel nr. 3.6 Costurile anuale cu asigurările (MEUR/an)
Cheltuieli cu managementul financiar
S-a considerat o valoare totală pentru managementul financiar pentru ambele variante de cca. 43,50 EUR/an (2013), cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale.
Cheltuieli cu amortizarea
Pentru ambele scenarii, la stabilirea cheltuielilor cu amortizarea s-a considerat o schemă de amortizare liniară pe o durată de 20 de ani cu valorile anuale precizate în tabelul de mai jos.
Tabel 3.7 Costurile anuale cu amortizarea (MEUR/an) – Scenariul 1
Tabel 3.8 Costurile anuale cu amortizarea (MEUR/an) – Scenariul 2
Redevența fixă
Costul concesionării terenului se reflectă și prin redevența fixă, care se plătește anual la nivelul unei valori de referință de 1.000 EUR/turbină, cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale.
Alte cheltuieli fixe
Au fost luate în considerare și cheltuieli indirecte ale proiectului, reprezentând valoarea costurilor de pază și securitate a parcului, IT&C, curățenie, întreținere căi de acces, sponsorizări etc. Aceste costuri au fost stabilite la un nivel de 60.000 EUR/an (2013), cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale.
3.3.6 Veniturile proiectului
Proiectul va înregistra următoarele surse de venit:
Venituri din vânzarea energiei electrice produse la prețul mediu anual prognozat pentru PZU, cu evoluția prezentată în figura de mai jos.
Figura 3.2 Prognoza prețului energiei electrice în PZU, 2013-2038[22]
Venituri din vânzarea pe Piața Centralizată a Certificatelor Verzi (PCCV) a certificatelor verzi emise în contul energiei electrice livrate în rețea, la un preț prognozat bazat pe valoarea limitei inferioare de tranzacționare de cca. 28 EUR/MWh (2013), cu evoluția prezentată în figura următoare.
Figura 3.3 Prognoza prețului Certificatelor Verzi, 2013-2038
Pentru producția livrată anual, în ambele scenarii s-a considerat un coeficient de indisponibilitate a turbinelor eoliene de cca.10% în anul 1 (datorat în principal celor 50 de zile de testare anterioare PIF, când se va funcționa la sarcini parțiale), iar pentru restul orizontului de analiză, un coeficient de îmbătrânire mediu de 0,21%/an pentru anii de funcționare 2÷10, respectiv de 0,36%/an pentru anii de funcționare 11÷20. Pentru cele două scenarii considerate, producția livrată în rețea și numărul certificatelor verzi tranzacționate pe piața de certificate verzi(PCCV) sunt prezentate în figurile și tabelele următoare.
Tabel 3.9 Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul1, P90
Tabel 3.10 Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 1, P75
Tabel 3.11 Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 1, P50
Figura 3.4 Prognoza producției anuale de energie electrică – Scenariul 1
Tabel 3.12 Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 2, P90
Tabel 3.13 Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 2, P75
Tabel 3.14 Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 2, P50
Figura 3.5 Prognoza producției anuale de energie electrică– Scenariul 2
Reprezentarea producției de energie electrică pe orizontul de analiză prin trei curbe distincte se justifică prin faptul că în urma efectuării măsurătorilor și a studiului de vânt, producția s-a estimat probabilistic prin media anuală pentru primii 10 ani de operare. Cele trei curbe reprezintă valorile producțiilor anuale derivate cu coeficienții de degradare anuală (îmbătrânire), corespunzătoare unor probabilități de 50%, 75% și respectiv de 90% ca producția realizată să fie superioară sau egală cu valorile P50, P75 și P90. Din cele trei abordări posibile (P90, P75 și P50), la efectuarea analizei cost beneficiu se va considera curba de producție P90 ca referință, urmând ca valorile indicatorilor de fezabilitate obținuți în abordările P75 și P50 să fie prezentați cu titlu informativ.
3.3.7 Valoarea reziduală
Valoarea reziduală (VR) la finele perioadei de analiză a fost stabilită prin aplicarea metodei lichidării activului, fiind dedusă prin diferența dintre veniturile rezultate din valorificarea unor echipamente/instalații și costurile cu eliminarea obiectivului de investiții de pe amplasament. Astfel au fost considerate veniturile obținute din valorificarea la cota estimată de piață din unor echipamente/instalații (turbine eoliene, cabluri electrice, transformator, invertor etc.). De asemenea, au fost estimate costurile eliminării obiectivului de investiții de pe amplasament, prin agregarea cheltuielilor titularului proiectului cu manopera și chiria utilajelor folosite pentru demontarea echipamentelor/instalațiilor, demolarea elementelor de infrastructură, transportul și depozitarea conformă a acestora. Veniturile din lichidarea activului se suplimentează cu valoarea de piață în anul parcelei de teren achiziționată în 2013 la valoarea de 118 000 EUR (vezi cap.1 Deviz General). Pentru estimarea acestei valori, s-a utilizat o rată de apreciere de 5,0%/an. Fundamentarea VR pentru cele două scenarii analizate este prezentată în tabelele de mai jos.
Tabel 3.15 Fundamentarea valorii reziduale – Scenariul 1
Tabel 3.16 Fundamentarea valorii reziduale – Scenariul 2
3.3.8 Costurile și veniturile unitare ale proiectului
Costurile și veniturile unitare ale proiectului reprezintă un bun indicator de monitorizare a eficienței obiectivului de investiții. Acestea se determină pentru fiecare an de funcționare pe baza costurilor totale de exploatare anuale și a veniturilor, și respectiv a energiei electrice livrate. Pentru prezentul proiect, evoluția costurilor și veniturilor unitare ale proiectului este prezentată în figurile următoare.
