Alegerea Solutiei Optime de Alimentare cu Energie Termică a Orasului Buzău
1. Date inițiale
1.1 Pozitionarea geografică
Așezare: Municipiul Buzău este situat în zona centrală a județului Buzău, pe malul drept al râului Buzău. Deține o suprafață totală de 81,3 km2. Este reședința județului Buzău, parte a Regiunii Sud-Est, cu o populație de 146.926 locuitori (la 1 iulie 2001);
Fig.1.1Municipiul Buzau-vedere din satelit
Coordonate geografice: 45°09" latitudine nordică, și 25°5" longitudine estică, la o altitudine de 101 m față de nivelul mării.
Accesibilitate: se află la confluența dintre drumul european E85, ce leagă sudul continentului cu zona de nord și drumul național ce unește Transilvania cu porturile dunărene și litoralul Mării Negre. Orașul Buzău este un important nod feroviar și rutier, fiind situat pe una din magistralele feroviare ale țării de importanță europeană (linia 500: București – Ploiești – Buzău – Focșani – Bacău – Suceava). Gara Buzău este un important nod feroviar, de aici plecând linii ferate spre Brăila, Galați, Constanța, Brașov, precum și o linie locală spre Berca Pătârlagele – Nehoiu – Nehoiașu.
Cadrul natural este format din teritorii diferite din punct de vedere fizico-economico-geografic. În partea de nord și nord-vest apare o ramă de dealuri cu înălțimi cuprinse între 500-700 m, în nord-est câmpia piemontană coboară în pantă lină dinspre nord spre sud, în partea de est a orașului se află Lunca Râului Buzău, iar în sud Câmpia Buzăului, cu terenuri roditoare.
Clima orașului Buzău are un caracter continental. Temperatura medie anuală este de 10,7° C; cea mai călduroasă lună este iulie, cea mai friguroasă este ianuarie; vremea este schimbătoare, se produc o serie de disfuncționalități, în anotimpul cald – ploi torențiale, iar în anotimpul rece – viscolirea și troienirea arterelor de circulație. Consecințele mișcărilor de aer peste municipiul Buzău le constituie vânturile caracteristice fiecărui sezon.
Rețeaua hidrografică este reprezentată de râul Buzău și afluenții săi.
Vegetația este caracteristică zonei de stepă; cea mai prețioasă podoabă naturală a orașului Buzău este pădurea Crâng cu o suprafață de 189 ha, din care 10 ha sunt amenajate ca parc, apoi parcul Tineretului și parcul Marghiloman.
Resursele de apă de la suprafața solului, cât și cele subterane, sunt exploatate din cele mai vechi timpuri, fiind surse de alimentare cu apă a locuințelor și unităților industriale, dar și pentru irigarea terenurilor agricole.
1.2.Scurt istoric privind sistemul de termoficare din municipiul Buzău
Sistemul de încălzire al municipiului Buzău a fost creat în 1961, odată cu începerea constructiilor de locuinte. In 1978 au fost modernizate toate centralele existente la acea data si trecute in regim de termoficare in proportie de 90% (excepție făcând centralele termice din Caraiman și cartierul Micro XIV ).
Alimentarea cu energie termică a locuințelor și dotărilor social – culturale din municipiul Buzau se realiza la acea vreme prin:
un sistem de termoficare cu apa fierbinte, avand ca sursa Centrala Termica Urbana, cu putere termica instalata de 200 Gcal/h (ca evoluție în timp, C.T.Urban a aparținut de diferite instituții/societăți cum ar fi: I.R.E. – actual Electrica Buzău, S.C. Zahărul S.A. Buzău – ulterior Agrana Zuker România și R.A. Municipală Buzău);
un sistem de producere a energiei termice in centrale proprii de cartier, folosind gaze naturale, cu puterea instalata de 37,60Gcal/h.
Reteaua de transport si distributie energie termica din municipiul Buzau este alcatuită din:
reteaua primara care include Centrala Termica Urbana si conductele dintre aceasta si diferitele puncte termice. Lungimea totală a sistemului termic primar este de 26,50 km., insemnand 53,00km. de conducte cu diametre intre 150 si 1000 mm. Acest sistem a fost conceput pentru o presiune de 16 bari si o coborare a temperaturii 150° / 70° C in timpul sezonului de incalzire si apa calda de consum;
reteaua secundara prin care circula agentul termic pentru încalzire si apa caldă de consum pentru imobilele conectate la aceste utilitati. Lungimea totala a retelei secundare este de 56 km. iar lungimea totală a conductelor este de 112 km.
punctele termice care includ schimbatoarele de caldură care produc apa caldă pentru încalzirea locuintelor si apa calda de consum.
Apa de adaos necesară pentru circuitul de termoficare este asigurată din statii de tratare chimică de dedurizare natriu – cationică, una aflata in incinta Centralei Termice de Încalzire
Urbană, cu capacitatea de 80 mc/h (formata din doua linii, fiecare cu o capacitate de 40 mc/h), si altele aflate in punctele termice si centralele termice, cu capacităti cuprinse intre 3 si 6 mc, pentru rețelele secundare.
Sistemul a fost construit sa deservească un numar de 34.552 apartamente, racordate atat la puncte termice cat si la centrale termice .
Incepând cu anul 1996, la nivel de municipiu Buzău s-a initiat un studiu de fezabilitate privind reabilitarea sistemului de încalzire, studiu materializat in proiecte sustinute cu finantare BERD.
2. STUDIUL ACTUAL AL DEZVOLTARII SISTEMULUI CENTRALIZAT DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ A ORAȘULUI BUZĂU
Situația actuală a alimentării cu energie termică a consumatorilor si prezentarea componentelor sistemului de termoficare
Sistemul integrat de termoficare prin care se realizează în prezent alimentarea cu energie termică a consumatorilor situați în municipiul Buzău este un sistem complex, alcătuit din :
Centrala de cogenerare (proprietate privată aparținând S.C. Ecogen Energy S.A.), amplasată în zona industrială a orașului, care alimentează consumatorii finali prin puncte termice proprietate publica și puncte termice ce apartin diferitelor instituții publice sau agenți economici;
Reteaua de transport agent termic primar;
Puncte termice;
Centrale termice de cartier folosind în procesul de producere a energiei termice drept combustibil gazele naturale, in numar de 6 (sase) centrale termice in cartierul Micro XIV si Scolile Speciale din zona strazii Horticolei;
Centrala termică de cartier care folosește gazele naturale pentru a produce energie termică si energie electrică în sistem de cogenerare.
Reteaua de distributie agent termic secundar si contorizarea la nivel de imobil;
Consumatori (racord / bransament termic, reteaua interioara de alimentare a imobilului cu apă caldă de consum si agent termic pentru încalzire, contorizarea individuală– robineti termostatati si repartitoare de costuri, aparat de masură pentru solutia cu distribuție pe orizontală-).
2.1.1 Centrala de cogenerare
Centrala de cogenerare asigură încălzirea locuințelor si instituțiilor precum si apă caldă de consum pentru conumatorii aflati in partea de nord a Municipiului Buzau si este proprietate privată ce aparține S.C. « ECOGEN ENERGY » S.A Buzău.
Societatea menționată are sediul social in municipiul Buzău, Aleea Industriei nr. 7, judetul Buzau, este organizată ca persoană juridică de naționalitate română și s-a constituit ca o necesitate de conformare la cerințele Directivei 2004/8/CE și de mediu ale Uniunii Europene.
Solutia tehnică agreeată are următoarea configuratie:
Echipamente principale noi :
2 motoare termice, cu putere electrică de cca 3MW fiecare, cu instalatie de recuperare a caldurii din gazele de ardere si din circuitele de racire cu capacitatea de 2,65 Gcal/h fiecare – pentru asigurarea necesarului de energie termică sub forma de apă fierbinte pentru prepararea apei calde menajere.
2 schimbătoare de căldură de tip SCP, apa – apa, cu o putere termică de 3 Gcal/h fiecare, necesar constituirii unui circuit propriu.
Echipamente existente :
Cazan de apă fierbinte de 10 Gcal/h – pus in functiune in anul 2007 și care în baza HCLM Buzău nr. 212/2009 a fost concesionat către S.C. « ECOGEN ENERGY » S.A Buzău
Statia de pompe de termoficare funcționează după cum urmează :
In regim de vară cu 2 x 1000mc x 200kw – pus in functiune in anul 2007 și care în baza HCLM Buzău nr. 212/2009 a fost concesionat către S.C. « ECOGEN ENERGY » S.A Buzău
In regim de iarnă cu pompele cu turație variabilă, 4 x 800mc x 315 kw, care, conform Contractului de Vânzare Cumpărare nr. 9738/2011 încheiat între S.C. Ecogen Energy S.A. și Regia Autonomă Municipală « RAM » Buzău, au devenit proprietatea regiei.
Instalatia de alimentare cu combustibil
Cazanele de apa fierbinte, motoarele termice si cazanul de abur functioneaza pe gaze naturale.
Centrala de cogenerare este alimentata cu gaze naturale prin doua instalații de utilizare, una pentru cele două motoare termice și una pentru cele două cazane de apă fierbinte și cazanul de abur.
Instalatia de alimentare cu apa potabilă
Alimentarea cu apa a centralei se realizeaza printr-un racord Dn 160mm, la reteaua de apa potabila a orasului care asigura necesarul de apa pe intreaga centrala, consumul de apa fiind contorizat.
Instalatia de evacuare a apelor uzate
Canalizarea existenta in centrala este realizata printr-o retea separativa, cu legatura in canalizarea oraseneasca existenta in apropierea centralei.
Instalatia de alimentare cu energie electrica
Alimentarea consumatorilor electrici ai centralei (doua transformatoare de 1000kVA si doua transformatoare de 400 kVA) se face din statia Buzau Sud prin intermediul statiei de 6kV.
2.1.2 Rețeaua de transport
Agentul termic sub formă de apă fierbinte din sistemul de transport al municipiului Buzău, ajunge de la sursă la punctele termice prin intermediul magistralelor și racordurilor primare de termoficare.
Schema termomecanică a rețelelor de transport agent termic primar este de tip radial, cu legături transversale între magistralele de termoficare, pentru a asigura alimentarea consumatorilor în condiții de siguranță și eficiență.
Reteaua de transport a agentului termic primar (retea in sistem de doua conducte), în urma reconfigurării și reabilitării, are o lungime totala a traseului de 25,741 km, din care 22,936 km aflată în administrarea RAM-ului iar diferența de 2,805 km reprezentând racordurile punctelor termice aflate în proprietatea diferitelor instituții și agenți economici. Diametre nominale sint cuprinse intre 150mm si 1000mm, cu precizarea că în urma redimensionării, conducta de Dn 1000 mm, în lungime de 0,350 km va avea Dn 800 mm.
Din lungimea totală aflată în administrarea regiei, cca 20,5 km de rețea, adică 89,20% a fost deja reabilitată și modernizată. Conductele existente, deteriorate, au fost inlocuite cu conducte moderne, preizolate. Sunt, deasemenea, prevazute a se realiza reactualizarea studiilor de fezabilitate deja existente, studii de fezabilitate si proiecte care prevad lucrari de finalizare a inlocuirii celorlalte retele de transport din cadrul sistemului primar pentru eliminarea pierderilor de energie si de agent termic. Lucrările includ și măsuri de reconfigurare a traseelor si diametrelor retelelor ca urmare a modificarii in timp a consumurilor de energie termica.
2.1.3 Puncte termice
Reteaua de transport a agentului termic primar asigura alimentarea cu energie termica produsa în centrala termică de zonă unui numar de 39 puncte termice proprii și 22 substații de bloc aflate in proprietatea Primariei Municipiului Buzau precum și 21 puncte termice aflate in proprietatea unor institutii.
În prezent, în administrarea si exploatarea Regiei Autonome Municipale „RAM” Buzau se află clădirile a 39 de puncte termice (PT), echipamentele din 61 de puncte si substații termice și racordurile de termoficare care alimentează 39 de puncte termice și 22 de substatii.
Fig.2.1.-Schema tehnologica P.T.9
2.1.4 Centrale termice
Centralele termice de cartier: C.T.1, C.T.2, C.T.3, C.T.4 si C.T.5 asigura alimentarea in sistem centralizat cu energie termica in cartierul Micro XIV, iar C.T.26 Horticolei deserveste un complex de Scoli Speciale.
In prezent blocurile deservite de C.T. 7 Caraiman au fost preluate pentru furnizarea serviciilor de energie termica de P.T. 29 Balcescu, echipamentele de producere a caldurii din C.T. 7 Caraiman fiind pastrate in conservare, ele putand fi eventual utilizate in conditiile aparitiei unor deficiente in cadrul SACET.
Fig.2.2.Schema tehnologica C.T.1
2.1.5 Centrala termică în cogenerare
Centrala termica CT3 situata in cartierul Micro XIV foloseste drept combustibil gazele naturale pentru a produce energie termica si electrica in sistem de cogenerare. CT3 face parte din lucrarile executate prin acel grant elvetian, tipul motorului fiind WAUKESHA DITOM GLD 700E GA – 15, cu o putere electrica instalata de 705kw si o putere termica instalata de 1.056kw.
Pe perioada verii, pentru functionarea grupului de cogenerare pe o perioada cat mai mare, cca 20 -22 de ore zilnic, s-a realizat interconectarea celorlalte centrale (C.T.1, C.T.2 si C.T.4) si furnizarea apei calde de consum se realizeaza prin C.T.3.
Pentru prelungirea timpului de functionare a grupului de cogenerare si cresterea productiei de energie electrica livrata in SEN, se finanteaza prin fonduri locale si de la MAI prin Programul Termoficare 2006 – 2015 „Caldura si Confort” lucrarea de investitii aflata in derulare “Eficientizarea producerii de energie termica in cogenerare in CT3 interconectat cu CT1 Micro XIV- Racordare Spital Judetean de Urgențe Buzău.
2.1.6 Rețeaua de distribuție și contorizarea consumurilor
Reteaua de distributie a agentului termic (retea secundara in sistem de patru conducte) are o lungime totala a traseului de cca 57 km. Aprox. 55% din lungimea totala a retelelor a fost deja reabilitata si modernizata. Conductele existente deteriorate au fost inlocuite cu altele moderne, preizolate, prevazute cu senzori de transmitere la distanta a eventualelor defectiuni.
În conformitate cu prevederile Hotararii de Guvern privind contorizarea consumatorilor racordați la sistemele publice centralizate de alimentare cu energie termică nr. 933/2004, art.2, alin (1), RAM Buzau a finalizat acțiunea de contorizare a tuturor consumurilor și consumatorilor după cum urmează: montarea contoarelor de energie termică la nivel de branșament de imobil sau scară, in proportie de 99% pentru incalzire și apă caldă de consum, diferența fiind contorizat grupat.
Concomitent cu acțiunea de contorizare a populației conform prevederilor legislative, a fost finalizată și acțiunea de contorizare a punctelor termice apartinand diferitilor agenti economici cat si centrelor bugetare: școli, grădinițe, respectiv 37 instituții, atât pentru încălzire cât și pentru apă caldă de consum menajer. Contoarele utilizate la contorizarea bransamentelor termice sunt contoare cu ultrasunete tip US ECHO precum si contoare SCHLUMBERGER multijet cu diametre nominale cuprinse între 20 – 100 mm., cu integrarea energiei termice atât pentru încălzire cât și pentru apă caldă de consum.
2.1.7 Consumatorii
Prin intermediul punctelor termice, a substatiilor de bloc precum si a centralelor termice se asigura alimentarea in sistem centralizat (la data de 31.12.2011) unui numar de 1.532 scari de bloc ce totalizeaza 17.119 apartamente cu 1,2,3 si 4 camere, organizate in 222 de asociatii de proprietari, 351 agenti economici situati la parterul blocurilor și institutii publice.
