Determinarea Tipului Optim de Generator Eolian

Determinarea tipului optim de generator eolian

pentru un parc eolian

1. Introducere

1.1 Generalități

Energia, într-o formă sau alta, este o necesitate indispensabilă pentru societate, atât în ceea ce privește confortul oamenilor cât și ca factor de producție, o pondere importantă fiind gradul de dezvoltare economică și socială, acesta ducând la o creștere a cererii de energie. Folosirea rațională a energiei include ideea echilibrării confortului uman printr-un consum scăzut de energie, prin cercetarea și implementarea unor măsuri de producere și utilizare susținute și efective ale energiei.

Previziunile economiștilor indică o creștere economică ceea ce va duce la un consum de resurse energetice. Dependența la nivel mondial de surse de energie convenționale, cum ar fi: combustibili fosili – petrol, gaze naturale, cărbune, precum și energia nucleară respectiv impactul acestora asupra mediului au condus la gândirea unei strategiei de utilizarea pentru producerea de energie să se folosească metode neconvenționale. Cererea de energie în anul 2030 va fi de 2 ori mai mare decât în 2003, rezervele cunoscute de petrol pot susține nivelul actual de consum până in anul 2040, iar cele de gaze naturale până în 2080, iar resursele de cărbune mai pot fi exploatate ceva mai mult de 200 se ani.

Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020 prevede ca ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile în consumul național brut de energie electrică are următoarele ținte

33% în anul 2010

35% în anul 2015

38% în anul 2020

Figura nr.1 Energia produsă din surse regenerabile (http://epp.eurostat.ec.europa.eu/)

Figura nr.2 Evoluția consumului de energie în România (http://epp.eurostat.ec.europa.eu/)

Dezvoltarea proiectelor de parcuri eoliene depinde atât de proiectul în sine cât și de dezvoltatorul proiectului, pașii care trebuie urmați în cadrul unui proiect nu pot fi aplicați ad-literam altui proiect. În general sunt cinci faze comune pentru fiecare proiect, deși în fiecare proiect sunt anumite puncte la care trebuie acordată atenție și planificare deosebită. Cele cinci faze importante în dezvoltarea unui parc eolian împreună cu câteva elemente sunt prezentate mai jos:

Studiu de fezabilitate

Planificarea, proiectarea, studiu de impact asupra mediului:

monitorizarea vântului

studiul de impact asupra mediului

schița amplasării turbinelor în parcul eolian

Obținerea avizelor, contractarea echipamentelor și a lucrărilor de construcție

analizarea potențialului eolian

obținerea autorizațiilor și licențelor de la autorități

obținerea avizului de racordare

accesul pe piața de energie

obținerea acordului și încheierea contractelor de închiriere al terenurilor

contactarea fabricantului de turbine pentru furnizarea acestora

obținerea licenței de producător

contractarea operatorului de exploatare și întreținere

finanțarea investiției

demararea lucrărilor de montaj

Operarea parcului

Demontarea sau retehnologizarea parcului eolian

În preliminar pentru a demara dezvoltarea unui parc eolian este nevoie să se obțină următoarele date:

informații despre terenul disponibil

existența în zonă a stațiilor de transformare și a liniilor de transport a energiei electrice

puterea electrică care poate fi injectată în rețea

restricții existente din punct de vedere al protecției mediului

restricții privind nivelul de înălțime și amplasament al construcțiilor

date meteorologice disponibile de la stațiile meteorologice din zonă

stabilirea unui plan de monitorizare al vântului cu instalații proprii

1.1 Descrierea Sistemului Generator Turbina Eoliana si a principalelor elemente componente ale acestuia

Turbina eoliană este o turbină eoliană cu mișcare ascendentă, cu o viteză variabilă, tangaj controlat, pe o axă orizontală cu 3 palete, cu un diametru al rotorului de 100 m. Rotorul și nacela sunt montate pe partea de sus a unui turn cilindric din oțel. Rotorul se rotește în sensul acelor de ceasornic, așa după cum se vede daca se privește din fața turbinei. Sistemul generator al turbinei eoliene este dotat cu sistem activ de alunecare, ce corectează orientarea sistemului generator al turbinei eoliene către vânt. Un control al tangajului printr-o lamă activă, și un sistem generator – convertor cu magneți permanenți permit o funcționare cu o viteza variabilă. Un transformator transforma nivelul de tensiune al generatorului la tensiunea de rețea necesară. Turbina eoliană dispune de un angrenaj de transmisie distribuită în care componentele angrenajului de transmisie, lagăre principale de arbori, cutie de viteze, generatoare, unități de pivotare, și panoul de control, sunt atașate la o placă de bază.

Figura nr. 3 Turbină eoliană [2]

Arborele principal este sprijinit în două lagăre de alunecare cu rulmenți. Generatorul se situează în partea din spate a nacelei. Rotorul se refera la ansamblul de pale, plus butucul și dispozitivele de control al pasului palelor, și nu include axul. Palele se pot marca special în scopul măriri vizibilității pe timpul zilei în conformitate cu cerințele, pala este protejată împotriva fulgerelor.

Sistemul de control al pasului palei și vitezei rotorului.

Rotorul utilizează trei sisteme de reglaj al pasului palei și implicit al vitezei rotorului, prin trei motoare electrice care sunt montate în butucul rotorului. Acestea acționează o roată dință montată în interiorul rulmentului palei. Pe măsură ce viteza vântului se mărește, unghiul palelor rotorului se adaptează de o așa manieră încât se obține un randament energetic optim cu o încărcare minimă. Odată atinsă puterea nominală, și dacă viteza vântului continuă să se mărească, consumul de putere al rotorului se limitează la puterea nominală prin adaptarea în continuare a unghiului de pas. În momentul în care viteza vântului atinge o anumită valoare, care este cuprinsă între 20 m/s și 25 m/s pentru majoritatea turbinelor, sistemul de control al turbinei pune palele în poziție de frânare.

Butucul

Butucul face legătura între cele trei palete ale rotorului și arborele principal al angrenajului de transmisie. Butucul este conectat la arborele principal rotorului prin intermediul unei flanșe.

Cutia de viteze principală

Cutia de viteze a turbinei eoliene este cea care transformă viteza mică de rotație a palelor și cuplul mare de la intrare în viteza mare necesară antrenării generatorului electric. Cutia de viteze este cu roți dințate elicoidale în mai multe trepte. Acesta dispune de un sistem de răcire a uleiului utilizat pentru ungere care să asigure menținerea temperatura uleiului în limitele de proiectare.

Sistemul de frânare

În caz de funcționare normală, sistemul generator se frânează prin aducerea paletelor în poziția de drapel. Numai două pale trebuie sa fie adaptate pentru a frâna turbina în condiții de siguranță, în modulul de funcționare în gol. Sistemul generator este dotat cu frâne active pe discuri hidraulice, ce sunt montate pe axul de mare viteză. Acest sistem de frânare se folosește numai pentru a acorda asistență la cazuri de frânare în situații de urgență în cazul turbinelor, o oprire manuală, o închidere completa a turbinelor și o închidere a acestora pe perioada desfășurării lucrărilor de mentenanță.

Nacela și sistemul de rotire al nacelei

Un cadru de bază asigură suportul pentru generator și cutia de viteze, și este așezat pe turn astfel încât să poată fi rotit. Sistemul de rotire este compus dintr-o coroană dințată care este acționată de patru motoare electrice prin intermediul unor pinioane. Este instalat între nacela și partea de sus a turnului și permite părții de sus a turbinei să fie rotită complet în jurul axului turnului pentru a permite orientare corectă a rotorului către direcția vântului, blocarea pe direcția vântului se realizează cu ajutorul unor frâne electromagnetice.

Echipamentele de măsurare a vitezei vântului

Constau în două giruete și două anemometre, care sunt instalate pe un stâlp din oțel pe nacelă. Datele de la aceste instrumente sunt folosite de sistemul SCADA pentru controlul turbinei eoliene.

Sistemul electric

Configurația electrica a turbinei este prezentata în următoarea diagrama:

Figura nr. 4 Schemă electrică turbină eoliană [2]

Generatorul

Este situat în nacelă și este acționat prin intermediul arborelui secundar al cutiei de viteză. Este conceput ca un generator sincron cu magneți permanenți. Montajul pe placa de bază se face astfel încât să se reducă transmisia zgomotelor și vibrațiilor.

Transformator de tensiune medie

Transformatorul de tensiune medie transforma tensiunea de ieșire a generatorului 0.69 kV la nivelul de tensiune medie al rețelei de transport din interiorul parcului (20kV).

Sistem de siguranță

Sistemul de siguranță este un circuit cablat de monitorizare care este mult mai eficient decât

calculatorul pentru managementul de sistem. Contactele de frânare ale senzorilor și echipamentele de monitorizare externe sunt conectate în serie în acest circuit.

Pe lângă lanțul de siguranță, turbina este prevăzută și cu un circuit de oprire cu cablaj pentru situații de urgență, care este activat prin apărea butoanelor de oprire în caz de urgență, care există în turbină.

Sistemul de control al turbinei

Sistemul de control este echipat cu un software care a fost dezvoltat special pentru a fi aplicat și care controlează turbina și sistemele acesteia din urmă prin semnale senzor de intrare și semnale de control la ieșire. Sistemul de operare comunică cu sistemul de control prin intermediul sistemului SCADA.

Turnul

Turbina are un turn conic din oțel, cu diametrul la bază de 4,15 m și diametrul în partea de jos 3,50, secțiunile individuale ale turnului sunt dotate cu platforme de asamblare, scară pentru urcare, sisteme de iluminare normală și sisteme de iluminare în situații de urgență. Ca opțiune, unele turbinele pot fi prevăzute cu un lift.

Fundațiile

Scopul fundației turbinei eoliene este acela de a conduce sarcinile structurale de la turbina eoliana către sol, design–ul fundației depinde de condițiile geotehnice. Fundațiile tipice sunt în profunzime sau în grup în funcție de condițiile solului. Fundația este proiectată pentru a rezista la condițiile extreme și de oboseală cauzate de turbina eoliană.

2 Simularea producției de energie electrică pentru diferite turbine

2.1 Evaluarea regimului de vânt

Pentru a putea determina dacă este eficient din punct de vedere economic să se construiască un parc eolian și în același timp să se determine tipul de generator eolian care să se potrivească cu climatul de vânt existent în locația parcului și poziționarea turbinelor în cadrul parcului atât din punctul de vedere al reducerii pierderilor energetice datorate efectului de parc cât și pentru evitarea apariției influențelor negative asupra structurii turbinelor care pot să apară datorită poziționării defectuoase a turbinelor eoliene în cadrul parcului, este necesar să se programeze o campanie de strângere de date de vânt. Desigur dezvoltatorii de parcuri eoliene au la dispoziție pentru descoperirea de locații noi pentru parcuri eoliene hărți de vânt regionale, acestea însă nu sunt suficiente de precise pentru justificarea finanțării dezvoltării acestora.