Figura 3.6 Costurile și veniturile unitare ale proiectului în Scenariul 1[22]
Figura 3.7 Costurile și veniturile unitare ale proiectului în Scenariul 2[22]
Din analiza figurilor se observă că pe perioada 2014-2029, veniturile unitare sunt superioare costurilor unitare, precum și stratificarea costurilor și veniturilor unitare pe paliere, datorită următorilor factori:
existența cheltuielilor financiare aferente creditului de investiții în perioada 2014-2025;
încheierea perioadei de aplicabilitate a schemei de promovare în 2028.
Se mai poate observa că începând cu 2030, costurile unitare depășesc ușor veniturile unitare, datorită dispariției certificatelor verzi ca sursă de venit.
3.3.9 Fluxurile de numerar ale proiectului
Definit ca diferență netă între intrările și ieșirile de numerar la nivelul unei perioade, fluxul de numerar reflectă capacitatea proiectului de a acoperi costurile de exploatare, financiare și extraordinare în fiecare exercițiu financiar al orizontului de analiză. Pentru prezentul proiect, a fost utilizat fluxul de numerar liber, cu includerea variației capitalului de lucru, definit ca diferență între încasările și plățile la 30 de zile.
Pentru cele două scenarii considerate, fluxurile de numerar liber ale proiectului (în valori curente, actualizate și cumulat) sunt prezentate în figurile de mai jos.
Figura 3.8 Fluxurile de numerar ale proiectului în Scenariul 1
Figura 3.9 Fluxurile de numerar ale proiectului în Scenariul 2
Din analiza figurilor de mai sus se observă că recuperarea costului investițional survine pentru ambele scenarii în decursul anului 21 (2034).
3.3.10 Rezultatele analizei cost-beneficiu
Indicatorii de fezabilitate rezultați la analiza economică sunt prezentați în tabelele și graficele următoare.
Tabel 3.17 Rezultatele analizei cost-beneficiu, P90[22]
Tabel 3.18 Rezultatele analizei cost-beneficiu, P75[22]
Tabel 3.19 Rezultatele analizei cost-beneficiu, P50[22]
Figura 3.10 Venitul net actualizat al proiectului
Figura 3.11 Rata internă de rentabilitate a proiectului
Din analiza datelor prezentate se observă că Scenariul 1 este fezabil, iar Scenariul 2 nu. Indicatorii asociați Scenariului 1 sunt superiori celor aferenți Scenariului rezultat în abordarea de referință (P90) o durată de recuperare actualizată de cca. 21 ani, un venit net actualizat de cca. 2,3 MEUR și o rată internă de rentabilitate de 10,8%. În cazul în care investiția se angajează exclusiv din surse proprii (fără împrumut bancar), indicatorii de fezabilitate se deteriorează, proiectul devenind nefezabil.
3.4 Analiza de senzitivitate
Analiza de senzitivitate a fost elaborată pentru a determina influența celor mai importanți parametri ai proiectului (factori critici) asupra rezultatelor economice prezentate la paragraful anterior. Variația a fost aplicată următorilor parametrii-cheie:
costul investițional la o variație cu ±10% (cazurile de senzitivitate 1 și 2);
costurile de întreținere variabile la o variație cu ±10% (cazurile de senzitivitate 3 și 4);
prețul energiei electrice la o variație cu ±10% (cazurile de senzitivitate 5 și 6);
prețul certificatelor verzi la o variație cu +10% (cazul de senzitivitate 7);
producția de energie electrică la o variație cu -5%/+10% (cazurile de senzitivitate 8 și 9);
decalajul datei PIF reale față de data PIF planificată de ±60 de zile (cazurile de senzitivitate 10 și 11).
Criteriul de selecție a constat în elementele de costuri și venituri cu ponderi semnificative în valorile totale ale costurilor/veniturilor anuale sau factori cu caracter tehnic predominanți (producție, data PIF).
A fost construită următoarea matrice de senzitivitate:
Tabel 3.20 Matricea de senzitivitate[22]
3.4.1 Rezultatele analizei de senzitivitate
Rezultatele analizei de senzitivitate sunt prezentate în figurile și tabelele de mai jos. Din analiza figurilor și a tabelului, se observă că factorul critic cu cea mai importantă influență asupra indicatorilor de fezabilitate ai proiectului este costul investițional, urmat de prețul de vânzare a certificatelor verzi pe PCCV, producția de energie electrică și prețul de vânzare a energiei electrice pe PZU. Decalajul față de data PIF și costurile de întreținere variabile au o influență redusă, situându-se sub pragul critic.
Figura 3.12 Senzitivitate VNA
Figura 3.13 Senzitivitate RIR
Tabel 3.21 Analiza de senzitivitate pentru Scenariul 1[22]
3.4.2 Prețurile de echilibru
Prețurile de echilibru (sau valorile de comutație în terminologia analizei cost-beneficiu pentru proiectele finanțate din fonduri structurale) sunt acele valori ale variabilelor critice ale proiectului pentru care se atinge pragul de eficiență (venitul net actualizat nul, rentabilitatea egală cu rata de actualizare și indicele de profitabilitate unitar). Din punct de vedere practic, prețurile de echilibru indică valoarea limită pe care ar putea să o înregistreze in extremis o variabilă critică, valoare până la care proiectul continuă să rămână fezabil. Pentru cazul de față, au fost determinate prețurile de echilibru pentru factorii critici studiați anterior la analiza de senzitivitate, prezentate în tabelul următor.
Tabel 3.22 Prețurile de echilibru – Scenariul 1
Din analiza valorilor prezentate în tabel, se constată că există marje reduse de variație ale factorilor critici, fiind necesară o creștere de numai 3% a costului investițional sau o reducere cu peste 4,5% a prețului energiei electrice pentru atingerea pragului de eficiență a proiectului.
