Metode de Imbunatatire a Calitatii Energiei Electrice Produse Parcul Eolian Dorobantu

Politehnica

Metode de Imbunatatire a Calitatii Energiei Electrice Produse Parcul Eolian Dorobantu

Byadmin ianuarie 1, 2024

Metode de îmbunătățire a calității energiei electrice produse parcul eolian Dorobanțu

CUPRINS

Introducere

1. Surse de energie regenerabile

Resursa energetică eoliană

1.1.1. Vântul

1.1.2. Potențialul eolian al României

1.1.3. Turbine eoliene

1.1.4. Parc de turbine eoliene

1.1.5. Global Wind Energy Council (GWEC)

1.1.6.Aspecte economice ale proiectelor în energia eoliană

1.2. Resursa energetică solară

1.2.1. Panouri fotovoltaice

1.2.2. Timpul de amortizare și randamenul energie

1.3. Resursa energetică a biomasei

1.3.1. Surse și tipuri de biomasă

1.3.2. Pontențialul de biomasă lemnoasă și agricolă al României

1.4. Resursa energetică geotermală

1.5. Resursa energetică hidraulică

1.5.1. Energia râurilor

1.5.2. Energia valurilor

1.5.3. Energia mareelor

1.6. Resursa energetică Hidrogenul

2. Prezentarea situației actuale

2.1. Prezentarea companiei

2.2. Modul de organizare

2.2.1. Membrii Directoratului

2.2.2. Membrii Consiliului de Supraveghere

2.2.3. Acțiuni OMV Petrom

2.3. Segmentele de activitate

2.3.1. Explorare și Producție – Upstream

2.3.2. Gaze și Energie – Downstream Gas

2.3.3. Parcul eolian Dorobanțu (Dobrogea)

2.3.4. Rafinare și Marketing – Downstream Oil

2.4. Procesul de producere al energiei electrice de la o turbina eoliană

2.4.1. Turbinele eoliene

2.4.2. Harta procesului

2.4.3. Diagrama SIPOC

2.5. Analiza externă

2.5.1. Analiza PEST

2.5.2. Analiza forțelor concurențiale

2.5.3. Utilizarea metodei Pareto (metoda ABC) pentru aprecierea puterii de negociere a furnizorilor și clienților.

2.5.4. Analiza Vrio

2.5.5. Concluzii

2.6. Analiza internă SWOT

2.7. Identificarea problemei

3. Metode de îmbunătățire a calității

4. Îmbunătățirea calității prin metoda QFD

Concluzii

Bibliografie

Introducere

Alegerea temei și obiectivul lucrării

Lucrarea a luat năștere ca urmare a unei inițiative de îmbunătățire a activității într-o corporație care activează în România. Cerința managementului companiei viza în acest caz îmbunătățirea calității serviciilor livrate clienților de către un proces important al afacerii. Pentru a îmbunătăți calitățile serviciilor am folosit tehnici moderne de management.

Obiectivul lucrării este de a prezenta metodele și tehnicile folosite pentru a îmbunătății calitatea serviciilor aplicate.

Scurtă descriere a organizației

Povestea modernă a companiei Petrom a pornit în 1997. Până atunci însă, o lungă istorie, începută în urmă cu 150 de ani, a dus la forma actuală a celei mai mari și de succes companii românești.

Cel mai mare producător de petrol și gaze din Sud-Estul Europei, principalele activități ale companiei sunt:

Explorare și Producție – Upstream;

Gaze Naturale și Energie – Downstream Gas;

Rafinare și Marketing – Downstream Oil.

Petrom are o importanță deosebită pentru România: investește un milliard de euro anual în dezvoltarea sectorului energetic, atrage investiții străine în țară și transmite un mesaj inspirațional, care vorbește despre leadership și performanță, valori prin care Petrom crede că România poate progresa.

Compania a anuntat extinderea portofoliului de proiecte prin achiziția SC Wind Power Park SRL în 2010. Wind Power Park deține un proiect de generare de energie eoliană pe deplin certificat. Investiția totală pentru acest proiect a fost de 100 de milioane de euro. Scopul principal al proiectului a fost de a valorifica flexibilitatea centralei electrice pe gaz Brazi.

Parcul eolian Dorobanțu (Dobrogea) a început operațiunile comerciale la 1 octombrie 2011, capacitatea instalată fiind de 45 MW. Valoarea totală a investiției este de aproximativ 90 milioane de euro.

Structura lucării

Capitolul 1 descrie sursele de energie regenerabile disponibile și avantajele utilizării acestora pentru dezvoltarea durabilă a planetei noastre.

Capitolul 2 descrie starea actuală a companiei. În acest capitol se va prezenta compania, se va descrie modul de organizare, se va face analiza externă și internă a companiei după care se va analiza rezultatele și se va identifica problema.

Capitolul 3 descrie metoda utilizată pentru îmbunătățirea calități serviciilor.

Capitolul 4 descrie aplicarea metodei de îmbunătățire a calității serviciilor prin metoda QFD și a sistemelor expert.

1. Surse de energie regenerabile

Viața fără energie este de neînchipuit. Avem nevoie de energie pentru efectiv orice: de la activitați fizice până la gătirea mâncării sau zborul trans-continental. Orice mișcare a omului este urmată de un consum de energie. Fără energie nu ar exista viață.

Pe lângă consumul energiei de către corpul uman, aceasta este folosită pentru funcționarea mașinilor și aparatelor electronice. Energia există în jurul nostru fiind efectul a numeroase fenomene.

Termenul de energie își are orgininea în operele lui Aristotel, care descrie prin energie capacitatea unui corp de a realiza o anumită acțiune. În termeni fizici, energia înseamnă abilitatea unui sistem sau obiect de a funcționa sau lucra.

Energia are diferite forme precum: energie termică, energie mecanică, energie electrică, energie chimică, energie nucleară.

Toate fenomenele fizice cunoscute sunt bazate pe transformarea energiei. Principiul conservării energiei spune că energia poate fi transformată, dar nu creată din nimic și nici distrusă fără urmă.

Caracateristiciile enegiei regenerabile comparativ cu energia neregenerabilă sunt:

Nu sunt legate de o anumită locație geografică;

Nu au o cantitate finită.

Soarele este cea mai apropiată stea de noi și cea mai mare sursă de energie din sistemul solar. Soarele, cu o rază de 696 000 km, o masă de 1,99 x 1030 kg, o temperatură medie de 57000 K, o vârstă de 5,5 x 109 ani și distanță medie de 1 496 108 km de Pământ, este centrul sistemului nostru planetar.

Soare este deci o imensă sursă de energie, fie în formă directă sau indirectă (energia vântului, apei sau combustibili fosili). Ne putem imagina Soarele ca un gigant reactor nuclear, în care reacțiile termonucleare au loc, reacții bazate pe conversia hidrogenului în heliu. Acest „reactor” are energie pentru a funcționa încă 15 miliarde de ani. Se estimează că Soarele (împreuna cu Pământul) există de 5 miliarde de ani, deci energia solară, este practic inepuizabilă.

Aproape toată energia de pe Pământ provine din această sursa. Soarele încălzește în mod inegal atmosfera terestră, creând o diferență de energii cinetice, sursa vânturilor. Căldura cauzează evaporarea și condensarea vaporilor de apă în straturile superioare scoarței terestre, iar de aici rezultă potențialul hidroenergetic al râurilor.

Fotosinteza favorizează creșterea plantelor și creerea de combustibili fosili pe termen îndelungat.

Termenul de energie regenerabilă se referă la forme de energie produse prin transferul energetic al energiei rezultate din procese naturale regenerabile, precum: energia luminii solare, a vânturilor, a apei, a proceselor biologice, a căldurii geotermale. Aceste forme de energie pot fi captate și utilizate.

Surse ale energiei regenerabile:

Energia eoliană;

Energia solară;

Energia apei

Energia hidraulică

Energia mareelor

Energia potențială osmotică

Energia geometrică;

Energia de biomasă;

Hidrogenul.

Folosirea surselor regenerabile de energiea luat avânt cu crizele petroliere din 1973 și 1980. După adoptarea proiectului de la Kyoto, pe 11 decembrie 1997, țările participante au început proiecte ambițioase pentru folosirea surselor de energie regenerabile.

Conform Agenției Internaționale a Energiei, în anul 2000, sursele de energie regenerabile acopereau 13,8% din energia primara a globului.

Există trei zone ale globului unde sursele de energie regenerabilă au fost dezvoltate aprofundat:

Uniunea Europeană, unde Germania este lider în utilizarea energiei eoliene și energie solare;

America de Nord, unde SUA controlează piața economică;

Asia, unde Japonia este lider urmată de către India și China care au în curs de dezvoltare noi tehnologi de captare a surselor de energie regenerabile.

Structura producției mondiale de electricitate în 2013 (fig. 1.1a) și procentul surselor regenerabile de energie produs (fig 1.1b), arată că în producția de energiei electrice sursele de energie regenerabilă produc sub 20%. Dintre sursele de energie regenerabile energia hidraulică ocupă primul loc cu 86%.

Fig.1.1a Structura producției mondiale de electricitate în 2013

Fig.1.1b Structura producției mondiale de electricitate din SRE 2013

Conform cu Noua Politică Energetică din 2007, energia este necesară dezvoltării Uniunii Europene. Comisia Europeană consideră necesară o politică energetică comună, bazată pe securitate energetică, dezvoltare durabilă și competitivitate.

Comisia Europeană propune următoarele obiective:

reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anu 2020, în comparație cu cele din anul 1990;

creșterea ponderii surselor regenerabile de energie în totalul mixului energetic de la mai puțin de 7% în anul 2006, la 20% din totalul consumului de energie al UE până în 2020;

creșterea ponderii biocarburanților la cel puțin 10% din totalul conținutului energetic al carburanților utilizați în transport în anul 2020;

reducerea consumului global de energie primară cu 20% până în anul 2020 prin eficiență energetică sporită.