Cea mai importantă caracteristică a unui site care trebuie determinată este viteza vântului, performanța parcului eolian este sensibilă la erorile și incertitudinile care apar la estimarea acesteia. Evaluarea producție de energie obținută în urma acestei campanii de culegere de date trebuie să ofere o estimare cât mai corectă și să fie semnificativă pentru toată durata de viață a parcului eolian. Mai jos vom prezenta o metodă care pe baza măsurătorilor efectuate în site se face o prognoză a producției de energie pe termen lung a parcului eolian și totodată determină tipul de generator eolian care este cel mai bun pentru climatul de vânt din locația parcului. Este de notat că o astfel de prognoză a producției de energie a unui parc eolian se poate face și numai utilizând date de vânt de la stații meteorologice din aproprierea locației parcului. Luând în considerare că la stațiile meteorologice de obicei viteza vântului este înregistrată,în cele mai multe cazuri doar la o înălțime de 10 m și că nu în toate cazurile se poate documenta trasabilitatea schimbărilor care au avut loc la echipamentele de măsurare sau a poziției acestor echipamente acest gen de analize este indicat să se utilizaze doar pentru studiile de fezabilitate inițiale. Un alt tip de date de vânt care se poate utiliza sunt cele disponibile online rezultate din modelare climatică numerică dezvoltate de diferite instituții de cercetare cum ar fi NCEP/NCAR4 sau MERRA5, acestea fiind disponibile gratuit pentru download, sau de la diferite societăți comerciale care le furnizează contracost de exemplu 3TIER6. Datele de intrare pentru sistemele de modelare numerică sunt obținute de la stațiile terestre și din măsurări efectuate prin satelit. Modelul matematic de simulare atmosferică crează o rețea de puncte echidistantate la 2,5° x 2,5°, în cazul NCEP/NCAR, și 1/2° pe 2/3° ,în cazul MERRA, în aceste puncte pe baza datelor de intrare se crează date de vânt. Datorită faptului că punctele din rețeaua astfel calculate nu sunt în apropierea instalaților noastre cât și a modului de calcul acestea se folosesc doar pentru a determina dacă modelul climatului de vânt calculat pe baza datelor proprii se potrivește cu cel obținut pe baza acestor date, aceaste date având avantajul perioadei mari de timp pentru care sunt disponibile. Deasemenea prognozele de energie electrică obținute pe baza acestor date să fie folosite doar pentru studii inițiale.

2.1.1 Poziția parcului eolian și descrierea echipamentului de monitorizare

La lucrarea de față sau folosit date de la dezvoltarea proiectului ”Parc eolian Jimbolia” proiectat la SC Compania Eoliană SA, care are ca obiect principal de activitate dezvoltarea proiectelor de energie regenerabilă.

Poziția parcului eolian este localizată pe extravilanul orașului Jimbolia la o distanță de aproximativ 4-5 km de acesta. Terenul unde sunt amplasate turbinelor eoliene este relativ plan cu cota de nivel cuprinsă între 78 m – 80m deasupra nivelului mării. Terenul este folosit pentru agricultură iar în apropierea parcului eolian sunt localității rurale la distanțe cuprinse între 3-4 km de centrul parcului eolian. Ca obstacole în perimetrul parcului se află câteva construcții industriale și clădirii izolate. Acestea nu prezintă elemente de dificultate în elaborarea datelor de intrare fiind tratate ca elemente de rugozitate.

Figura nr. 5 Configurația parcului eolian Jimbolia

2.1.2 Echipamentul de monitorizare a vântului

Instalația de măsurare trebuie să îndeplinească anumite condiții în urma cărora să se asigure o calitate bună a datelor de vânt. De aceaste date depinde calitatea și acuratețea estimării potențialului eolian. Pentru a asigura această calitate este necesar să se respecte următoarele condiții

– montarea instalației de monitorizare se va face pe cât este posibil în centrul viitorului parc, deoarece datele de vânt se pot considera ca fiind convenabile pentru a descrie potențialul eolian pe o distanță de 8-10 km în jurul instalației de monitorizare în teren relativ simplu și 1-2 km dacă teren este complex.

– condițiile de mediu în locul de amplasare al instalație de măsurare trebuie să fie același cu condițiile în care sunt amplasate turbinele eoliene. În cazul în care parcul eolian se întinde pe o suprafață mare sau dacă este așezat în apropierea unor suprafețe împădurite sau în teren complex se va avea în vedere montarea unor instalații suplimentare de măsurare care vor funcționa în paralel cu instalația principală urmând ca la analiza datelor să se facă corelarea dintre date.

evaluare site-ului în vederea stabilirii lungimi rugozități terenului

caracteristicilor morfologice ale terenului

evaluarea obstacolelor care influențează curgerea vântului

montarea echipamentelor de măsurare să se facă conform standardului IEC 61400-12-1

Echipamentul de monitorizare constă într-un turn cu înălțimea de 80 m pe care s-au montat senzori de măsurare la diferite niveluri. Un mod tipic de echipare al turnului cu instrumente de măsurare trebuie să cuprindă:

minimum 3 niveluri de măsurare al vitezei vântului

înntotdeauna să fie un anemometru montat în vârful turnului astfel încât acesta să nu fie influențat de efectul pe care îl are turnul asupra curgerii vântului

anemometrul din vârful vântului trebuie să aibă un anemometru de backup montat în aproprierea lui (minimum 1,5 m de el)

nivelurile de măsurare trebuie să fie astfel alese încât să reflecte în mod corect profilul vertical al vântului și să fie în aria pe care o va mătura rotorul turbinei eoliene

Vana de vânt:

o vană de vânt va fi instalată dacă este posibil la același nivel cu anemometru, dar nu mai jos cu 1,5 m de acesta

o a doua vană de vânt

al vitezei și direcției vântului și sonde de măsurare a presiunii și temperaturii aerului. Datele de vânt sunt înregistrate cu ajutorul unui data logger Ammonit Meteo-32 care este programat să colecteze date despre viteza și direcția vântului la fiecare 3 secunde iar la un interval de 10 minute acesta înregistrează viteza și direcția medie, deviația standard, în plus pentru viteza vântului înregistrează și maximul și minimul acesteia.

Modul de instalare al echipamentelor pe turn este următorul:

Anemometre la 40 m, 60 m, 80 m

Vane de vânt la 40 m, 80 m

Anemometrele sunt montate în lateral față de turn cu ajutorul unor brațe de lungimea de 3 m și deasupra acestora la aproximativ 50 cm deasupra acestora. Montajul este conform recomandărilor IEC-61400-12-1(International Electrotechnical Commission). Acest standard specifică procedura măsurare a curbei de putere a unei turbine eoliană, în același timp în anexe sunt date

montarea instrumentelor de măsurare

evaluarea și clasificarea anemometrelor cu cupă

evaluarea terenului și obstacolelor din locație

evaluarea incertitudinilor

recalibrarea in situ a anemometrelor

Anemometrele folosite au fost calibrate individual de către Deutsche WindGuard care are acreditare MEASNET. Pentru a reduce influența pe care o are turnul pe care se montează instrumentele de măsurare asuprea curgerii vântului în jurul lui se vor respecta următorele condiții pentru montaj:

lungimea barei pe care se montează anemometrul din vârful turnului trebuie să asigure că turnul este așezat într-un con cu panta de 1:5 și vârful în centrul anemometrului

lungimea brațelor orizontale să fie de minim 5,7 ori latura turnului

lungimea barei verticale pe care se montează instrumentul de măsurare trebuie să fie de 5,7 ori diametrul brațului orizontal

În figura nr 5a se prezintă modul corect de montare anemometrului pe bara verticală, în figura 5b bara verticală este situată înafara centrului conului cu panta de 1:5 și vârful în centrul anemometrului. În figura nr.6 se prezintă modul de montare al anemometrului și al vanei de vânt pe partea laterală al stâlpului.

Figura nr. 5 Montare aparatelor de măsurare din vârful stâlpului: a) corect; b) incorect

a b

Figura nr. 6 Montarea aparatelor de măsură pe brațe laterale

Înălțimea stâlpului de la instalațiilor de anemometrice trebuie ar trebuii să fie cât mai apropiată de înălțimea axului rotorului turbinei eoliene, întrucât din punct de vedere economic nu este întotdeauna posibil acest lucru se acceptă ca înălțimea stâlpului de la instalația de măsurare să fie de minimum 75% din înălțimea axului rotorului turbinei eoliene.

Prezentăm mai jos câteva aspecte care se vor lua în considereare la instalarea unei instalații de măsurare a vântului pentru un parc eolian:

poziția aleasă pentru montare să fie reprezentativă pentru parcul eolian, pe cât este posibil să fie în centrul acestuia

se va evita montarea în aproprierea obstacolelor, pădurilor, recomandarea este ca distanța minimă dintre poziția de montaj și obstacole să fie de 10 ori înăltimea obstacolului

Înălțimea turnului de măsurare trebuie să fie cât mai apropiată de înălțimea axului rotorului turbinei eoliene, minimum de 75 % din înălțimea axului rotorului.

în teren complex sau cu o rugozitate mare un turn mai înalt este necesar pentru a evita fenomenele de accelerare ale vântului, sau viteza de forfecare(wind shear) neregulată

Figura nr. 7 Instalația anemometrică complet echipată

Energia produsă din vânt este caracterizată prin faptul că combustibilul folosit este și rămâne gratuit pe toată perioada de existență a proiectului, din această cauză economia proiectului este dependentă de determinarea cât mai exactă a resursei de vânt. În tabelul de mai jos se arată influența vitezei vântului asupra producției de energie electrică a unui parc eolian de10 MW, astfel că creșterea vitezei medii a vântului cu 67%, de la 6 m/s la 10 m/s, duce la o creștere de 234 % a producției de energie electrică.

Tabel nr. 1: Influența vitezei medii anuale asupra producției de energie electrică a parcului eolian

Sursa: Garrad Hassan

Notă: 1 Se prezumă performanța tipică a turbinei, densitatea aerului 1.225 kg/m3, pierderile de 12 procente, distribuția Rayleigh a vitezei vântului

Este de remarcat că pentru siturile care au viteze medii mici ale vântului această influență este mai pregnantă decât în locațiile cu viteza medie anuală a vântului mai mare. Totodată alegerea modelului de turbină eoliană astfel încât specificațiile ei tehnice să corespundă potențialului eolian care se găsește în locația respectivă este de asemenea importat. Alegerea unei turbine eoliene corespunzătoare tipului de potențial eolian din locația respectivă duce în primul rând la unui randament mare în funcționare și la evitarea apariției unor defecțiuni cauzate de acțiunea vântului asupra turbinei. Clasificarea turbinelor eoliene după caracteristicile vântului sunt, conform IEC61400-12, descrise în tabelul de mai jos:

Tabelul nr. 2: Clasificarea turbinelor eoliene în funcție de caracteristicile vântului

Unde valorile parametrului se aplică la înălțimea axului butucului și,

Vref este viteza de referință a vântului mediată la 10 minute

A categoria pentru caracteristici de turbulență superioare

B indică categoria pentru caracteristici de turbulență medii

C indică categoria pentru caracteristici de turbulență mică

Iref este valoarea caracteristică a intensității turbulenței la 15 m/s.

2.2 Evaluarea producției de energie electrică

2.2.1 Descrierea programului WindPro

Pentru a face predicție asupra variației vitezei vântului cu înălțimea și a predicției vitezei vântului pe suprafața parcului precum și a calculului efectului de parc se utilizează o întreagă gamă de produse software proiectate pentru a putea face predicții precise ale producției de energie electrică produsă de un parc eolian. Odată stabilit modelul într-un astfel de program acesta permite să se verifice diferite variante de așezare a turbinelor în parc sau diferite înălțimii ale axului turbinei.

Pentru acest proiect a fost utilizat un astfel de program de proiectare parcuri eoliene WindPro® produs de EMD. În cadrul acestuia curgerea vântului în cadrul parcului este calculat utilizând modelul WAsP© , care utilizat cel mai frecvent în acestă industrie în ultima decadă. Programul cuprinde câteva module de bază la care în funcție de necesități se pot achiziționa și alte module. Modulele programului sunt:

Basis acesta cuprinde:

Managmentul datelor despre proiectelor este un instrument cu ajutorul căruia se administrează datele generale despre proiecte.

Catalog curbe de putere turbine cuprinde date despre a turbinele eoliene disponibile pe piață, curbă de putere, nivel de zgomot, date geometrice necesare vizualizării.

Sistemul de management al hărților face posibil lucrul cu hărțile direct pe ecranul calculatorului, pune la dispoziția utilizatorului acces la diferite servere WMS(World Map Services) pentru downloada date geografice.