4.4.3 Scenarii pesimiste (Worst case scenarios)
Conform Ordinelor ANRE Nr. 42/2011 și 6/2012, autoritatea poate reduce numărul de CV acordate pentru proiectele noi. În cazul de față, acest lucru înseamnă reducerea de la 2 certificate verzi la o valoare mai mică a numărului de CV acordate pentru fiecare MWh livrat în rețea. Scenariile pesimiste se definesc ca fiind acelea în care se primesc în perioada 2014-2017 numai 1,5 și respectiv 1 CV/MWh livrat.
Tabel 3.23 Rezultatele analizei cost-beneficiu la diminuarea numărului de CV
Figura 3.14 VNA și RIR versus număr certificate
Din tabelul și figura de mai sus se poate observa că proiectul nu mai rămâne fezabil în cazul diminuării numărului de CV acordate în perioada 2014-2017 de la 2 la 1,5 și respectiv 1 CV/MWh. Limita de eficiență se atinge când în perioada 2014-2017 se acordă 1,67 CV pentru fiecare MWh livrat.
Capitol IV. Tehnologia de execuție a reperului ”Plăcă de prindere”
4.1. Semifabricat, formă, material utilizat, dimensiuni
Pentru executarea reperului „Placa de prindere” am ales ca material oțelul OLC45 STAS 880-88, oțel laminat de calitate cu concentrația de carbon de 0.45 daN/mm2 .
Compoziția chimica:
Carbon: 0.43.…0.48%
Mangan: 0.5.…0.80%
Siliciu: 0.17..…0.37%
Crom: max….. 0.03%
Nichel: max… 0.03%
CARACTERISTICI TEHNICE
Rezistenta la tracțiune: 700…840 N/mm
Alungirea la rupere: 14%
Reziliența: 40J/cm2
Modulul de elasticitate: 21000N/mm2
Duritate Brinnel in stare recoapta: max 207
Tratamentele termice aplicabile acestei mărci de oțel sunt:
a) tratamente termice primare, aplicate pe semifabricate cu grad redus de prelucrare : recoacere de normalizare, recoacere de omogenizare, recoacere de înmuiere;
b) tratamente termice secundare (finale), aplicate pieselor finite : călire, revenire, tratamente termochimice.
Figura 4.2 Reprezentarea 3D a plăcii de bază proiectate și realizate.
Figura 4.1 Desenul de execuție pentru placa de bază.
4.2. Itinerar tehnologic
Debitarea din placă 556x356x40 [mm]
Frezare de degroșare
Frezare de finisare
Teșirea muchiilor la 5×45°
Teșirea muchiilor 1×45°
Găurire Φ17 [mm]
Găurire Φ28 [mm]
Frezare Φ31,875 [mm]
Găurire la Φ 22 [mm] străpuns
Frezare Φ 25 [mm]
Frezare Φ 42 [mm]
Teșire 4×45°
Frezare canal pană
Găurire Φ 5 [mm]
Filetare M6
Găurire Φ12,5 [mm]
Filetare M14
Tratament termic călire-revenire HRC 42-45
Rectificare cilindrică interioară Φ32H7
Rectificare plană la 32±0.05 [mm]
4.3 Calculul adaosului de prelucrare.
Adaosul de prelucrare este surplusul de material care se prevede pe suprafața piesei ce urmează a fi prelucrată ulterior prin așchiere. Pentru a se obține piesa finită la forma și dimensiunile stabilite în proiect, suprafața piesei se prelucrează printr-o succesiune de operații și faze.
De la degroșare până la rectificare se îndepărtează straturi succesive de material. Materialul înlăturat de la o operație la alta în scopul obținerii dimensiunii finale, formează adaosul de prelucrare al operației. Se măsoară normala suprafață prelucrată și, de regulă, de o singură parte (pe rază).
Adaosul de prelucrare poate fi simetric sau asimetric. Cel simetric se întâlnește la suprafețe de revoluție simetrice, cazul suprafețelor cilindrice și plane care se prelucrează pe ambele suprafețe simultan, iar cel asimetric în cazul suprafețelor plane ce se prelucrează succesiv. Acestea se datorează faptului că prin prelucrare nu se pot obține dimensiuni precise pentru adaosul de prelucrare ca și in cazul dimensiunilor piesei.
Toleranța la adaosul total este in același timp toleranța la dimensiunea corespunzătoare a semifabricatului și va fi egală cu aceasta. Rezultă că toleranța pentru adaosul de prelucrare va corespunde cu toleranța dimensiunii respective.
Stabilire unui adaos de prelucrare prea mare duce la pierderi de material prin așchii, crește volumul de muncă la prelucrarea mecanică și costul piesei.
Un adaos de prelucrare prea mic îngreunează trasarea și centrarea piesei pe mașina-unealtă. Din această cauză, uneori se pot produce rebuturi.
Stabilirea corectă a adaosului de prelucrare are o mare importanță, mai ales în cazul prelucrării pieselor prin metoda reglării (pe mașini-automate), la care modificarea adaosurilor poate deregla procesul de prelucrare.
Procesul de prelucrare se poate stabilii analitic sau tabelar. Cel stabilit tabelar este adoptat din standarde de stat. Aceste normative nu pot ține seama însă de toate particularitățile executării piesei.
Adaosul de prelucrare stabilit analitic ține seama de procedeele tehnologice de obținere a semifabricatului și de felul operațiilor de prelucrare mecanică.
Mărimea adaosului de prelucrare depinde de mai mulți factori:
materialul folosit
dimensiunile și greutatea piesei
caracterul producției
felul și numărul operațiilor de prelucrare
sistemul de bazare
erorile de prelucrare
Se disting următoarele noțiuni de stabilire a adaosului de prelucrare:
Adaosul de prelucrare intermediar – este stratul de material ce se îndepărtează la operația (faza) respectivă de prelucrare.