Aceste obiective nu pot fi îndeplinite fără dezvoltarea cercetării și colaborării internaționale în două direcții principale:

Reducerea costurilor (eolian în largul mărilor, fotovoltaic) și a fezabilității industriale (geotermia de mare adâncime, biocarburanți de sinteză)

Stocajul energiei electrice (centrale de pompare acumulare, producere de hidrogen) și termice (acumulatoare la temperatură înaltă) precum și ameliorarea prognozei pentru aceste energii și multiplicarea numărului de unități distribuite în teritoriu pentru echilibrarea sistemului electroenergetic. În paralel cu acestea sunt posibile sisteme de gestiune a cererii, de exemplu la nivelul “imobilelor inteligente”, care produc, stochează și utilizează energia.

România a fost prima țară din Anexa 1 a UNFCCC care, prin Legea nr. 3/2001, a ratificat Protocolul de la Kyoto, având obligația de reducere cu 8% a emisiilor de gaze cu efect de seră comparativ cu anul de bază 1989, pentru prima perioadă de angajament 2008-2012.

Pentru a putea participa în cadrul mecanismelor flexibile ale Protocolului de la Kyoto, România trebuie să îndeplinescă criteriile de eligibilitate, definite în Acordurile de la Marrakesh (aprobate la cea de-a VII-a Conferință a Părților la UNFCCC și intrate în vigoare în anul 2005, după Prima Conferință a Părților la Protocolul de la Kyoto) după cum urmeaza:

– Ratificarea Protocolului de la Kyoto;

– Calcularea și înregistrarea cantității atribuite, în conformitate cu Deciziile relevante;

– Înființarea unui sistem național pentru estimarea emisiilor de GHG provenite de la surse și reținerilor prin sechestrare;

– Înființarea unui registru național;

– Transmiterea celui mai recent inventar;

– Transmiterea informațiilor suplimentare cu privire la cantitatea atribuită și efectuarea ajustărilor necesare.

În România potențialul anual al surselor de energie regenerabile este estimat la circa 65 TWh energie electrică (tabel 1.1), distribuit pe suprafața țării precum reiese din figura 1.2.

Tabel 1.1 Resurse de energii regenerabile în România

Fig. 1.2 Distribuția surselor de energie regenrabile pe teritoriul României

În Fig.1.2 teritoriul Românei este împărțit în opt zone precum:

Delta Dunării – potențial energie solară;

Dobrogea – potențial de energie solară, energie eoliană;

Moldova – potențial de energie hidraulică, energie solară, energie biomasă;

Carpații – potențial de en) precum și ameliorarea prognozei pentru aceste energii și multiplicarea numărului de unități distribuite în teritoriu pentru echilibrarea sistemului electroenergetic. În paralel cu acestea sunt posibile sisteme de gestiune a cererii, de exemplu la nivelul “imobilelor inteligente”, care produc, stochează și utilizează energia.

România a fost prima țară din Anexa 1 a UNFCCC care, prin Legea nr. 3/2001, a ratificat Protocolul de la Kyoto, având obligația de reducere cu 8% a emisiilor de gaze cu efect de seră comparativ cu anul de bază 1989, pentru prima perioadă de angajament 2008-2012.

Pentru a putea participa în cadrul mecanismelor flexibile ale Protocolului de la Kyoto, România trebuie să îndeplinescă criteriile de eligibilitate, definite în Acordurile de la Marrakesh (aprobate la cea de-a VII-a Conferință a Părților la UNFCCC și intrate în vigoare în anul 2005, după Prima Conferință a Părților la Protocolul de la Kyoto) după cum urmeaza:

– Ratificarea Protocolului de la Kyoto;

– Calcularea și înregistrarea cantității atribuite, în conformitate cu Deciziile relevante;

– Înființarea unui sistem național pentru estimarea emisiilor de GHG provenite de la surse și reținerilor prin sechestrare;

– Înființarea unui registru național;

– Transmiterea celui mai recent inventar;

– Transmiterea informațiilor suplimentare cu privire la cantitatea atribuită și efectuarea ajustărilor necesare.

În România potențialul anual al surselor de energie regenerabile este estimat la circa 65 TWh energie electrică (tabel 1.1), distribuit pe suprafața țării precum reiese din figura 1.2.

Tabel 1.1 Resurse de energii regenerabile în România

Fig. 1.2 Distribuția surselor de energie regenrabile pe teritoriul României

În Fig.1.2 teritoriul Românei este împărțit în opt zone precum:

Delta Dunării – potențial energie solară;

Dobrogea – potențial de energie solară, energie eoliană;

Moldova – potențial de energie hidraulică, energie solară, energie biomasă;

Carpații – potențial de energie hidraulică, energie biomasă;

Platoul Transilvaniei – potențial energie hidraulică;

Câmpia de Vest – potențial energie geotermală;

Subcarpații – potențial energie biomasă, energie hidraulică;

Câmpia de Sud – potențial energie biomasă, energie geotermală, energie solară.

Ponderea electricității produse din surse regenerabile în consumul final brut de energie electrică al țării în 2013 a fost de 41%, peste ținta de 38% asumată de România pentru anul 2020, conform Departamentului pentru Energie.

România și-a asumat în fața Comisiei Europene ca 24% din consumul total de energie (electrică, termică, toate tipurile de combustibili) din anul 2020 să provină din surse regenerabile, însă Autoritatea Națională de Reglementare în Energie (ANRE) a anunțat că această țintă a fost deja atinsă la 1 ianuarie 2014.

Pe segmentul de energie electrică, ținta asumată pentru anul 2020 este de 38%, iar ținta intermediară este de 35% pentru anul 2015, astfel că informațiile Departamentului pentru Energie arată că România a depășit deja ambele ștachete.

Potrivit aceluiași document, care reprezintă nota de fundamentare a unui proiect de Hotărâre de Guvern, ANRE estimează că, la finele acestui an, în România vor fi în funcțiune capacități de producere a energiei regenerabile cu o putere de circa 6.000 de MW, în creștere cu 40% față de 4.300 de MW, cât este capacitatea lor totală de acum.

Proiectul de HG prevede scăderea cotei de energie electrică produsă din surse regenerabile care va beneficia în acest an de sistemul de promovare prin certificate verzi, la 11,1% din consumul final brut de energie electrică, față de 15%, cât era prevăzut pentru acest an.

"Pentru anul 2014, cota de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie care beneficiază de sistemul de promovare prin certificate verzi este de 11,1% din consumul final brut de energie electrică', spune textul proiectului.

Producătorii de energie regenerabilă primesc subvenții sub forma certificatelor verzi, pe care le plătesc toți consumatorii, inclusiv cei casnici, și care sunt reliefate separat în factura lunară la electricitate.

Resursa energetică eoliană

1.1.1. Vântul

Vântul este un fenomen fizic ce se manifestă ca o circulație dirijată de aer în atmosfera terestră.

Pentru ca temperatura și presiunea aerului nu au aceleași valori pe toata suprafața Pământului, există deplasări ale aerului. Temperatura, nefiind o mărime constantă, determină repartiția neuniformă a presiunii atmosferice, datorită regiunilor de pe glob încălzite diferit. Aerul se deplasează din regiunile cu presiune atmosferică mai ridicată spre cele cu presiune mai scazută, asfel se formează vânturile.

Vântul se caracterizează prin două elemente extreme de variabile în timp și spațiu: direcția din care bate vântul, apreciată după 16 sectoare ale orizontului, viteza, reprezentând distanța parcursă de particulele de aer în unitatea de timp exprimată în m/s.

Vânturile au fost împărțite de către specialiști în funcție de tăria acestora astfel:

Briza – tăria între 2-5

Vânturi puternice – tăria între 6-8

Furtuni – tăria 9

Orcane, uragane, taifune – tăria 12

Pe pământ vântul poate atinge teoretic viteza de 1230 km/ora, viteză egală cu cea a sunetului, dar practic aceasta nu poate fi atinsă de cea mai puternică tornadă (până în prezent s-a măsurat la tornadă o viteză maximă de 500-600 km/ora).

Există trei categorii de vânturi:

Vânturi permanente – bat tot timpul anului. Datorită mișcării de rotație acestea sunt abătute de la direcția lor normală. Astfel sunt deplasate spre dreapta în emisfera nordică și spre stangâ în emisfera sudică.

Vânturile permanente sunt:

Alizeele;

Vânturile de vest;

Vânturile polare (de est).

Vânturile periodice – sunt vânturi care își schimbă direcția. O perioadă bat dintr-o direcție, iar perioada cealaltă din direcția opusă.

Vânturile periodice sunt:

Musonul;

Briza.

Vânturile neregulate – bat numai într-o anumită regiune. Există multe astfel de vânturi.

Vânturi neregulate sunt:

Bora;

Mistralul.

Vânturi din România

Pe teritoriul României regimul vântului este determinat atât de particularitățile generale ale atmosferei, cât și de particularitățile suprafeței active, evident fiind rolul de baraj ortografic al Carpaților, care determină prin orientare și altitudine particularități regionale ale vântului.

Vanturi care bat in Romania Fig.1.3:

Crivațul – Crivațul este un vânt deosebit de puternic, care bate în Moldova, Dobrogea și sudul și estul Munteniei. Suflă dinspre N-E spre S-V, cu viteze ce depășesc uneori 30-35 m/s. Asociat cu ninsoare, el determină deseori în anotimpul rece al anului cele mai cumplite viscole din țară noastra. Apariția lui în timpul verii este cu totul întamplătoare, dar atunci fiind un vânt cald și uscat aduce pagube recoltelor în regiunile din sud-estul țării.

Nemirul (Nemere) – vant local care apare in depresiunea Brasovului. Aerul rece al Crivatului, acumulat in partea estica a Carpatiileo Orientali, patrunde prin vaile si trecatorile muntilor si se revarsa pe versantul vestic in depresiune sub forma unui vand rece, cu o viteza de deplasare de 10-20 m/s.

Austrul – este un vânt vestic, uscat și cald pe timpul verii, iar în perioada de iarnă este însoțit de geruri și e lipsit de precipitații.