La sistemul de alimentare centralizata cu energie termica a consumatorilor din municipiul Buzau, au fost racordate initial un numar de 34.552 apartamente.
Situatia economica și financiara dificila precum si o serie de probleme tehnice existente inainte de demararea procesului de modernizare si reabilitare a SACET, au condus la deconectarea de la sistem a cca. 50,45% (gradul de deconectare – debransare) dintre consumatori, fiind racordati in prezent un numar de 17.119 de apartamente (rebransate 224).
Creșterea gradului de deconectare – debranșare a apartamentelor de la SACET a fost influențată și de ezitările guvernanților în abordarea strategiei ce viza problematica susținerii sistemelor de termoficare prin acordarea în continuare a subvenției (componenta 45% din valoarea combustibilului folosit la producerea energiei termice pentru populație), precum și de :
posibila crestere a pretului de facturare la populatie;
posibila eliminare a subventiilor la energia termica;
posibila neacordare a ajutoarelor pentru incalzire familiilor cu venituri mici;
modalitatea defectuoasa de abordare și de stabilire a consumurilor de catre prestatorii de servicii pentru montarea si exploatarea sistemelor de repartizare a costurilor.
Fig.2.3-Consumatorii
2.1.8 Producția de energie termică realizată in perioada 2009-2011
Tabelul 2.1-Productie de energie termică
2.2 Clasificarea sistemelor de alimentare cu căldură
Consumurile de căldură pot fi clasificate după mai multe criterii (destinație sau scop, durată, natura agentului termic, etc). Astfel, după destinație, consumurile de căldură sunt asociate de regulă tipului consumatorului (tehnologic, terțiar, rezidențial, etc). După durată consumurile de căldură pot fi sezoniere și anuale, iar după natura agentului termic consumurile pot fi transferate de la sursă la consumatorul final prin intermediul aburului, apei fierbinți, apei calde și altor fluide. În cele ce urmează se vor trata problemele asociate consumatorilor rezidențiali și ale celor asimilați lor. Sistemele de alimentare cu căldură preiau toate aceste criterii de clasificare, cărora li se mai adaugă unul bazat pe numărul consumatorilor finali unitari racordați.
După numărul consumatorilor finali unitari racordați sistemele pot fi individuale și colective sau centralizate. În acest context se impune o definiție clară a consumatorului final unitar de căldură, în funcție de care soluția de alimentare este clasificată individuală sau centralizată. În principiu, din punct de vedere strict tehnic, consumatorul final unitar este aparatul, agregatul sau dispozitivul în interiorul sau prin intermediul căruia agentul termic se răcește sau chiar se consumă. Definiția este corectă dar mai puțin convenabilă sub aspect practic, factura de plată fiind întocmită de regulă la nivelul unei unități (locative, administrative, organizatorice, etc).
În același timp este posibil ca un titular al facturii energetice să monitorizeze consumurile și să repartizeze cheltuielile în interiorul conturului său până la un anumit nivel. Societățile de distribuție a căldurii întocmesc facturile pentru căldura livrată la nivelul clădirilor sau scărilor alimentate și nu la nivelul fiecărui apartament. În interiorul acestui contur, asociația de locatari sau de proprietari asigură repartiția sumei facturate pe fiecare apartament, în funcție de un anumit algoritm de calcul. Acest lucru se justifică în prezent prin simplificarea raporturilor comerciale între furnizor și consumatorii unitari astfel definiți.
Prin urmare, definiția consumatorului final unitar de căldură poate fi diferită în funcție de tipul consumatorului, de context și de destinația consumului de căldură. Astfel, alimentarea cu căldură a unei întreprinderi industriale având în componența sa mai multe procese tehnologice consumatoare poate fi considerată centralizată chiar dacă factura energetică se întocmește la nivelul întreprinderii sau chiar dacă sursa de căldură este interioară în raport cu perimetrului întreprinderii.
Alimentarea cu căldură a unei clădiri cu destinația de locuință cu mai multe apartamente (bloc de locuințe) se poate face și cu ajutorul unei surse proprii, integrate de regulă în structura clădirii. Acest procedeu este cunoscut sub denumirea de încălzire centrală și practicat în România încă din perioada interbelică. Sistemul de alimentare este centralizat, dar sursa de căldură și rețeaua termică sunt interioare în raport cu gruparea consumatorilor alimentați. Alimentarea cu caldură se poate face cu agent termic asigurat de o sursă exterioară clădirii, sursă care mai alimentează și alți consumatori (alte clădiri, centre comerciale, școli, spitale, etc). În acest caz sistemul este centralizat iar sursa de căldură și rețeaua termică sunt exterioare în raport cu gruparea consumatorilor alimentați.
Un sistem centralizat de alimentare cu căldură (SCAC) este alcătuit dintr-una sau mai multe surse de producere a căldurii, o rețea termică care asigură transportul și distribuția agentului termic și mai mulți consumatori finali unitari racordați la această rețea. În componența unui astfel de sistem pot intra una sau mai multe surse de căldură, dar pentru ca ansamblul să fie considerat sistem centralizat de alimentare cu căldură, trebuie ca numărul consumatorilor finali unitari racordați la rețeaua de distribuție să fie strict mai mare ca unu.
Amplasamentul sursei sau surselor de producere a căldurii în raport cu consumatorii finali racordați la rețeaua termică constitue unul dintre aspectele importante care definesc un sistem centralizat de alimentare cu căldură. Din acest punct de vedere, sursa poate fi amplasată în centrul de greutate al grupului de consumatori, la marginea sau în exteriorul perimetrului în care sunt concentrați consumatorii. Cu cât sursa este mai departe de centrul de greutate al grupului de consumatori, cu atât lungimea rețelei este mai mare, ceea ce constitue un dezavantaj. Trebuie precizat faptul că lungimea rețelei termice constitue unul dintre punctele slabe ale alimentării centralizate cu căldură. Cu cât rețeaua este mai lungă, cu atât pierderile de presiune, pierderile de căldură și costurile de operare sunt mai mari. Toate acestea au drept consecință creșterea costului de producere a energiei și deci dezavantajează soluția alimentării centralizate în comparație cu alimentarea individuală.
Sistemul individual de alimentare cu căldură este de regulă asociat cu un singur apartament și este compus din centrala termică, rețeaua termică interioară și aparatele consumatoare.
2.3 Tipuri de surse de producere a energiei termice
Prin sursă de producere a căldurii (SPC) se înțelege un ansamblu care îndeplinește cel puțin următoarele cinci funcții:
– preluarea (descărcarea), stocarea, prepararea și arderea combustibililor;
– evacuarea și tratarea gazelor de ardere, a zgurii și a cenușii rezultate din arderea combustibililor;
– încălzirea și vehicularea agentului termic care transportă căldura;
– prepararea unei cantități suplimentare de agent termic care compensează pierderile pe rețea;
– asigurarea consumurilor proprii tehnologice materiale și energetice ale ansamblului.
O sursă de producere a căldurii poate avea în componență una sau mai multe unități de producere, care pot fi de același fel sau de mai multe feluri. În cazul unei surse având în componență mai multe unități de producere a căldurii, acestea pot avea rolul de unități active sau de rezervă.
SPC care produc numai căldură se numesc centrale termice (CT). Ele sunt dotate cu una sau mai multe unități de producere numai a căldurii, cunoscute sub denumirea de cazane. Cazanele sunt agregate complexe care asigură încălzirea și eventual vaporizarea agentului termic pe seama căldurii generate prin arderea combustibililor. SPC nu produc în mod obligatoriu numai căldură. Unitățile de cogenerare sunt instalații care au în componență mai multe echipamente și agregate și pot produce simultan lucru mecanic (energie electrică) și căldură. SPC care au în componența lor astfel de unități se numesc centrale de cogenerare (CCG) sau centrale electrice de termoficare (CET). Cea mai complexă categorie de SPC este aceea care poate produce simultan lucru mecanic, căldură și frig. Având în compunere una sau mai multe unități de cogenerare și cel puțin o unitate de producere a frigului (instalație frigorifică), ansamblul se numește centrală de trigenerare (CTG).
A. Centrale termice
Unitățile care produc numai căldură se deosebesc între ele în primul rând prin natura și calitatea combustibililor pe care îi pot utiliza (combustibili solizi, lichizi sau gazoși, combustibili superiori sau inferiori, combustibili naturali sau sintetici, etc) și în al doilea rând prin natura agentului termic prin intermediul căruia căldura este transportată la consumatori (apă caldă, apă fierbinte, fluide organice, abur saturat, abur supraâncălzit, etc).
O centrală termică poate avea în componență unități de producere diferite atât sub aspectul combustibililor utilizați cât și sub aspectul agentului termic preparat. Principial, un generator de căldură (cazan) are în componență două circuite importante :
– circuitul agentului termic primar (combustibil – aer – gaze de ardere);
– circuitul agentului termic secundar (apă caldă, apă fierbinte, abur saturat, abur supraâncălzit, fluid organic, etc), destinat alimentării cu căldură a consumatorilor.
Dimensiunile de gabarit ale unui cazan sunt determinate în primul rând de dimensiunile traseului gazelor de ardere, care circulă prin cazan la presiunea atmosferică. Agentul termic secundar circulă prin cazan sub presiune, așa că volumul ocupat de acest circuit este mai mic. Instalațiile anexă asigură vehicularea agenților termici, tratarea chimică sau termică a agentului termic returnat și impurificat prin contactul cu instalațiile consumatorului, evacuarea și disiparea gazelor de ardere, depozitarea zgurii și cenușii, prepararea unui debit de agent termic de adaus pentru compensarea pierderilor în rețeaua termică, etc.
Unitățile de producere a căldurii aflate în componența unei CT sunt cazane de apă caldă, cazane de apă fierbinte, cazane de abur industriale sau cazane pentru fluide organice. Cazanele de abur industriale (CAI) sunt agregate având debitul nominal până la 100 t/h și presiunea nominală până la 40 bar. Cele de capacități mici pot fi de tipul cu tub de flacără și țevi de fum, cele cu capacități mari fiind numai de tipul țevi de apă și cu circulație naturală în sistemul vaporizator. Sunt agregate robuste, fiabile, care pot fi concepute să consume orice fel de combustibili. Cerințele impuse apei de alimentare sunt mai puțin severe datorită posibilității purjării continue sau periodice. Cazanele de apă fierbinte (CAF) sunt agregate cu capacități până la 100 Gcal/h (116 MW) care pot funcționa în regim de bază (150/70 oC) sau în regim de vârf (150/102 oC). Cele mai multe dintre ele nu sunt prevăzute cu preâncălzitoare de aer și nici cu ventilatoare de gaze de ardere. Sunt la rândul lor agregate robuste și fiabile, care pot fi concepute să consume orice fel de combustibili. Agentul termic încălzit este apă dedurizată.
Performanțele tehnice ale unui cazan depind de tipul combustibilului și de calitatea exploatării. Randamentul unui cazan raportat la puterea calorifică inferioară a combustibilului este de regulă cuprins între 75 și 95 %.
B. Centrale de cogenerare
O centrală de cogenerare cuprinde una sau mai multe unități de cogenerare, precum și una sau mai multe unități sau componente care produc numai căldură. Unitățile de producere a energiei se deosebesc între ele în primul rând prin natura și calitatea combustibililor pe care îi pot utiliza (combustibili solizi, lichizi sau gazoși, combustibili superiori sau inferiori, combustibili naturali sau sintetici, etc) și în al doilea rând prin natura agentului termic prin intermediul căruia căldura este transportată la consumatori (apă caldă, apă fierbinte, fluide organice, abur saturat, abur supraâncălzit, etc).
Instalațiile anexă asigură funcționarea circuitului termic al centralei (compensarea pierderilor de agent în ciclul termodinamic și în rețeaua termică, vehicularea agenților termici, tratarea chimică sau termică a agentului termic returnat și impurificat prin contactul cu instalațiile consumatorului), evacuarea și disiparea gazelor de ardere, depozitarea zgurii și cenușii, alimentarea cu energie electrică a consumatorilor proprii, transformarea energiei electrice produse prin ridicarea tensiunii, etc.
Datorita alurii curbei de sarcină termică acoperite de o centrala de cogenerare, instalațiile de producere a căldurii se împart în două categorii și anume instalații de baza și instalații de vârf. Instalațiile de bază sunt unități de cogenerare care acoperă baza curbei de sarcină termică. Ele au un grad mediu anual de încărcare a capacității instalate mai mare și își pot recupera astfel mai repede investiția. Instalațiile de vârf sunt unități care produc numai căldură și care acoperă restul curbei de sarcină termică, rest care include vârful acesteia. Ele au deci un grad mediu anual de încărcare a capacității instalate mai mic și își pot recupera astfel mai încet investiția. Investiția în instalațiile de bază este mai mare decât investiția în instalațiile de vârf, ceea ce echilibrează situația recuperării întregii investiții în centrala de cogenerare. O unitate de cogenerare va fi alcătuită deci din elementele constitutive ale ciclului termodinamic motor, cărora li se adaugă și componentele care asigură recuperarea și livrarea în bune condițiuni a căldurii evacuate din ciclu. Totalitatea unităților de cogenerare constitue instalația de bază a centralei de cogenerare. Instalația de vârf este constituită de regulă din unul sau mai multe cazane. În cazul în care instalația de bază include turbine cu gaze și recuperatoare de căldură, vârful poate fi acoperit parțial sau total prin ardere suplimentară înainte sau în cazanul recuperator. Instalația care asigură arderea suplimentară în cazanul recuperator este în acest caz instalație de vârf, în timp ce restul cazanului recuperator este inclus în instalația de bază.
Tipul mașinii termice, natura agentului de lucru și parametrii ciclului termodinamic motor care intră în componența unei unități de cogenerare au consecințe asupra următoarelor aspecte specifice :
– randamentul de producere a lucrului mecanic;
– gradul maxim posibil de preluare/recuperare a căldurii evacuate din ciclul termodinamic;
– nivelul termic maxim al căldurii obținute prin recuperare.
Soluțiile tehnice disponibile pentru cogenerare sunt în prezent bazate pe instalații de turbine cu abur, instalații de turbine cu gaze și motoare cu ardere internă cu piston. Instalația cu turbină cu abur funcționează după un ciclu termodinamic închis, în timp ce instalația de turbină cu gaze și motorul cu ardere internă cu piston funcționează după un ciclu termodinamic deschis.
C. Centrale de trigenerare
Combinarea producerii lucrului mecanic, căldurii și frigului este un procedeu relativ nou, consemnat în literatura de specialitate în ultimii zece ani sub numele de trigenerare. Termenul de trigenerare, utilizat în literatura de specialitate și pentru alte combinații, nu este însă unanim acceptat de către specialiști. Divergențele sunt însă legate numai de terminologie, procedeul ca atare, oricare va rămâne denumirea sa până la urmă, fiind impus de practică pentru avantajele incontestabile pe care le prezintă în raport cu producerea separată a celor trei forme de energie.
Așa cum s-a arătat mai sus, o centrală de trigenerare se compune din cel puțin o unitate de cogenerare și cel puțin o unitate de producere a frigului. Combinarea celor două tipuri de unități presupune că instalația frigorifică va consuma fie o parte din energia mecanică (electrică), fie o parte din căldura produse prin cogenerare. Dacă instalația frigorifică este de tipul cu comprimare mecanică de vapori, ea va consuma o parte din energia electrică (mecanică) produsă de unitatea de cogenerare. Dacă instalația frigorifică este de tipul cu comprimare termo-chimică (cu absorbție), ea va consuma o parte din energia termică produsă de unitatea de cogenerare.
Centrala de trigenerare va include deci unități de cogenerare, unități de producere numai a căldurii și unități de producere a frigului. Unitățile de cogenerare și cazanele se vor deosebi între ele și în acest caz prin natura și calitatea combustibililor pe care îi pot utiliza (combustibili solizi, lichizi sau gazoși, combustibili superiori sau inferiori, combustibili naturali sau sintetici, etc) și în al doilea rând prin natura agentului termic prin intermediul căruia căldura și frigul sunt transportate la consumatori.