Proiectare și introducere a datelor ajută la proiectarea configurația parcului eolian, toate informațiile sunt stocate în obiecte amplasate pe hartă. Aceste obiecte pot fi date despre turbine eoliene în obiecte tip WTG, date de vânt în obiecte de tip METEO.

Energy acesta cuprinde:

Meteo importă analizează și vizualizează date de vânt măsurate. Pregătește datele de vânt pentru generarea statistici de vânt împreună cu WAsP.

Model contine o colecție de instrumente folsite pentru modelare curgeri vântului pentru a face extrapolarea pe verticală și orizontală a vitezie vântului în parcul eolian. Modelul utilizat este WAsP și WAsP-CFD care este un standard în industrie.

MCP(Measure-Correlate-Predict) este utilizat pentru a face corecțiile pe termen lung al datelor de vânt din site cu date de vânt disponibile pe termen lung de la un site de referință.

Park calculează energia produsă de parcul eolian inclusiv pierderile de energie induse de turbulență. Modulul utilizează pentru calcule modulele Meteo și Model.

Loss calculează pierderile și incertitudinile pentru un proiect de parc eolian la nivel bancabil. Include producția care excedează cu un nivel de încredere cuprins P50 și P99.

Optimize optimizează dispunerea turbinelor într-un parc eolian în funcție de producția de energie, restricțiile impuse de site.

Enviroment acesta cuprinde:

Decibel modulul calculează intensiteatea zgomotului produs de turbinele eoliene.

Shadow modulul calculează și documentează efectul de flickering în ore pe an în care zonele învecinate turbinelor eoliene sunt expuse efectului de flickering cauzat de rotorul turbinei.

ZVI calculează impactul vizual al turbinelor eoliene din orice punct din teren. Se utilizează și când se vrea să se documenteze influența asupra radarelor din aproprierea parcului.

Impact calculează și documentează impactul asupra mediului pentru zona din vecinătatea proiectului.

Visual acest modul randează proiectul unui parc eolian pentru a crea un montaj foto realistic, redă impactul vizual pe care îl crează parcul eolian.

Performance Check modulul este folosit pentru a analiza producția unui parc eolian în funcțiune scopul find de a se vedea dacă un parc produce energie așa cum a fost calculat.

Egrid cu ajutorul modulul se proiectează, optimizează rețeaua electrică din cadrul parcului până la punctul de conexiune cu rețeaua de transport.

WindBANK modulul calculează fezabilitatea unui proiect de parc eolian.

Figura nr. 8 Diagrama modului în care WindPro calculează producția de energieă [8]

2.2.2 Analiza datelor de vânt din site

Datele utilizate pentru această analiză sunt cele colectate pe perioada noiembrie 2008 până în septembrie 2013. Sumarul datelor cu mediile lunare obținute sunt prezentate în tabelul numărul 3. Pentru a putea utiliza datele aceastea au fost verificate și înregistrările care prezintă valori anormale datorate funcționării defectuoase a echipamentului de măsură sau datorate fenomenului de îngheț au fost eliminate. Pentru a nu altera calitatea acestora prin eliminarea unor înregistrări care se datorează unor periode de calm al vântului eliminarea se va face cu precauție respectându-se următoarele criterii:

se vor elimina înregistrările cu valori mult mai mari decât cele adiacente, de exemplu o înregistrare cu o viteză de 14 m/s între două înregistrări de 2-3 m/s

se vor elimina perioada de timp care are înregistrări doar valori ale offsetului anemometrului, considerându-se că acesta a fost afectat de fenomenul de îngheț doar dacă temperatura înregistrată în aceași perioadă are valori cuprinse între 0°C și -5° C și durata de timp este mai mare decât o oră. Pentru valori de timp mai mici de timp aceste înregistrări pot fi considerate ca perioade de calm al vântului.

se vor elimina înregistrările care prezintă valori mai mici decât cele de la nivelurile inferioare de măsurare. Aceast lucru se va face cu precauție pentru a se evita confundarea cu un gradient de viteză negativ al vântului(wind shear negativ).

Figura nr.9 Eliminare date anormale

Perioadele de timp în care nu sunt disponibile date și cauzele care au provocat lipsa datelor sunt prezentate mai jos

3/11/2008-28/01/2009 Înregistrator nu a fost bine configurat și nu a înregistrat viteza medie și direcția de la nici un senzor.

31/01/2009-03/02/2009: Anemometrul de la 80 m afectat de gheață.

18/07/2009-30/07/2009: Defect anemometrul de la 80 m.

30/07/2009-08/04/2010: Lipsă anemometru de la 40 m, acesta a fost mutat la înălțimea de 80 m.

16/01/2010-17/01/2010: Senzori de la înălțimile de 60 m și 80 m afectați de gheață.

21/01/2010-29/01/2010: Senzori de la înălțimea de 80 m afectați de gheață

22/05/2010-20/07/2010: Anemometrul de la înălțimea de 60 m defect.

27/12/2010-31/12/2010: Anemometrul de la înălțimea de 40 m afectat de gheață.

23/01/2011-24/01/2011: Senzori afectați de gheață.

31/01/2011-4/02/2011: Senzori afectați de gheață.

20/04/2011-01/06/2011: Anemometrul de la înălțimea de 40 m defect.

30/11/2011-07/12/2011: Lipsă date de la toți senzori.

16/12/2011-17/12/2011: Lipsă date de la toți senzori.

21/02/2012-23/02/2012: Anemometrele de la înălțimile de 80 m și 40 m afectați de gheață

13/04/2012-26/04/2012: Lipsă date de la toți senzorii.

13/04/2012-20/05/2013: Anemometrul de la înălțimea 60 m defect.

22/06/2013-05/07/2013: Lipsă date de la toți senzori.

15/07/2013-22/07/2013: Lipsă date de la toți senzori.

A fost observat un decalaj de 27° între datele înregistrate de direcționalul de la 80 m și direcționalul de la 40 m, după efectuarea unor investigații, privind roza vânturilor în regiune și verificarea modului de montare al vanei de vânt sa tras concluzia că direcționalul de la 40 m a fost montat incorect, datele de la acest instrumet au fost modificate corespunzător. A fost observate în medie aproximativ 7 zile pe an în care datele au fost afectate de gheață, de aceste observații se va ține seama la estimarea pierderilor de energie din cauze meteorologice.

Tabel nr. 3 Sumar date de vânt instalația Jimbolia

Frecvența de distribuție a vântului și funcția Weibull care descriu această distribuție este prezentată în figura de mai jos:

Figura nr. 9 Frecvența de distribuție a vitezei vântului

Direcția predominantă pentru această locație este sud-sud-est. Importanța determinării direcției predominante este determinată de faptul că modul în care se așează turbinele într-un parc eolian se face după direcția acesteia. Distanța dintre turbinele eoliene pe direcția predominantă este de minimum 6 diametre al rotorului de turbină iar pe direcția perpendiculară pe direcția predominantă de minimum 3 diametre de rotor. Așezarea turbinele la o distanță mai mică decât cea recomandată este posibilă doar dacă producătorul turbinei să fie consultat și este posibil ca producătorul să impună ca la anumite viteze ale vântului în sectorul unde nu este respectată această distanță să fie necesară impunerea unor restricții de putere asupra turbinelor, ceea ce duce în final la o scădere a randamentului parcului eolian.

Figura nr.10 Direcția predominantă

2.2.3 Selectarea datelor de referință

Pentru determinarea potențialului eolian al unui parc eolian este indicat ca datele înregistrate în locație să fie corelate cu date de vânt înregistrate de stații meteorologice din apropiere. Perioada de timp în care au fost înregistrate acesta date este mai mare și ajută să determinăm dacă datele înregistrate în site sunt consistente cu potențialul eolian regional. Pentru acest site sau studiat pentru a fi folosite datele de la următoarele stații meteorologice: Timișoara, Sânnicolau Mare, Szeged, date din simulare numerică MERRA. Datele de vânt de la stațiile meteorologice din Sânnicolau Mare și Timișoara nu au putut fi urmărite și verificate din punct de vedere al calității și trasabilității decât pentru o perioadă mică anterior datelor din site aceastea nu au fost utilizate.

Din analiza corelării dintre mediile lunare din site și corelarea cu mediile lunare de la stația meteorologică Szeged a rezultat un coeficientul de corelare de R2=0.9346, ceea ce ne arată că există o bună corelare lunară a datelor de vânt, din acest motiv se consideră că aceste date sunt potrivite pentru a se face corecția pe termen lung a datelor din site.

Figura nr. 12 Grafic corelare lunară a vitezei vântului Jimbolia-Szeged

Figura nr. 11 modulul Măsurare-Corelare-Predicție din WindPro

Totodată s-a făcut corelarea cu date din simularea numerică MERRA(Modern Era Retrospective analysis for Research and Applications) calculate pentru punctul 20,66799° E și 46,00 N. Factorul de corelare R2 este egal cu 0.8747 ceea ce indică o bună corelație între cele două seturi de date.

Figura nr. 13 Grafic corelare lunară a vitezei vântului Jimbolia-MERRA

Direcția predominantă obținută din datele MERRA coincide cu cea obținută din datele de la instalația anemometrică Jimbolia. Acest lucru ne indică că regimul de vânt care este măsurat la instalația din site este reprezentativ pentru o perioadă mare de timp.

Figura nr 14 Direcția vântului(MERRA) în punctul 20,667°E 40,00°N

În concluzie în urma analizei de mai sus se poate spune că datele de vânt măsurate de stația anemometrică sunt reprezentative pentru acest site și pe baza acestora se pot face simulări ale producției de energie electrică care să corespundă realității.

2.3 Simularea producției de energie a parcului

4.1 Calculul potențial eolian

Figura nr ecran configurare parc Windpro

Pentru simularea producție de energie se utilizează programe software specializate cu ajutorul cărora se calculează variația vitezei vântului de-a lungul parcului. WAsP (Wind Analysis Program) este un astfel de software. Modelul de calcul utilizat de acesta este descris de Troen și Petersen (I Troen and E L Petersen, “European Wind Atlas”, Risø National Laboratory, Denmark, 1989). Parametri de intrare pentru model sunt harta topografică în care sunt digitizate informațiile despre teren și rugozitatea terenului înconjurător al parcului. Din cauza faptului că curgerea vântului într-un anumit punct este afectat de configurația terenului din aval, dimensiunea hărții trebuie să acopere cel puțin 10 km în toate direcțiile din poziția parcului eolian.

Rugozitatea este un factor important deoarece descrie efectul pe care îl are asupra stratului atmosferic și a vitezei vântului care variază cu înălțimea deasupra solului frecarea cu suprafața terenului. Curentul de aer care trece peste o suprafață plată acoperită cu zăpadă sau o suprafață de apă, aceasta are o rugozitate mică ceea ce va face ca viteza vântului să nu se schimbe foarte mult în raport cu înălțimea. Pe de altă parte vântul care va sufla peste o localitate sau o pădure își va schimba viteza pe înălțime în mod substanțial depinzând de mărimea, înălțimea și densitatea pădurii sau localității. Rugozitatea poate fi calculată cu ajutorul următoarei formule empirice care dă o bună aproximare:

Unde zo-lungimea rugozități în cm

h-înălțimea vegetației sau obstacolului [cm]

s-suprafața obstacolului [m2]

S-aria suprafeței măsurată în plan orizontal [m2]

Tabelul de mai jos a fost folosit pentru determinarea rugozității z0 pentru categoriile de teren care se găsesc în parcul eolian și zona înconjurătoare.

Determinarea lungimi rugozității pentru terenul pe care este amplasat parcul și zona înconjurătoare s-a făcut pe baza observațiilor făcute în decursul vizitări amplasamentului, astfel că s-au stabilit următoarele rugozității:

– orașe mici 0.5 m

– Localități rurale 0.3 m

– terenul din parc și din jurul acestuia 0.03 m

– apă 0.0001 m

Rugozitatea s-a estimat pe o distanță de 20 km de la turbinele amplasate în marginea parcului eolian, aceasta fiind o cerință a programului în care se va face estimarea de potențial eolian. Acestea putând fi considerate o medie anuală știut fiind faptul că lungimea rugozității este influențată de creșterea vegetație pe parcursul anului.