Fig.1.3 Harta vânturilor de pe teritoriul României

Alte vânturi locale:

Cosava, este un vânt foarte intens cu caracter de fohn, cald și ucat, bate în general din sud-est și uneori din est, își face simțită prezența mai rar, în general doar în partea de sud-vest a parcului;

Baltărețul, un vânt umed și calduț, destul de prielnic agriculturii, fiind aducator de ploi bogate;

Vântul Negru, numit și Caraelul (Kara-yel = Vânt Negru în limba turcă), este un vânt uscat și fierbinte, care compromite culturile agricole; de aceea localnicii îi mai spun și Traista Goală. Apare în mod special în sudul Dobrogei, dar câteodată influența sa se simte și în Bărăgan;

Orădeanul – apare mai tot timpul anului, pe versanții vestici ai munților Apuseni și suflă dinspre vest și nord;

Făgărașul – este întâlnit în masivele Ciucaș și Bucegi și suflă dinspre vest.

Ardeleanul – suflă dinspre apus pe versanții transilvăneni ai Carpaților Orientali;

Munteanul – vânt local ce apare în zonele sudice ale Carpaților Orientali.

1.1.2. Potențialul eolian al României

Pentru a estima potențialul eolian se măsoară înregistrările meteorologice ale vântului pe un interval mare de timp. Se estimează o putere unitară de suprafață prin raportarea puterii la arie, măsurată în W/m2. Energia unitară de suprafață anuală pe domeniul analizat se exprimă în kWh/m2 și necesită cunoașterea numărului de ore de activitate a vântului cu viteza estimată U. astfel corectitudinea înregistrărilor meteorologice privind viteza vântului, direcția, frecvența cu care apare o viteză și durata de menținere a acelei viteze pe perioada unui an de zile sunt esențiale în estimarea potențialului eolian.

Pentru România potențialul eolian estimat este de 14000MW și poate furniza aproximativ 23000 GWh/an. Potențialul economic + tehnic are estimările în tabelul 1.2.

Tabel 1.2. Potențialul economic – tehnic în România

Conform studiilor și experimentelor efectuate în toate regiunile țării conform standardelor la 10 metri deasupra solului au arătat că frecvența de apariție a vântului pe intervale de viteză este maximă în jurul vitezei de 5m/s cu excepție zona Dobrogea și platforma continentală a Mării Negre. Pentru turbinele care sunt concepute pentru puteri mari viteza de 5m/s este insuficienta, acestea necesită vânturi cu viteză de 10m/s pentru a fi eficiente.

1.1.3. Turbine eoliene

Turbinele eoliene sunt mașini motoare care transformă energia cinetică a vântului în energie mecanică, ca urmare a interacțiunii dintre vânt și paletajul rotoric. La arborele turbinei apare un moment, M[Nm] și o viteză de rotație, n[rot/s], care applicate la arborele unui generator electric generează o energie electrică figura 1.4. Ansamblul de turbine eoliană și generator electric este cunoscut ca agregat eolian sau aerogenerator.

Fig. 1.4. Aerogenerator

Turbine eoliene se pot roti fie pe axa orizontală sau pe verticală, prima variantă fiind mai comună.

Turbine eoliene cu Axă orizontală

Componente ale turbinei eoliene pe axă orizontală fig. 1.5.:

cutie de viteze

ax rotor

ansamblu de frână

Fig. 1.5. Componente ale turbinei eoliene pe axă orizontală

Turbinele eoliene pe axă orizontală (HAWT) au rotorul axului principal și generatorul electric în partea de sus a turnului și trebuie să fie îndreptate spre vânt. Turbinele mici sunt formate printr-o aripă de vânt simplă, în timp ce turbinele mari utilizează, în general, un senzor de vând cuplat la un motor servo. Cele mai multe au o cutie de viteze, care transformă rotația lentă a lamelor într-o rotație mai rapidă, care e mai potrivită pentru a conduce un generator electric.

Deoarece un turn produce turbulente în spatele său, turbinele sunt de obicei orientate în direcția opusă vântului. Paletele de turbine sunt făcute rigide pentru a preveni lamele de a fi împinse în turn de vânturi mari. În plus, lamele sunt plasate la o distanță considerabilă în partea din față a turnului și sunt uneori înclinate de vânt pe o distanță mică.

Mașini pe direcția vântului au fost construite, în ciuda problemei de turbulență, deoarece nu au nevoie de un mecanism suplimentar pentru păstrarea lor în concordanță cu vântul.

Turbine eoliene pe ax vertical (VAWT) au ax principal rotorul dispus vertical. Avantajul principal al acestui aranjament este că aceste turbine nu trebuie să fie așezate în vânt pentru a fi eficiente. Acesta este un avantaj pentru locurile în care direcția vântului este foarte variabilă.

Cu o axa verticală, generatorul și cutia de viteze pot fi plasate aproape de sol, astfel încât turnul nu are nevoie să-l susțină, și este mai accesibil pentru întreținere. Este dificilă montarea unei turbine pe axă verticală pe turnuri, ceea ce înseamnă că sunt deseori instalate mai aproape de baza de susținere, cum ar fi solul sau un acoperiș de clădire. Viteza vântului este mai lentă la o altitudine joasă, așa că mai puțină energie eoliană este disponibilă pentru o turbină de o dimensiune dată. Aerul suflă aproape de sol și alte obiecte pot crea curs de turbulență, care pot duce la probleme de vibrații, inclusiv zgomot și uzura care scurtează durata de viață a serviciului.

Cu toate acestea, în cazul în care turbina este montată pe acoperiș, clădirea, în general, redirecționează vântul pe acoperiș și acest lucru poate dubla viteza vântului la turbine. În cazul în care înalțimea acoperișului unde este montat turnul cu turbina este de aproximativ 50% din înaltimea clădirii, acest lucru este aproape de optim pentru energie eoliană maxima și minime turbulențe de vânt.

1.1.4. Parc de turbine eoliene

Ferme onshore

Aceste ferme eoline (fig. 1.6) sunt formate din mai multe aerogeneratoare, puterea depinde de potenția lul eolian al amplasamanetului.

Fig. 1.6. Parc eolian.

Cel mai mare parc eolian onshore se află în China, provincia Gansu, anual generează 90000 GWh. Acest parc eolian este primul din șase aprobat de către guvernul chinez.

În România, potențialul eolian permite amplasarea unor parcuri onshore totalizțnd 6,8 GW. Dobrogea a devenit cel mai mare parc eolian onshore din Europa Centrală și de Est, județul Constanța fiind împânzit cu sute de turbine, ce au o putere de 2,5MW, în zone precum Cogealac, Fântânele, Peștera, Independența, Chirnogeni, Siliștea, Târgușor, Crucea.

Ferme offshore

Parcurile eoliene maritime (fig. 1.7) se referă la construcția centralelor eoliene în platforma maritime continental. Viteza vânturilor este mai mare pea pa decât pe uscat, așadar contribuția elelctrică este mai mare offshore. Însă construcția fermelor offshore este relative mult mai costisitoare. La sfârșitul anului 2012, erau deja construite 1662 de turbine în 55 de parcuri eoliene offshore, îndeajuns pentru a furniza energie electrică pentru aproximativ cinci milioane de locuințe. London Array este primul pe lista celor 12, acest parc offshore are 175 de turbine care produc aproximativ 630 MW.

Fig. 1.7. Parc eolian offshore lângă Copenhaga

Din 2010 Siemens și Vestas au devenit principali furnizori de turbine, 90% dintre turbinele offshore provenind de la acești producători. Dong Energz, Vattenfall și E.on sunt principali operatori offshore.

Dintre principalele 12 parcuri eoliene offshore 6 dintre acestea se afla pe teritoriul Regatului Marii Britanii și al Irlandei de Nord.

1.1.5. Global Wind Energy Council (GWEC)

Consiliul global al energiei vântului a fost fondat in 2005 pentru a furniza date statistice credibile și reprezentative despre sectorul resurselor regenerabile eolian la nivel internațional. Misiunea GWEC este de a asigura ca energia eoliană se instaureză ca răspuns pentru nevoia de energie curată renegenerabilă.

Conform statisticilor GWEC în România la sfârșitul anului 2013 erau instalate 2600 de unități, un an mai târziu tot în România numarul unităților a crescut la 2954.

În Europa lider in construcția de centrale eoliene este Germania cu 39165. La nivel global lider este China cu 114763 de unități, urmată de SUA cu 65879 de unități.

La nivel global capacitatea centralelor eoliene a crescut din anul 1997 – 1530 MW la 51477 MW in 2014.

1.1.6.Aspecte economice ale proiectelor în energia eoliană

Viabilitatea economică a proiectelor de centrale eoliene este definită de o serie de parametrii tehnico-economici, printre care: costurile investiționale, costuri de operare și mentenanță, producție de energie, durata de viață a unei turbine și rata de recuperare a investiției

În ultmii ani au fost remarcate următoarele tendinșe în dezvoltarea turbinelor eoliene conectate la rețea care au favorizat eficiența energetică: turbinele eoliene au crescut în mărime și înălțime; randamentul turbinelor eoliene s-a îmbunătățit; costurile de investiție pe kW de energie eoliană instalată au scăzut.

Investițiile în parcuri solare au explodat în prima parte a anului 2013: de la 49,3 MW în 31.12.2012, la 378,5 MW în 30.06.2013.

Resursa energetică solară

Planeta noastră primește majoritatea energiei din spațiul cosmic sub formă de radiație electromagentică solară. Soarele este steaua aflată în centrul sistemului nostru solar. Pământul, toate celelalte planete, asteroizii,meteoriții, cometele precum și cantitățile enorme de praf interplanetar orbitează în jurul Soarelui, care totuși, prin mărimea sa, conține mai mult de 99% din masa întregului sistem solar. Acesta este o sferă compusă din gaze fierbinți cu diametrul de 1,39 milioane de kilometri, se află la o distanță de 150 milioane de kilometric de planeta noastră. Soarele este un reactor de fuziune continua, în care hidrogenul este convertit în heliu cu o rată de 4 milioane de tone/s, astfel că suprafața Soarelui are temperature efectivă egală cu cea unui corp negru de 5777 K.

Necesarul de energie actual la nivel mondial al Pământului ar putea fi acoperit de energia emisă de pe numai 10 ha din suprafața Soarelui.