Instalațiile anexă asigură funcționarea circuitului termic al centralei (compensarea pierderilor de agent în ciclul termodinamic, în rețeaua termică și în rețeaua frigorifică, vehicularea agenților termici, tratarea chimică sau termică a agentului termic returnat și impurificat prin contactul cu instalațiile consumatorului), evacuarea și disiparea gazelor de ardere, depozitarea zgurii și cenușii, alimentarea cu energie electrică a consumatorilor proprii, transformarea energiei electrice produse prin ridicarea tensiunii, etc.
Combinația unui număr atât de mare de unități diferite prezintă interes și este oportună mai ales în măsura în care prezența unității de producere a frigului îmbunătățește alura uneia dintre curbele de sarcină ale unității de cogenerare și duce la majorarea cantităților de energie produse în regim de cogenerare. În cazul alimentării cu căldură a consumatorilor urbani, vara consumul de căldură pentru prepararea apei calde constitue circa 10 – 15% din valoarea maximă a consumului în plină iarnă. Cum în România durata iernii este comparabilă cu durata verii, alimentarea cu frig a consumatorilor urbani în perioadele foarte calde ale verii ar îmbunătăți gradul de încărcare mediu anual al capacității totale de producere a căldurii instalate în centrala de trigenerare. Acest lucru este posibil numai dacă frigul este produs pe seama căldurii într-o instalație frigorifică cu absorbție.
2.4 Soluții de alimentare cu căldură a consumatorilor
Pentru oricare categorie de consumatori finali (industriali, terțiari, urbani, etc), alimentarea cu energie în general și cu energie termică în special se poate face fie de la o sursă proprie, aflată în perimetrul și în proprietatea consumatorului, fie de la o sursă exterioară acestui perimetru. Soluția alimentării cu energie dintr-o sursă proprie, având ca scop principal satisfacerea necesarului propriu de energie, conferă consumatorului respectiv calitatea de autoproducător. Atunci când alimentarea cu energie este asigurată de o sursă exterioară, care nu se află nici în perimetrul nici în proprietarea consumatorului, aceasta are rolul de furnizor extern de energie.
Prin urmare, soluțiile posibile de alimentare cu căldură pot fi :
a) individuale, dintr-o sursă internă (care aparține consumatorului respectiv);
b) colective sau centralizate, dintr-o sursă externă;
c) mixte.
Soluțiile mixte constau în combinația de alimentare centralizată și alimentare individuală a fiecăruia dintre consumatorii avuți în vedere. Consumatorii urbani astfel alimentați sunt racordați la sistemul de alimentare centralizată cu căldură care asigură un anumit nivel de temperatură în fiecare unitate locativă. Pentru un nivel mai mare sau pentru încălzirea unității locative atunci când sistemul centralizat este oprit, există posibilitatea alimentării dintr-o sursă individuală de căldură. Daca analiza se refera la modul de alimentare al unei grupări de consumatori, soluție mixtă poate însemna că într-un bloc, o parte din apartamente sunt racordate la rețeaua centralizată iar celelalte, debranșate de la rețea, au numai surse proprii (individuale) de căldură.
Cumpărarea și instalarea unei surse proprii de căldură costă mai mult decât racordarea la o rețea de distribuție, dar în anumite condiții ea poate asigura o reducere a facturii energetice în comparație cu alimentarea centralizată. Principalul avantaj al soluției individuale de alimentare cu căldură constă însă în autonomia consumatorului, deoarece ea oferă celor care recurg la această soluție de alimentare cu energie posibilitatea să hotărască singuri când, cât și cum consumă. Trebuie sublinit faptul că această autonomie este limitată (depinde) de disponibilitatea sistemului de alimentare cu combustibil, gradul de dependență fiind invers proporțional cu capacitatea stocului de care dispune consumatorul.
Centralizarea alimentării cu căldură permite concentrarea capacităților de producție în unități mai mari, mai performante, care pot utiliza o gamă mai largă de combustibili, care dispun de personal calificat și competent. Ea presupune și interconectarea consumatorilor de căldură, procedeu din care decurg două avantaje incontestabile și anume :
– concentrarea surselor de energie în unități cu capacități mai mari și performanțe tehnice și economice superioare, exploatate de un personal calificat;
– aplatizarea curbei de sarcină la sursa de căldură, care conduce la creșterea duratei de utilizare a capacității instalate în sursele care acoperă cererea.
Ambele avantaje enunțate mai sus sunt legate de eficiența, siguranța și profitabilitatea sursei de căldură. Dezavantajul major constă în faptul că legătura între sursa de căldură și consumatorii săi se face prin intermediul unei rețele termice. Cu cât numărul consumatorilor de căldură interconectați este mai mare, cu atât rețeaua este mai întinsă și mai complicată. Cresc astfel costurile aferente construcției, întreținerii și operării rețelei, precum și costul pierderilor de energie prilejuite de circulația agentului termic prin rețea între sursă și consumatori. Costul total al transportului și distribuției energiei, care crește în valoare absolută cu mărimea sistemului, se adaugă costului de producție, mărind în final prețul de vânzare al energiei către consumatorul final. Gradul de centralizare al sistemului poate fi exprimat fie prin intermediul numărului fie prin intermediul capacității consumatorilor interconectați.
Alimentarea centralizată cu căldură este deci cu atât mai avantajoasă pentru furnizorul de căldură cu cât gradul de concentrare în teren a consumatorilor racordați este mai mare. Cel mai mare grad de concentrare a consumatorilor de tip urban este întâlnit în cartierele de blocuri de locuințe din mediul urban. Pentru grupările, cvartalele sau cartierele de blocuri se consideră că alimentarea centralizată cu agent termic este preferabilă alimentării centralizate cu combustibil.
Din punctul de vedere al consumatorilor de căldură, avantajele și dezavantajele soluției de alimentare cu căldură sunt legate de mărimea facturii și de calitatea alimentării, exprimate prin gradul de autonomie al fiecărui consumator final racordat la sistemul centralizat. În principiu, prețul plătit de consumatorul final include costurile de producere, transport și distribuție cărora li se adaugă un profit. Atât timp cât în domeniul alimentării centralizate cu căldură nu există o concurență reală între mai mulți furnizori, aceștia nu vor avea interesul să-și minimizeze cheltuielile de producție iar facturile consumatorilor vor reflecta acest lucru. De asemenea, atât timp cât gradul de autonomie al fiecărui consumator final nu este apropiat de cel asigurat de soluția individuală de alimentare, consumatorii nu mai sunt stimulați să rămână racordați la sistemul centralizat.
Aplicarea soluției individuale de alimentare cu căldură în cazul unei clădiri cu destinația de locuințe tip bloc presupune ca fiecare apartament să fie prevăzut cu câte o centrală termică. Instalarea centralelor termice de apartament este mai complicată și presupune costuri suplimentare dacă clădirea respectivă nu a fost proiectată și construită în acest sens. Printre altele, ea presupune o nouă conductă de distribuție a gazului natural pentru centralele individuale pentru fiecare scară a blocului.
Debranșarea unora dintre apartamente de la rețeaua termică, urmată eventual de instalarea unor centrale termice de apartament, afectează alimentarea cu căldură a locuințelor rămase racordate la sistemul centralizat. Diversele efecte negative sunt cu atât mai mari cu cât numărul apartamentelor debranșate este mai mare. Coexistența ambelor soluții de alimentare cu căldură într-un astfel de imobil crează complicații și sub aspectul eliminării și disipării în atmosferă a gazelor de ardere de către fiecare sursă individuală.
Într-o democrație funcțională, statul nu poate interzice locatarilor unui bloc să se debranșeze de la sistemul centralizat de alimentare, dar îi poate descuraja prin reglementări mai stricte asupra regimului surselor individuale de căldură. În același timp, statul poate aplica politici energetice care să-i convingă pe cei care s-au debranșat să se rebranșeze. În ultimă instanță, reducerea drastică a pierderilor de căldură pe rețeaua termică a sistemului centralizat de alimentare, contorizarea corectă a căldurii consumate la nivelul fiecărui apartament și posibilitatea reală de reglare locală a căldurii consumate (la nivelul fiecărui aparat consumator) pot constitui o bază pentru rebranșarea apartamentelor debranșate de sistemul centralizat în ultimii 20 de ani.
În cazul unor consumatori izolați, situați în zone greu accesibile sau cu densitate foarte mică de locuitori, soluția alimentării individuale cu căldură și eventual și cu energie electrică, bazată pe procedeul cogenerării, este de multe ori singura disponibilă, oportună și economică în același timp.
2.5 Cogenerare
2.5.1 Introducere
Tehologia cogenerării reprezintă o prioritate a politicii energetice a Uniunii Europene, având însă un potențial puțin exploatat. Cogenerarea este o tehnică extrem de eficientă în alimentarea cu energie electrică și căldură pentru piața europeană de energie.
Prin cogenerare se înțelege producerea simultană, în acelși proces, a energiei termice și a energiei electrice sau mecanice. Pentru acest proces se mai utilizează formularea CHP – Combined Heat and Power, adică Producerea Combinată de Energie Electrică și Termică
Pentru ca un proces de producere a energiei să poată fi considerat cogenerare trebuie să fie îndeplinite următoarele condiții:
-producerea de energie trebuie să fie combinată și simultană, având cel puțin două tipuri de energie ca produse utile;
-producerea de energie are loc utilizând aceeași instalație;
pentru producerea formelor de energie se utilizează aceeași formă de energie primară.
Având în vedere faptul că utilizarea energiei termice produse în diferite scopuri necesită diferite niveluri de temperatură ale energiei termice și că aceste diferențe, între altele, influențează randamentul cogenerării, cogenerarea poate fi împărțită în categorii cum ar fi: „cogenerare industrială”, „cogenerare pentru încălzire”, „cogenerare agricolă”.
Producerea combinată de energie electrică și termică se realizează cu ajutorul unor sisteme numite unități de cogenerare.
Fig.2.3. Schema cogenerare
Energia mecanică este utilizată cel mai adesea pentru a antrena un alternator și a produce electricitate. Energia este utilizată pentru producerea de apă caldă și/sau aburi.
Determinarea eficienței procesului de cogenerare se stabilește pe baza valorilor de referință ale eficienței pentru producerea separată de energie electrică, respectiv de energie termică:
A. Cogenerarea cu randament ridicat este definită de economiile de energie obținute prin producerea combinată, care trebuie să fie de cel puțin 10% comparativ cu valorile de referință pentru producerea separată de energie electrică și termică;
B.Producția de la unitățile la scară redusă și de la unitățile de micro-cogenerare, care asigură economii de energie primară, se consideră ca provenind din cogenerarea de eficiență înaltă.
Definiția „unităților de cogenerare” include, conform Directivei europene 2004/8/CE, echipamente în care se pot produce doar energie electrică sau doar energie termică, cum ar fi camerele de ardere auxiliare și cele de postardere. Însă, producția provenită din astfel de echipamente nu trebuie considerată drept cogenerare pentru emiterea unei garanții de origine și pentru scopuri statistice.
Unitățile de cogenerare de mică putere (CMP) sunt cele care au capacitate instalată mai mică de 1MWe. Acestea se utilizează pentru aprovizionarea cu energie a zonelor izolate ori satisfac cereri limitate de energie pentru nevoi rezidențiale, comerciale sau industriale. În categoria unităților de cogenerare la scară redusă se încadrează unitățile de micro-cogenerare, unitățile de cogenerare de mică putere și de cogenerare în rețea distribuită.
Unitățile de micro-cogenerare sunt unitățile de cogenerare cu o capacitate maximă de 50 kWe.
Unitățile de cogenerare în rețea distribuită sunt unitățile de cogenerare cu o capacitate maximă de 1 MWe, utilizate pentru producerea locală a electricității și a căldurii, adică în apropierea locului de consum a acesteia.
În condiții speciale, unitățile CHP pot fi utilizate și în trigenerare, care reprezintă producerea simultană de energie electrică, termică și frig. Din punct de vedere tehnologic, trigenerarea se realizează prin conectarea unității de cogenerare
cu o instalație de producere a frigului cu absorbție.
Frigul produs se poate utiliza oriunde este necesar aerul condiționat – în bănci, hoteluri, centre de afaceri, spitale, săli de sport etc.
Fuel Pentru a se obține eficiența maximă și recuperarea rapidă a investiției, echipamentele de cogenerare trebuie utilizate minim 5000 de ore/an. În cazul
trigenerării, durata de utilizare a instalațiilor se prelungește pe parcursul întregului an, cu efecte positive asupra indicatorilor economici, dublând economiile de energie și, implicit, scăzând substanțial ponderea costurilor pentru producerea energiei. Investițiile în sisteme de trigenerare sunt amortizate în mai puțin de 3 ani, în condițiile utilizării echipamentelor minim 8000 de ore pe an.
2.5.2 Avantajele și dezavantajele utilizării tehnologiei de cogenerare
Argumentele în favoarea utilizării cogenerării sunt multiple, adoptarea acestei soluții de satisfacere a necesarului energetic, termic, de frig aducând beneficii de ordin tehnic, economic, financiar,social și de mediu:
– cogenerarea este tehnologia care permite producerea unui kWh electric la cele mai mici costuri, cu excepția tehnologiei hidraulice, și care contribuie la economia de energie primară cu 10 – 20%. Costuri de producție sunt mai mici cu circa 70% decât în cazul producerii energiei prin tehnologiile clasice;
– tehnologia de cogenerare are un randament sporit al conversiei față de metodele tradiționale de generare, valorificând căldura ce ar putea fi risipită. Aceasta poate rezulta în dublarea randamentului termic sau obținerea de valori însemnate pentru cantitatea de energie termică livrată. Randamentul global al unității CHP atinge 75 – 90 %, pe când centralele termice clasice cu combustie externă obțin randamente electrice de între 30 -35 %, oricare ar fi combustibilul utilizat (lichid, cărbune, gaz);
– un sistem de cogenerare poate fi operat la/ sau aproape de eficiența sa maximă tot timpul;
– sistemele de cogenerare reprezintă o sursă flexibilă și de bază a energiei termice și a transmisiei de putere electrică, datorită disponibilității de a vinde surplusul de putere către sistemul energetic național (SEN);
– energia generată de unitatea de cogenerare are întrebuințări variate, putând fi utilizată la încălzirea și răcirea unei clădiri, pentru prepararea apei calde sau în procesele tehnologice;
– pentru producerea de electricitate, instalația de cogenerare poate fi utilizată în mod independent (mod de funcționare insular), fără conectare la rețeaua națională de energie electrică.
Astfel, sunt asigurate independența și confortul utilizatorilor, care nu vor fi afectați de eventualele probleme ale rețelei, ori de creșterea prețurilor pentru furnizarea energiei electrice;
– instalațiile de cogenerare pot fi utilizate ca surse electrice de rezervă în cazul existenței unor cerințe de alimentare neîntreruptă. Acestea asigură continuitatea furnizării curentului electric, fără ajutorul altor echipamente suplimentare.