Adaosul de prelucrare total – este stratul de material necesar pentru efectuarea tuturor operațiilor de prelucrare mecanică a suprafeței considerate, de la semifabricat la piesă finită.
Adaosul de prelucrare intermediar minim se calculează cu relațiile următoare:
pentru adaosuri simetrice (pe diametru) la suprafețe interioare și exterioare de revoluție :
pentru adaosuri asimetrice – la suprafețele plane opuse, prelucrate succesiv:
în care:
– adaosul de prelucrare minim considerat pe o parte (pe rază sau pe o singură suprafață)
– înălțimea neregularității de suprafață rezultate la faza precedentă
– adâncimea stratului superficial defect (ecruisat), format la faza precedentă
– abaterile spațiale ale suprafeței de prelucrat, rămase după efectuarea fazei precedente
– eroarea de așezare la faza de prelucrare considerată.
4.3 Calcul parametrilor de așchiere
frezarea suprafețelor de contur a plăcii de prindere
Adaosul de prelucrare calculat la
2Ac= 10 [mm], se împarte pe ambele laturi ale plăcii:
Ac=10/2= 5 [mm];
Adâncimea de așchiere:
t=Ac= 5 [mm]
Avansul pe dinte: Sd = 0,2 [mm] [12.pag.201.tab.11.4.]
Prelucrarea o vom realiza pe o mașină de frezat vertical FUS 32, cu o freză cilindro-frontală cu dinți demontabili cu plăcuțe din carburi metalice, cu diametrul D=80[mm], grosimea h=30[mm] și numărul de dinți z=10, STAS 6308-82.
Durabilitatea economică a frezei este: Tec = 120 min. recomandă n=225 rot/min și VS =125 [mm/min].
Din caracteristicile mașinii unelte alegem: n=236 rot/min și VS = 125[mm/min]
Avansul pe rotație: sr = 0,5 [mm/rot];
Viteza de așchiere:
V= = 59,3 [m/min]
Frezarea suprafețelor A și B a plăcii de prindere:
Prelucrarea o vom executa pe o mașină de frezat universal FUS 32, cu o freză cilindro-frontală cu coadă conică cu diametrul D= , l=32 mm, L= (L-lungimea totală; l- lungimea dinților);
Adaosul de prelucrare este Ac = .
Adâncimea de prelucrare: ts = Ac=4 [mm].
Durabilitatea frezei: Tec = 90 min; [12.pag.99.tab.9.25]
Viteza de avans: 130 [mm/min]
Turația frezei: nf = 550 [rot/min]
Din caracteristicile mașinii: VS=125 [mm/rot] și nf = 600 [rot/min];
Avansul pe rotație: sr= 0,2 [mm/rot]
Viteza de așchiere: V==33,93 40 [m/min]
Executare teșire 1×45° .
Avansul de lucru: s = 0,1 [mm/rot] [12.pag.257.tab.12.70]
Viteza de așchiere: Vp = 10÷18 [m/min] [12.pag.257.tab.12.71]
Turația de lucru: n = = 265 [rot/min]
Alegem: n = 250 [rot/min];
Viteza reală de așchiere: V = 9,42 [m/min].
Executare teșire 5×45°
Teșirea se va executa folosind o mașină de frezat, cu freză cilindro-frontală de diamentru Ø18.
Avansul de lucru: s = 0,1 [mm/rot] [12.pag.257.tab.12.70]
Viteza de așchiere: Vp = 10÷18 [m/min] [12.pag.257.tab.12.71]
Turația de lucru: n = = 265 [rot/min]
Alegem: n = 250 [rot/min];
Viteza reală de așchiere: V = 9,42 [m/min]
Prelucrarea găurilor ø17
Găurirea se va executa pe o mașină de găurit G40, folosind un dispozitiv de găurit multiax, cu patru burghie Ø17, cu unghiul la vârf 2x = 118o.
Adâncimea de așchiere:
Avansul de lucru:
S = KS · CS · D0,6 [mm/rot] [12.pag.226.12.3]
KS = 0,9 – coeficientul de corecție [12.pag.226.tab.12.8]
CS = 0,039 – coeficientul de avans
D= 17 – diametrul burghiului
S = 0,9 · 0,039 · 17 0,6 = 0,1920, 2 [mm/rot]
Între axele principale ale dispozitivului de găurit multiax există raportul de transmitere i=1, astfel că fiecare burghiu va lucra cu s= 0, 2 [mm/rot].
Forța de avans pentru fiecare burghiu:
Fx = CFx·D·S [daN] [12.pag.231.12.4]
CFx =60,5
YFx = 0,8
Fx = 60,5 ·17 · 0,20,8 = 283,81 [daN]
Forța totală de avans:
ΣFx = Fx1 +Fx2+ Fx3+ Fx4 = 1135,2 [daN].
Avansul real de lucru, rezultat din caracteristicile mașinii este:
Sreal = 0,2 [mm/rot]
Viteza de așchiere:
V= [m/min] [12.pag.23312.7]
Cv = 10,5
ZV = 0,25
m = 0,125
YV = 0,55
T = 21 [min]
Kvp = KMv · KTv ·Klv · Ksv [12.pag.233.12.9]
KMv =
KTv = 0,79
Klv = 1
KSv = 1 [12.pag.234.tab.12.23]
Turația burghielor:
Din cartea mașinii alegem: n = 600 [rot/min].
Viteza reală de lucru:
Viteza de tăiere:
Prelucrarea găură ø22
Găurirea se va executa pe o mașină de găurit G40, cu ajutorul unui burghie ø22, cu unghiul la vârf 2x = 118o.