Suprafața Soarelui radiză energie electromagnetică sub formă de fotoni și neutron. Fotonii participă la interacțiunile electromagnetice; toate formele de lumină (nu numai cea vizibilă) se compun din fotoni. Masa de repaus a fotonului este zero; astfel, în absența oricărei interacțiuni viteza fotonului (viteza luminii, c) este aceeași în toate sistemele de referință. Neutronul este particula din nucleul atomic cu masa (mn=1,675·10−27kg), neutră din punct de vedere electric (qn=0 C). Pământul primește doar 170 milioane de Gigawați.

În România pontețialul de transformare a energiei solare în energie electrică este important datorită zonelor: Litoralul Mării Negre, Dobrogea (fig. 1.8), zonele sudoce. În aceste zone fluxul energetic solr măsoară valori de până la 1450…1600 kWh/m2/an comparativ cu celelalte zone ale țări unde fluxul solar anual este cuprins între 1250…1350 kWh/m2/an.

Fig. 1.8. Zone cu pontețial solar ridicat

1.2.1. Panouri fotovoltaice

Pentru a capta energia solară și a o transforma în energie electrică, avem nevoie de un panoul solar fig. (1.9) ce are o celulă solară sau mai multe celule. Celula solară absoarbe o parte din particulele de lumină ce cad pe aceasta, numite și fotoni. Fiecare foton conține o cantitate mică de energie. Atunci când un foton este absorbit, acesta elibereaza un electron din materialul celulei solare. Deoarece fiecare parte a celulei solare este conectată la un cablu, un curent va trece prin acesta. Celula va produce electricitate ce poate fi folosită instantaneu sau înmagazinată în acumulatori.

Lumina (fotoni);

Suprafața frontală;

Strat negativ;

Strat izolator;

Strat pozitiv;

Suprafața posterioara

Fig. 1.9. Cum funcționează panourile solare

Energia electrică este produsă atât timp cât panoul este expus la lumină. Materialele din care sunt fabricate celulele solare sunt semiconductoare și au o durată de viață de cel puțin 20 de ani. Randamentul panourilor solare va scadea în timp. Uzura panourilor este dată de mediul înconjurător și modalitatea de montaj a acestora.

Celulele solare sunt de mai multe tipuri: monocristaline, policristaline, amorfe, film subțire, CIS (copper indium diselenide) și CdTe (cadmium telluride), CIGS, etc. Diferența între aceste celule constă în structura și modul cum sunt aranjați atomii. Acest lucru va da și un aspect specific fiecărei celule solare. Diferența cea mai mare constă totuși în eficiență. Eficiența celulei se măsoară în procentul de energie luminoasă transformată în energie electrică. Celulele solare monocristaline și policristaline au aproape aceași eficiență fiind și cea mai mare din multitudinea de celule solare comerciale existente pe piață.

În ultimul timp, celulele solare CIS și CdTe au început să fie disponibile pe piața din România în cantități reprezentative.

Panourile solare sunt alcătuite din celule solare. Deoarece o celulă fotovoltaică nu produce suficientă energie ca să poată fi folosită eficient, este nevoie ca mai multe celule, acestea fiind legate în serie – paralel, formând astfel un panou fotovoltaic.

Panourile solare fotovoltaice (fig. 1.10) sunt produse în diferite dimensiuni având puteri variate. Cele mai folosite panouri în gama rezidențială sunt cele de 50 si 75 W, iar pentru centrale fotovoltaice de puteri mari, panouri solare de 220W.

Fig. 1.10. Exemple de panouri fotovoltaice

Suprafața unui panou solar cristalin de 50W este de aproximativ 0,5 m2.

Panourile solare se pot conecta și ele la rândul lor în serie – paralel formând sisteme de puteri mai mari.

Un sistem solar ce va fi contectat la un singur charger trebuie sa aibă panouri solare de același tip, același producator, aceași orientare și înclinare și să nu fie umbrit parțial. Dacă acest lucru nu este posibil, se vor folosi mai multe chargere.

Panourile solare disponibile comercial au o eficiență cuprinsă între 5 – 15%. Acest lucru înseamnă că 5-15% din energia luminoasă va fi transformată în energie electrică.

Laboratoare din toată lumea dezvoltă tehnologii de panouri solare cu randament mult mai mare (aproape 30%). Dezavantajul acestor panouri solare cu eficiență foarte mare este costul de producție ridicat. Acest lucru a dus la dezvoltarea panourilor thin film (film subțire) ce au un randament mai scăzut, dar costul lor este mic.

Energia produsă din radiațiile solare poate fi folosită pentru încâlzirea apei, uz casnic de încălzire și răcire, gătit, procesare căldură, tratarea apei, în agricultură, în transporturi,

Încălzirea apei pentru locuințe folosește un sistem prin care lumina solară încălzește apa. În zone geografice de latitudine joase ( sub 40o) sistemul de încălzire poate fierbe apa până la 60o.

1.2.2. Timpul de amortizare și randamenul energie

Timpul de amortizare este timpul necesar producerii unei cantități de energie egală cu energia necesară fabricării panoului fotovoltaic. Timpul de amortizare esre determinat de analiza “ciclului de viață” energetic. Energia necesară producerii panourilor solare este recuperată în primul an de funcționare.

Raportul energia obținută în raport cu energia investită arată un alt indicator al performanței de mediu legat de recuperarea investiție, unde raportul dintre energia electrică generată și energia necesară pentru construcție și mentenanța echipamentului. Această mărime este diferită de amortizarea economică, care variază în raport cu prețul local al energiei electrice, subvențiile disponibile și tehnicile de măsurare utilizate.

În anul 2000 durata de recuperare a energiei a fost estimată la 8-11 ani, studii din anul 2006 arată că progresul tehnologic a scăzut la 1,5-3,5 ani pentru sistemele fotovoltaice cristaline.

Tehnologiile strat subțire prezintă acum durate de recuperare a energiei de ordinul 1-1,5 ani în Europa de sud. Pentru durate de viață de circa 30 de ani EROEI este aproximativ 10-30 ani. Fotovoltaicele genereayă, astfel destulă energie pe durata lor de viață încât să se replice de mai multe ori, în funcție de materialul utilizat.

Resursa energetică a biomasei

În ultimi ani biomasa a devenit un concept ce integrează plantele și deșeurile celulozice.. biomasei i se pot asocia rezidurile animale, deșeuri industriale, fracția biodegradabilă din deșeurile municipale.

Biomasa este rezultatul proceselor de bioconversie a energiei solare și a carbonului liber în celule, la nivelul mecanismelor moleculare și submoleculare. Această sursă de energie este utilizată de la începuturile omenirii, ca sursă de căldură, fiind mai spre zilele noastre utilizată pentru funcțiile sale energetice. Datorită creșteri prețului barilului de petrol și apariției taxelor de poluare costurile ridicate de producere a energiei electrice din biomasă au scăzut.

În prezent biomasa este considerată una din principalele surse de energie regenerabilă ale viitorului, datorită marelui săi potențial și diferitelor efecte pozitive conexe pe plan social și asupra mediului înconjurător.

Utilizarea biomasei oferă avantaje majore privind protecția mediului prin reducerea efectului de seră, pe durata creșterii ei biomasa abosrbind din atmosferă cantități de dioxid de carbon considerate de unii specialiști cvasi echivalente cu cele eliberate prin arderea ei. Un alt avantaj este acela că se reduce substanțial emisia de dioxid de sulf datorită conținutului extrem de redus de sulf din biomasă comparativ cu cel al combustibililor fosili.

Biomasa are ponderea cea mai mare dintre sursele regenerabile de energie utilizate la nivel global, circa 80%, cât și la nivel european, circa 66%.

În România se cosumă biomasă pentru:

Cazane industriale de abur sau apă fierbinte pentru încălzire industrială, cu combustibili pe bază de lemn;

Cazane de apă caldă, cu o putere instalată între 0,7 MW și 7,0 MW pentru încălzire urbană cu combustibili pe bază de lemn;

Sobe, cuptoare și altele cu lemne și/sau deșeuri agricole, pentru încălzirea locuințelor individuale și prepararea hranei.

În ultimul deceniu consumul total de biomasă înregistreză o tendință de diminuare lentă, datorită extinderii rețelei de distribuție de gaze naturale.

În tabelul 1.3 se prezintă repartiția consumului de biomasă pe plan mondial în anul 2010.

Tabel 1.3. Consumul de biomasă pe plan mondial

1.3.1. Surse și tipuri de biomasă

Există patru mari categorii de biomasă:

Biomasă lemnoasă;

Biomasă agricolă;

Biomasă special cultivată pentru scopuri energetice;

Alte tipuri de biomasă – deșeuri din industria zootehnică – deșeuri combustibile nepericuloase.

1.3.2. Pontențialul de biomasă lemnoasă și agricolă al României

Fondul forestier

România dispunde de 6367 mi ha de pădure, care reprezintă aproximativ 27% din suprafața țării. În Europa țara noastră (fig. 1.11) se poziționează pe locul al 8-lea.

În general se consideră că, că pentru asigurarea unui echilibru între nevoile economiei unei țări și resursele forestiere ale acesteia, cota de pădure trebuie să fie minimum 0,3 ha/locuitor. În Europa cota medie este de 0,5 ha/loc. românia se situează cu 0,28ha/locuitor sub media europeană.

Fig. 1.11. Zonele României cu biomasă

Evaluarea biomasei recoltate și identificarea deșeurilor rezultate în plus din procesele industriale

Din activitatea de exploatare rezltă o cantitate de aproximativ 45% din total. O cantitate aproximativ egală cu 3,245 mil.mc/an rezultă din activitatea de prelucrare primară a lemnului, din care se consideră că cca. 0,440 mil.mc/an (13%) din această resursă se valorifică tot ca lemn de foc pentru populație, aceasta nefiind o utilizare eficientă, restul de 2,805 mil.mc/an (86,5%) practic se aruncă aducând grave prejudicii mediului înconjurător.

Evaluarea disponibilului de biomasă agricolă

Suprafața agricolă totală a României este de cca. 17800 mii ha, din care cca. 9420 mii ha suprafață arabilă, cca. 230 mii ha viță de vie și 227 mii ha livezi.