– electricitatea și agentul termic sunt produse în apropierea locului unde sunt utilizate, astfel încât consumatorii nu vor suporta costuri suplimentare și pierderi energetice datorate distanțelor mari de transport și distribuție;
– recuperarea investiției pentru achiziționarea, montarea și punerea în funcțiune a unei instalații de cogenerare se face într-un timp mai scurt decât în cazul altor echipamente, de regulă între 1-3 ani în funcție de tipul utilizatorilor, capacitatea unității de gogenerare și tipul combustibilului utilizat;
– cantitatea de combustibil necesară funcționării unei instalații de cogenerare este mai mică decât în cazul producerii separate a energiei termice și electrice;
– designul compact al echipamentelor minimizează costurile de instalare și modificare a zonei de montaj;
-sistemele de cogenerare sunt fiabile în operare și sigure, astfel încât utilizatorii nu vor întâmpina probleme în utilizarea acestei tehnologii. În plus, sistemele de cogenerare modern permit monitorizarea acestora de la distanță, prin internet;
– cantitatea redusă de combustibil utilizată pentru cogenerare micșorează dependența de importuri, care reprezintă o provocare pentru viitorul energetic al Uniunii Europene;
– utilizarea tehnologiei CHP ajută la economisirea substanțială a resurselor neregenerabile și la maximizarea utilizării acestora. Totodată impactul asupra mediului este mai redus,emisiile de noxe în atmosferă fiind mai mici cu până la 50%;
– cogenerarea a fost identificată drept una dintre cele mai puțin costisitoare metode de reducere a emisiilor de dioxid de carbon în condiții climatice .
Tabelul 2.2-Avantaje și dezavantaje cogenerare
Tabelul 2.3-Avantaje și dezavantaje cogenerare
Tabelul 2.4-Avantaje și dezavantaje cogenerare
2.5.3 Tehnologii inovatoare de cogenerare
Cogenerarea de înaltă eficiență cu motoare termice la scară mică și medie reprezintă unele dintre modalitățile cele mai utilizate de producere a energiei electrice și termice pe plan local, în întreaga Europa.Tehnologiile s-au dezvoltat treptat, de la clasicele motoare cu abur la turbinele cu gaz, pile de combustie, permițând utilizarea în aplicații din cele mai variate (casnice, industriale, agricole etc.).
Principiile generale care stau la baza reglementării, proiectării și funcționării unui sistem CHP sunt:
-criteriul termic, deoarece cel electric este acoperit prin conectarea și livrarea către sistemul energetic național SEN;
-durata de funcționare ridicată pentru rentabilitatea investiției (peste 4000 h/an);
-capacitatea instalației (în funcție de consumul de sezon și cerința de vârf) este stabilităprin coeficientul de cogenerare. Acest coeficient presupune ca raportul dintre capacitatea termică și sarcina termică maximă anuală necesară să se încadreze în limitele 0,3 – 0,5.
Fig.2.4- Principiile cogenerarii
Evoluția tehnologică a sistemelor de cogenerare a determinat apariția unor instalații în “miniatură”care pot furniza un complex general de utilități (energie electrică, apă caldă și energie termică) unei singure clădiri, sistemul prezentând fezabilitate financiară comparativ cu centralele individuale de apartament. De asemenea, au fost dezvoltate sisteme tehnice care permit distribuția orizontală a energiei termice, contorizată la nivelul fiecărui apartament (energie termică și apă caldă) și cu posibilitatea de debranșare a apartamentelor cu probleme, fără să afecteze celelalte apartamente.
Centralele de cogenerare de mică putere oferă posibilitatea încheierii unor contracte directe între producător și consumatori. În cazul optării pentru o unitate de microcogenerare, consumatorul este și producătorul energiei (cu schimb financiar și de energie electrică cu alți furnizori).
Tabelul2.5-Analiza comparative tehnologii cogenerare
Tabelul 2.6-Analiza comparative tehnologii cogenerare
Unitățile de cogenerare funcționează în trei regimuri de operare:
1. unitatea este operaționalizată pentru a furniza sarcină electrică și termică de bază; orice deficit de energie este completat cu electriciate din sistemul public de alimentare, iar căldura este asigurată cu ajutorul unor cazane în stand-by sau încălzitoare de vârf;
2. unitatea este operaționalizată pentru a furniza electricitate în exces față de nevoile situului, surplusul fiind vândut,
3. unitatea este operaționalizată pentru a furniza electricitate;
De asemenea, o unitate de cogenerare poate fi operaționalizată în primul rând pentru furnizarea energiei electrice, pentru export. Energia termică rezultată este eliminată, spre exemplu în atmosferă cu ajutorul schimbătoarelor de căldură. Acest regim de operare reduce, însă, eficiența globală a sistemului de cogenerare, nefiind o soluție care să funcționeze la parametri optimi.
Regimul optim pentru operarea unei instalații de cogenerare depinde, pentru fiecare sit în parte de următorii factori:
-tarifele pentru achiziționarea și exportul energiei electrice;
-costul combustibililor;
-existența unor posibili clienți pentru căldură în afara situu-lui;
-eficiența instalației de încălzire în modul „stand-by”;
-costurile de mentenanță și costuri operționale auxiliare.
Unitățile de cogenerare sunt proiectate să funcționeze în două moduri:
a) În general, unitățile CHP sunt proiectate să funcționeze în paralel, adică sunt conectate la rețeaua publică de alimentare cu energie. Acest lucru permite importul de electricitate pentru a suplimenta necesarul in-situu sau exportul surplusului de electricitate. În cazul optării pentru acest mod de funcționare, este necesară evaluarea preliminară a sarcinilor electrice necesare pentru nevoile proprii. De asemenea, rețeaua publică și rețeaua locală pot necesita modificări pentru a permite instalarea schemei de cogenerare.
b) Unitățile CHP pot funcționa în modul insular, independent de sistemul energetic public.
Acest mod permite unității să funcționeze atunci când sistemul public de alimentare cu energie este afectat. O unitate care funcționează în paralel se oprește în cazul defecțiunilor înregistrate de sistemul public. Funcționarea în modul insular depinde de capacitatea instalată și de caracteristicile sistemului de cogenerare. De asemenea, adecvarea acestui sistem trebuie atent analizată, deoarece costurile de instalare pot crește prin necesitatea aplicării unor scheme pentru separare/întrerupere controlată a curentului electric.
Unitățile CHP sunt alcătuite din patru elemente principale:
-motor;
-generator electric;
-sistem de recuperare a căldurii;
-sistem de control.
Unitățile de cogenerare sunt clasificate în funcție de:
-tipul motorului primar folosit – turbină cu aburi, motor sau turbină cu gaz, motor cu piston,microturbine, motor Stirling, pile de combustie.
-tipul generatorului;
-tipul combustibilului utilizat – combustibili fosili, biocombustibili, etc.
Fig.2.5-Schema unitate CHP
2.5.4 Domenii de utilizare a tehnologiilor de cogenerare
Instalațiile de cogenerare sunt potrivite pentru utilizarea în clădiri cu cerințe permanente de încălzire, energie electrică și/sau răcire, dar au aplicabilitate și în alte sectoare, a căror funcționare se bazează pe consumul ridicat de energie electrică și termică:
– regii și rețele centralizate de termoficare urbană (district heating cogeneration) – Termofica rea centralizată urbană (regii și rețele locale, de cvartal) este cea mai importantă aplicație a cogenerării și una dintre cele mai bune soluții care poate fi adoptată la nivelul comunităților pentru satisfacerea necesarului de energie (electricitate și energie termică). Este o soluție fiabilă, sigură ce permite încălzirea cădirilor, furnizarea apei calde și a energiei electrice produse aproape de locul utilizării,asigurând un confort sporit beneficiarilor. În cazul alimentării unității de cogenerare cu combustibili provenind din surse regenerabile, tehnologia CHP reprezintă alternativa la utilizarea eolienelor, panourilor solare, pompelor de căldură, acolo unde condițiile climatice și geologice nu permit acest lucru.
– construcții civile – această tehnologie se pretează, îndeosebi, la utilizarea în blocurile de locuințe,ansambluri rezidențiale, deoarece costurile investiției se amortizează mai repede;
– construcții industriale – construcțiile industriale sunt mari consumatoare de energie primară,astfel încât impactul negativ asupra mediului, utilizarea resurselor neregenerabile și costurile aferente asigurării energiei electrice și termice sunt considerabile. Prin înlocuirea sistemelor convenționale de producere a energiei cu sisteme de cogenerare cu randament ridicat, se vor obține economii ale consumului de resurse, reducerea emisiilor nocive și economii de ordin financiar. Maimult, surplusul de energie obținut poate fi transferat în sistemul energetic național, aducând un plus de venit unității respective.
– unități din industria alimentară (spații de producție și depozitare/ camere frigorifice; centre de desfacere a mărfurilor ș.a.) – industria alimentară are nevoie de energie electrică și energie termică și, cu cât acestea sunt mai iefine, cu atât costurile utilizatorului vor fi mai reduse și se vor reflecta în prețurile produselor, utilizator, va fi mai puțin dependent de sursele de energie centralizate,
convenționale și în consecință va putea avea beneficii suplimentare de lungă durată.
– spitale, școli, centre sociale, clădiri ale adminstrației, aeroporturi, hoteluri, piscine, săli de sport, centre comerciale, ș.a.
– industrii ce utilizează apa caldă, aburul, aerul cald, ca de exemplu: agricultură și zootehnie (sere, ferme etc.), industria celulozei și hârtiei, industria chimică, textilă, metalurgică, siderurgică,procesarea lemnului, tratarea și epurarea apelor uzate;
– dacă se utilizeză biogazul, atunci unitățile CHP sunt potrivite pentru stații de tratare a apelor uzate, depozite închise de gunoaie biodegradabile, stații de gazeificare municipală a gunoiului solid,incineratoare municipale, incineratoare pentru gunoi în spitale.
2.5.5 Combustibili utilizați pentru unitatile de cogenerare
Unitățile de cogenerare utilizează mai multe tipuri de carburanți, respectiv:
Gazul natural – Cel mai utilizat combustibil pentru funcționarea unităților de cogenerare, începând cu anii 1980, îl constituie gazul natural. Argumentele care au stat în favoarea utilizării acestui combustibil au fost reprezentate de prețul său relativ scăzut și de faptul că eliberează mai puține emisii de dioxid de carbon în atmosferă față de cărbune sau petrol. În ultimul deceniu, însă, scumpirea prețului la combustibil, dependența Europei de un număr restrâns de furnizori de gaz natural
(Rusia furnizează 40% din necesarul de gaze al UE, dintre care 80% tranzitează Ucraina) și „criza gazului” generată de Rusia prin sistarea gazului către Ucraina (afectând și alte state, inclusiv România și Bulgaria) au determinat o schimbare în politicile UE și ale Statelor Membre. Pe lângă intenția construirii gazoductului Nabucco (care ar urma să aduca gaz din Marea Caspică, ocolind Rusia) se
urmărește promovarea surselor alternative de producere a energiei și de alimentare cu combustibili, în special a celor provenind din resurse regenerabile (biomasă, biocombustibili etc.).
Gazul natural poate fi utilizat pentru aproape toate tipurile de echipamente de combustie, inclusiv turbine cu abur, turbine cu gaz, motoare cu piston care operează în modul „dual-fuel” (motorină-gaz sau benzină-gaz). Performanța gazelor naturale în diverse aplicații de cogenerare depinde de practicile de operare a sistemului de alimentare și de sursele de proveniență a gazelor (de exemplu
gazele extrase din România au proprietăți calorice superioare gazelor importate din Rusia).
Alte gaze ce pot fi utilizate drept combustibil pentru unitățile CHP sunt:
Gaze de mină, captate din mine de cărbuni active sau închise și din filoane de cărbune neexploatate;
Gaze emanate în industria chimică;
Gaze rezultate în industria siderurgică.
Cărbunele – acest tip de combustibil este utilizat cu precădere în unitățile de cogenerare de mari dimensiuni bazate pe turbine cu abur, destinate termoficării urbane din țările în care cărbunele reprezintă o resursă importantă și ieftină (Statele est-europene și Danemarca). Deși poate fi utilizat drept combustibil pentru unități de cogenerare de dimensiuni mai mici, soluția nu este avantajoasă.
Acest tip de instalație produce mai multă căldură decât ar putea fi utilizată, chiar dacă ar fi amplasată aproape de locul de distribuție. Deși la momentul dezvoltării tehnologiei CHP, nivelul noxelor emise era mai redus decât prin producerea separată de energie electrică și termică, cărbunele generează în atmosferă o cantitate mult mai mare de poluanți decât alte tipuri de combustibili utilizați în cogenerare.
Comparând nivelul emisiilor poluante emise de combustibili fosili utilizați pentru cele mai uzuale tpatru tipuri de scheme de cogenerare (turbină cu abur, turbină cu gaz, motor cu piston, turbină cu gaz cu ciclu combinat) au fost observate
următoarele:
Tabelul 2.7-Emisii combustibili
Produsele petroliere (păcură, motorină, etc.) – deși consumul de combustibil este redus prin utilizarea instalațiilor CHP față de producerea separată a electricității și căldurii, aceste produse reprezintă o resursă aflată în pericol. O analiză detaliată a peste 800 de câmpuri petrolifere din întreaga lume, care asigură trei sferturi din rezervele mondiale, arată că marea lor majoritate au
atins momentul de vârf al producției, iar rezervele dovedite de petrol la nivel modial se vor epuiza în aproximativ 45 de ani. Pentru România, predicțiile sunt chiar mai pesimiste, calculele făcute arătând că rezervele de petrol se vor termina în 15 ani. Pe fondul acestor estimări, dar și al unor probleme de ordin politico-social (conflicte militare în zone precum Irak, conflicte politice cu Iran, criza economică
și financiară), prețul petrolului a înregistrat fluctuații fără precedent, transfromând-o într-o resursă energetică nesigură. Din 2002 până în 2008 prețul petrolului a crescut de peste 6 ori, atingând în iulie 2008 o valoare record de aproape 150 USD/baril. Ulterior prețul a scăzut în jurul valorii de
50 USD/baril, iar în 2010 prețul petrolului a oscilat între 70- 85 USD/baril. În acest context, combustibilii provenind din resurse regenarabile reprezintă o soluție ce poate fi exploatată pe termen lung, eliminând riscurile ce survin din utilizarea produselor petroliere.
Gazul Petrolier Lichefiat (GPL) – este un amestec de hidrocarburi saturate, ușor lichefiate, extrase din gazele de sondă. Trebuie manipulat cu atenție deoarece atunci când intră în contact cu aerul într-un spațiu închis devine exploziv. Temperatura de aprindere în aer a gazului petrolier lichefiat este de 490oC, iar temperatura maximă a flăcării este de 1895oC.
Biomasa – reprezintă o formă de energie regenerabilă, respectiv energia stocată în fracția biodegradabilă a deșeurilor și reziduurilor din agricultură (inclusiv substanțele vegetale și cele animale), domeniul forestier și industriile conexe acestuia, precum și fracția biodegradabilă din deșeurile municipale
și cele industriale. Este cea mai abundentă resursă regenerabilă de pe planetă (contribuind cu 14% la consumul mondial de energie primară), cu mențiunea că este nevoie de perioade de timp pentru ca ceea ce a fost utilizat ca sursă de energie să se regenereze.
Biomasa este o sursă de energie curată și ieftină. Folosirea biomasei drept combustibil pentru unitățile de cogenerare are ca rezultat utilizarea deșeurilor, astfel încât mediul se curăță de materiale poluante pentru sol, apă, aer și pentru aspectul general al naturii. Mai mult, utilizarea la scară globală a biomasei și a altor surse alternative de combustibil permite regenerarea resurselor naturale,
aflate în pericol.
Biogazul – reprezintă un combustibil alternativ, ce poate fi obținut prin fermentare din: – reziduuri de la fermele de creștere a animalelor; ó reziduuri din industria alimentară (prelucrarea legumelor și fructelor); -masă verde; – trestie, paie, coceni; – reziduuri de la fabricarea berii; – reziduuri rezultate în urma epurării apelor uzate; – deșeuri biodegradabile (ex. gropi de deșeuri municipale
construite astfel încât să permită recuperarea gazelor produse prin fermentarea gunoiului).