Figura nr modul introducere date de vânt Windpro

În poziția fiecărei turbine programul calculează pentru fiecare sector de 30° în direcția vântului corespunzător cu roza vânturilor măsurată în poziția instalației de măsură, rezultatul este un factor de multiplicare relativ la poziția instalației. Pentru a determina, pe termen lung, viteza medie a vântului în orice locație, factorul de viteză pentru fiecare direcție a vântului a fost ponderat cu probabilitatea măsurată și derivată din datele măsurate în locația instalației de măsurare. Toate direcțiile au fost apoi însumate pentru a obține viteza medie a vântului pe termen lung în locația necesară.

Figura nr calcularea producției de energie

4.3 Factori cauzatori de pierderi de energie

Se folosește un set detaliat de factori de pierdere standard al cărui scop este să se asigure că toate sursele potențiale de pierderii de energie sunt considerate. În unele proiecte, anumiți factori de pierdere nu sunt relevanți, caz în care li se presupune o eficiență de 100%. De asemenea, unele pierderi vor fi evaluate la o aproximație grosieră atunci când o informație completă nu este disponibilă.

Lista comprehensivă de pierderi potențiale, inclusă în tabelul ce urmează a fi relevat mai jos, oferă o clarificare în ceea ce privește pierderile care au fost considerate, cele care nu au fost considerate în analiză și de asemenea, presupunerile care au fost făcute. Tabelul de mai jos va fi urmat de o descriere a fiecărei pierderi. Urmând descrierile, vor fi incluse într-un tabel valorile specifice atribuite fiecărei pierderi, împreună cu motivația și ipotezele din spatele valorilor utilizate.

În tabelul de mai jos sunt luate în considerare șase surse importante de pierderi de energie, și anume: efectul de parc, disponibilitate, eficiența electrică, performanța turbinei, factorii de mediu și impedimente specifice – pierderi de energie datorate întreruperile forțate de operatorul de rețea.

Tabel Pierderi de energie

Producția brută de energie

Producția brută de energie este energia produsă de parcul eolian obținut prin calcularea distribuției de viteză a vântului la înălțimea nacelei turbinei prezise în fiecare locație și a curbei de putere a turbinei furnizate de către producător. În definiția producției brute de energie se presupune că nu există interacțiuni ale efectului de parc între turbine și nu se aplică niciunul dintre factorii de pierdere listați mai sus. Acest rezultat include ajustări ale curbei de putere a turbinei pentru a ține seama de diferențele dintre densitatea aerului la situl respectiv, prezis anul și densitatea aerului la care curba de putere a turbinei se referă.

Efectul de parc (Wake Effect)

Turbinele eoliene extrag energie de la vânt și în urma lor se creează un siaj unde viteza vântului este redusă, această viteză revine la valoarea inițială odată ce rafala de vânt este la o distanță suficientă. Efectul de parc este influența agregată a parcului eolian asupra producției de energie rezultat al schimbării vitezei vântului cauzat de impactul unei turbine asupra celeilalte.

Efectul de parc este compus din doi factori:

1a Pierderi datorate efectului de parc intern (Wake effect internal)

acestea se produc datorită influenței pe care o au turbinele situate într-un parc eolian datorită poziționări unei turbinei la un moment dat, în funcție de direcția vântului, în siajul altei turbine. Acesta este influențat de distanța dintre turbine, numărul turbinelor aflate una în fața alteia pe direcția din care bate vântul.

1b Pierderi datorate efectului de parc extern (Wake effect extern)

sunt provocate de influența turbinelor altui parc situat în aceași zonă. În momentul de fața nu există un parc eolian construit în zona parcului eolian Salonta. Fiind necesară cunoaștere poziției turbinelor pentru a calcula pierderile prin efectul de parc acest factor a fost contorizat în factorul alte pierderii.

1c Pierderi datorate efectului viitor de parc (Future wake effect)

atunci când alte parcuri eoliene urmează si fie construite în vecinătate, în viitor, efectul de parc al acestuia este estimat și luat în considerare. În condițiile potrivite, acest factor poate fi folosit pentru estimarea duratei de viață a proiectului.

Disponibilitate (Availability)

2a Disponibilitatea turbinei

acest factor definește disponibilitatea medie a turbinei eoliene în primii 10 ani de operare a proiectului. Reprezintă factorul, în procente, care trebuie aplicat producției brute de energie și ia în considerare pierderea de producție de energie datorată indisponibilității turbinei eoliene.

2b Disponibilitatea rețelei electrice interioare (Balance of plant)

acest factor definește speranța de viață a transformatoarelor turbinelor, infrastructurii electrice și a infrastructurii substației până la punctul de conectare la rețeaua parcului eolian. Reprezintă factorul, în procente, din producția de energie datorită indisponibilităților care apar la transformatoarele turbinelor, liniilor electrice din interiorul parcului până la punctul de conectarea cu rețeaua națională de transport.

2c Disponibilitatea rețelei electrice (Grid availability)

pierderi datorate faptului că rețeaua electrică nu poate primi energia livrată de parc;

acest factor definește disponibilitatea așteptată a rețelei electrice pentru parcul eolian complet operațional. Trebuie subliniat că acest factor se raportează la rețeaua care se află în afara parametrilor operaționali definiți în contractul privind conexiunile rețelei, cât și a periodei de timp cât rețeaua este oprită efectiv.

Alte disponibilități: pierderi cauzate de indisponibilități ale turbinelor, infrastructurii parcului, rețelei de transport care nu pot fi definite sau a căror posibilitate de aparație nu poate fi prevăzută.

Reconcilierea de disponibilitate ale parcurile eoliene operaționale cu factori de pierdere pre-construcție

Atunci când se consideră parcuri eoliene operaționale, măsurătorile folosite pentru evaluare disponibilității generale a parcului eolian sunt diferite de cele descrise mai sus. Acest lucru se întâmplă pentru că numărul de probleme care au un impact asupra disponibilității nu pot fi întotdeauna cuantificate datorită, ca exemplu, concurența evenimentelor de indisponibilitate.

De asemenea, datele de producție de la parcurile eoliene pot fi înregistrate pe o varietate de rezoluții temporale, de exemplu de la 1 minut la 1 lună. Măsurătoarea care e folosită pentru a evalua disponibilitatea unui parc eolian operațional depinde de tipul de date care sunt disponibile pentru a fi analizate.

Două tipuri comune de măsurători sunt folosite pentru a evalua disponibilitatea unui parc eolian sunt:

Disponibilitate bazată pe contorizare (CBA – Counter-Based Availability)

Disponibilitate de execuție (RTA – Runtime Availability)

CBA și RTA sunt măsuri ale disponibilității care contorizează orice întrerupere de rețea, deci orice moment în care sistemul nu este disponibil indiferent de cauză, deși disponibilitatea bazată pe contorizare poate permite o anumită flexibilitate în ceea ce înseamnă întreruperea rețelei.

Având în vedere indivizibilitatea unora dintre factorii de pierdere care vor avea un impact asupra disponibilității, următoarele elemente sunt incluse în evaluarea CBA sau RTA:

Incluziunea elementelor 6a, 6b și 6c depinde de detaliile strategiei aplicate pentru întreruperi.

Eficiența transmisiei electrice

Este de la sine înțeles că vor exista pierderi electrice între terminalele de voltaj scăzut a fiecărei turbine eoliene și a punctului de conexiune a parcului eolian, care este situat, de obicei, în interiorul stației de comutare a parcului.

3a Eficiența electrică operațională

acest factor definește pierderile electrice întâlnite atunci când parcul eolian este operațional și se vor manifesta ca o reducere a energiei măsurate de un contor de export. Acest lucru este prezentat ca un randament electric de ansamblu și se bazează pe media pe termen lung al modelului de producție a parcului eolian.

3b Consumul parcului eolian

reprezintă procentul din producția de electricitate pe care o consumă facilitățile interne ale parcului (iluminat, avertizare avione, echipamente de răcire/încălzire). Pentru majoritatea parcurilor eoliene aceasta valoare este dată ca fiind 100% și impactul asupra producției de energie a parcului eolian este considerat ca fiind cost de operare a parcului mai degrabă decât un factor de pierdere a eficienței electrice. Cu toate acestea, pentru anumite aranjamente de contorizare este mai potrivit includerea acestuia în factori de pierdere a eficienței electrice.

Performanța turbinei

În calculele producției de energie furnizorul de turbină va furniza și curba de putere care va fi folosită în analiză.

4a Ajustări generale a curbei de putere

în mod normal, curba de putere furnizată reprezintă cu acuratețe curba de putere care va fi obținută de turbina eoliană pe un teren de test simplu, presupunând că turbina este testată cu un test de curbă de putere IEC (International Electrotechnical Commission – Comisia Electrotehnică Internațională). Pentru unele modele de turbine, poate fi de așteptat ca curba de putere furnizată să nu reprezinte cu acuratețe curba de putere obținută de o turbină eoliană pe un teren de test simplu testată cu un test de curbă de putere IEC. În această situație se aplică o ajustare a curbei de putere.

4b Histerezisul vântului de mare viteză

pierderi datorate procedurilor de pornire oprire din cauza valorilor de prag ale vitezei vântului necesare funcționării turbinelor eoliene. Acest factor este determinat de sistemul de protecție al turbinei care în momentul în care viteza vântului depășește o anumită valoare, tipic cuprinsă între 20 m/s și 25 m/s, oprește turbina și o pornește din nou în momentul în care viteza vântul scade sub această valoare.

4c Ajustări a curbei de putere specifice sitului

curbele de putere ale turbinei eoliene sunt bazate, așa cum s-a precizat mai sus, pe măsurători de curbe de putere făcute pe un teren de test simplu. Anumite parcuri eoliene pot avea anumite condiții care diferă de cele de pe un teren de test. Atunci când este considerat că parametrii meteorologici în anumite regiuni diferă în mod substanțial de cele tipice de pe o stație de test, se estimează impactul asupra producției de energie a diferenței în parametri metereologici la situl respectiv comparat cu un test obișnuit de curbă de putere. Acest lucru poate fi întreprins acolo unde turbulențele sau unghiul de debit sunt considerate substanțial diferite la situl parcului eolian.

Factori de mediu

În anumite condiții se poate depune murdărie, pământ pe lamele turbinei și

în timp lama sau suprafața lamei se poate degrada. De asemenea, se poate depunde gheața pe turbina eoliană. Aceste influențe pot avea un impact asupra producției de energie a parcului eolian în feluri descrise mai jos, la punctele 5a, 5b și 5c. Creșterea copacilor sau căderea copacilor pot avea avea, de asemenea, efect asupra producției parcului.

5a Degradarea performanței turbinei – alte cauze

performanța turbinei eoliene poate fi afectată de degradarea lamei datorate acumulării de murdărie, care poate fi spălat de ploaie din timp în timp, precum și degradarea fizică a suprafeței lamelei în timp.

5b Degradarea performanței turbinei – gheață

cantități mici de gheață pe lama turbinei pot schimba performanța aerodinamică a aparatului rezultând în pierderi de energie

5c Oprirea producției – cauza: gheață

dacă o acumulare de gheață devine severă turbina eoliană se va opri sau nu va porni. Gheața poate afecta, de asemenea, anemometrul și girueta de pe nacela turbinei, care, de asemenea, poate provoca o oprire a turbinei.

5d Oprirea producției – cauza: temperatura

turbinele sunt proiectate ca să opereze într-o anumit gamă de temperatură. Pentru anumite situri această gamă poate fi depășită și pentru perioadele când gama de temperatură permisă este depășită, turbina se va opri. Pentru aceste situri se face o analiză pentru a stabili frecvența evenimentelor în care temperatura este în afara gamei operaționale și corelarea unei astfel de condiții cu viteza vântului. În urma acestei analize se va estima impactul asupra producției de energie.