Adâncimea de așchiere:
Avansul de lucru:
S = KS · CS · D0,6 [mm/rot] [12.pag .226.12.3]
KS = 0,9 – coeficientul de corecție [12.pag.226.tab.12.8]
CS = 0,039 – coeficientul de avans D= 10 – diametrul burghiului
S = 0,9 · 0,039 · 22 0,6 = 0,1390,22 [mm/rot]
Forța de avans pentru fiecare burghiu:
Fx = CFx·D·S [daN] [12.pag.231.12.4]
CFx =60,5
YFx = 0,8
Fx = 60,5 ·22 · 0,220,8 = 396,38 [daN]
Avansul real de lucru, rezultat din caracteristicile mașinii este:
Sreal = 0,20 [mm/rot]
Viteza de așchiere:
V= [m/min] [12.pag.233,12.7]
Cv = 10,5
ZV = 0,25
m = 0,125
YV = 0,55
T = 21 [min]
Kvp = KMv · KTv ·Klv · Ksv [12.pag.233.12.9]
KMv =
KTv = 0,79
Klv = 1
KSv = 1 [12.pag.234.tab.12.23]
Turația burghiului:
Din cartea mașinii alegem: n = 400 [rot/min].
Viteza reală de lucru:
Viteza de tăiere:
Prelucrarea găurilor ø28
Găurirea se va executa pe o mașină de găurit G40, folosind un burghiu ø28, cu unghiul la vârf 2x = 118o.
Adâncimea de așchiere:
Avansul de lucru:
S = KS · CS · D0,6 [mm/rot] [12.pag.226.12.3]
KS = 0,9 – coeficientul de corecție [12.pag.226.tab.12.8]
CS = 0,039 – coeficientul de avans
D= 28 – diametrul burghiului
S = 0,9 · 0,039 · 28 0,6 = 0,259180,25 [mm/rot]
Forța de avans pentru fiecare burghiu:
Fx = CFx·D·S [daN] [12.pag.231.12.4]
CFx =60,5
YFx = 0,8
Fx = 60,5 ·28 · 0,250,8 = 558,81 [daN]
Avansul real de lucru, rezultat din caracteristicile mașinii este:
Sreal = 0,25 [mm/rot]
Viteza de așchiere:
V= [m/min] [12.pag.233,12.7]
Cv = 10,5
ZV = 0,25
m = 0,125
YV = 0,55
T = 21 [min]
Kvp = KMv · KTv ·Klv · Ksv [12.pag.233.12.9]
KMv =
KTv = 0,79
Klv = 1
KSv = 1 [12.pag.234.tab.12.23]
Turația burghielor:
Din cartea mașinii alegem: n = 240 [rot/min].
Viteza reală de lucru:
Viteza de tăiere:
Pentru prelucrarea găurilor ø5
Găurirea se va executa pe o mașină de găurit G40 cu ajutorul unui burghiu ø5, cu unghiul la vârf 2x = 118o.
Adâncimea de așchiere:
Avansul de lucru:
S = ks · cs · d0,6 [mm/rot] [12.pag.226.12.3]
Ks = 0,9 – coeficientul de corecție [12.pag.226.tab.12.8]
Cs = 0,039 – coeficientul de avans
D= 5 – diametrul burghiului
S = 0,9 · 0,039 · 5 0,6 = 0,0920,10 [mm/rot]
Forța de avans pentru burghiu:
Fx = Cfx·C·S [dan] [12.pag.231.12.4]
Cfx =60,5
Yfx = 0,8
Fx = 60,5 ·5 · 0,100,8 = 47,943 [daN]
Avansul real de lucru, rezultat din caracteristicile mașinii este:
sreal = 0,10 [mm/rot]
Viteza de așchiere:
V= [m/min] [12.pag.23312.7]
Cv = 10,5
Zv = 0,25
m = 0,125
Yv = 0,55
T = 21 [min]
Kvp = kmv · ktv ·klv · ksv [12.pag.233.12.9]
KMv =
Ktv = 0,79
Klv = 1
Ksv = 1 [12.pag.234.tab.12.23]
Turația burghielor:
Din cartea mașinii alegem: n = 1200 [rot/min].
Viteza reală de lucru:
Viteza de tăiere:
Filetarea M6
Adîncimea de așchiere în acest caz este de t= 0,5 mm
Avansul în cazul filetării cu tarozi este egal cu pasul filetului s=1 mm
Viteza de așchiere se determină cu relația:
în care:
d=6 mm – diametrul tarodului;
T=190 min – durabilitatea tarodului;
p= 1 mm – pasul filetului
Turația se calculează cu relația:
turația reală aleasă din gama mșinii nmaș=160 [rot/min]
Viteza de lucru efectivă va fi:
prelucrare găură ø12
Găurirea se va executa pe o mașină de găurit G40, folosind un burghiu Ø12,5, cu unghiul la vârf 2x = 118o.
Adâncimea de așchiere:
Avansul de lucru:
S = KS · CS · D0,6 [mm/rot] [12.pag.226.12.3]
KS = 0,9 – coeficientul de corecție [12.pag.226.tab.12.8]
CS = 0,039 – coeficientul de avans D= 10 – diametrul burghiului
S = 0,9 · 0,039 · 12.5 0,6 = 0,1430,14 [mm/rot]
Forța de avans pentru fiecare burghiu:
Fx = CFx·D·S [daN] [12.pag.231.12.4]
CFx =60,5
YFx = 0,8
Fx = 60,5 ·12 · 0,140,8 = 156,88 [daN]
Avansul real de lucru, rezultat din caracteristicile mașinii este:
Sreal = 0,14 [mm/rot]
Viteza de așchiere:
V= [m/min] [12.pag.233,12.7]
Cv = 10,5
ZV = 0,25
m = 0,125
YV = 0,55
T = 21 [min]
Kvp = KMv · KTv ·Klv · Ksv [12.pag.233.12.9]
KMv =
KTv = 0,79
Klv = 1
KSv = 1 [12.pag.234.tab.12.23]
Turația burghielor:
Din cartea mașinii alegem: n = 1000 [rot/min].