Biogazul poate fi utilizat ca sursă energetică în cazul în care conținutul de metan este cuprins între 50-70%, având o putere calorică de 5 până la 7 kWh/m³). 1 m³ de biogaz corespunde producerii a aproximativ 6 kWh de energie primară.Din 1000 m³ biogaz rezultă circa 2.400 kWh energie electrică și 2.700 kWh energie termic
Hidrogenul – poate stoca energie similar produselor petroliere. Un kilogram de hidrogen înmagazinează la fel de multă energie precum 2,1 kg de gaze naturale sau 2,8 kg de petrol. Densitatea de energie pe unitatea de volum a hidrogenului lichefiat este un sfert din cea a petrolului și o treime din cea a gazelor naturale.
Hidrogenul nu poate fi gasit în natură în starea în care poate fi folosit ca purtător de energie,fiind necesară extragerea din compuși chimici. Cel mai cunoscut compus este apa, dar există și alte substante ce conțin hidrogen, ca de exemplu metanul și biomasa.
Indiferent de sursa din care extragem hidrogenul, este nevoie de un process de obținere și acesta presupune un consum de energie. Marele avantaj este că, pentru generarea hidrgoenului, nu este strict necesar să utilizam energie provenită din combustibili fosili. Hidrogenul permite utilizarea
energiei provenite din surse regenerabile, inclusiv energie eoliană și solară.
Arderea hidrogenului în motoare cu combustie, turbine de gaze și pile de combustie produce emisii neglijabile de noxe.
2.6 Echipamente energetice principale ale unei centrale de cogenerare
2.6.1 Introducere
Componentele unei centrale de cogenerare pot fi împărțite în două mari categori :
a) echipamente sau agregate principale;
b) echipamente sau aparate auxiliare.
Din prima categorie fac parte cazanele energetice de abur și de apă fierbinte, mașinile termice propriu-zise (turbine cu abur, instalații de turbine cu gaze, motoare cu ardere internă cu piston) și recuperatoarele de căldură asociate procedeului de cogenerare. Din cea de-a doua categorie fac parte pompele, morile de cărbune, o serie de schimbătoare de căldură specializate, instalațiile de reducere-răcire, benzile transportoare, etc.
Condițiile de funcționare a echipamentelor și agregatelor energetice aflate în componența unei centrale de cogenerare, precum și a centralei în ansamblul ei, nu sunt identice în fiecare moment. Pe parcursul perioadei lor de activitate, atât încărcarea sau sarcina lor utilă cât și configurația sistemului la un moment dat se pot modifica. Încărcarea unui echipament în funcțiune ia valori diferite, cuprinse într-un anumit domeniu, iar la un moment dat unele componente ale sistemului sunt în funcțiune în timp ce altele sunt oprite.
Cerințele privind continuitatea în alimentarea consumatorilor de căldură arondați conduc la situații în care componentele sursei de producere a căldurii aflate în funcțiune trebuie să preia variații de sarcină ale căror amplitudine și frecvență sunt semnificative iar componentele oprite sunt puse în situația de a demara rapid, viteza lor de pornire situându-se din motive bine întemeiate la limita condițiilor impuse de furnizorul echipamentului sau agregatului respectiv.
Ca urmare, componentele principale ale centralei de cogenerare trebuie să fie caracterizate prin performanțe energetice superioare și cât mai puțin influențate de gradul lor de încărcare, prin robustețe, fiabilitate și disponibilitate la limita superioară. Pentru sursele directe de căldură (cazanele de abur și de apă fierbinte, turbinele cu abur, turbinele cu gaze, motoarele cu ardere internă cu piston) se mai recomandă în plus o durată de pornire de la rece cât mai mică. Inerția termică este o caracteristică conferită de masa acumulatoare de căldură a agregatului respectiv și influențează în mod direct durata de pornire de la rece. Astfel, cazanele de abur energetice au o inerție termică și deci o durată de pornire de la rece mari, în timp ce instalațiile de turbine cu gaze și motoarele cu ardere internă au o inerție termică și o durată de pornire de la rece mici.
Sarcina termică și eventual sarcina electrică pe care le are de acoperit o centrală de cogenerare pe parcursul unui an se modifică sub influența mai multor factori. Mărimea, structura dar și alte caracteristici ale sarcinii termice (modul de livrare a căldurii, durata alimentării, etc) pot suferi modificări în timpul unui ciclu anual de funcționare. Ca urmare, atât centrala în ansamblul ei cât și cel puțin unele dintre componentele sale de bază vor trebui să fie încărcate la sarcini diferite pe durate mai scurte sau mai lungi de timp (ore, zile, săptămâni, etc).
2.6.2. Cazane energetice convenționale de abur și apă fierbinte
Cazanele energetice convenționale sunt unități de producere a energiei termice sub formă de abur sau de apă fierbinte care consumă combustibili fosili sau sintetici gazoși, lichizi sau solizi. Agregatele sunt prevăzute cu o instalație specială pentru arderea și eventual prepararea prealabilă a combustibililor, gazele de ardere astfel generate constituind agentul termic primar pe seama căruia este preparat aburul sau apa fierbinte.
În afara cazanelor energetice convenționale mai există și cazane energetice recuperatoare, care valorifică un flux de gaze rezultat ca produs secundar într-o altă instalație. De regulă, acestea fie nu au în dotare o instalație de ardere, fie dispun doar de o instalație de ardere suplimentară, care intervine numai în anumite situații.
Specificul unui agregat de cazan convențional constă în existența uneia sau mai multor suprafețe de schimb de căldură specializate (economizor, vaporizator, supraâncălzitor), înseriate într-o anumită ordine pe partea gazelor de ardere și într-o altă ordine pe partea apei, emulsiei (amestecul de apă și abur la saturație) și aburului. În cazul cazanelor de abur, modul în care este asigurată circulația emulsiei în sistemul vaporizator constitue criteriul cel mai important după care aceste agregate se clasifică în două mari categori :
a) cazane cu circulație naturală;
b) cazane cu circulație forțată.
În componența unei centrale de cogenerare intră de regulă mai ales cazane de abur cu circulație naturală, ale căror caracteristici tehnice și de operare s-au dovedit perfect compatibile cu specificul alimentării centralizate cu căldură. Aburul produs are rolul de alimentare atât a turbinele cu abur, cât și a consumatorilor de căldură arondați sursei de căldură. Excepția o constitue blocurile energetice formate dintr-un cazan de abur cu circulație forțată și o turbină de termoficare cu abur cu condensație și o priză reglabilă urbană, concepute și instalate înainte de 1990 în unele țări din fostului bloc sovietic, inclusiv România. Parametrii aburului viu sunt 190 bar și 540/540 oC pentru o putere electrică nominală la borne de 150 MW și 240 bar și 540/540 oC pentru o putere electrică nominală la borne de 300 MW.
În afara acestor cazuri, în care legătura cazan de abur – turbină cu abur este de tip bloc, în toate cazurile în care legătura respectivă este de tip bară colectoare sau bară de ajutor, cazanele de abur energetice aflate în componența schemelor termice ale CET sunt de tipul cu circulație naturală. Acestea sunt agregate robuste, fiabile și pot fi operate manual de personal cu calificare medie. Parametrii aburului nu depășesc 140 bar și 540 oC, iar temperatura apei de alimentare este până în 230 oC. Cazanele cu circulație naturală a emulsiei în sistemul vaporizator au în componență un tambur cu rol de separator de fază, prevăzut cu așa-numita treaptă salină. Aceasta face posibilă purjarea (eliminarea din circuitul termic a apei cu un conținut mai ridicat de săruri), fapt care permite reducerea condițiilor de calitate impuse apei de alimentare a cazanului și deci și apei de adaus preparate în cadrul CET. Trebuie amintit faptul că apa de adaus este preparată într-o astfel de centrală în cantități sensibil mai mari decât în centralele termoelectrice de condensație, deoarece pierderile de agent termic sunt în majoritatea cazurilor compensate la sursă.
Cazanele de apă fierbinte (CAF) sunt în fapt încălzitoare de apă, aceasta păstrându-și la ieșire starea de agregare lichidă avută la intrare. Creșterea de temperatură se situează între 20 și 80 grd iar diapazonul de reglare este cuprins între 15 și 100 %. Specificul CAF constă în posibilitatea menținerii unui randament energetic ridicat pe întregul domeniu de variație a sarcinii cu condiția asigurării calității operării lor, randamentul realizabil la anumite sarcini parțiale fiind chiar mai ridicat decât cel realizabil la sarcina nominală. Suprafața lor de schimb de căldură este astfel concepută încât pot funcționa fie în regim de bază (ca singură sursă directă de căldură pentru un grup de consumatori) sau în regim de vârf (ca o a doua sursă directă de căldură aflată în serie cu prima).
Fig.2.6 –Cazan de apa fierbinte Fig.2.7-Cazan de aburi
Pe parcursul unui an, temperaturile de intrare și de ieșire ale apei fierbinți se modifică în funcție de caracteristicile și de dinamica cererii de căldură a consumatorilor alimentați, precum și în funcție de modul de livrare a căldurii și de reglare a sarcinii termice la nivelul sistemului centralizat de alimentare cu căldură. Scăderea temperaturii apei fierbinți la intrarea în CAF, care depinde de temperatura de retur de la consumatori, poate conduce în anumite situații la răcirea gazelor de ardere evacuate până la o temperatură care determină la suprafața exterioară a țevilor din zona finală a cazanului atingerea punctul de rouă acidă sau chiar a punctul de rouă. Din acest motiv, temperatura de intrare a apei fierbinți este limitată inferior în special la agregatele la care compoziția combustibilului generează pericolul atingerii punctului de rouă acidă. Limitarea inferioară este asigurată prin recircularea apei fierbinți între intrarea și ieșirea din CAF, asigurată de către pompele de recirculare prevăzute în schemele de preparare a pei fierbinți.
Comportarea cazanelor energetice la alte sarcini decât aceea optimă depinde de tipul, concepția și caracteristicile tehnice ale agregatului respectiv. Ea mai este influențată și de rolul (destinația) agregatului în cadrul ansamblului (sistemului) în care este integrat, de starea lui tehnică la un moment dat și nu în ultimul rând de calitatea exploatării. Principial, cazanul de abur sau de apă fierbinte reacționează similar cu un schimbător de căldură sau cu un grup de schimbătoare de căldură prin suprafață înseriate, în condițiile în care există o anumită corelare între sarcina utilă, debitul și parametrii agentului termic primar, datorată modului de funcționare a instalației de ardere în ansamblul ei.
Instalațiile de preparare prealabilă a combustibilului din limita cazanului și arzătoarele propriu-zise sunt la rândul lor concepute să atingă performanța maximă la o anumită sarcină, exprimată de obicei prin intermediul debitului sau debitelor de combustibil consumate. Aceasta este de obicei sarcina maximă, astfel încât funcționarea arzătorului la o sarcină mai mică nu asigură aceeași calitate a procesului de combustie, legată de anumite dimensiuni ale particulelor de combustibil (măcinat sau pulverizat) și de gradul de perfecțiune al amestecului între particulele de combustibil și oxigenul din aerul de ardere. Funcționarea instalațiilor de ardere la sarcini parțiale are deci drept consecință creșterea pierderilor energetice ale cazanului și scăderea randamentului său energetic.
Diapazonul de reglare al unui cazan este domeniul ale cărui limite sunt sarcina termică minimă tehnic și sarcina termică maximă (garantată). Sarcina termică minimă tehnic a unui cazan de abur este cea mai mică sarcină la care mai sunt asigurați parametrii nominali ai aburului. Ea este determinată de tipul și caracteristicile combustibililor și de tipul constructiv al agregatului. Cazanul de abur poate funcționa și la o sarcină termică mai mică decât sarcina minimă tehnic, însă în acest caz parametrii aburului nu mai pot fi menținuți la nivelul cerut și nici corelați prin acțiunea operatorului uman sau/și a regulatoarelor automate aflate în dotarea cazanului. Pentru un cazan de apă fierbinte, sarcina termică minimă tehnic este impusă fie din considerente economice, fie din motive legate de diapazonul de reglare al instalației de ardere în ansamblul ei.
În general, reducerea sarcinii termice a unui cazan este restricționată simultan atât de cerințele specifice agentului termic primar cât și de cele specifice agentului termic secundar. Minimul tehnic al unui cazan este influențat de numărul și tipul arzătoarelor aflate în dotarea cazanului și de restricțiile impuse de proiectant regimului termic și gazodinamic din focar. Fiecare arzător este caracterizat printr-un domeniu de reglare a sarcinii termice, care depinde de tipul constructiv al arzătorului, de natura și de caracteristicile combustibilului utilizat. Reglarea sarcinii termice a cazanului se poate realiza prin modificarea numărului și încărcării arzătoarelor aflate în funcțiune, ponderea unui anumit combustibil putând face obiectul unei restricții impuse de proiectantul agregatului.
Parametrii aburului limitează de regulă în mod semnificativ sarcina termică minimă tehnic a unui cazan de abur de tipul cu țevi de apă. Modul în care este asigurată circulația în sistemul vaporizator și limitările legate de intensitatea minimă a fluxului de căldură transmis de la gaze la emulsia apă-abur influențează semnificativ mărimea sarcinii termice minime tehnic. La aceste cauze se adaugă și cerințele legate de funcționarea supraâncălzitoarelor de abur și de realizarea unor anumite valori ale presiunii și temperaturii aburului supraâncălzit. Efectul restricțiilor legate de circuitul apă-abur este dominant pentru cazanele energetice care produc abur supraâncălzit și constă într-o sarcină minimă tehnic cuprinsă între 35 și 50 % din sarcina termică nominală (sarcina garantată de către furnizor sau proiectant).
Performanțele energetice ale agregatului, atât la sarcina nominală cât și în cazul funcționării la sarcini parțiale, mai depind de starea sa tehnică și de calitatea exploatării (calificarea și/sau competența operatorului, calitatea și starea momentană a sistemului de comandă/reglare/control, etc).
Principalul indicator de performanță energetică al unui cazan de abur sau de apă fierbinte este randamentul său energetic, care este determinat în special de procesele care au loc de-a lungul circuitului combustibil-aer-gaze de ardere, procese care au o influență directă și semnificativă asupra principalelor pierderi de energie ale agregatului. Scăderea randamentului energetic al cazanului odată cu scăderea sarcinii termice utile poate fi exprimată cantitativ cu suficientă precizie cu ajutorul caracteristicii sale energetice.
2.6.3 Turbine energetice de cogenerare cu abur
În centralele de cogenerare echipate cu cazane și turbine cu abur se întâlnesc turbine energetice cu abur de tip axial, care antrenează un generator electric sincron și care funcționează din acest motiv la turație constantă. Turbinele de cogenerare cu abur pot fi de două feluri :
a) cu condensație și una sau două prize reglabile;
b) cu contrapresiune și eventual o priză reglabilă.
Turbinele cu contrapresiune se caracterizează printr-o presiune de eșapare mai mare decât aceea pe care o pot realiza turbinele cu condensație pură în condițiile de răcire cele mai puțin favorabile. Prin urmare, la aceași parametrii inițiali ai aburului viu, o turbină cu condensație pură va produce un lucru mecanic specific mai mare decât o turbină cu contrapresiune. Prin compensație, ciclul termodinamic cu abur cu turbină cu contrapresiune va realiza un randament energetic mai mare decât cel cu turbină cu condensație pură funcționând în regim de cogenerare maximă.
Fig.2.8-Schema termica a unei I.T.A. cu condensatie
Relația între lucrul mecanic și puterea termică produse prin cogenerare într-un ciclu termodinamic depinde în principiu de tipul și caracteristicile tehnice ale mașinii termice. Pentru un ciclu termodinamic alcătuit dintr-un cazan de abur, o turbină de cogenerare cu abur și anexele lor, puterea termică este exprimată prin conținutul de căldură utilă al debitului de abur extras din priza reglabilă sau ieșit din contrapresiunea turbinei de cogenerare. Mărimea lucrului mecanic produs de turbina de cogenerare cu abur este determinată de mărimea debitului de abur intrat și de traseul posibil al acestuia prin mașină între intrare și ieșire.