5e Accesul la locație

Condiții severe de mediu pot influența accesul la locațiile mai izolate, lucru care poate avea un impact asupra disponibilității. Un exemplu ar putea fi o zonă predispusă la înzăpezire, iarna.

5f Creșterea/căderea copacilor

Pentru locațiile parcurilor eoliene situate în sau în apropierea pădurilor sau în zone cu copaci trebuie considerat impactul pe care copacii pot să-l aibă în timp și efectul pe care acesta îl vor avea asupra curenților de aer din locația respectivă și deci în consecință, asupra producției de energie a parcului eolian. Impactul posibilelor căderi de copaci din viitor, dacă este cunoscut, poate fi evaluat. Rezultatele identifică dacă este nevoie de o modelare a terenului.

Impedimente – întreruperi de rețea

Pot exista cauzuri în care este necesar ca unele sau chiar toate turbinele unui parc eolian, să fie oprite pentru a atenua problemele asociate cu încărcarea turbinei, exportul la rețea sau anumite condiții de planificare.

6a Administrarea sectorului de vânt

Încărcarea turbinei este influențată de efectul de parc al turbinelor din apropiere. Pentru unele parcuri eoliene, în particular cele cu spațiere mică între turbine, se poate să fie necesară închiderea anumitor turbine în anumite condiții de vânt. Aceste acțiuni reprezintă administrarea sectorului de vânt și vor rezulta în reducerea producției de energie a parcului eolian.

6b Întreruperi de rețea

În anumite acorduri de conexiuni de rețea pot fi necesare întreruperea producției de energie a parcului eolian în anumite momente ale zilei. Acesta rezultă în pierderi de producția a energiei. Acest factor include, de asemenea, și timpul necesar parcului eolian pentru a deveni complet operaționat după o întrerupere totală.

6c Întreruperi datorate restricțiilor de zgomot, vizuale și de mediu

În anumite jurisdicții pot exista cerințe de a închide turbinele în timpul unei condiții meteorologice specifice pentru a satisface restricțiile de zgomot, criteriile de pâlpâire a umbrei turbinei în locuințele din apropiere sau condițiile de mediu cauzate de păsări sau lilieci.

5 Analiza cost – beneficiu

5.1 Identificarea investiției și definirea obiectivelor

Proiectul de investiții propus constă în punerea în funcțiune în luna septembrie 2014 a unui parc eolian cu o putere electrică de 58 MW (29 de turbine de 2,0 MW), amplasat în localitatea Jimbolia, jud. Timiș. Obiectivul general al investiției constă în producerea de energie electrică ”verde” prin valorificarea resurselor de energie regenerabilă eoliană existente la nivelul amplasamentului. Vor fi analizate două scenarii de echipare parcului eolian, după cum urmează:

Scenariul 1: echipare parc eolian cu turbine RePower MM100 cu o producție anuală de referință de 126 GWh/an;

Scenariul 2: echipare parc eolian cu turbine Vestas V90 cu o producție anuală de referință de 111 GWh/an.

Pentru finanțarea investiției se intenționează ca, pe lângă sursele proprii ale companiei-client, să se recurgă la angajarea unui împrumut în proporție de cca. 65% din necesarul financiar pentru derularea investiției.

Ca urmare a analizei structurii devizului general a obiectivului de investiții, a fost stabilită o perioadă de referință de 20 ani pentru orizontul de analiză. Decizia este justificată de următoarele considerente:

durata de operare de 20 ani, garantată de producătorii turbinelor eoliene;

durata normată de viață a investiției de bază (turbine eoliene) de 12-22 ani;

ponderea majoritară deținută de investiția de bază în total deviz.

5.2 Analiza opțiunilor

5.2.1 Opțiunea 0 (situația fără proiect)

Opțiunea 0 sau varianta Business as Usual (BaU) sau situația fără proiect presupune menținerea stării existente la nivelul SEN privitor la producerea energiei electrice în absența proiectului, producția anuală estimată de cca. 126/111 GWh/an fiind în continuare asigurată cu parcul energetic existent la nivel național.

5.2.2 Opțiunea 1 (situația cu proiect)

Opțiunea 1 sau situația cu proiect presupune implementarea proiectului propus, cei 126/111 GWh/an fiind asigurați prin adoptarea uneia dintre cele două soluții tehnice de echipare analizate. Acestea prezintă indicatorii tehnici generali prezentați în tabelul de mai jos.

Tabel nr. 5 Indicatori tehnici ai scenariilor de proiect

5.2.3 Analiza comparativă a opțiunilor

Cele două opțiuni se diferențiază prin nivelul estimat al emisiilor de gaze cu efect de seră (GES) emise anual la producerea unei cantități 126/111 GWh energie electrică, așa cum este prezentat în tabelul de mai jos, unde pentru factorul de emisie al rețelei pentru producerea energiei electrice pe bază de gaz natural s-a considerat ultima valoare disponibilă de 427 gCO2/kWh (0,427 tCO2/MWh), publicată de ANRE în Raportul lunar din luna decembrie 2011.

Tabel 5 Emisiile anuale de GES

Utilizarea factorului de emisie al rețelei pentru producerea energiei electrice pe bază de gaz natural este justificată de faptul că noua capacitate eoliană de 58 MW va fi amplasată în cadrul Pieței pentru Ziua Următoare (PZU) la începutul ordinii de merit, dezlocuind o capacitate echivalentă de la coada ordinii de merit, unde sunt poziționate de regulă unitățile pe gaze naturale. Din tabel se observă ca ambele scenarii propuse pentru situația cu proiect (Opțiunea 1) nu se produc emisii de GES, comparativ cu situația fără proiect (Opțiunea 0), unde producerea a 126/111 GWh/an presupune emiterea a 51/45 ktCO2/an. În concluzie, implementarea proiectului (Opțiunea 1) este preferabilă.

5.3 Analiza economică

Obiectivul analizei economice constă în a demonstra că variantele de proiect selectate în urma analizei tehnice nu sunt numai oportune, ci și cu șanse substanțiale de a fi fezabile. Analiza economică are la bază identificarea și estimarea costurilor și veniturilor variantei optime, în vederea stabilirii fluxurilor de numerar și a indicatorilor de fezabilitate generali.

5.3.1 Metodologie și ipoteze de lucru

Analiza economică presupune parcurgerea următoarelor etape:

stabilirea costurilor de investiții ale variantelor de proiect;

determinarea costurilor de exploatare anuale pentru variantele de proiect;

investigarea surselor de venit specifice destinației obiectivului de investiții vizat, posibil a fi realizate în fiecare dintre variantele de proiect;

agregarea costurilor și veniturilor în vederea stabilirii fluxurilor de numerar ale proiectului;

stabilirea indicatorilor de fezabilitate generali pentru fiecare variantă de proiect propusă.

La efectuarea analizei economico-financiare au fost considerate o serie de ipoteze generale, după cum urmează:

s-a stabilit o perioadă de studiu de 21,5 ani (cca. 1,5 an construcția și 20 ani perioada de exploatare) începând din luna aprilie 2013;

a fost considerată ca monedă de lucru EURO (EUROpean Curency Unit) pentru evaluarea costurilor și veniturilor proiectului, la cursul oficial CNP pentru 2013 de 1 EUR = 4,5 RON. Prognoza pe termen lung a cursului de schimb EUR/RON consideră valorile furnizate de CNP pe termen scurt (2012-2016), unde se prevede un curs de schimb pentru 1 Euro de 4,40 RON în 2015 și 2016, pe restul orizontului de analiză fiind considerată aceeași valoare a cursului de schimb de 4,40 RON / EUR;

pentru actualizarea la momentul studiului a costurilor și veniturilor viitoare, s-a considerat o rată de actualizare egală cu 10%, în vederea asigurării comparabilității cu indicatorii de fezabilitate de referință pentru aceeași tehnologie stabiliți de ANRE;

analiza economică preliminară se va realiza în prețuri curente, fiind considerată escaladarea anuală a prețurilor serviciilor cu un indice mediu de creștere a prețurilor de consum (inflație) de 2,48% pentru perioada 2013-2019, respectiv de 2% după 2019, când se estimează intrarea în zona EURO;

toate prețurile și valorile de investiție, cheltuielile etc. utilizate în analiză nu conțin TVA;

durata de realizare a investiției: s-a considerat că investiția se realizează în 16,5 luni (inclusiv perioada de probe), respectiv în anii 0 și 1 al duratei de studiu, începând din luna aprilie 2013 și se termină în luna august 2014.

duratele de viață ale echipamentelor considerate în cadrul soluțiilor: 20 de ani;

indicii de variație a prețurilor la energia electrică și certificatelor verzi (CV), precum și a tarifului de injecție în rețea sunt cei agreați cu Clientul.

În acord cu practica curentă, criteriile economice utilizate în cadrul prezentei analize preliminare sunt:

Criteriul Veniturilor nete actualizate (VNA);

Rata internă de rentabilitate (RIR);

Durata de recuperare actualizată (DRA)

Pentru aplicarea acestor criterii s-au utilizat relațiile de calcul precizate mai jos.

5.3.1.1 Venitul net actualizat (VNA)

Reprezintă valoarea netă a fluxurilor de numerar viitoare exprimată la momentul studiului, calculată prin tehnica actualizării, după formula următoare:

unde:

Vt – beneficiul anual obținut în urma realizării investiției, [u.m./an]

It – investiția anuală, [u.m./an];

Ct – cheltuieli anuale de exploatare, [u.m./an];

D – orizontul de timp al analizei [ani];

a – rata de actualizare [%/an].

VNA reprezintă într-o formă sintetică eficiența intrinsecă a investiției analizate, pentru o perioadă de studiu considerată și o rată de actualizare aleasă. Condiția pentru acceptare a investiției este VNA > 0.

5.3.1.2 Rata internă de rentabilitate (RIR)

Reprezintă rata de actualizare pentru care, pe durata de studiu considerată, venitul net actualizat este nul (VNA = 0).

unde Vt, It, Ct și D au semnificațiile menționate anterior.

RIR indică în ce măsură investiția este profitabilă față de rate mai mari de actualizare decât rata aleasă în calcul. Condiția necesară pentru acceptarea investiției este RIR > a.

5.3.1.3 Durata de recuperare actualizată (DRA)

Reprezintă durata pentru care, cu rata de actualizare aleasă, venitul net actualizat are valoarea zero (VNA = 0).

unde: Vt, It, Ct și a au semnificațiile arătate anterior.

Durata de recuperare actualizată (DRA) exprimă capacitatea obiectivului de a restitui capitalul investit din beneficiile obținute prin exploatare, cu considerarea valorii în timp a banilor (a actualizării), adică reprezintă numărul de ani în care veniturile obținute egalează valoarea investiției, în unități actualizate. Condiția pentru acceptarea investiției este ca DRA să fie mai mică decât o durată de recuperare maximă admisă.

5.3.2 Costul investițional

Costurile investiționale aferente celor două soluții tehnice de echipare au fost determinate în acord cu datele disponibile, la care se adaugă costurile îndatorării pe perioada construcției (capitalizarea dobânzii și comisioanelor), fiind prezentate în tabelul de mai jos.

Tabel 4-3 Valoarea totală a investiției

5.3.3 Costurile și veniturile proiectului

Principalele elemente de cost estimate pentru analiza economică și financiară sunt:

Costuri de investiții;

Costuri de exploatare anuale:

întreținere și reparații;

personal (salarii directe);

costul cu asigurările;

costuri indirecte;

amortizarea.

costuri financiare cu angajarea creditului pe perioada de operare.

Principalele elemente de venit pentru analiza economică și financiară sunt:

Venituri din vânzarea energiei electrice produse la pornire pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU);

Venituri din vânzarea certificatelor verzi pe piața omonimă administrată de OPCOM (PCCV).