Viteza reală de lucru:
Viteza de tăiere:
Filetarea M14
Adîncimea de așchiere în acest caz este de t= 1 mm
Avansul în cazul filetării cu tarozi este egal cu pasul filetului s=2mm
Viteza de așchiere se determină cu relația:
în care:
d=14 mm – diametrul tarodului;
T=190 min – durabilitatea tarodului;
p= 2 mm – pasul filetului
Turația se calculează cu relația:
turația reală aleasă din gama mașinii nmaș=160 [rot/min]
Viteza de lucru efectivă va fi:
Strunjirea interioară ø32
Strunjirea interioară se va realiza pe o mașină de alezat și frezat orizontal, folosind un cuțit de strunjit și un dispozitiv special pentru fixarea și centrarea piesei pe masa mașinii.
Adâncimea de lucru:
t = [12.pag.260. 13.1]
D = 28 [mm]
d = 31.85 [mm]
t = 3.85 [mm]
Avansul de lucru:
S = 0,1 [mm/rot], cu raza la vârful cuțitului r = . [12. pag.264.tab.13.7]
Viteza de așchiere:
Vp = ·KG [m/min] [12.pag.265. 13.3]
KVT = [12.pag.265.13.3]
K = 63. u = 0
x = 0,2 w = 1,25
y = 0,4 m = 0,2 [12.pag.265.tab.13.8]
Tec = 90 [min] [12.pag.262.tab.13.3]
Tef = 90 [min]
KVT = = 1
δr = 20 [daN]
HB = 200
KG = Kvx ·K·KVf · KVa
KVx = 1
K= 1
KVf = 1
KVa = 1
KG = 1 [12.pag.266.tab.13.9]
Turația de lucru:
Viteza de așchiere corectată cu coeficientul c = 0,7 [12.pag.187]
VPcor = VP · 0,7 = 113,34 ·0,7 = 79,34 [m/min], iar turația de lucru va fi:
Din gama de turații a mașinii alegem: n = 600 [rot/min].
Viteza reală de așchiere a cuțitului care prelucrează gaura Ø32:
Viteza de avans:
Din gama de avans alegem Va = 60 [mm/min].
Strunjirea interioară ø42
Strunjirea interioară se va realiza pe o mașină de alezat și frezat orizontal, folosind un cuțit de strunjit și un dispozitiv special pentru fixarea și centrarea piesei pe masa mașinii.
Adâncimea de lucru:
t = [12.pag.260.13.1]
D = 22 [mm]
d = 42 [mm]
t = 10 [mm]
Avansul de lucru:
S = 0,1 [mm/rot], cu raza la vârful cuțitului r = . [12. pag.264.tab.13.7]
Viteza de așchiere:
Vp = ·KG [m/min] [12.pag.265. 13.3]
KVT = [12.pag .265.13.3]
K = 63. u = 0
x = 0,2 w = 1,25
y = 0,4 m = 0,2 [12.pag.265.tab.13.8]
Tec = 90 [min] [12.pag.262.tab.13.3]
Tef = 90 [min]
KVT = = 1
δr = 20 [daN]
HB = 200
KG = Kvx ·K·KVf · KVa [12.pag.266]
KVx = 1
K= 1
KVf = 1
KVa = 1
KG = 1 [12.pag.266.tab.13.9]
Turația de lucru:
Viteza de așchiere corectată cu coeficientul c = 0,7 [12.pag.187]
este:
VPcor = VP · 0,7 = 93,64 ·0,7 = 65,55 [m/min], iar turația de lucru va fi:
Din gama de turații a mașinii alegem: n = 400 [rot/min].
Viteza reală de așchiere a cuțitului care prelucrează gaura Ø42:
Viteza de avans:
Din gama de avans alegem Va = 40 [mm/min].
Pentru rectificarea găurilor ø32h7
Mașina unealtă: mașina de prelucrat în coordonate Micromat.
Scula abrazivă: piatră cilindrică cu tijă tip I STAS 5086-76. D = 0,95 · 32 = Ø30,40 [mm]
Material abraziv: Cn; granulație: 50-40; duritate: J-K; liant C. Lățimea discului abraziv: 10 [mm].
Dispozitiv special pentru rectificare interioară;
Adaosul de prelucrare: 2ap = 0,3 [mm] ap = 0,15 [mm].
Adâncimea de așchiere: 0,001 [mm/c.d.]
Avansul longitudinal: Sl = 0,3·B = 0,3 · 10 = 3[mm/rot]
Numărul de treceri: i = =150 [treceri]
Viteza de așchiere: Vp = 12,5 [m/sec]. [12.tab.9.158]
Turația pietrei:
Din caracteristicile mașinii alegem: n = 8000 [rot/min]
Viteza de așchiere reală:
Numărul de rotații planetare: np = 345 [rot/min]. [12.tab.9.158]
Viteza de avans: Va = np·sl = 345·3= 1.035 [mm/min]
Durabilitatea pietrei: T = 7 [min] [12.tab.9.146]
4.4 Calculul normei tehnice de timp
Pentru operația de frezare (pentru suprafetele a+b+e+f)
Tn = Tb+Ta+Tdt+Tdo+Tpî/n [min] [12.pag.29.4.19]
Unde:
Tn – timpul normat pe operație;
Ta = timpul ajutător;
Tdt = timpul de deservire organizatorică;
Tdo = timpul de odihnă și necesități firești;
Tpî = timpul de pregătire-încheiere;
n = numărul pieselor din lotul de fabricație;
Tb = ·i [12.pag.29.4.13]
l = lungimea piesei;
l1 = lungimea de intrare a sculei;
l2 = lungimea de ieșire a sculei;
i = numărul de treceri;
Vs = viteza de tăiere;
l = 446 [mm];
l1 = +(0,5 ÷3) [mm] [12. pag.344, tab.12.1.]