Din acest punct de vedere, o turbină cu abur poate avea una sau două intrări și una sau mai multe ieșiri. Turbinele cu abur special concepute pentru ciclurile combinate gaze-abur sunt cele care au două intrări, însă această situație este specifică mai ales CTE și turbinelor cu abur de condensație pură.
Tabel 2.8-Tipuri de T.A. dupa modul de evacuare a caldurii
În condițiile în care turbina de cogenerare cu abur are o singură intrare, puterea electrică produsă la bornele generatorului antrenat poate fi considerată proporțională cu debitul de abur intrat în turbină, în timp ce sarcina termică produsă în cogenerare este proporțională cu debitul de abur ieșit prin priza reglabilă sau/și prin contrapresiunea turbinei. În cazul turbinelor cu abur cu contrapresiune simplă, cu o singură intrare și o singură ieșire, puterea mecanică la cuplă sau puterea electrică la borne va fi prin urmare direct proporțională cu sarcina termică, deoarece debitul ieșit din turbină este proporțional cu cel intrat. În cazul turbinelor cu mai multe ieșiri (turbine cu contrapresiune și priză reglabilă, turbine cu condensație și prize reglabile), debitul intrat în turbină este proporțional cu suma debitelor ieșite.
Fig.2.9-Rotor de turbina cu abur Fig.2.10-Turbina cu aburi
Dacă toate debitele de abur ieșite din turbina de cogenerare sunt destinate alimentării unor consumatori (cazul turbinei cu contrapresiune), proporționalitatea între sarcina electrică și sarcina termică totală se menține cu observația că puterea electrică mai depinde și de ponderea debitelor de abur prin fiecare ieșire. Dacă unul dintre debitele de abur ieșite din turbină merge la condensator (cazul turbinei cu condensație și cel puțin o priză reglabilă), atunci legătura între sarcina termică și sarcina electrică nu mai este una de proporționalitate directă.
Eliminarea în atmosferă a căldurii conținute de aburul ieșit din turbina cu contrapresiune este considerată total irațională, necesită instalații suplimentare costisitoare care reduc drastic avantajele acestui tip de turbină și este în concluzie inacceptabilă. Prin urmare, acest tip de turbină se va afla în funcțiune numai în perioada în care există cerere de căldură. Cogenerarea fiind obligatorie și impusă prin construcție, caracteristica principală a acestor mașini este deci dependența totală între puterea mecanică sau electrică și respectiv cererea de căldură acoperită de aburul ieșit din turbină în acest scop.
Turbina cu condensație și o priză reglabilă poate fi considerată ca fiind rezultatul adăugării unui corp de joasă presiune la o turbină cu contrapresiune simplă, în timp ce turbina cu condensație și două prize reglabile poate fi considerată ca fiind rezultatul adăugării unui corp de joasă presiune la o turbină cu contrapresiune și priză reglabilă. Ele sunt concepute pentru un anumit grad de independență între puterea mecanică sau electrică și conținutul util de căldură al aburului extras la priza sau prizele reglabile. Acest grad de independență este determinat de raportul între secțiunea de ieșire a aburului spre condensator și secțiunea de intrare a aburului în turbină.
Dimensionarea turbinelor cu contrapresiune simplă presupune alegerea/stabilirea fie a sarcinii electrice maxime (nominale) fie a sarcinii termice maxime (nominale), cele două mărimi fiind direct proporționale. Dimensionarea turbinelor cu abur cu una sau două prize reglabile presupune stabilirea unei relații între capacitatea de trecere a porțiunii de turbină din amonte și capacitatea de trecere a porțiunii din aval de priza reglabilă. O turbină de cogenerare cu abur este prevăzută de regulă, în funcție de temperatura nominală a apei de alimentare a cazanului de abur enegetic, cu un număr de trei până la șapte prize fixe (regenerative). Debitul de abur care ajunge în secțiunea prizei reglabile este din acest motiv mai mic decât debitul intrat în turbină. Capacitatea de trecere a fiecărei porțiuni de turbină poate fi exprimată fie prin aria secțiunii transversale de trecere a aburului, fie prin debitul maxim de abur care trece prin secțiunea respectivă.
Problema dimensionării turbinelor cu o priză reglabilă constă în stabilirea raportului între debitul maxim de abur care poate ieși din porțiunea din amonte și debitul maxim de abur care poate intra în porțiunea din aval de priza reglabilă. Mărimea acestui raport este influențată de tipul și destinația turbinei cu abur și determină la rândul ei gradul de dependență între puterea mecanică sau electrică produsă de turbină și puterea termică furnizată consumatorului de căldură de aburul extras din priza reglabilă.
Problema alegerii mărimii raportului celor două capacități de trecere se pune într-un fel în cazul turbinelor cu contrapresiune și priză reglabilă și în alt fel în cazul turbinelor cu condensație și priză reglabilă. În ambele cazuri, porțiunea de turbină din aval de priza reglabilă trebuie să aibă o contribuție semnificativă la puterea produsă la borne sau la axul mașinii. Altfel, această parte a turbinei cu abur nu se justifică nici din punct de vedere tehnic nici din punct de vedere economic. În consecință, raportul debitelor respective nu poate să fie oricât de mic, dar poate să fie egal cu unitatea.
În cazul turbinei cu contrapresiune, atât aburul extras din priza reglabilă cât și cel eșapat din turbină asigură alimentarea cu căldură a unor consumatori care cer două niveluri diferite de presiune. O astfel de turbină este de regulă concepută să alimenteze consumatorii cu abur din contrapresiune, iar în măsura în care este disponibil, să asigure un debit limitat de abur și din priza reglabilă. Indiferent de mărimea debitelor extrase din priză și respectiv din contrapresiune, turbina funcționează în același regim de cogenerare pură, ceea ce se modifică odată cu debitele fiind mărimea indicelui de cogenerare mediu pe turbină.
În cazul turbinei cu condensație și o priză reglabilă, mărimile debitului de abur extras din priza reglabilă și respectiv mărimea debitului de abur care parcurge corpul de joasă presiune către condensator determină ponderea regimului de cogenerare și respectiv a regimului de condensație pură. O astfel de turbină de cogenerare cu abur este concepută și dimensionată pentru ambele regimuri. Mai precis, porțiunea de turbină din amonte de priza reglabilă se dimensionează în primul rând pentru regimul de cogenerare, în timp ce porțiunea din aval de priza reglabilă se dimensionează numai pentru regimul de condensație. La dimensionarea acestui tip de turbină trebuie avută în vedere relația de dependență sau de independență între puterea mecanică sau electrică și respectiv puterea termică asigurată prin intermediul aburului extras din priza reglabilă.
Aburul extras din priza reglabilă urbană alimentează un schimbător de căldură în care se încălzește agentul termic (apa fierbinte). Acest aparat se numește schimbător de bază (SB) și face parte din furnitura unei astfel de turbine de cogenerare. Condensatul aburului extras din priza reglabilă este fie trimis la condensator, fie recirculat și amestecat cu restul condensatului principal care vine de la condensatorul turbinei cu abur. Priza reglabilă este de regulă și priză fixă, alimentând în paralel cu abur SB și un preâncălzitor regenerativ. Turbinele cu abur cu condensație și o priză sau două prize reglabile sunt unități care au fost promovate și și-au dovedit utilitatea în fostele țări socialiste, în perioada dezvoltării economice extensive.
Principalul avantaj al tipului de turbină de cogenerare cu abur este elasticitatea sau adaptabilitatea, în timp ce principalul ei dezavantaj este legat de randamentul de producere a energiei electrice în condensație. Problema randamentului în condensație este oarecum rezolvată prin introducerea supraâncălzirii intermediare, soluție aplicabilă la turbinele de putere mare și având numai o priză reglabilă urbană.
2.6.4 Instalații de turbine energetice cu gaze
În comparație cu instalațiile energetice alcătuite din cazane și turbine cu abur, instalațiile de turbine cu gaze au o serie de avantaje datorate în primul rând nivelului lor tehnologic mai ridicat :
a) dimensiuni de gabarit mult mai mici;
b) necesarul de lucrări și durata de montare mult mai mici;
c) durata de pornire (demarare) mult mai mică.
Adaptarea pentru regimul de cogenerare a unei ITG se face prin inserarea în schemă a unui recuperator de căldură, în care gazele de ardere eșapate din turbină se răcesc înainte de a fi evacuate în atmosferă. Recuperatorul de căldură este un echipament suplimentar și un component cu caracter facultativ care, în momentele în care nu este necesar (nu există cerere de căldură), poate fi ocolit fără ca funcționarea ITG să fie influențată în vreun fel. În aceste condiții, puterea electrică produsă de o schemă de cogenerare având la bază o ITG este practic independentă în raport cu mărimea cererii de căldură, cogenerarea fiind doar facultativă și nu obligatorie.
Tabel 2.9-Prezentarea transformarilor ideale in ciclul Brayton
Fig.2.11-Schema I.T.G. ciclu teoretic ’’simplu’’’ Fig.2.12-Reprez.ciclu teoretic diagrama T-s
Funcționarea ITG în regim de cogenerare și la alte sarcini decât aceea nominală (maximă) este influențată atât de tipul și caracteristicile tehnice ale unității de bază formate din compresorul de aer, camera de ardere și turbina cu gaze propriu-zisă, cât și de tipul și caracteristicile tehnice ale unității recuperatoare de căldură. Astfel, comportarea unității de bază determină relația între puterea electrică la borne și debitul și temperatura gazelor de ardere eșapate din turbină, în timp ce comportarea unității recuperatoare determină gradul de recuperare maxim posibil în condițiile date.
Funcționarea unității de bază a ITG la alte sarcini decât aceea pentru care a fost dimensionată este influențată în mod semnificativ de modalitatea de reglare a sarcinii electrice aleasă de constructor. Cele două moduri fundamentale de reglare ale unei instalații de turbine cu gaze sunt următoarele :
a) modificarea după nevoie a debitului de combustibil la camera de ardere în condițiile în care debitul de aer aspirat de compresor nu este reglat în vreun fel, fiind determinat numai de temperatura aerului aspirat, care este egală sau depinde într-o anumită măsură de temperatura aerului atmosferic;
b) modificarea concomitentă și corelată a debitului de combustibil și a debitului de aer aspirat.
În varianta (a), mărimea reglată este debitul de combustibil, debitul masic de aer fiind funcție de condițiile atmosferice iar temperatura maximă a ciclului rezultând din bilanțul termic al camerei de ardere. În varianta (b), corelarea între debitul de combustibil și debitul de aer aspirat, ambele mărimi reglate, determină și mărimea temperaturii gazelor de ardere la intrarea în turbină. În ambele variante, presiunea gazelor de ardere la intrarea în turbină și temperatura gazelor eșapate din turbină sunt legate de caracteristica presiune-debit a turbinei cu gaze. Aceasta nu este diferită de caracteristica presiune – debit a unei turbine cu abur, ambele având la bază relația lui Stodola. Presiunea și temperatura gazelor de ardere la intrarea în turbină determină temperatura gazelor de ardere la ieșire, presiunea de ieșire din turbină fiind practic egală cu presiunea atmosferică. Aspectele care țin de concepția sistemului de reglare a sarcinii constitue un domeniu cu caracter confidențial, motiv pentru care astfel de informații nu sunt publicate sau incluse în documentațiile de ofertă.
Sistemul automat de reglare al instalației are ca sarcină armonizarea caracteristicii debit-presiune a compresorului cu caracteristica similară a turbinei propriu-zise, armonizare care determină legătura între puterea la borne, debitul de aer, debitul de gaze, temperatura maximă a ciclului, raportul de comprimare și raportul de destindere. Indiferent de tipul constructiv (cu o linie de arbori sau cu două linii de arbori), mașinile moderne sunt astfel concepute încât reglajul compresorului de aer să asigure într-o măsură cât mai mare raportul debit-presiune cerut de caracteristica turbinei propriu-zise pentru anumite condiții date.
Fig.2.13-Sectiune I.T.G. heavy-duty de mare putere
Modul concret în care se realizează corelarea și costul energetic al acesteia diferă de la un tip de turbină la altul. Variantele constructive cu două linii de arbori, în care turbina cu gaze propriu-zisă este compusă din două părți, dintre care una antrenează compresorul și funcționează cu turație variabilă iar cealaltă antrenează generatorul electric și funcționează cu turație constantă, sunt ușor avantajate sub aspectul comportării la sarcini parțiale în comparație cu variantele având o singură linie de arbori.
Condiția pusă concepției de reglare a ITG este aceea ca modul de reglare a compresorului de aer să conducă la pierderi de putere cât mai mici. Din punct de vedere energetic, cel mai eficient mod de reglare a compresorului se întâlnește în cazul mașinilor cu două linii de arbori, unde reglarea așa numitului generator de gaze se obține prin modificarea turației sale.
Modul de comportare a unei ITG la funcționarea în regimuri nenominale mai depinde și de modalitatea de răcire a paletelor turbinei și de recuperarea internă a căldurii gazelor de ardere (fie prin preâncălzirea aerului de ardere fie prin producerea de abur și injectarea lui în camera de ardere).
Comportarea unei ITG la alte sarcini decât aceea de dimensionare este influențată în primul rând de temperatura aerului atmosferic aspirat de compresor. Astfel, puterea maximă a unei ITG la un moment dat este influențată în primul rând de mărimea debitului masic de aer aspirat de compresor, mărime care depinde numai de temperatura aerului atmosferic aspirat. Concepția constructivă mai poate furniza și alți factori de influență ai regimului de putere maximă, cum ar fi modul de dimensionare al generatorului electric antrenat.
Comportarea instalațiilor de turbine cu gaze funcționând în regim de cogenerare la alte încărcări decât aceea nominală sau de dimensionare este determinată și de reacția cazanului recuperator cu ardere suplimentară C.R.A.S la modul în care se modifică debitul și temperatura gazelor de ardere ieșite din turbină în funcție de sarcina mecanică sau electrică. În absența arderii suplimentare C.R.A.S. se comportă la fel ca orice schimbător sau ansamblu de schimbătoare de căldură înseriate la modificarea debitului și temperaturii agentului termic primar în funcție de încărcarea turbinei cu gaze, exprimată prin puterea mecanică sau electrică produsă. Prezența arderii suplimentare se concretizează prin creșterea temperaturii gazelor de ardere peste valoarea cu care acestea ies din turbina cu gaze și prin modificarea compoziției gazelor în sensul creșterii participației gazelor triatomice rezultate din reacția de ardere.
Arderea suplimentară duce la creșterea temperaturii gazelor de ardere la intrarea în cazanul recuperator iar aceasta are ca efect modificarea corespunzătoare a modului de trasfer al căldurii de la gaze la perete, care din preponderent convectiv tinde să devină preponderent radiativ. Cum arderea suplimentară constitue o modalitate de acoperire a vârfului de sarcină termică, atât durata practicării acestui procedeu cât și cantitatea de căldură astfel obținută sunt mai mici decât durata funcționării fără ardere suplimentară și respectiv cantitatea de căldură obținută prin recuperare pură din gazele de ardere.
2.6.5 Instalații energetice cu motoare cu ardere internă cu piston
Motoarele cu ardere internă M.A.I. existente în prezent pe piață sunt caracterizate în primul rând prin diversitate. Cu un ciclu termodinamic în doi sau în patru timpi, cu aprindere prin scânteie sau cu aprindere prin comprimare, cu diverse trepte de turații, cu mai multe soluții de supraalimentare sau fără, utilizând unul sau mai mulți combustibili superiori lichizi sau gazoși, M.A.I au capacități care pleacă de la ordinul zecilor de kW și ajung la ordinul zecilor de MW. Specificul tuturor acestor mașini constă în faptul că toate procesele caracteristice ale ciclului termodinamic motor se petrec consecutiv și cu viteză mare în același spațiu.