5.3.4 Finanțarea investiției

Principala sursă considerată pentru de finanțarea proiectului este un împrumut bancar, dimensionat la 85% din valoarea de achiziție a turbinelor eoliene, la care se adaugă valoarea integrală a costului creditului (dobânzile și comisioanele pe perioada construcției). Necesarul de finanțare al proiectului este completat de contribuția din surse proprii, care acoperă restul de 15% din valoarea de achiziție a turbinelor, costul integral al celorlalte elemente de deviz general cu excepția costului creditului, precum și o rezervă financiară, constituită cu scopul acoperirii costurilor financiare cu împrumutul în decursul primului an de funcționare (rambursări semestriale și dobânzi).

A rezultat astfel o schemă de finanțare a investiției din surse proprii de 35÷37% și respectiv 63÷65% împrumut bancar. Cotele procentuale diferă în funcție de scenariu, așa cum este detaliat în tabelul următor.

Împrumutul bancar este caracterizat de termenii de finanțare prezentați mai jos:

Durata derulării creditului (maturitate) 11 ani

Perioada de grație 6 luni

Durata returnare credit 10,5 ani

Dobândă anuală returnare EURIBOR 6M+2,25%/an

Dobânda pe perioada construcției EURIBOR 6M+2,25%/an

Comision de acordare 2,0%/valoare împrumut

Prima de risc financiar 1,25%/valoare împrumut

Comision de neutilizare 2,25%/valoarea neutilizată

Schema de rambursare principal rate semestriale egale

Valoarea dobânzii EURIBOR 6M la data elaborării studiului este de 0,335%/an.

5.3.5 Costuri anuale de operare (OPEX)

5.3.5.1 Cheltuielile variabile

5.3.5.1.1 Cheltuieli cu injecția energiei

Costurile anuale cu taxa de injecție s-au stabilit prin considerarea unui tarif de cca. 2,15 EUR/MWh, indexabilă anual cu o rată medie de 0,3%.

5.3.5.1.2 Cheltuieli pe piața de echilibrare

Au fost considerate cheltuieli anuale pe piața de echilibrare (plata dezechilibrelor la notificare, penalități) la nivelul de 7,5 EUR/MWh (2013), cu o variație în timp similară cu evoluția ratei inflației anuale considerată în modelul de prognoză proprietar cu o valoare medie de 2,03%/an (2013-2038).

5.3.5.1.3 Cheltuielile variabile cu întreținerea (O&M variabile)

La acest capitol s-a considerat un cost specific al primului an de funcționare de 3 EUR/MWh (RePower), respectiv de 10 EUR/MWh (Vestas). Creșterea treptată acestor costuri pe orizontul de analiză este prezentată în figura de mai jos.

Figura 4 Costurile variabile cu întreținerea

5.3.5.1.4 Redevența variabilă

Costul concesionării terenului se reflectă prin redevența variabilă, care se plătește anual la nivelul unei cote procentuale de 2,5% aplicată fluxului de numerar brut (EBITDA) al anului precedent.

5.3.5.2 Cheltuieli fixe

5.3.5.2.1 Cheltuielile fixe cu întreținerea, reparațiile și forța de muncă (O&M fixe)

La acest capitol s-a considerat un cost specific de 20 000 EUR/turbină și an, indexabil anual cu indicele de creștere a prețurilor de consum. Valorile de calcul anuale la nivelul lui 2013 sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel Costurile de operare și mentenanță fixe

A fost considerată variația în timp a acestor costuri similară cu evoluția ratei inflației anuale considerată în modelul de prognoză proprietar cu o valoare medie de 2,03%/an (2013-2038).

4.3.5.2.2 CHELTUIELILE CU ASIGURĂRILE

S-a considerat o valoare totală pentru prima de asigurare pentru de 7000 EUR/turbină și an pentru Scenariul 1 și respectiv de cca. 6040 EUR/turbină și an pentru Scenariul 2, cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale. Valorile totale (2013) pentru cele 29 de turbine sunt prezentate în tabelul de mai jos.

Tabel 4-5 Costurile anuale cu asigurările (MEUR/an)

5.3.5.2.3 Cheltuieli cu managementul financiar

S-a considerat o valoare totală pentru managementul financiar pentru ambele variante de cca. 43,50 EUR/an (2013), cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale.

5.3.5.2.4 Cheltuieli cu amortizarea

Pentru ambele scenarii, la stabilirea cheltuielilor cu amortizarea s-a considerat o schemă de amortizare liniară pe o durată de 20 de ani cu valorile anuale precizate în tabelul de mai jos.

Tabel nr.6 Costurile anuale cu amortizarea (MEUR/an) – Scenariul 1

Tabel nr.7 Costurile anuale cu amortizarea (MEUR/an) – Scenariul 2

5.3.5.2.5 Redevența fixă

Costul concesionării terenului se reflectă și prin redevența fixă, care se plătește anual la nivelul unei valori de referință de 1.000 EUR/turbină, cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale.

5.3.5.2.6 Alte cheltuieli fixe

Au fost luate în considerare și cheltuieli indirecte ale proiectului, reprezentând valoarea costurilor de pază și securitate a parcului, IT&C, curățenie, întreținere căi de acces, sponsorizări etc. Aceste costuri au fost stabilite la un nivel de 60.000 EUR/an (2013), cu o variație în timp similară cu rata inflației anuale.

5.3.5.3 Cheltuieli financiare

Au fost considerate costurile financiare ale derulării împrumutului, cu includerea dobânzilor aferente în perioada 2013-2018, în conformitate cu cele precizate la pct. 4.3.4.

5.3.6 Veniturile proiectului

Proiectul va înregistra următoarele surse de venit:

Venituri din vânzarea energiei electrice produse la prețul mediu anual prognozat pentru PZU, cu evoluția prezentată în figura de mai jos.

Figura 4-2 Prognoza prețului energiei electrice în PZU, 2013-2038

Venituri din vânzarea pe Piața Centralizată a Certificatelor Verzi (PCCV) a certificatelor verzi emise în contul energiei electrice livrate în rețea, la un preț prognozat bazat pe valoarea limitei inferioare de tranzacționare de cca. 28 EUR/MWh (2013), cu evoluția prezentată în figura următoare.

Figura 4-3 Prognoza prețului Certificatelor Verzi, 2013-2038

Pentru producția livrată anual, în ambele scenarii s-a considerat un coeficient de indisponibilitate a turbinelor eoliene de cca.10% în anul 1 (datorat în principal celor 50 de zile de testare anterioare PIF, când se va funcționa la sarcini parțiale), iar pentru restul orizontului de analiză, un coeficient de îmbătrânire mediu de 0,21%/an pentru anii de funcționare 2÷10, respectiv de 0,36%/an pentru anii de funcționare 11÷20. Pentru cele două scenarii considerate, producția livrată în rețea și numărul certificatelor verzi tranzacționate pe piața de certificate verzi(PCCV) sunt prezentate în figurile și tabelele următoare.

Tabel Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul1, P90

Tabel Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 1, P75

Tabel Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 1, P50

Figura Prognoza producției anuale de energie electrică – Scenariul 1

Tabel Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 2, P90

Tabel Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 2, P75

Tabel Energia electrică livrată și numărul de CV – Scenariul 2, P50

Figura Prognoza producției anuale de energie electrică– Scenariul 2

Reprezentarea producției de energie electrică pe orizontul de analiză prin trei curbe distincte se justifică prin faptul că în urma efectuării măsurătorilor și a studiului de vânt, producția s-a estimat probabilistic prin media anuală pentru primii 10 ani de operare. Cele trei curbe reprezintă valorile producțiilor anuale derivate cu coeficienții de degradare anuală (îmbătrânire), corespunzătoare unor probabilități de 50%, 75% și respectiv de 90% ca producția realizată să fie superioară sau egală cu valorile P50, P75 și P90. Din cele trei abordări posibile (P90, P75 și P50), la efectuarea analizei cost beneficiu se va considera curba de producție P90 ca referință, urmând ca valorile indicatorilor de fezabilitate obținuți în abordările P75 și P50 să fie prezentați cu titlu informativ.

5.3.7 Valoarea reziduală

Valoarea reziduală (VR) la finele perioadei de analiză a fost stabilită prin aplicarea metodei lichidării activului, fiind dedusă prin diferența dintre veniturile rezultate din valorificarea unor echipamente/instalații și costurile cu eliminarea obiectivului de investiții de pe amplasament. Astfel au fost considerate veniturile obținute din valorificarea la cota estimată de piață din 2034 a unor echipamente/instalații (turbine eoliene, cabluri electrice, transformator, invertor etc). De asemenea, au fost estimate costurile eliminării obiectivului de investiții de pe amplasament, prin agregarea cheltuielilor titularului proiectului cu manopera și chiria utilajelor folosite pentru demontarea echipamentelor/instalațiilor, demolarea elementelor de infrastructură, transportul și depozitarea conformă a acestora. Veniturile din lichidarea activului se suplimentează cu valoarea de piață în anul 2034 a parcelei de teren achiziționată în 2013 la valoarea de 118 000 EUR (vezi cap.1 Deviz General). Pentru estimarea acestei valori, s-a utilizat o rată de apreciere de 5,0%/an. Fundamentarea VR pentru cele două scenarii analizate este prezentată în tabelele de mai jos.

Tabel Fundamentarea valorii reziduale – Scenariul 1

Tabel Fundamentarea valorii reziduale – Scenariul 2

5.3.8 Costurile și veniturile unitare ale proiectului

Costurile și veniturile unitare ale proiectului reprezintă un bun indicator de monitorizare a eficienței obiectivului de investiții. Acestea se determină pentru fiecare an de funcționare pe baza costurilor totale de exploatare anuale și a veniturilor, și respectiv a energiei electrice livrate. Pentru prezentul proiect, evoluția costurilor și veniturilor unitare ale proiectului este prezentată în figurile următoare.

Figura Costurile și veniturile unitare ale proiectului în Scenariul 1

Figura Costurile și veniturile unitare ale proiectului în Scenariul 2

Din analiza figurilor se observă că pe perioada 2014-2029, veniturile unitare sunt superioare costurilor unitare, precum și stratificarea costurilor și veniturilor unitare pe paliere, datorită următorilor factori:

existența cheltuielilor financiare aferente creditului de investiții în perioada 2014-2025;

încheierea perioadei de aplicabilitate a schemei de promovare RES în 2028.

Se mai poate observa că începând cu 2030, costurile unitare depășesc ușor veniturile unitare, datorită dispariției certificatelor verzi ca sursă de venit.

5.3.9 Fluxurile de numerar ale proiectului

Definit ca diferență netă între intrările și ieșirile de numerar la nivelul unei perioade, fluxul de numerar reflectă capacitatea proiectului de a acoperi costurile de exploatare, financiare și extraordinare în fiecare exercițiu financiar al orizontului de analiză. Pentru prezentul proiect, a fost utilizat fluxul de numerar liber, cu includerea variației capitalului de lucru, definit ca diferență între încasările și plățile la 30 de zile.

Pentru cele două scenarii considerate, fluxurile de numerar liber ale proiectului (în valori curente, actualizate și cumulat) sunt prezentate în figurile de mai jos.

Figura Fluxurile de numerar ale proiectului în Scenariul 1

Figura Fluxurile de numerar ale proiectului în Scenariul 2

Din analiza figurilor de mai sus se observă că recuperarea costului investițional survine pentru ambele scenarii în decursul anului 21 (2034).

5.3.10 Rezultatele analizei cost-beneficiu

Indicatorii de fezabilitate rezultați la analiza economică sunt prezentați în tabelele și graficele următoare.