l1 = +1,4 = +1,4= 20,6+1,4=22 [mm]
l2 = (1…6)[mm] [12.pag.344.tab.12.1]
l2 = 3 [mm]
VS = 125 [mm/min]
I = 1 [treceri]
Ta = t [12.pag.29.]
ta= 0,94 [min] [12.pag.335.tab.12.16]
ta= 0,07 [min] [12.pag.360.tab.12.21]
ta= 0,02+0,04+0,07+0,06+0,02+0,02=0,23 [min]
ta= 0,15 [min] [12.pag.375.tab.12.31]
ta= 0,16/10=0,016 [min] [12.tab.12.32]
Ta = 0,94+0,07+0,23+0,15+0,016 = 1,55 [min]
[12.tab.12.38]
[12.tab.12.39]
[12.pag.383.tab.12.38]
TPî = 16,5+2,5+9 = 28 [min] [12.tab.12.11]
Tn= 1,19+1,55+0,064+0,033 ++0,06 = 2,87 [min]
Pentru operația de frezare (pentru suprafetele c+d)
Tb = ·i [12.pag.29.4.13]
l= 16[mm]
l1 = +1,26= 4,74+1,26 = 6 [mm]
l2 = 3[mm];
VS = 125 mm/min; i=2;
ta= 0,25+0,07=0,32[min] [12.tab.12.16]
ta= 0,04+0,07+0,06+0,02+0,02+0,05+0,03 = 0,29 [min] [12.tab.12.30]
ta= 0,15 [min] [12.tab.12.31]
ta= 0,016 = min] [12.tab.12.32]
Ta = 0,32+0,29+0,15+0,016 = 0,78 [min]
Tdt = (5,5 ·1,2)/100 = 0,06 [min] [12.tab.12.38.pag.382]
Tdo = 1,4( 1,27+0,78)/100 = 0,03 [min] [12.tab.12.38]
To = 4,5 (1,27+0,78)/100 = 0,09 [min] [12.tab.12.39]
TPî = 16,5+2,5+9= 28 [min] [12.tab.12.11]
Tn= 1,27+0,78+0,06+0,03+0,09+0,0028 = 2,24 [min].
Pentru teșire 1×450
Tb = ·12 = = 1,12 [min]
Ta = 0,55+0,08+0,11 = 0,74 [min]
Tdt = (5,5+1,12)/100 = 0,066 [min]
Tdo = 1,2(1,12+0,74)/100 = 0,022 [min]
To = 4(1,12+0,74)/100 = 0,074 [min]
TPî = 28 [min]
Tn = 1,12+0,74+0,079+0,026+0,088+0,0028 = 2,05 [min]
Pentru teșire 5×450
Ta = 0,55+0,08+0,11 = 0,74 [min]
Tdt = (5,5+2.4)/100 = 0,079 [min]
Tdo = 2.4(1,12+0,74)/100 = 0,044 [min]
To = 4(1,12+0,74)/100 = 0,074 [min]
TPî = 28 [min]
Tn = 2.4+0,74+0,079+0,026+0,088+0,0028 = 3.33[min]
Pentru gaurire ø5
l= 32 [mm];
l1 = 4 [mm]
l2 = 2 [mm]
Tb = ;
tb = =0,164 [min]
ta= 0,16+0,08 = 0,24 [min] [12tab.12.16;12.21]
ta= 0,04+0,04+0,12+0,04+0,03 = 0,27 [min] [12.tab.12.30]
ta= 0,15 [min] [12.tab.12.31]
ta= 0,11 [min] [12.tab.12.38]
Ta = 0,24+0,27+0,15+0,11 = 0,77 [min]
Tdt = 6,3·0,164/100 = 0,01 [min] [12.tab.12.38]
Tdo = 1,4(0,164+0,77)/100 = 0,013 [min] [12.tab.12.38]
To = 4(0,164+0,77)/100 = 0,037 [min] [12.tab.12.39]
TPî = 28 [min] [12.tab.12.11]
Tn = 0,164+0,77+0,01+0,013+0,037+0,0028 = 1,00 [min].
Pentru găurire ø17
Tb = ·2 = 0,378 [min].
Ta = 0,77 + 0,06 = 0,83 [min]
Tdt = (7,8·0,378)/100 = 0,263 [min] [12.tab.12.38]
Tdo = 1,4 (0,378+0,83)/100 = 0,016
To = 4 (0,378+0,83)/100 = 0,048 [min] [12.tab.12.39]
TPî = 28 [min] [12.tab.12.11]
Tn = 0,378+0,83+0,026+0,016+0,047+0,0028 = 1,299 [min].
Pentru găurire ø22
Tb = ·2 = 0,32 [min].
Ta = 0,77 + 0,06 = 0,83 [min]
Tdt = (7,8·0,378)/100 = 0,263 [min] [12.tab.12.38]
Tdo = 1,4 (0,378+0,83)/100 = 0,016
To = 4 (0,378+0,83)/100 = 0,048 [min] [12.tab.12.39]
TPî = 28 [min] [12.tab.12.11]
Tn = 0,378+0,83+0,026+0,016+0,047+0,0028 = 1,18 [min].
Pentru găurire ø28
Tb = ·2 = 0,32 [min].