Pornind de la structura producției agricole este evident că și structura resturilor agricole este extrem de diversă. În principiu aproape toate resturile agricole rezultate pot fi utilizate drept combustibil, însă considerând posibilitățile de colectare și balotare în vederea transportului, s-au luat în considerare numai următoarele sortimente de resturi agricole:

Paie;

Tulpini de porumb;

Ciocălăi de porumb;

Floarea soarelui – tulpini, capitel, coji de semințe;

Corzi de viță de vie;

Puzderie de in și cânepă.

În categoria paie au fost incluse resturile rezultate în urma recoltării și tratării principalelor culturi de cereale păioase – grâu, secară, orz, ovăz. Producția totală de biomasă utilizată pentru combustibil la nivelul anului 2007 a fost:

Paie 3357mii t/an;

Tulpini de porumb și ciocălăi de porumb 17286 mii t/an;

Floarea soarelui 7530 mii t/an;

Corzi de viță de vie 255 mii t/an;

Puzderie de in și cânepă 5590 mii t/an.

Resursa energetică geotermală

Energia geotermică face parte din clasa energiilor regenerabile și reprezintă căldura care provine din interiorul Pământului (prin roci și fluide subterane); se obține prin captarea apei fierbinți și a aburilor din zonele cu activitate vulcanică și tectonică sau a căldurii subpământene. Poate fi folosită pentru încălzire (a locuinței, a apei), dar și pentru producerea curentului electric.

Este o energie nepoluantă, iar oamenii au folosit izvoarele cu ape calde de mii de ani, cu diverse scopuri – pentru baie, ca sursă de apă de gătit, apoi în stațiuni balneare și, într-un final, pentru a produce energie din ele. Acum, cu energie geotermală se încălzesc locuințe, se cresc plante în sere, se usucă recolte, se încălzește apă în crescătorii de pești, se realizează procese industriale (precum pasteurizarea laptelului) etc.

Cel mai bun exemplu de orientare către beneficiile energiei geotermale este Islanda, unde se extrage apă fierbinte de la adâncimi variate – de la 500 de metri adâncime, apă de 150 de grade Celsius, iar de la 1.000 de metri adâncime, apă de 300 de grade.

Islanda a început exploatarea cu 70 de ani în urmă. Ei au realizat că, în loc să aibă cenușă toxică de la termocentrale, mai bine folosesc apa caldă de sub ei. Acum, 80% din energia lor este din resurse geotermale, iar 12% din alte resurse regenerabile. Aproape toate locuințele din capitala statului, Reykjavik, sunt încălzite cu apă termală, de acolo vine și apa caldă menajeră, energia electrică este obținută tot din resurse geotermale, prin folosirea căldurii și aburilor.

Resursele geotermale din Islanda ating temperaturi extrem de ridicate, pe care nu le regăsim în cazul României: aici nu avem temperaturi de peste 100 de grade Celsius la adâncimi mai mici de 3.000 de metri. Acesta este și unul din motivele pentru care energie geotermală nu este văzută drept o soluție care să înlocuiască complet alte surse de energie, ci doar ca o energie ajutătoare, a cărei utilizare ar scădea, într-o oarecare măsură, folosirea altor tipuri de energie, mai puțin verzi. Estimări optimiste la nivel european spun că, datorită dezvoltării tehnologiilor în domeniul utilizării resurselor geotermale, în aproximativ 50 de ani Europa va putea produce până la 10 – 20% din totalul de necesar energetic al continentului din astfel de resurse.

În prezent, există în lume două tipuri de uzine electrice geotermale – binare și pe bază de aburi (cele binare utilizează apa cu temperaturi mai mici, între 107 și 182 de grade, cele pe aburi, apa cu temperaturi peste 182 de grade Celsius).

Uzinele binare sunt mai des întâlnite; modul lor de funcționare este fără emisii, de niciun fel, dar nici cazul celor pe aburi emisiile toxice nu sunt semnificative (și sunt de 50 de ori mai mici decât cele de la uzinele ce utilizează combustibili fosili).

În România, deocamdată nu se pune problema producerii energiei electrice din resurse geotermale, acestea fiind mai potrivite pentru încălzire sau alte scopuri. Potențialul geotermal al României a fost relevat de forări și exploatări experimentale din ultimii 25 de ani; nu este specific exclusiv zonei de vest, ci există astfel de resurse și în alte regiuni din țară. Rata de succes a sondelor geotermale săpate între anii 1995 – 2000 la adâncimi între 1.500 – 3.000 de metri a fost de 86% (în fapt, doar două sonde au fost neproductive).

Energia geotermală produsă în prezent în România se folosește pentru încălzirea locuințelor, pentru agricultură (în sere), în procese industriale și, într-un procent mai mic, în diverse alte scopuri. În preajma municipiului Oradea, apele geotermale sunt exploatate de 100 de ani în scopuri terapeutice.

Harta geotermală a României fig. 1.12. marchează două tipuri de resurse, conform distribuției temperaturii în funcție de adâncime: resurse care pot fi folosite pentru energia termică (temperaturi de 60 – 120 de grade Celsius) și resurse care pot fi folosite pentru obținerea de energie electrică (apa are temperatură peste 140 de grade, la peste trei kilometri adâncime). Primul tip de resurse este specific Câmpiei de Vest (Banat, Bihor, dar și în Hunedoara), al doilea, zonelor Oaș – Gutâi – Țibleș, Călimani – Gurghiu – Harghita.

Fig.1.12. Harta geotermală a României

Beiușul este singurul oraș din România care funcționează în prezent cu ajutorul resurselor geotermale pentru încălzirea locuințelor. Foraje realizate în 1995 – 1996 au relevat existența unui zăcământ bogat de apă geotermală la peste 2.500 de metri adâncime. Cu ajutorul unui proiect UE, zăcământul a fost cercetat și evaluat, apoi proiectul s-a finalizat cu un studiu de fezabilitate întocmit de specialiști islandezi și germani.

Lucrurile au mers bine și, în prima fază de exploatare (un puț), au fost conectate la rețea cartierele de locuințe și principalele instituții ale orașului. Nevoile orașului au impus forarea unui al doilea puț, în perioada 2002 – 2004. Din 2008, odată cu atragerea unor fonduri europene nerambursabile, șansa dezvoltării durabile a municipiului bihorean s-a concretizat. Până acum, 20 de milioane de euro au fost investite în proiecte de implementare sau în curs de implementare, arată datele primăriei Beiuș.

Anual, în Beiuș se consumă peste 200.000 Gcal, produse numai din sursa geotermică. Sub numele „Beiuș, oraș geotermal”, autoritățile locale au lansat un proiect de 4,3 milioane de euro care are drept scop folosirea cât mai eficientă a resurselor de care beneficiază localitatea. Proiectul presupune creșterea confortului termic și a capacității de producție a energiei termice, crearea de noi locuri de muncă, implicarea mediului de afaceri local și regional în procesul de valorificare a resursei geotermale. De asemenea, Beiușul și-a propus să realizeze un parc balneoclimateric alimentat de apa geotermală.

Resursa energetică hidraulică

Energia râurilor

Energia hidraulică reprezintă cantitatea de energie corespunzătoare unui volum de apă. Prin energie hidraulică se face referire la energia hidraulicp sub formă mecanică, iar din aceasta doar la energia cursurilor de apă, ce reprezintă energia corespunzătoare volumui de apă care se scurge într-o anumită perioadă pe cursurile de apă.

Energia hidraulică se poate exprima prin produsul a doi factori:

Factor extensiv care exprimă mărimea purtătorilor de energie;

Factor de intesitate care exprimă diferența de nivel al purtătorului de energie.

În România resursele de apă sunt evaluate astfel:

Râuri interioare: 40 mld.m3/an, din care 25 mld.m3/an tehnic utilizabile;

Dunărea, al doilea fluviu ca mărime din Europa are un stoc mediu la intrarea în țara noastră de circa 174 mld.m3/an, jumătate revenind României, dar doar circa 30 mld.m3/an tehnic utilizabile;

Ape subterane: 10,3 mld.m3/an, din care 6 mld.m3/an tehnic utilizabile.

Neuniformitatea repartiției resurselor de apă pe teritoriu este ilustrată de faptul că 66% din volumul total de apă se găsește în zone de munte care constituie 21% din teritoriu, iar în zona de cîmpie care constituie 48% din teritoriu, se găsește doar 10% din volumul total de apă. Repartiția inegală a resurselor de apă pe teritoriul României este ilustrată și de faptul că multe zone sunt foarte sărace în resurse de apă: Dobrogea, Câmpia Română, sudul Moldovei.

Neuniformitatea în timp este accentuată, variațiile se produc atât de la un an la altul, cât și în interiorul unui an. S-au înregistrat ani în care volumul de apă scurs în cele 3 luni de primăvară reprezintă mai mult decât jumătate din volumul anual.

Energia hidraulică a fost și este și astăzo cea mai importantă sursă regenerabilă de energie utilizată pentru a genera electricitate. În zilele noastre energia electrică din resursă hidraulică în UE reprezintă, în conformitate cu Cartea Albă, 13% din totalul de energie electrică generată, reducând astfel emisiile de CO2 cu mai mult de 67 miliaone tone pe an.

Energia valurilor

Valurile generate de vânt se formează prin transferul direct al energiei maselor de aer în mișcarea suprafeței de apă. Acest transferse produce ca urmare a influenței a două mecanisme: diferența de presiune deoarece deasupra profilului valului vântul este deviat și datorită fluctuațiilor de presiune care se deplasează și ar putea intra în rezonanță cu apa, formând valuri în timpul condițiilor turbulente de vânt.

Mișcarea valurilor este caracterizată de următoarele mărimi, figura 1.13:

Fig. 1.13. Mișcare valurilor

Lungimea valului sau lungimea de undă, este definită ca distanța orizontală dintre două creste, măsurată paralel cu direcția de deplasare a valului;

Înălțimea valului, este distanța dintre creste și depresiunea valului măsurată pe verticală;

Adâncimea apei, este distanța dintre fundul apei și depresiunea valului măsurată pe verticală.

Potențialul energetic specific al valurilor este de 10 ori mai mare decât cel al vânturilor și de 100 de ori mai mare decât al radiațiilor solare, ceea ce demonstrează potențialul energetic de necontestat ale valurilor oceanice.