Tabel Rezultatele analizei cost-beneficiu, P90

Tabel Rezultatele analizei cost-beneficiu, P75

Tabel Rezultatele analizei cost-beneficiu, P50

Figura Venitul net actualizat al proiectului

Figura rata internă de rentabilitate a proiectului

Din analiza datelor prezentate se observă că Scenariul 1 este fezabil, iar Scenariul 2 nu. Indicatorii asociați Scenariului 1 sunt superiori celor aferenți Scenariului 2. A rezultat în abordarea de referință (P90) o durată de recuperare actualizată de cca. 21 ani, un venit net actualizat de cca. 2,3 MEUR și o rată internă de rentabilitate de 10,8%. În cazul în care investiția se angajează exclusiv din surse proprii (fără împrumut bancar), indicatorii de fezabilitate se deteriorează, proiectul devenind nefezabil.

5.4 Analiza de senzitivitate

Analiza de senzitivitate a fost elaborată pentru a determina influența celor mai importanți parametri cheie ai proiectului (factori critici) asupra rezultatelor economice prezentate la paragraful anterior. Variația a fost aplicată următorilor parametrii-cheie:

costul investițional la o variație cu ±10% (cazurile de senzitivitate 1 și 2);

costurile de întreținere variabile la o variație cu ±10% (cazurile de senzitivitate 3 și 4);

prețul energiei electrice la o variație cu ±10% (cazurile de senzitivitate 5 și 6);

prețul certificatelor verzi la o variație cu +10% (cazul de senzitivitate 7);

producția de energie electrică la o variație cu -5%/+10% (cazurile de senzitivitate 8 și 9);

decalajul datei PIF reale față de data PIF planificată de ±60 de zile (cazurile de senzitivitate 10 și 11).

Criteriul de selecție a constat în elementele de costuri și venituri cu ponderi semnificative în valorile totale ale costurilor/veniturilor anuale sau factori cu caracter tehnic predominanți (producție, data PIF).

A fost construită următoarea matrice de senzitivitate:

Tabel Matricea de senzitivitate

5.4.1 Rezultatele analizei de senzitivitate

Rezultatele analizei de senzitivitate sunt prezentate în figurile și tabelele de mai jos.

Figura Senzitivitate VNA

Figura Senzitivitate RIR

Tabel Analiza de senzitivitate pentru Scenariul 1

Din analiza figurilor și a tabelului, se observă că factorul critic cu cea mai importantă influență asupra indicatorilor de fezabilitate ai proiectului este costul investițional, urmat de prețul de vânzare a certificatelor verzi pe PCCV, producția de energie electrică și prețul de vânzare a energiei electrice pe PZU. Decalajul față de data PIF și costurile de întreținere variabile au o influență redusă, situându-se sub pragul de criticitate.

5.4.2 Prețurile de echilibru

Prețurile de echilibru (sau valorile de comutație în terminologia analizei cost-beneficiu pentru proiectele finanțate din fonduri structurale) sunt acele valori ale variabilelor critice ale proiectului pentru care se atinge pragul de eficiență (venitul net actualizat nul, rentabilitatea egală cu rata de actualizare și indicele de profitabilitate unitar). Din punct de vedere practic, prețurile de echilibru indică valoarea limită pe care ar putea să o înregistreze in extremis o variabilă critică, valoare până la care proiectul continuă să rămână fezabil. Pentru cazul de față, au fost determinate prețurile de echilibru pentru factorii critici studiați anterior la analiza de senzitivitate, prezentate în tabelul următor.

Tabel 4-21 Prețurile de echilibru – Scenariul 1

Din analiza valorilor prezentate în tabel, se constată că există marje reduse de variație ale factorilor critici, fiind necesară o creștere de numai 3% a costului investițional sau o reducere cu peste 4,5% a prețului energiei electrice pentru atingerea pragului de eficiență a proiectului.

4.4.3 Scenarii pesimiste (Worst case scenarios)

Conform Ordinelor ANRE Nr. 42/2011 și 6/2012, în cazul în care se confirmă supracompensarea la nivel național pentru CV acordate instalațiilor de producere a energiei electrice din surse regenerabile, Autoritatea poate reduce numărul de CV acordate pentru proiectele noi. În cazul de față, acest lucru înseamnă reducerea de la 2 certificate verzi la o valoare mai mică a numărului de CV acordate pentru fiecare MWh livrat în rețea. Scenariile pesimiste se definesc ca fiind acelea în care se primesc în perioada 2014-2017 numai 1,5 și respectiv 1 CV/MWh livrat. Indicatorii de fezabilitate rezultați sunt prezentați mai jos.

Tabel 4-22 Rezultatele analizei cost-beneficiu la diminuarea numărului de CV

Figura Variația indicatorilor de fezabilitate cu numărul de CV acordate

Din tabelul și figura de mai sus se poate observa că proiectul nu mai rămâne fezabil în cazul diminuării numărului de CV acordate în perioada 2014-2017 de la 2 la 1,5 și respectiv 1 CV/MWh. Limita de eficiență se atinge când în perioada 2014-2017 se acordă 1,67 CV pentru fiecare MWh livrat.

5.5 Analiza riscului financiar

Scopul analizei de risc rezidă în identificarea acelor situații (evenimente) în care un anume set de valori ale datelor de intrare conduce la rezultate defavorabile pentru indicatorii de fezabilitate ai investiției. Dezvoltarea analizei de risc permite evaluarea ponderii acestor situații în populația statistică de seturi posibile de valori ale datelor de intrare și în ultimă instanță, calculul probabilității de apariție a acestor evenimente. Cu cât această probabilitate este mai mică (mai apropiată de valoarea nulă), cu atât proiectul este mai bine cotat din punct de vedere al șanselor de a fi fezabil. Aplicat la condițiile proiectului analizat, principiul enunțat anterior poate fi tradus în condiția ca probabilitatea ca evenimentul “rata internă de rentabilitate economică a proiectului să fie superioară ratei de actualizare” să fie cât mai aproape de valoarea maximă (unitară).

5.5.1 Metodologie

Pentru realizarea scopului enunțat anterior, este necesară abordarea probabilistică a calculului

indicatorilor de fezabilitate ai proiectului prin definirea datelor de intrare semnificative ca variabile stochastice, fiecare cu apariție într-un interval definit de o valoare nominală (centrală), identică cu valoarea deterministă utilizată în cadrul analizelor financiară și economică, precum și o valoare minimă și o valoare maximă. Pentru cele 4 date de intrare critice definite anterior, au fost stabilite intervale de apariție prezentate în tabelul următor. Au fost considerate valorile nominale asociate celor patru variabile critice care au fost stabilite în urma efectuării analizei de senzitivitate.

Tabel Intervalele de apariție ale variabilelor stochastice – Scenariul 1

Pentru intervalul de variație a prețului certificatelor verzi, s-au considerat ca valori minime și maxime de variație limitele inferioară și respectiv o limită maximă de 32 EUR/MWh a prețului certificatelor verzi, actualizate pe orizontul de analiză. În vederea stabilirii probabilității ca rata internă de rentabilitate economică a proiectului (RIR) să fie superioară ratei de actualizare pentru cele 4 variabile critice menționate anterior a fost efectuat un număr de 5000 de simulări succesive prin generare de valori aleatoare incluse în intervalele de apariție ale acestora (metoda Monte Carlo).

5.5.2 Rezultatele analizei riscului financiar

Ca urmare a celor 5000 de simulări efectuate au fost măsurați indicatorii statistici specifici ai repartiției valorilor VNA și RIR, a fost trasată curba de dispersie și au fost recalculați indicatorii de fezabilitate ai proiectului, așa cum este arătat în figurile și tabelele de mai jos.

Figura Histograma rezultatelor simulării cu metoda Monte Carlo – VNA, Scenariul 1

Figura Histograma rezultatelor simulării cu metoda Monte Carlo – RIR, Scenariul 1

Se observă că dispersia valorilor RIR în jurul valorii mediane se încadrează într-o repartiție normală, cu o densitate de probabilitate descrisă de curba lui Gauss. Valoarea medie înregistrată pentru RIR este de cca. 10,1%.

Tabel Sumarul statisticii simulării valorii VNA cu metoda Monte Carlo – Scenariul 1

Tabel Sumarul statisticii simulării valorii RIR cu metoda Monte Carlo – Scenariul 1

Se observă că și rezultatele analizei de risc financiar indică prin valorile medii pentru VNA și RIR fezabilitatea proiectului de investiții, valorile indicatorilor de fezabilitate obținuți prin abordarea probabilistă fiind situați în limitele de acceptabilitate și corelați cu cei determiniști. De asemenea se observă că cele două scenarii prezintă indicatori statistici pentru RIR și VNA asemănători. Probabilitatea de cca. 50% ca rata internă de rentabilitate financiară a proiectului (RIR) să fie superioară ratei de actualizare indică faptul că există o șansă din două ca proiectul să fie fezabil. De asemenea, analiza relevă faptul că este probabil să survină scenarii de infezabilitate ale proiectului, aceasta în condițiile producerii a unuia din evenimentele de mai jos:

Valoarea totală a investiției mai mare cu peste 3% decât cea estimată inițial;

Prețuri medii de vânzare a energiei electrice mai reduse cu peste 4,5% decât cele prognozate.

Prin urmare, se consideră fezabil economic Scenariul 1, care prevede instalarea a 29 de turbine eoliene RePower MM100 și recomandă implementarea sa.

CAPITOLUL III. Elaborarea tehnologiei de execuție a unei plăci de bază

VI.1. Semifabricat, formă, material utilizat, dimensiuni

Analizând rolul funcțional si solicitările la care este supusă piesa în timpul exploatării în producție s-a stabilit ca aceasta sa fie confecționată dintr-un otel carbon de calitate, marca OLC-50 STAS 880-96. Otelurile carbon de calitate sunt oteluri nealiate, obținute printr-o elaborare îngrijită având un înalt grad de puritate chimică. La aceste oteluri este garantată atât compoziția chimică cât și caracteristicile mecanice. Acest oțel este supus unui tratament termic de îmbunătățire.

Compoziția chimică a oțelului OLC 50 (STAS 880-96)

C 0,47…0,55 %

Mn 0,5 … 0,8 %

Si 0,17…0,37 %

P max. 0,04 %

S max. 0,035 %

C max. 0,03 %

Ni max. 0,03 %

Cu max. 0,30 %

As max. 0,03 %

Caracteristicile mecanice ale otelului OLC 50 (STAS 880-96)

Limita de curgere 42

Rezistenta la tracțiune 70

Alungirea la rupere 15 %

Gâtuirea la rupere 50 %

– starea laminata 241 HB; starea recoapta 207 HB

Tratamente termice pentru otelul OLC 50 (STAS 880-96)

Forjare

Recoacere de înmuiere ,răcire in cuptor

Normalizare ,răcire in aer

Revenire înaltă ,răcire in apa sau ulei

Revenire joasă ,răcire in aer.

În cele ce urmează se va realiza tehnologia de execuție a plăcii din fig.6.1.

Fig.6.1. Placă de bază

6.2. Itinerar tehnologic

Debitarea

Debitarea semifabricatului se realizează dintr-o placă de grosime de (35×157×252). Acest procedeu se poate executa cu flacără oxiacetilenică, cu plasmă sau cu laser .

Frezarea

volum de producție: 1 bucată;

materialul semifabricatului: OLC 50 cu σr = 65 [daN/mm2];

prelucrarea se face pe mașina de frezat universală FU 1 echipată cu cap vertical;

suprafața de prelucrat are lungimea L =250 [mm];

suprafața de prelucrat are lățimea B = 155 [mm].