Ta = 0,77 + 0,06 = 0,83 [min]
Tdt = (7,8·0,378)/100 = 0,263 [min] [12.tab.12.38]
Tdo = 1,4 (0,378+0,83)/100 = 0,016
To = 4 (0,378+0,83)/100 = 0,048 [min] [12.tab.12.39]
TPî = 28 [min] [12.tab.12.11]
Tn = 0,378+0,83+0,026+0,016+0,047+0,0028 = 1,18 [min].
Pentru operația de rectificare plană suprafata A si B
Tb = [12.pag.61.5.26]
l = 446 [mm]
l1 + l2 = 15 [mm] [12.tab.12.76]
Vs = 8 [mm/min]
Bp = 70 [mm]
BD = 30 [mm]
βt = 0,2
h = 0,3 [mm]
Sp = 0,01 [mm]
K = 1,3 [12.tab.12.76]
u = 8 [piese]
Ta = 0,15+0,03+0,03+0,04+0,45+0,1 = 0,8 [min]
Td = (1,2·1,44)/15 + (4.91+0,8)·1,5/100 = 0,1152 + 0,0336 = 0,25 [min]
To = (4.91+0,8)·3/100 = 0,17 [min] [12.tab.12.85]
Tpî = 6+10 = 16 [min] [12.tab.12.86]
Tn= 1,44+0,8+0,25+0,17+0,0016 = 2,66 [min]
4.5 Planul de operații
În continuare se prezintă planul de operații pentru realizarea reperului dat.
Concluzii
Măsurătorile de vânt au rolul de a determina producția de energie electrică produsă de un parc eolian. Implicit se determină și veniturile estimative care se pot obține.
Acest lucru este necesar pentru a se putea determina tipul de generator eolian necesar pentru parcul eolian și pentru accesarea liniilor de finanțare utilizate la construcția unui parc eolian.
BIBLIOGRAFIE
Vestas 2 MW Descriere generală
Tony B., David S., Nick J., Ervin B.-Wind energy handbook- John Wiley & Sons,Ltd,2001
http://www.esrl.noaa.gov/psd/data/reanalysis/reanalysis.shtml
http://gmao.gsfc.nasa.gov/merra/
http://www.3tier.com/en/
http://www.ewea.org/statistics/european/
I Troen and E L Petersen, “European Wind Atlas”, Risø National Laboratory, Denmark, 1989
http://help.emd.dk/knowledgebase/
http://www.wasp.dk/
SR EN CEI 61400-12-1
Bungău,C., – Ingineria sistemelor de productie , Editura Universității din Oradea,2012.
Vlase, A. ș.a. -Regimuri de așchiere, adaosuri de prelucrare și norme tehnice de timp. Vol. I-II. Editura Tehnică, București, 1985.
Prichici,M.A., – Rezistența materialelor , Editura Universității din Oradea,2009
Pop,M.T., – Proiectarea asistată de calculator-suport de curs , Editura Universității din Oradea,2012.
Mudura,P., – Tratamente termice-suport de curs , Editura Universității din Oradea,2010
Botez, E., – Bazele așchierii și generării suprafețelor pe mașini -unelte, București, Editura Tehnică,1968
Botez, E., – Mașini-unelte, vol. l, ll, București, Editura Tehnică, 1978
Gafițeanu, M., – Organe de mașini, București, Editura Tehnică, 1983
Picos, C., – Normarea tehnică pentru prelucrări prin așchiere, vol. l, București, Editura Tehnică, 1979, vol. ll, București, Editura Tehnică, 1980
Vlase, A., s.a. – Tehnologii de prelucrare pe strunguri, București, Ed Tehnică, 1989
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/
***COMPANIA EOLIANA SA
BIBLIOGRAFIE
Vestas 2 MW Descriere generală
Tony B., David S., Nick J., Ervin B.-Wind energy handbook- John Wiley & Sons,Ltd,2001
http://www.esrl.noaa.gov/psd/data/reanalysis/reanalysis.shtml
http://gmao.gsfc.nasa.gov/merra/
http://www.3tier.com/en/
http://www.ewea.org/statistics/european/
I Troen and E L Petersen, “European Wind Atlas”, Risø National Laboratory, Denmark, 1989
http://help.emd.dk/knowledgebase/
http://www.wasp.dk/
SR EN CEI 61400-12-1
Bungău,C., – Ingineria sistemelor de productie , Editura Universității din Oradea,2012.
Vlase, A. ș.a. -Regimuri de așchiere, adaosuri de prelucrare și norme tehnice de timp. Vol. I-II. Editura Tehnică, București, 1985.
Prichici,M.A., – Rezistența materialelor , Editura Universității din Oradea,2009
Pop,M.T., – Proiectarea asistată de calculator-suport de curs , Editura Universității din Oradea,2012.
Mudura,P., – Tratamente termice-suport de curs , Editura Universității din Oradea,2010
Botez, E., – Bazele așchierii și generării suprafețelor pe mașini -unelte, București, Editura Tehnică,1968
Botez, E., – Mașini-unelte, vol. l, ll, București, Editura Tehnică, 1978
Gafițeanu, M., – Organe de mașini, București, Editura Tehnică, 1983
Picos, C., – Normarea tehnică pentru prelucrări prin așchiere, vol. l, București, Editura Tehnică, 1979, vol. ll, București, Editura Tehnică, 1980
Vlase, A., s.a. – Tehnologii de prelucrare pe strunguri, București, Ed Tehnică, 1989
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/
***COMPANIA EOLIANA SA
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: Determinarea Tipului Optim de Turbina Eoliana Pentru Un Parc Eolian. Tehnologia de Executie a Reperului Placa de Prindere (ID: 162330)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.