Primul și cel mai evident factor pentru valorificarea ăn practică a energiei valurilor este disponibilitatea în stare naturală a resursei. Acest factor este strâns legat de orientarea zonei de coastă către deschiderea mării, dar și de latitudinea zonei.

Potențialul teoretic global este de 8×105 TWh/an, ceea ce reprezinză de 100 de ori cantitatea de energie care ar putea fi produsă anual de amenajările hidroenergetice convenționale.

Potențialul mondial, exprimat ca putere disponibilă, este de circa 2 TW, cu 320 GW în Europa. Din acest potențial teoretic s-ar putea valorifica sub formă de energie electrică cam 10 … 12 %. Chiar în aceste condiții însă, energia valurilor marine tot ar fi suficientă pentru acoperirea necesarului planetar de energie electrică.

Potențialul energetic al Mării Negre

Marea Neagră a fost și este considerată o mare relativ calmă. Particularitățile pe care le prezintă regimul valurilor din Marea Neagră influențează în mod decisiv alegerea procedeului de captare optim. Frecvența vânturilor puternice pe Marea Neagră este de 38 %, iar a celor cu viteza mai mică de 1 m/s este de 0,5 % , vânturile dinspre larg fiind preponderente în comparație cu cele dinspre uscat. Intervalele de timp cu agitație maximă a mării sunt localizate în luna ianuarie, iar cele cu agitație minimă în lunile mai, iunie și iulie.

Datorită regimului său calm, în comparație cu alte zone geografice de pe glob, valoarea potențialului energetic brut al valurilor din preajma litoralului românesc este relativ redusă. Studiile și cercetările făcute în țară, atestă că, pe fiecare metru liniar de front maritim amenajat se pot obține aproximativ 40 000– 50 000 kWh/an sau 8 – 10 TWh/an, în ipoteza instalării unui singur șir continuu de sisteme de captare cu randamentul egal cu 100 %. Pentru un randament total de numai 30 %, valoarea potențialului energetic posibil ar fi de circa 2,4 – 3 TWh/an, indice orientativ care ne arată că utilizarea în scop energetic a forței mecanice a valurilor din Marea Neagră ar fi rentabilă.

Valurile marine reprezintă o resursă promițătoare de energie regenerabilă, fiind semnificativă cantitativ și accesibilă în numeroasezone ale globului.

Potențialul energetic al valurilor, pe plan mondial este 8×105 TWh/an. Referitor la Marea Neagră autorii apreciază, pe baza studiilor bibliografice că potențialul energetic exploatabil de 2,4 – 3 TWh/an reprezintă un interes real pentru economia energetică a României. Au fost prezentate cele mai importante și fiabile instalații de captare și conversie a energiei valurilor utilizate la ora actuală cu precizările de rigoare legate de impactul acestora asupra mediului.

Considerăm că energia valurilor este insuficient exploatată, atât pe plan mondial cât și în Marea Neagră. Poatențialul acestui tip de energie este imens, iar impactul asupra mediului este redus, comparativ cu alte tehnologii de producere a energiei regenerabile.

Avantajele energiei valurilor:

• Este o forma de energie regenerabilă și inepuizabilă;

• Valurile înmagazinează un imens potențial energetic;

• Are un caracter nepoluant;

• Nu prezintă greutăți deosebite în exploatare;

• Este gratuită, poate fi folosită de oricine, oriunde pe suprafața oceanului planetar;

• Nu necesită cheltuieli importante de transport și distribuție înainte de a fi folosită;

• Este înmagazinată în cele 1400 milioane de miliarde de tone de apă care acoperă două treimi din suprafața Pămantului;

• Realizarea centralelor marine nu implică scoaterea din uz a terenurilor agricole, industriale sau a așezărilor umane, utilizând astfel zone practic neîntrebuințate.

Dezavantajele energiei valurilor:

• Are un caracter aleator, manifestat prin variația continuă a elementelor caracteristice valurilor;

• Este dependentă de anotimp și de amplasament;

• Are, deocamdată, un preț ridicat în comparație cu energia provenită din sursele clasice;

• Are un impact vizual și fizic asupra habitatului marin;

• Pot exista anumite scurgeri toxice ale lichidelor folosite la construcția dispozitivelor de captare;

• Conflictul cu navele comerciale.

Energia mareelor

Energia mareelor este energia ce poate fi captată prin exploatarea energiei potențiale rezultate din deplasarea pe verticală a masei de apă la diferite niveluri sau a energiei cinetice datorate curenților de maree. Energia mareelor rezultă din forțele gravitaționale ale Soarelui și Lunii, precum și ca urmare a rotației terestre, figura 1.14.

Fig. 1.14. Atracția gravitațională

Apele Oceanului Planetar dețin un imens potențial energetic care poate fi valorificat pentru producerea de energie electrică.

Mareele se produc cu regularitate în anumite zone de litoral de pe glob, cu amplitudini care pot ajunge uneori la 14 -18 m, determinând oscilații lente de nivel ale apelor marine. Principiul de utilizare u energiei mareelor în centrale mareomolrice, de altfel singura sursă folosită în prezent din cele enumerate mai sus, constă în amenajarea unor bazine îndiguite care să facă posibilă captarea energiei apei, declanșată de aceste oscilații, atât la umplere (la flux), cat si la golire (la reflux).

Pentru o valorificare eficientă a energiei mareelor sunt necesare și anumite condiții naturale; în primul rând, amplitudinea mareelor să fie de cel puțin 8 m, iar, în al doilea rând, să existe un bazin natural (de regulă un estuar), care să comunice cu oceanul printr-o deschidere foarte îngustă. Aceste condiții naturale apar numai în 20 de zone ale globului (ca, de exemplu: țărmurile atlantice ale Franței, Marii Britanii, SUA, Canadei, în Nordul Australiei, în estul Chinei.).

Cantitatea de energie disponibilă la această sursă, dacă ar putea fi valorificată integral în centrele electrice mareomotrice, ar produce de circa 100.000 de ori mai multă energie electrică decât toate hidrocentralele aflate în funcțiune în prezent pe glob. Alte calcule apreciază că energia furnizată anual de maree ar putea echivala cu cea obținută prin arderea a peste 70 mii tone de cărbune.

Curenții marini sunt purtătorii unor energii cinetice deosebit de mari. Astfel, s-a calculat că un curent oceanic cu o lățime de circa 100 m, 10 m adâncime și o viteză de l m/s, pe timp de un an ar putea oferi o energie cinetică de circa 2 mii. kwh.

Resursa energetică Hidrogenul

Se estimează că hidrogenul va fi combustibilul viitorului care va înlocui petrolul, tot așa cum petrolul a înlocuit cărbunele, după cum cărbunele a înlocuit lemnul. Totuși, deocamdată, folosirea hidrogenului ca resursă energetică prezintă încă multe probleme nerezolvate din punct de vedere economic, tehnic și tehnologic.

Probleme se pun și la producerea hidrogenului, depozitarea, transportul și, bineînțeles, la utilizarea lui finală. Desigur, dacă s-ar putea capta hidrogenul din cosmos, unde se află liber în proporție de 70%, s-ar rezolva problema energiei odată pentru totdeauna.

Folosirea hidrogenului ca sursă energetică a suscitat dispute între oamenii de știință, dispute din care au rezultat argumente pro și contra. Dintre argumentele pro menționăm:

hidrogenul se poate obține din apă, care se găsește în cantități enorme (1 km3 de apă poate înlocui echivalentul energetic al întregii rezerve de petrol a lumii);

prin ardere în focare sau pile (fig. 1.15) a hidrogenului rezultă tot apă, care nu pune probleme ecologice deosebite, ci, mai mult, se asigură astfel închiderea circuitului apei în natură;

Fig. 1.15. Pilă de combustibili cu Hidrogen

puterea calorifică efectivă (densitatea de căldură pe m3 de gaze arse cu aer stoechinometric) este mai mare decât a metanului (3733 kJ/m3 la metan);

randamente ridicate în pilele de combustie (până la 70%);

cantitatea de aer necesară arderii este mai mică (280 g aer pentru megajoul degajat) față de benzină, metan, metanol (340 g aer pentru un megajoul);

din arderea hidrogenului nu rezultă CO2, necontribuind astfel la efectul de seră, iar cantitatea de oxizi de azot este mai redusă decât cea rezultată prin arderea altor combustibili, aceasta datorită consumului redus de aer la ardere. În plus, din arderea hidrogenului nu rezultă nearsele organice.

Argumentele contra sunt:

puterea calorifică de 3,5 ori mai mică decât cea a metanului;

costuri mari de transport și depozitare în stare gazoasă;

diametre mari la conducte și utilizarea de compresoare cu putere mare, ceea ce înseamnă consum mare de energie electrică;

volumul mare al buteliilor de transport pentru depozitare și transport în stare comprimată;

utilaje complicate pentru păstrarea sub formă lichidă, dată fiind densitatea mică a hidrogenului (0,09 g/m3);

fragilizarea oțelurilor din butelii și conducte, în anumite condiții de presiune și temperatură;

pericolul mărit de explozie, date fiind limitele largi de aprindere și temperatură joasă de aprindere a hidrogenului (4500C ).

Succesul trecerii la o economie bazată pe hidrogen se poate asigura prin includerea costurilor ecologice în cele generate de obținerea energiei din combustibilii fosili și desființarea nenumăratelor subvenții alocate acestora. La acestea se mai adaugă și rezolvarea treptată a celorlalte impedimente menționate și, bineînțeles, găsirea altor tehnologii de obținere a hidrogenului, care să nu mai necesite utilizarea combustibililor fosili poluanți (ex. energia solară, eoliană etc.).

Astăzi, se realizează celulele de combustie cu hidrogen pentru a înlocui motorul cu ardere internă de la autovehicule, pentru a asigura electricitate în clădirile comerciale și de locuit și pentru alimentarea cu curent electric a unor aparate mici, precum celularele și calculatoarele.

Motorul cu hidrogen ar fi ideal și ar putea fi un motor cu explozie ameliorată, cum sunt motoarele rotative cu carburant clasic, sau un motor electric alimentat cu pila de combustie cu hidrogen. Totuși, producerea hidrogenului este o mare problemă, îndeosebi economică, deoarece cheltuielile pentru obținerea hidrogenului prin electroliza apei sunt mai mari decât valoarea energetică a hidrogenului produs. În plus, energia consumată este obținută tot din combustibili fosili poluanți.