Stabilirea adaosurilor de prelucrare pentru operația de frezare

Frezarea se face pe ambele fețe a semifabricatului:

adausul de prelucrare la degroșare pe ambele fețe: Ap =3 [mm];

adaosul de prelucrare la finisare pe ambele fețe: Ap =2 [mm];

1 trecere de degroșare și 2 treceri de finisare: G = 25 [mm];

Fig.6.2. Frezare

Gd1 = 23,5 [mm];

Gf1 = 23 [mm];

Gf2 = 22,5 [mm];

Se întoarce piesa după care rezultă:

Gd1 = 21 [mm];

Gf1 = 20,5 [mm];

Gf2 = 20 [mm];

unde: G – grosimea maximă a semifabricatului, [mm];

Gd, Gf – dimensiunile intermediare, [mm];

Alegerea sculei

Se folosește o freză cilindro-frontală cu dinți demontabili cu plăcuțe din carburi metalice. Caracteristicile frezei se alege din STAS 6308+82, o freză cilindro-frontală cu plăcuțe P20, cu diametrul D = 160 [mm], grosimea h = 42 [mm] și numărul de dinți z = 16 dinți.

Adâncimea de așchiere

la degroșare: td = 1,5 [mm];

la finisare: tf =0,5 [mm];

Stabilirea vitezei de avans

la degroșare: vsd = 260 [mm/min];

nd = 270 [rot/min];

la finisare: vsf = 212 [mm/min];

nd = 360 [rot/min];

Stabilirea vitezei de așchiere

la degroșare: [m/min];

unde: D – diametrul frezei, [mm];

n – turația frezei, [rot/min].

[m/min];

la finisare: [m/min].

Stabilirea normei tehnice de timp

Din tabel se alege timpul operativ incomplet:

Topi = 2 [min]; – la degroșare

Topi = 1,9 [min]; – la finisare

Coeficientul de corecție K=1,25 la plăcuțe P20

Topd = Topi AK [min];

Topd = 2 A1,25 =2,5 [min];

Topf = 1,9 A1,25 = 2,37 [min];

unde: Topf , Topd – timpul operativ la degroșare/finisare, [min].

Timpul ajutător pentru prinderea și desprinderea semifabricatului în menghina cu excentric: ta = 1,78 [min].

timpul de pregătire/încheiere: Tpi = 24 [min];

timpul de deservire: Td = Top a10/100 = 24a0,1 = 2,4 [min];

timpul de odihnă: Ton = Top a10/100 = 24a0,1 = 2,4 [min];

timpul operativ total: Top = Topd + Topf +ta = 2+1,9+1,78 = 5,68 [min];

Timpul normat pe operație va fi:

Tn = Top + Td + Ton + Tpi /n [min];

Tn = 5,68 + 2,4 + 2,4 + 24 / 1 = 34,4 [min].

unde: n – numărul de piese prelucrate, buc.

Găurirea 11

Fig.6.3. Gaurire

Calculul adaosurilor de prelucrare

[mm];

Alegerea sculei

Se va folosi un burghiu elicoidal cu coada conică cu diametrul D = 11 [mm], din oțel rapid RP3. Caracteristicile burghiului sunt date în STAS 575-80.

Adâncimea de așchiere

[mm]

Avansul de așchiere

s = 0,17…0,20 [mm/rot];

– pentru un burghiu cu D = 8…12 [mm], la prelucrarea oțelurilor cu r = 65 [daN/mm2], se recomandă sr = 0,18 [mm/rot].

Viteza de așchiere

– pentru D =11 și s = 0,18, se recomandă:

v = 19,9 [m/min];

n = 790 [rot/min];

– coeficienții de corecție: Kv = 0,77

Kp = 1,2 în funcție de calitatea materialului

KN = 1,12

vreal = v aKv aKp aKN [m/min];

vreal = 19,9 a0,77 a1,27 a0,96 = 21,7 [m/min].

Turația reală

[rot/min];

[rot/min];

– din cartea mașinii se alege:

n = 750 [rot/min];

Stabilirea normei tehnice de timp

Timpul operativ incomplet:

– din tabel se alege timpul operativ incomplet:

Topi = 0,46 [min];

– coeficientul de corecție K = 1,29

K = Ka ( aK3 +K1 ax);

K = 1,28(0,98 a1 +0,11 a0,42) = 1,29;

unde: K1 =0,11 – pentru oțel laminat;

K2 = 1 – pentru găuri străpunse;

K3 = 0,98 – în funcție de turație;

Ka = 1,28;

x = 0,42 –

Timpul operativ:

Top = Topi aK [min];

Top = 0,46 a1,29 =0,60 [min];

Timpul ajutător pentru prinderea și desprinderea semifabricatului în menghina cu excentric: ta = 0,20 [min]

timpul de pregătire/încheiere: Tpi = 4+4 = 8 [min];

timpul de deservire: [min];

timpul de odihnă: [min];

timpul operativ: Top =Topi + ta =0,60+0,20 =0,80 [min].

Timpul normat pe operație va fi:

[min];

[min].

unde: n – numărul de piese prelucrate, buc.

Găurirea 20

Calculul adaosurilor de prelucrare

[mm];

Alegerea sculei

Se va folosi un burghiu elicoidal cu coada conică cu diametrul D = 20 [mm], din oțel rapid RP3. Caracteristicile burghiului sunt date în STAS 575-80.

Adâncimea de așchiere

[mm]

Avansul de așchiere

s = 0,20…0.36 [mm/rot];

– pentru un burghiu cu D = 20 [mm], la prelucrarea oțelurilor cu r = 165 [daN/mm2], se recomandă sr = 0,36 [mm/rot].

Viteza de așchiere

– pentru D =20 și s = 0,36, se recomandă:

v = 40 [m/min];

n = 1600[rot/min];

– coeficienții de corecție: Kv = 0,77

Kp = 1,2 – în funcție de calitatea materialului

KN = 1,12

vreal = v aKv aKp aKN [m/min];

vreal = 19,9 a0,77 a1,27 a0,96 = 42 [m/min].

Turația reală

[rot/min];

[rot/min];

– din cartea mașinii se alege:

n = 1600 [rot/min];

Stabilirea normei tehnice de timp

Timpul operativ incomplet:

– din tabel se alege timpul operativ incomplet:

Topi = 0,46 [min];

– coeficientul de corecție K = 1,29

K = Ka ( aK3 +K1 ax);

K = 1,28(0,98 a1 +0,11 a0,42) = 1,29;

unde: K1 =0,11 – pentru oțel laminat;

K2 = 1 – pentru găuri străpunse;

K3 = 0,98 – în funcție de turație;

Ka = 1,28;

x = 0,42 –

Timpul operativ:

Top = Topi aK [min];

Top = 0,46 a1,29 =0,60 [min];

Timpul ajutător pentru prinderea și desprinderea semifabricatului în menghina cu excentric: ta = 0,20 [min]

timpul de pregătire/încheiere: Tpi = 4+4 = 8 [min];

timpul de deservire: [min];

timpul de odihnă: [min];

timpul operativ: Top =Topi + ta =0,60+0,20 =0,80 [min].

Timpul normat pe operație va fi:

[min];

[min].

– unde: n – numărul de piese prelucrate, buc.

Lamarea locașului pentru capul șurubului la 12

Calculul adaosurilor de prelucrare

[mm]

Rectificarea

După tratamentul termic de călire OLC50 cu duritatea de 45 HRC, se realizează rectificarea la rugozitatea de 1,6 μm. Se folosește mașina de rectificat plan cu platou dreptunghiular (600×200 [mm]), marca W.M.W.

Alegerea sculei

– diametrul pietrei abrazivă: D = 200 [mm];

– lățimea pietrei: B = 30 [mm].

Din STAS 601/1-84 se alege o piatră cilindrică plană 200x30x30 [mm], materialul abraziv , granulația 40, duritatea J, liantul C.

Adaosul de prelucrare

Fig.6.4. Rectificare

Ap =0,4 [mm];

Adâncimea de așchiere

t =0,02 [mm];

– în aceste condiții mr. de treceri va fi:

[treceri]

Stabilirea avansului transversal

– în funcție de tipul rectificării se alege:

t = 0,5 a30 = 15 [mm/cursă]

Stabilirea vitezei de așchiere

– se alege: v = 24 [m/s];

– turația discului: [rot/min];

[rot/min];

– din cartea mașinii rezultă:

nr =2200 [rot/min];

– în acest caz viteza reală a discului va fi:

[m/s];

[m/s].

Stabilirea vitezei de avans a mesei

– avansul de pătrundere: sp = 0,02 [mm/treceri];

– avansul transversal: st = 15 [mm/cursă];

– în funcție de aceste date se alege viteza de avans a mesei:

vs = 18 [m/min].

Stabilirea normei tehnice de timp

timpul de pregătire/încheiere: Tpi = 14 [min];

timpul de deservire: Td = 1,068 [min];

timpul de odihnă: Ton = 1,068 [min];

timpul operativ total: Top = 11 [min];

Timpul normat pe operație va fi:

Tn = Top + Td + Ton + Tpi /n [min];

Tn = 11 + 1,068 + 1,068 + 14 / 1 = 27,13 [min].

– unde: n – numărul de piese prelucrate, buc.

6.3. Planul de operații

În continuare se prezintă planul de operații pentru realizarea reperului dat.

Fig.6.5. Desenul de execuție pentru placa de bază.

Fig.6.6. Reprezentarea 3D a plăcii de bază proiectate și realizate.

Planul de operatii pentru realizarea unei placi de baza pentru un dispozitiv de prelucrat prin eroziune electrica

BIBLIOGRAFIE

1. Bungău,C., – Ingineria sistemelor de productie , din ,2012.

2. Vestas 2 MW Descriere generală

3. Tony B., David S., Nick J., Ervin B.-Wind energy handbook- John Wiley & Sons,Ltd,2001

4. http://www.esrl.noaa.gov/psd/data/reanalysis/reanalysis.shtml

5. http://gmao.gsfc.nasa.gov/merra/

6. http://www.3tier.com/en/

7. I Troen and E L Petersen, “European Wind Atlas”, Risø National Laboratory, Denmark, 1989

8. http://help.emd.dk/knowledgebase/

18. Prichici,M.A., – Rezistența materialelor , din ,2009

19. Pop,, – Proiectarea asistată de calculator-suport de curs , din ,2012.

20. Mudura,P., – Tratamente termice-suport de curs , din ,2010

21. Botez, E., – Bazele așchierii și generării suprafețelor pe mașini -unelte, București, ,1968

22. Botez, E., – Mașini-unelte, vol. l, ll, București, , 1978

23. Gafițeanu, M., – Organe de mașini, București, , 1983

24. Picos, C., – Normarea tehnică pentru prelucrări prin așchiere, vol. l, București, Editura Tehnică, 1979, vol. ll, București, Editura Tehnică, 1980

25. Vlase, A., s.a. – Tehnologii de prelucrare pe strunguri, București, , 1989

BIBLIOGRAFIE

1. Bungău,C., – Ingineria sistemelor de productie , din ,2012.

2. Vestas 2 MW Descriere generală

3. Tony B., David S., Nick J., Ervin B.-Wind energy handbook- John Wiley & Sons,Ltd,2001

4. http://www.esrl.noaa.gov/psd/data/reanalysis/reanalysis.shtml

5. http://gmao.gsfc.nasa.gov/merra/

6. http://www.3tier.com/en/

7. I Troen and E L Petersen, “European Wind Atlas”, Risø National Laboratory, Denmark, 1989

8. http://help.emd.dk/knowledgebase/

18. Prichici,M.A., – Rezistența materialelor , din ,2009

19. Pop,, – Proiectarea asistată de calculator-suport de curs , din ,2012.

20. Mudura,P., – Tratamente termice-suport de curs , din ,2010

21. Botez, E., – Bazele așchierii și generării suprafețelor pe mașini -unelte, București, ,1968

22. Botez, E., – Mașini-unelte, vol. l, ll, București, , 1978

23. Gafițeanu, M., – Organe de mașini, București, , 1983

24. Picos, C., – Normarea tehnică pentru prelucrări prin așchiere, vol. l, București, Editura Tehnică, 1979, vol. ll, București, Editura Tehnică, 1980

25. Vlase, A., s.a. – Tehnologii de prelucrare pe strunguri, București, , 1989