Fig.2.14-Schema fluxurilor masice si energetice si diagrama fluxurilor energetice C.T.E.-M.P.
La fel ca la turbinele cu gaze, funcționarea MAI la alte sarcini decât cea nominală este influențată de modul de reglare a raportului aer/combustibil la variația sarcinii motorului, de prezența și de modul de realizare a supraalimentării, de tipul și destinația mașinii antrenate de către motor, etc. Funcționarea MAI este caracterizată de imperfecțiunile care decurg atât din caracterul ireversibil al transformărilor suferite de agentul de lucru cât și din faptul că ele sunt consecutive și au loc în același spațiu :
a) procesele din cilindru nu sunt adiabate, schimbul de căldură cu exteriorul fiind asigurat atât prin intermediul uleiului cât și prin intermediul agentului de răcire a blocului motor;
b) arderea nu este nici perfectă nici instantanee și se suprapune de regulă peste ultima parte a comprimării și prima parte a destinderii;
c) schimbul de căldură între agentul de lucru și pereții cilindrului își schimbă sensul pe parcursul comprimării (în prima parte a comprimării schimbul de căldură are loc de la pereți la gaze iar ulterior sensul său se inversează deoarece temperatura gazelor depășește temperatura peretelui răcit al cilindrului).
Fig.2.15-M.P.in V Fig.2.16-M.P.in W
În cazul motoarelor în doi timpi, suprapunerea mai multor faze ale ciclului termodinamic pe parcursul unei singure curse a pistonului majorează efectele negative amintite mai sus, însă dublarea puterii produse pe cilindru este mult mai importantă. Trebuie subliniat faptul că motoarele cu ardere internă cu putere mare utilizate pentru aplicațiile de cogenerare sunt în marea lor majoritate în doi timpi.
Procesul de comprimare este definit printr-un exponent mediu politropic care are valoarea cuprinsă între 1,28 și 1,38. Efectul disocierii gazelor de ardere nu poate fi nici el neglijat, temperatura maximă atingând chiar 2000 oC. Arderea combustibilului are loc la rândul ei în condiții complexe, care în mod simplificat pot fi considerate parțial la volum constant și parțial la presiune constantă. În timpul destinderii sensul schimbului de căldură gaze – pereți rămâne același, de la gaze la pereți, însă condițiile în care are loc destinderea se modifică pe parcursul acesteia. Astfel, în prima sa parte, destinderea are loc cu aport de căldură prin continuarea arderii, în partea a doua pierderea de căldură către pereți devenind preponderentă.Supraalimentarea constă în comprimarea aerului înainte de aspirația sa în cilindru, fapt care mărește presiunea medie din ciclindru și deci și puterea produsă. Antrenarea compresorului poate fi asigurată de la axul principal al motorului sau cu o turbină acționată la rândul ei de gazele de ardere evacuate din ciclindru. Turbosuflanta poate fi realizată într-o treaptă sau în două trepte, cu răcire intermediară între acestea. Supraalimentarea are un efect benefic și asupra raportului aer/combustibil.
Utilizarea MAI în schemele de cogenerare presupune, la fel ca în cazul ITG, prezența în schemă a cel puțin unui schimbător de căldură cu rol de recuperator, în care agentul termic este încălzit pe seama căldurii evacuate din ciclul termic prin intermediul gazelor de ardere și al răcirilor tehnologice.
Funcționarea MAI în cadrul unei scheme de cogenerare la alte încărcări decât aceea nominală este definită și prin modul în care căldura evacuată se repartizează între gazele de ardere, agentul de răcire al blocului motor, agentul de răcire al uleiului, agentul de răcire al aerului comprimat în turbosuflanta cu două trepte, etc. Modul în care cota preluată de fiecare dintre acestea se modifică odată cu modificarea încărcarii motorului constitue o caracteristică proprie specifică fiecărui motor. Informațiile făcând parte din această categorie trebuie cunoscute în amănunt deoarece ele constitue premize pentru proiectarea și comportarea în exploatare a recuperatoarelor de căldură.
3.DETERMINAREA NECESARULUI DE ENERGIE TERMICĂ
3.1 Necesarul de căldură pentru încălzire
94,21954 MW (3.1)
Unde
număr de apartamente = 17119
suprafața exterioară = 12,5
flux termic specific = 0,0004693 W
11,728457 (3.2)
Unde
suprafață exterioară
suprafață exterioară =12,5
temperatură interioară = 20
temperatură exterioară = -15
viteză vânt = 7,45 m/s
viteză vânt = 8,55 m/s
coeficient ce ține de amplasare clădire(intravilan,extravilan,vitrare)=30
0,0004693 W (3.3)
Unde :
fluxul termic specific W
flux termic specific pentru care la valoarea =18 == 525 W
= 59,440268 (3.4)
Unde:
diferența medie de temperatură
66,499497 (3.5)
Unde
diferența medie de temperatură
45,968432 MW (3.6)
26,919869 MW (3.7)
În care
necesarul de căldură mediu pentru incălzire MW
necesarul de căldură pentru incălzire MW
necesarul de energie termică pentru încalzire = 94,21954 MW
temperatură interioară = 20
temperatura exterioară = 10
temperatura exterioară = -15
temperatura medie exterioară
2,92397 (3.8)
Unde:
număr grade zile = 2920
durata de încălzire = 171 zile
3.2 Necesarul de căldură mediu pentru prepararea apei calde de consum
12,58662 MW (3.9)
Unde:
debit mediu apă caldă kg/s
căldură specifică apă = 4,2 kJ/kg
temperatură apă caldă = 60
temperatură apă rece = 5
54,487558 kg/s (3.10)
Unde:
debitul mediu de apă caldă kg/s
număr apartamente = 17119
număr persoane = 2,5
debit apă caldă/zi = 110 l/zi
3.3 Calculul necesarului de căldură urban și construirea curbei clasate
MW (3.11)
135,1098 MW (3.12)
Unde:
necesarul de căldură mediu pentru prepararea apei calde de consum = 12,58662 MW
necesarul de căldură pentru încălzire = 94,21954 MW
necesarul de căldură mediu pentru prepararea apei calde de consum pentru terți MW
necesarul de căldură mediu pentru prepararea apei calde de consum și pentru încălzire MW cu valori între 10÷20,am ales valooarea de 1,1
necesarul de căldură pentru încălzire pentru terți MW și pierderile de căldură in rețeaua de transport MW cu valori între 5÷10,am ales valoarea de 1,15
15,92208 MW (3.13)
Unde:
necesarul de căldură MW
necesarul de căldură mediu pentru prepararea apei calde de consum = 12,58662 MW
8760-(5*24) = 8640 ore (3.14)
Unde:
durată de încălzire ore
MW (3.15)
În care:
necerarul de caldură MW
necerarul de caldura pentru încălzire = 94,21954 MW
durate de încălzire zile
171zile = 4104 ore
diametre m
0,28571 m (3.16)
0,48788 m (3.17)
Unde:
diametre m
necesarul de căldură pentru incălzire = 26,91986 MW
necesarul de căldură pentru încălzire = 94,21954 MW
necesarul de căldură mediu pentru incălzire = 45,96843 MW
8760-(5*24) = 8640 ore (3.18)
Pentru a calcula ,din relatia (3.15),am luat valori pentru între 0÷8640
Tabelul 3.1-Rezultate calcul relatia (3.15)
În funcție de rezultatele de calcul din tabelul 3.11 am construit curba clasată
Fig.3.1-Curba clasată a necesarului de căldura in funcție de durata de încălzire
4.ALEGEREA ȘI DIMENSIONAREA ECHIPAMENTELOR PRINCIPALE DIN CENTRALĂ
4.1 Centrală termică C.T.
Norme privind proiectarea sursei de căldură
:1,16 MWt; 3,5MWt; 5,8MWt; 10,6MWt; 29MWt; 58MWt; 116MWt
200 2000 kWt => 3
50 2000 kWt => 2
50 kWt => = 1
Aleg pentru C .T.
200 2000 kWt => 3
=174 135,1098 MW (4.1)
Unde:
număr de cazane =3
putere nominala cazan =58 MWt
necesarul de căldură urban = 135,1098 MW
În urma dimensionării C.T.a rezultat un număr de 3cazane de apă fierbinte a câte 58 MWt fiecare.
4.2 Centrală electrică de termoficare cu turbină cu gaze C.E.T.-T.G.
MW (4.2)
= 118,03420 MW (4.3)
Unde:
necesarul de căldură urban = 135,1098 MW
necesarul de căldură de bază =15,92208 MW
necesarul de căldură de vârf MW
(4.4)
3,98052 MW (4.5)
În care:
numărul T.G. = 2
puterea electrică a T.G. MW
necesarul de căldură de bază = 15,92208 MW
indicele de cogenerare T.G. = 0,5
În funcție de calculată am ales o T.G. Ishikawajima Harima Heavy Industries Tip-IM400 cu următorii parametrii:
= puterea electrică a T.G.= 6,23 MW
= randamentul electric T.G.= 0,36
= temperatura gazelor de ardere = 554
17,07559 MW 15,92208 MW (4.6)
Unde:
necesarul de căldură de bază recalculat
necesarul de căldură de bază = 15,92208 MW
numărul de T.G. = 2
= puterea electrică a T.G.= 6,23 MW
0,72969 (4.7)
Unde:
indicele de cogenerare T.G. recalculată
randamentul T.G.= 0,36
grad de recuperare căldură
0,79779 (4.8)
Unde:
grad de recuperare căldură
temperatura gazelor de ardere = 554
(4.9)
=63,76796 MW (4.10)
În care:
necesarul de căldură de vârf = 118,03420 MW
debitul de căldură ardere suplimentară MW
debitul de căldură cazan MW
54,26624 MW (4.11)
În care:
debitul de căldură ardere suplimentară MW
necesarul de căldură de bază recalculat = 17,07559 MW
În cadrul calculului de dimensionare a C.E.T-T.G.a rezultat un număr de 6 cazane de apă fierbinte a câte 10,6 MWt fiecare.
4.2 Centrală electrică de termoficare cu motor cu ardere internă C.E.T.-M.A.I.
MW (4.12)
= 119,09490 MW (4.13)
Unde:
necesarul de căldură urban = 135,1098 MW
necesarul de căldură de bază =15,92208 MW
necesarul de căldură de vârf MW
(4.14)
4,77662 MW (4.15)
În care:
numărul M.A.I. = 3
puterea electrică a M.A.I. MW
necesarul de căldură în bază = 15,92208 MW
indicele de cogenerare M.A.I. = 0,9
În funcție de calculată am ales un M.A.I. Wartsila Tip-18V32DF cu următorii parametrii:
= puterea electrică a M.A.I = 5,819 MW
= randamentul electric M.A.I.= 0,43
= temperatura gazelor de ardere = 399
16,01489 MW 15,92208 MW (4.16)
Unde:
necesarul de căldură de bază recalculat
necesarul de căldură de bază = 15,92208 MW
numărul de M.A.I. = 3
= puterea electrică a M.A.I .= 5.819 MW
1,09004 (4.17)
Unde:
indicele de cogenerare M.A.I. recalculată
randamentul electric M.A.I.= 0,43
grad de recuperare căldură
0,75861 (4.18)
Unde:
grad de recuperare căldură
temperatura gazelor de ardere = 399
119,1877 MW (4.19)
În care:
necesarul de căldură de vârf MW
debitul de căldură cazan = 119,09490 MW
Din calculul de dimensionare a C.E.T-M.A.I.a rezultat un număr de 4 cazane de apă fierbinte a câte 29 MWt fiecare.
5. ESTIMAREA PRODUCȚIEI DE ENERGIE ELECTRICĂ ȘI TERMICĂ ȘI A CONSUMULUI DE COMBUSTIBIL
5.1 Centrală termică C.T. estimare producție energie electrică și termică,consumului de combustibil
Pentru C.T., cantitatea anuală de căldură produsă se calculează ca fiind aria suprafeței de sub curba clasată .
arie suprafață curbă clasată = 387902,92 MWh (5.1)
Unde:
cantitatea anuală de energie termică MWh
456356,38 MWh/an (5.2)
Unde:
debitul de combustibil MWh/an
cantitatea anuală de energie termică = 387902,92 MWh
randament electric cazan = 0,85
5.2 Centrală electrică de termoficare cu turbină cu gaze C.E.T.-T.G. estimare producție energie electrică și termică,consumului de combustibil
Pentru C.E.T-T.G. cantitatea anuală de căldură produsă în bază, se calculează ca fiind aria suprafeței în bază de sub curba clasată .
arie suprafată bază curbă clasată = 142296,18 MWh (5.3)
Unde:
cantitatea anuală de căldură produsă în bază MWh
arie suprafată curbă clasată pînă în aria suprafeței bazei = 166754,62 MWh (5.4)
Unde:
cantitatea anuală de caldură produsă în ardere suplimentară MWh
= 78852,119 MWh (5.5)
Unde:
cantitatea anuală de caldură produsă in vârf a cazanului MWh
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
cantitatea anuală de căldură produsă în bază = 142296,18 MWh
cantitatea anuală de caldură produsă în ardere suplimentară =166754,62 MWh
101285,42 MWh (5.6)
Unde:
cantitatea anuală energie electrică T.G. MWh
indicele anual de cogenerare a T.G.= 0,7117929
cantitatea anuală de căldură produsă în bază a T.G. = 142296,18 MWh
0,71179 (5.7)
Unde:
indicele anual de cogenerare a T.G.
încărcare minimă = 0,4
încărcare medie anuală = 0,96450
indicele de cogenerare T.G. recalculată = 0,72969
0,96450 (5.8)
În care:
încărcare medie anuală
cantitatea anuală de căldură produsă in bază = 142296,18 MWh
durată alimentare căldură =8640 ore
necesarul de căldură în bază pentru T.G. = 17,07559
544273,35 MWh/an (5.9)
În care:
debitul de combustibil MWh/an
cantitatea anuală de energie electrică produsă de T.G. = 101285,42 MWh
cantitatea anuală de caldură produsă în ardere suplimentară =166754,62 MWh
cantitatea anuală de caldură produsă în vârf = 78852,119 MWh
randament electric T.G. = 0,36
randament ardere suplimentară = 0,98
randament electric cazan = 0,85
5.3 Centrală electrică de termoficare cu motor cu ardere internă C.E.T.-M.A.I. estimare producție energie electrică și termică,consumului de combustibil
Pentru C.E.T-M.A.I. cantitatea anuală de căldură produsă în bază, se calculează ca fiind aria suprafeței în bază de sub curba clasată .
arie suprafată bază curbă clasată = 137947,31MWh (5.10)
Unde:
cantitatea anuală de căldură produsă în bază MWh
249955,61 MWh (5.11)
În care:
cantitatea anuală de caldură produsă în vârf pentru cazan MWh
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
cantitatea anuală de căldură produsă în bază = 137947,31 MWh
150216,04 MWh (5.12)
În care:
cantitatea anuală energie electrică produsă a M.A.I. MWh
indicele anual de cogenerare a M.A.I. = 1,08893
cantitatea anuală de căldură produsă în bază a M.A.I. = 137947,31 MWh
= 1,08893 (5.13)
În care:
indicele anual de cogenerare a M.A.I.