Capitolul 2 – Calitatea energiei electrice

Atât mari cât și mici utilizatori de energie electrică devin preocupați de calitatea energie electrice. Termenul calitatea energiei electrice a devenit, încă din ani 1980, foarte utilizat în industria producătoare de energie electrică. Este un concept amplu care include o varietate de perturbații ale sistemului energiei electrice. Inginerii încearcă sa rezolve aceste perturbații folosind un sistem de probleme și nu ca o problemă individuală.

Există patru motive principale pentru această preocupare crescută:

O nouă generație de echipamente de încărcare, cu microprocesoare de control și echipamente electronice, care sunt mai sensibile la fluctuațiile energiei electrice decât vechile echipamente folosite în trecut.

A crescut tendința generală asupra eficienței sistemului de energie electrică astfel au fost create aplicații și diferite dispozitive pentru a corecta și reduce pierderile de energie.

Utilizatorii finali sunt conștienți de problemele calități energiei electrice. Utilizatori devin din ce în ce mai bine informați despre astfel de probleme precum întreruperile de energie electrică și îndeamnă autoritațile competente să îmbunătățească calitatea energiei electrice.

Multe lucruri sunt acum interconcetate print-o rețea. Procesele interconectate înseamnă că atunci când există o avarie a unei componente există mult mai multe consecințe.

Punctul de legătură al motivelor de creștere a grijei pentru calitatea energiei electrice este că în continuare se caută mărirea producției de energie electrică pentru toți consumatorii. Producătorii doresc mașinării mai rapide, mai productive, cât mai eficiente. Echipamentul instalat pentru a crește productivitatea este adesea echipamentul care suferă cel mai mult din cauza întreruperii energiei electrice. Echipamentul este uneori sursă pentru probleme adiționale ale calități energiei electrice. Atunci când întregi procese sunt automate, operarea eficientă a mașinăriilor depind de calitatea energiei electrice.

Pentru a defini termenul de calitate a energiei electrice există multe definiții, depinzând de punctul de referință al fiecăruia. Unii pot defini calitatea energiei electrice ca fiabilitate și vor demonstra prin statistici precum că sistemul este 99.98 % sigur. Alții pot defini calitatea energiei electrice ca o caracteristică a sistemului care permit echipamentelor sa funcționeze cum trebuie. Aceste caracterstici pot fi diferite pentru diferite criterii.

Calitatea energiei electrice este în cele din urmă o problemă a consumatorului, punctul de referință al consumatorului are prioritate.

Motivul principal pentru care ne intersează calitate energiei electrice este datorită valorii economice. Există un impact economic asupra utilităților..

Calitatea energiei electrice poate avea un impact economic direct asupra consumatorilor industriali. Se dorește a revitaliza industria folosind echipament modern. Ceea ce înseamnă că echipamentul va fi controlat electronic, energetic eficient care este mult mai sensibil la fluctuațiile de voltaj.

Distribuitorii de energie electrică sunt preocupați de problema calități energie electrice. Pentru a face față așteptărilor clienților și a le păstra acestora încrederea sunt lucrui importante care motivează. Utilizatorii au devenit mai conștienți și mai bine informați asupra impactului pe care diferite perturbații electromagnetice (aleatoare, semipermanente sau permanente) îl au asupra echipamentelor electrice și a proceselor tehnologice (inclusiv asupra calității produsului finit) și, ca urmare, cer furnizorilor să le ofere energie electrică la parametrii de calitate contractați. Chiar dacă societatea de energie electrică nu reduce numărul evenimentelor, trebuie să le cuantifice într-un mod sau altul. Energia electrică este privită ca un produs având anumite caracteristici, care trebuie măsurate, garantate, îmbunătățite etc. În zilele noastre odată cu liberalizarea pieței energie electrice și competiția dintre distribuitorii de energie electrică calitatea energiei electrice este un subiect foarte important. Pierderea unui client are un impact economic important un distribuitor de energie eletrică.

Pe lângă partea economică a problemei asupra micilor cât și marilor consumatori de energie electrică, există numeroase și intangibile costuri asociate cu calitatea energiei electrice. Cosumatori rezidențiali în mod normal nu suferă direct financiar datorită calități energiei electrice, dar pot avea probleme atunci când distribuitorul oferă servicii slabe. Utilizarea computerelor în locuințe a crescut considerabil în ultimi ani, acum multe tranzacti sunt efectuate pe internet. Utilizatori devin sensibili la întreruperile energiei electrice care are baza în această tehnologie. Numărul mare de reclamații necesită din partea distribuitorilor un număr mare de personal pentru a le rezolva. Mai nou grupurile de interes public intervin des pentru a rezolva problema ceea ce rezultă pentru distribuitori costuri suplimentare pentru avocați, consultanți, studii și intervenții. Toate acestea nu sunt datorită calități energiei electrice, dar reputația distribuitorilor are de suferit deoarece serviciile de calitate inferioară nu le ajută să își îmbunătățească portofoliul de clienți.

Deregularizarea pieței de energie a condus la o creștere a cerințelor utilizatorilor conectați la diverse sisteme de distribuție. Ca urmare, o atenție deosebită se acordă calității serviciilor furnizate acestora.

Calitatea energiei electrice, spre deosebire de alte sectoare de activitate, depinde nu numai de furnizor, ci și de toți utilizatorii conectați la aceeași rețea de alimentare; unii dintre aceștia pot determina influențe perturbatoare în rețeaua furnizorului, care să afecteze funcționarea altor utilizatori conectați la aceeași rețea; în consecință, utilizatorii care contribuie la alterarea calității energiei electrice peste valorile admise, trebuie să adopte măsuri pentru încadrarea perturbațiilor produse în limitele alocate sau să accepte posibilitatea deconectării lor (Fig. 2.1).

Este firească necesitatea definirii unor indicatori de calitate pentru energia electrică și niveluri de compatibilitate, pe baza cărora să se poată elabora recomandări internaționale și naționale. Un număr semnificativ de societăți utilizează sisteme de monitorizare extinse a sistemelor lor de distribuție pentru a aprecia nivelul calității serviciului furnizat.

Fig. 2.1. Corelația furnizor – utilizator

Societățile de energie electrică utilizează o gamǎ largǎ de indicatori standardizați pentru a evalua calitatea sistemului de alimentare cu energie electrică, pe care trebuie sǎ-i raporteze la reglementările existente. În cele mai multe cazuri, indicatorii sunt stabiliți în funcție de tipul utilizatorilor afectați sau de numărul utilizatorilor alimentați.

2.1. Continuitatea alimentării

Continuitatea alimentării cu energie electrică a utilizatorilor rezultǎ din comportarea întregului sistem energetic, care trebuie sǎ asigure cererea utilizatorului și un răspuns corespunzător la procesele dinamice care apar când sistemul trece de la o stare la alta. Indicatorii sistemului pot fi deduși folosind datele de la utilizator și date privind sarcina, colectate de companiile de energie electrică. Indicatorii sunt definiți în Trial Use Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, Working Group on System Design, 2003.

Frecvența medie de întrerupere la nivel de sistem SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) ca raport între numărul total al utilizatorilor, întrerupți la fiecare dintre întreruperile s de lungă durată și numărul total al utilizatorilor conectați în sistemul analizat;

în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n – numărul total de întreruperi, Nt – numărul total al utilizatorilor deserviți;

Durata medie de întrerupere la nivel de sistem SAIDI (System Average Interruption Duration Index) ca raport între durata totală a întreruperilor la toți utilizatorii întrerupți și numărul total al utilizatorilor conectați în sistemul analizat în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n – numărul total de întreruperi, Nt – numărul total al utilizatorilor deserviți, Ds – durata de întrerupere a utilizatorilor (minute) la întreruperea s;

Durata medie de întrerupere la nivelul utilizatorului întrerupt CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) ca raport între durata totală a întreruperilor la toți utilizatorii întrerupți și numărul total al utilizatorilor, întrerupți la fiecare dintre întreruperile de lungă durată în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n – numărul total de întreruperi, Ds – durata de întrerupere a utilizatorilor (minute) la întreruperea s;

Frecvența medie de întrerupere la nivel de sistem ASIFI (Average System Interruption Frequency Index) ca raport între puterea aparentă totală întreruptă și puterea total St în funcțiune (conectată, instalată) în sistemul analizat în care Ss este puterea întreruptă la întreruperea s, n – numărul total de întreruperi;

Frecvența medie de întrerupere la nivelul utilizatorului întrerupt CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) ca raport între numărul total al utilizatorilor, întrerupți la fiecare dintre întreruperile de lungă durată și numărul total Nca al utilizatorilor afectați de una sau mai multe întreruperi în perioada analizată în care Ns este numărul utilizatorilor întrerupți peste 3 minute în întreruperea s, n – numărul total de întreruperi. Un utilizator afectat de mai multe întreruperi se numără o singură dată în calculul acestui indicator.

Durata medie de întrerupere la nivel de sistem ASIDI (Average System Interruption Duration Index) ca raport între energia nelivrată pe durata tuturor întreruperilor și numărul total Nt al utilizatorilor deserviți în sistemul analizat în care Ss este puterea întreruptă la întreruperea s, n – numărul total de întreruperi, Ds – durata de întrerupere a utilizatorilor (minute) la întreruperea s.

Frecvența medie a întreruperilor momentane (de scurtă durată) MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) ca raport între numărul total al utilizatorilor întrerupți pe durate scurte și numărul total Nt al utilizatorilor deserviți în sistemul analizat în care M este numărul total al incidentelor de scurtă durată, Nm – numărul utilizatorilor întrerupți pe durate scurte (sub 3 minute), la fiecare întrerupere m.

Indicatorii SAIFI și SAIDI caracterizează numărul și durata medie a unei întreruperi de durată la care se poate aștepta un utilizator.

Indicatorii CAIFI și CAIDI sunt similari, dar sunt normalizați în raport cu utilizatorii care au suferit real o întrerupere.

SAIFI și SAIDI, numeric diferite de CAIFI și CAIDI, permit ridicarea problemelor de la nivel de medie zonală la nivelul întregului sistem.