încărcare minimă = 0,25
încărcare medie anuală = 0,99695
indicele de cogenerare M.A.I recalculată = 1,09004
0,99695 (5.14)
În care:
încărcare medie anuală
cantitatea anuală de căldură produsă în bază a M.A.I. = 137947,31 MWh
necesarul de căldură produsă în bază pentru M.A.I. = 16,01489 MW
durată alimentare căldură =8640 ore
643405,06 MWh/an (5.15)
În care:
debitul de combustibil MWh/an
cantitatea anuală energie electrică produsă pentru M.A.I. = 150216,04 MWh
cantitatea anuală de caldură produsă in vârf pentru cazan = 249955,61 MWh
randament electric M.A.I. = 0.43
randament electric cazan = 0,85
6. ESTIMAREA INVESTIȚIILOR,CHELTUIELILOR ȘI ÎNCASĂRILOR
6.1 Estimare investiții,cheltuieli și încasări centrală termică C.T.
23585802 € (6.1)
În care:
investiție cazan vârf €
număr de cazane de vârf = 3
necesar de căldură cazan de vârf =174 MW
investiție specifică cazan de vîrf = 45,18353 €/kW
45,18353 €/kW (6.2)
În care:
investiție specifică cazan de vîrf €/kW
necesar de căldură cazan de vârf =174 kW
15680405,09 € (6.3)
În care:
cheltuieli cu exploatare €
cheltuieli cu combustibilul = 13690691,32 €
cheltuieli cu operare și mentenanță = 1369069,132 €
cheltuieli cu procurarea energiei electrice din rețea = 620644,64 €
13690691,32 € (6.4)
În care:
cheltuieli cu combustibilul €
preț combustibil = 30 €/MWh
debitul de combustibil = 456356,4 MWh/an
1369069,132 € (6.5)
În care:
cheltuieli cu operare și mentenanță €
cheltuieli cu combustibilul = 13690691,32 €
620644,64 € (6.6)
În care:
cheltuieli cu procurarea energiei electrice din rețea €
energie electrică pentru pompare apă caldă și fierbinte = 7758,058 MW
preț cumpărare energie electrică =80 €/MWh
7758,058 MWh (6.7)
În care:
energie electrică pentru pompare apă caldă și fierbinte MW
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
17455631 €/an (6.8)
Unde:
încasări €/an
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
preț vânzare energie termică = 45 €/MWh
6.2 Estimare investiții,cheltuieli și încasări centrală electrică de termoficare cu turbină cu gaze C.E.T.-T.G.
31682342 € (6.3)
Unde:
investiție totală €
investiție în cogenerare = 8923198 €
investie în instalațiile de vârf = 22759145 €
8923198 € (6.4)
Unde:
investiție în cogenerare €
numărul de T.G. = 2
puterea electrică a T.G. = 6,23 MW
investiție specifică T.G. = 716,1475 €/kW
716,1475 €/kW (6.5)
Unde:
investiție specifică T.G. = 716,1475 €/kW
= 750 €/kW
puterea electrică a T.G. = 6,23 MW
puterea electrică = 5 MW
rată actualizare = 0,21
22759145 € (6.6)
Unde:
invesție în instalațiile de vârf €
invesție în instalațiile de ardere suplimentară = 1627987 €
investiție cazan de vârf = 21131157 €
1627987 € (6.7)
Unde:
invesție în instalațiile de ardere suplimentară €
necesar de căldură ardere suplimentară = 54,26624 MW
21131157 € (6.8)
Unde:
investiție cazan de vârf €
număr de cazane de vârf = 6
necesar de căldură cazan de vârf = 63,76797 MW
investiție specifică cazan de vîrf = 55,22929 MW
55,22929 MW (6.9)
Unde:
investiție specifică cazan de vîrf MW
necesar de căldură cazan de vârf = 63,76797 MW
19593840,63 € (6.10)
Unde:
cheltuieli cu exploatare €
cheltuieli cu combustibilul = 16328200,52 €
cheltuieli cu operare și mentenanță = 3265640,105 €
16328200,52 € (6.11)
În care:
cheltuieli cu combustibilul €
debitul de combustibil = 544273,4 MWh/an
preț combustibil = 30 €/MWh
3265640,105 € (6.12)
În care:
cheltuieli cu operare și mentenanță €
cheltuieli cu combustibilul = 16328200,52 €
24166326,12 €/an (6.13)
În care:
încasări €/an
energie electrică livrată în rețea = 89475,94165 MWh
preț vânzare energie electrică = 75 €/MWh
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
preț vânzare energie termică = 45 €/MWh
89475,94165 MWh (6.14)
În care:
energie electrică livrată în rețea MWh
cantitatea anuală de energie electrică produsă = 101285,4 MWh
energie electrică pentru pompare apă caldă și fierbinte = 7758,058 MWh
energie electrică servicii interne = 4051,416652 MWh
7758,058 MWh (6.15)
În care:
energie electrică pentru pompare apă caldă și fierbinte MW
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
4051,416652 MWh (6.16)
În care:
energie electrică servicii interne MWh
cantitatea anuală de energie electrică produsă = 101285,4 MWh
6.3 Estimare investiții,cheltuieli și încasări centrală electrică de termoficare cu motor cu ardere internă C.E.T.-M.A.I.
34213173 € (6.17)
În care:
investiție totală €
investiție în cogenerare = 10978577 €
investie în instalațiile de vârf = 23234596 €
10978577 € (6.18)
În care:
investiție în cogenerare €
numărul de M.A.I. = 3
putere electrică M.A.I. = 5,819 MW
investiție specifică M.A.I. = 628,8925 €/kW
628,8925 €/kW (6.19)
În care:
investiție specifică M.A.I. €/kW
= 750 €/kW
puterea electrică a M.A.I. = 5,819 MW
puterea electrică = 1 MW
rată actualizare = 0,1
23234596 € (6.20)
Unde:
investiție cazan de vârf €
număr de cazane de vârf = 4
necesar de căldură cazan de vârf = 119,1877 MW
investiție specifică cazan de vîrf = 48,73531 €
48,73531 € (6.21)
Unde:
investiție specifică cazan de vîrf MW
necesar de căldură cazan de vârf = 119,1877 MW
23162582,05 € (6.22)
Unde:
cheltuieli cu exploatare €
cheltuieli cu combustibilul = 19302151,71 €
cheltuieli cu operare și mentenanță = 3860430,342 €
19302151,71 € (6.23)
În care:
cheltuieli cu combustibilul €
debitul de combustibil = 643405,1 MWh/an
preț combustibil = 30 €/MWh
3265640,105 € (6.23)
În care:
cheltuieli cu operare și mentenanță €
cheltuieli cu combustibilul = 19302151,71 €
27858324,4 €/an (6.24)
În care:
încasări €/an
energie electrică livrată în rețea = 138702,5853 MWh
preț vânzare energie electrică = 75 €/MWh
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
preț vânzare energie termică = 45 €/MWh
138702,5853 MWh (6.25)
În care:
energie electrică livrată în rețea MWh
cantitatea anuală de energie electrică produsă = 150216,04 MWh
energie electrică pentru pompare apă caldă și fierbinte = 7758,058 MWh
energie electrică servicii interne = 3755,40111 MWh
7758,058 MWh (6.26)
În care:
energie electrică pentru pompare apă caldă și fierbinte MW
cantitatea anuală de energie termică produsă = 387902,92 MWh
3755,40111 MWh (6.27)
În care:
energie electrică servicii interne MWh
cantitatea anuală de energie electrică produsă = 150216,04 MWh
7. CALCULUL ECONOMIC
7.1 Calculul economic centrală termică C.T.
Pentru acest calcul se calculează 3 indicatori economici:
A.Venitul net actualizat V.N.A. care se calculează in functie de invesții,încasări,cheltuieli și de venitul net,pe o perioadă de la 0÷20 de ani.În anul 20 V.N.A.este negativ .
Pentru anul 20 => V.N.A = -8472301,9 €
Tabelul 7.1-Calculul V.N.A. pentru C.T.
B.Termenul de recuperare brut al investiției T.R.B.
13,28608 ani (7.1)
Unde:
investiție totală = 23585802 €
încasări = 17455631 €/an
cheltuieli cu exploatare = 15680405 €
C.Rata internă de rentabilitate R.I.R.
4 % (7.2)
Unde:
investiție totală = 23585802 €
încasări = 17455631 €/an
cheltuieli cu exploatare = 15680405 €
rata de actualizare = 0,1
numărul de ani
7.2 Calculul economic centrală electrică de termoficare cu turbină cu gaze C.E.T-T.G.
Pentru acest calcul se calculează 3 indicatori economici:
A.Venitul net actualizat V.N.A. care se calculează in functie de invesții,încasări,cheltuieli și de venitul net,pe o perioadă de la 0÷20 de ani.În anul 20 V.N.A.este pozitiv.
Pentrul anul 20 => V.N.A = 7245799,93 €
Tabelul 7.2-Calculul V.N.A. pentru C.E.T.-T.G.
B.Termenul de recuperare brut al investiției T.R.B.
6,92891 ani (7.3)
Unde:
investiție totală = 31682342 €
încasări = 24166326 €/an
cheltuieli cu exploatare = 19593841 €
C.Rata internă de rentabilitate R.I.R.
13 % (7.4)
Unde:
investiție totală = 31682342 €
încasări = 24166326 €/an
cheltuieli cu exploatare = 19593841 €
rata de actualizare = 0,1
numărul de ani
7.3 Calculul economic centrală electrică de termoficare cu motor cu ardere internă C.E.T-M.A.I.
Pentru acest calcul se calculează 3 indicatori economici:
A.Venitul net actualizat V.N.A. care se calculează in functie de invesții,încasări,cheltuieli și de venitul net,pe o perioadă de la 0÷20 de ani.În anul 20 V.N.A.este pozitiv.
Pentrul anul 20 => V.N.A = 1531612,17 €
Tabelul 7.3-Calculul V.N.A. pentru C.E.T.-M.A.I.
B.Termenul de recuperare brut al investiției T.R.B.
7,28599 ani (7.5)
Unde:
investiție totală = 34213173 €
încasări = 27858324 €/an
cheltuieli cu exploatare = 23162582 €
C.Rata internă de rentabilitate R.I.R.
% (7.6)
Unde:
investiție totală = 34213173 €
încasări = 27858324 €/an
cheltuieli cu exploatare = 23162582 €
rata de actualizare = 0,1
numărul de ani
8. CONCLUZII
Scopul acestui proiect este alegerea soluției optime de alimentare cu energie termică a orasului Buzău.Pentru alegerea acestei solutii optime a trebuit mai intâi să determin necesarul de căldură pentru încălzire si cel pentru prepararea apei calde de consum.
Acest lucru s-a realizat pornind de la un număr de 17119 de apartamente,a temperaturilor interioare si exterioare de calcul,a suprafetei exterioare etc.
Cu ajutorul necesarului de caldură determinat am intocmit curba clasată care este o variatie energei termice in funcție de durata de incălzire.
Pentru dimensionarea echipamentelor principale din centrală am ales mai intâi o centrală termica C.T.Aici in urma dimensionarii am obținut un număr de 3 cazane de apă fierbinte a câte 58 de MWt fiecare.
Un al doilea echipament principal este o turbină cu gaze dintr-o centrală electrică de termoficare,C.E.T-T.G. În urma dimensionării acesteia am obtinut o T.G. de 3,98052 MW de tipul Ishikawajima Harima Heavy Industries Model-IM400 .
După dimensionarea T.G. aleasă am obtinut un număr de 6 cazane de apă fierbinte a câte 10,6 MWt fiecare.
Iar al treilea echipament a fost un motor cu ardere internă tot dintr-o centrală electrică de termoficare C.E.T-M.P.După dimensionare am obtinut un M.A.I de 4,776624 MW,de tipul Wartsilla Model-18V32DF . După dimensionarea M.A.I. au rezultat 4 cazane de apă fierbinte a câte 29 MWt fiecare .
Din curba clasată construită am determinat cantitătile produse de caldură,energie electrică si debitul de combustibil pentru toate cele 3 cazuri.Pentru centrala termică cantitatea anuala de caldură produsă este aceeasi și pentru C.E.T-T.G. și C.E.T.-M.P.Numai debitele de combustibil,cantitătile de energie electrică sunt diferite.Se observă ca cel mai mare debit de combustibil îl are M.A.I. datorita randamentelor cazanului si M.A.I bune (0,85;0,43).
In urma estimării investitiilor cheltuielilor ,încasărilor si a calculului economic pentru C.T. ,C.E.T-T.G. și C.E.T.-M.A.I. rezultă:
-C.T. are :
1. investitii medii (23585802 € ),încasări mici (17455631 €/an),cheltuieli mici (15680405 €);
2.venitul net actualizat este negativ , pentru anul 20 => V.N.A = -8472301,9 € ;
3.rata internă de rentabilitate este foarte scazută R.I.R = 4% ;
4.termenul de recuperere brut al investiției este foarte mare T.R.B = 13,2 ani
Deci acestă metodă nu reprezintă o solutie optimă de a limentare cu energie termică.
-C.E.T-T.G prezintă:
1.investiții mari (31682342 €),încasări medii (24166326 €/an ),cheltuieli mici (19593841 €) ;
2. venitul net actualizat este pozitiv pentru anul 20 => V.N.A = 7245799,93 € ;
3. rata internă de rentabilitate este mare R.I.R = 13 % ;
4. termenul de recuperere brut al investiției este mic T.R.B = 6,9 ani
Deci acest caz reprezintă o soluție optimă de alimentare cu energie termică.
-C.E.T.-M.A.I. oferă:
1.investiții mari (34213173 €),încasări medii (27858324 €/an),cheltuieli medii (23162582 €) ;
2. venitul net actualizat este pozitiv pentru anul 20 => V.N.A = 1531612,17 € ;
3. rata internă de rentabilitate este medie R.I.R = 11 % ;
4. termenul de recuperere brut al investiției este mediu T.R.B = 7,2 ani
Acest caz nu reprezintă o soluție optimă de alimentare cu energie termică.
9. BIBLIOGRAFIE
[1] Regia Autonomă Municipală ’’RAM „ Buzău;
[2] Athanasovici, V., Mușatescu V., Dumitrescu I.S., Termoenergetică industrială și termoficare, Ed. Didactică și Pedagogică, București, 1981;
[4]Athanasovici, V., Dumitrescu I.S. ș.a. Tratat de inginerie termică. Alimentări cu căldură. Cogenerare, Ed. AGIR, București, 2010’;
[5] *** SR 1907, Instalații de încălzire. Necesarul de încălzire de calcul;
[6] Tănase PANAIT, “Centrale termoelectrice”. Editura Fundației Universitare “Dunărea de Jos”, Galați, 2007, ISBN 978-973-627-394-0;
[7] Chiriac F., Dumitrescu R. – “Sisteme de cogenerare și trigenerare. Concepții privind situația din România”, Simpozionul “Instalații pentru Construcții și Confortul Ambiental”, Timișoara, 2004;
[8] Athanasovici, V., “Utilizarea căldurii în industrie”,, Ed. Tehnică, București, 1997;
[9] Leca, A., “Transfer de căldură și masă”,, Ed. Tehnică, București, 1998;
[10] Digă S.M, Brojboiu M., Bratu C., „Aspecte specifice ale potențialului de cogenerare în sectorul terțiar”;
[11] George Darie,”Instalatii energetic de turbine cu gaze” ,Editura Bren Bucuresti,1998;
[12] Aureliu Leca,Virgil Musatescu,’’Managementul energiei’’,Editura Agir,Bucuresti,2008;
[13] Notite cursuri : Centrale termoelectrice conventionale,Generatoare de caldură,Transportul agenților energetici,Alimentări cu energie termică, Echipamente si instalații termice;
[14] Tănase PANAIT,“Procese în turbine cu abur și gaze”. Editura Fundației Universitare “Dunărea de Jos”, Galați, 2003, ISBN 973-627-033-5;
[15] Motoiu, C., Centrale termoelectrice, Editura Didactica si Pedagogica, Bucuresti, 1974;
[16] Stăncescu, I.,D., Bazele tehnice și economice ale termoficării, Ed. Tehnică, București, 1967.
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: Alegerea Solutiei Optime de Alimentare cu Energie Termică a Orasului Buzău (ID: 108965)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.