MAIFI este similar cu SAIFI dar sunt numărate numai întreruperile de scurtă durată. De regulă, MAIFI este aproximativ de același ordin de mărime sau mai mare decât SAIFI.

Între indicatorii de calitate, din punct de vedere al întreruperilor de scurtă și lungă durată, utilizați în Europa și cei recomandați de IEEE există o serie de corelări. Astfel indicatorul de disponibilitate medie a serviciului ASAI poate fi corelat cu indicatorul SAIDI

Energia medie nelivrată (AENS- Average Energy Not Supplied),

2.2. Daune datorate întreruperilor în alimentarea cu energie electrică

Nivelurile de siguranță în alimentare sunt interdependente de costuri, deoarece este necesară o investiție mare pentru a asigura o continuitate în alimentare crescută sau chiar și pentru a menține continuitatea alimentării la un nivel acceptabil conform Voltage Sags in Three-Phase Systems și a Testing and measurement techniques, Section 30: Power Quality Measurement Methods. Acest concept este prezentat în figura 2.2, în care se evidențiază variația continuității în alimentare, funcție de costul investiției. De aceea, este necesar a observa legătura de interdependență între continuitatea în alimentare și cost, ceea ce conduce la necesitatea de a trata cele două aspecte împreună pentru a realiza studii de cost-beneficiu precum în An Assessment of Distribution System Power Quality, vol. 2: Statistical Summary Report..

Fig. 2.2. Costul crescător al continuității în alimentare

Alături de investiția necesară pentru a atinge un anumit nivel de siguranță în alimentare este necesar să fie considerat și costul întreruperilor. Considerarea completă a siguranței, din punct de vedere economic, include două aspecte

costul siguranței în alimentare;

profitul rezultat din asigurarea siguranței în alimentare. „

Costul siguranței în alimentare se referă la investițiile necesare pentru a se atinge un anumit nivel de siguranță în alimentare, iar profitul rezultat din asigurarea siguranței în alimentare este beneficiul monetar obținut de către utilizatorul sau furnizorul ce a făcut respectiva investiție. Deși prima mărime este ușor de determinat, cea de a doua este mult mai problematică, deoarece câteva costuri sunt cuantificabile în termeni de costuri actuale, în timp ce altele sunt dependente de diferiți factori calitativi. Din cele prezentate se poate obține relația din figura 2.3, din care poate fi dedus nivelul optim al siguranței conform cărții Probleme moderne de măsurare în electroenergetică. Date despre costul întreruperilor înregistrate la un anumit utilizator pot fi utilizate pentru a realiza funcții de daune la acesta; acestea reprezintă variația costului daunelor suferite de un utilizator datorită unei întreruperi, în funcție de durata întreruperii.

Fig. 2.3. Costul total al siguranței în alimentare

Calculul energiei nelivrate (Expected energy not supplied – EENS) și costul întreruperii alimentării (Expected cost – ECOST) într-un sistem de distribuție necesită cunoașterea tipului utilizatorului și costul asociat fiecărui tip de utilizator, a puterii medii a fiecărui utilizator, precum și frecvența întreruperilor, timpul de restabilire a alimentării etc. Pentru calculul indicatorilor EENSp și ECOSTp, pentru un anumit punct p de conectare al unui utilizator, se folosesc: frecvența anuală a întreruperilor pentru acel punct, λp, timpul de restabilire a alimentării, rp, precum și frecvența de indisponibilitate, Up. Pe baza tipului de restabilire, rp, a alimentării pentru un anumit punct de conectare, p, este obținut costul, cp, pe baza funcțiilor de variație a daunelor pentru tipul de utilizator analizat,

unde Smed,p este sarcina medie conectată în punctul p.

Fig. 2.4. Costul daunelor datorate întreruperilor suferite de diferite clase de utilizatori

Pentru calculul indicatorilor EENSsistem și ECOSTsistem la nivelul sistemului, se folosesc indicatorii SAIFI și CAIDI. Pe baza funcției de variație a daunelor, funcție de durata întreruperilor, pentru un anumit tip de sector al utilizatorilor, se poate determina și funcția de variație a daunelor pentru o anumită zonă de circuit,

1.2. Calitatea tensiunii

1.2.1. Indicatori privind variații lente de tensiune

Amplitudinea tensiunii de alimentare poate avea variații lente, datorate în special căderilor de tensiune pe linii și în transformatoare, determinate de variația sarcinii electrice a utilizatorilor. Variațiile de tensiune pot fi determinate și de modificări ale configurației schemei electrice de funcționare a rețelei, precum și de modificări ale regimului surselor de putere reactivă conform cărți Power Quality Assessment.

Variațiile lente de tensiune pot fi caracterizate prin abaterea relativă a tensiunii U într-un anumit punct al rețelei și la un moment dat, față de tensiunea nominală:

în care Us este tensiunea de linie a rețelei electrice, într-un anumit punct și la un moment dat (tensiune de serviciu), iar UN – tensiunea nominală.

Limitele admisibile de variație sunt dependente de nivelul de tensiune la care este alimentat un utilizator. Conform normelor actuale, abaterile relative ale tensiunilor într-un nod al rețelei, pentru rețelele având tensiunile nominale sub 220 kV, nu trebuie să depășească 10%; pentru tensiuni nominale de 220 kV, abaterile relative de tensiune nu se standardizează, dar în România sunt stabilite tot 10%. Condițiile tehnice de dimensionare a echipamentelor conectate la nivelul de tensiune de 400 kV precizează însă un interval de (380…420) kV, în care trebuie să se încadreze tensiunea reală, ceea ce corespunde la o abatere admisă de maxim 5%.

Prin prelucrare statistică a rezultatelor este posibilă obținerea unor indicatori statistici a variației de tensiune pe perioade reprezentative de timp (oră, schimb de lucru, zi etc.). Cunoașterea parametrilor statistici ai tensiunii într-un nod al rețelei permite caracterizarea completă a calității tensiunii, în acest nod și, în consecință, alegerea corectă a parametrilor instalațiilor de reglaj a tensiunii (ploturi transformatoare, controlul puterii reactive).

2.2.2. Indicatori privind golurile de tensiune

Un gol de tensiune, ΔUg este definit ca o reducere a valorii efective a tensiunii între 0,1 și 0,95 din valoarea contractatǎ, Uc, pentru o duratǎ mai mare de o jumătate de perioadă și mai micǎ decât un minut. Cele mai multe goluri de tensiune sunt datorate scurtcircuitelor în rețelele electrice, dar pornirea motoarelor asincrone determină, de asemenea, un gol de tensiune. Chiar dacă durata lor este mică, aceste evenimente pot ridica probleme serioase pentru o gamǎ largǎ de echipamente. Echipamentele pentru controlul proceselor, calculatoarele personale și dispozitivele pentru reglarea vitezei sunt cunoscute pentru sensibilitatea lor la aceste fenomene conform Understanding power quality problems: voltage sags and interruptions.

2.2.3. Fluctuații de tensiune (efect de flicker)

Variațiile (fluctuații) de tensiune pe barele de alimentare determină efect de flicker, evaluat prin jena fiziologică asupra ochiului uman, la variația fluxului luminos al lămpilor electrice conform RENEL prin Normativ privind combaterea efectului de flicker în rețelele de distribuție.

Pentru caracterizarea efectului de flicker, se definesc următorii indicatori de calitate:

Indicator de flicker instantaneu, P, este evaluat pe baza variațiilor de tensiune pe barele de alimentare.

Valoarea P = 1 corespunde pragului convențional de iritabilitate și se determină din curba de iritabilitate, indicată în figura 1.11, pentru variații dreptunghiu¬lare de tensiune.

Curba de iritabilitate, indicată în figura 2.5, este denumită și curba limită a nivelului de flicker, în cazul fluctuațiilor de tensiune conform studiului A Matlab-Simulink Flickermeter Model for Power Quality Studies. Zona de sub curbă este zona fără flicker; zona de deasupra curbei este zona cu flicker.

Fig. 2.5. Curba de iritabilitate (Pst = 1)

Indicatorul de timp scurt Pst (short – term) rezultă pe baza unei prelucrări statistice a nivelurilor instantanee, P, pe un interval determinat de timp (în mod obișnuit 10 minute). Nivelurile instantanee stabilite, de exemplu, la fiecare 15s, sunt utilizate pentru construcția unei curbe de probabilitate cumulată care permite determinarea probabilității de depășire a unei anumite valori.

Informațiile obținute din curba de probabilitate cumulată, pe intervalul de observare (de obicei 10 minute), permit calculul indicatorului Pst din relația:

în care valorile procentuale P0,1, P1, P3, P10 și P50 reprezintă niveluri ale flickerului depășite în 0,1; 1; 3; 10 și 50% din timp, pe intervalul de observație.

Indicele s, din relația Pst arată că trebuie utilizate valorile netezite. Aceste valori se obțin din relațiile:

Constanta de timp de 0,3 s a memoriei flickermetrului asigură ca P0,1 să nu se modifice într-un mod brusc și deci, nu este necesară netezirea pentru această valoare.

Indicatorul de flicker pe timp lung Plt (long – term) (de regulă 2 ore) este definit de relația

în care Pstj sunt cele 12 valori succesive ale indicatorului de timp scurt, determinate pe intervalul de urmărire de 2 ore.

Pentru nivelul tensiunilor joase, în orice interval de timp de o săptămână, indicatorul de flicker pe termen lung trebuie să îndeplinească condiția Plt ≤ 1 pentru 95% din timp. Pentru nivelul tensiunilor medii este impusă aceeași condiție.

Pentru limitarea efectului de flicker se preconizează soluții, cum ar fi: mări¬rea curentului electric de scurtcircuit al rețelei în punctul comun de cuplare, prevederea unor surse statice de compensare în timp real a puterii reactive.

3. Analiza calității energiei electrice

3.1. Prezentarea companiei

Povestea modernă a companiei Petrom a pornit în 1997. Până atunci însă, o lungă istorie, începută în urmă cu 150 de ani, a dus la forma actuală a celei mai mari și de succes companii românești.

Cel mai mare producător de petrol și gaze din Sud-Estul Europei, principalele activități ale companiei sunt:

Explorare și Producție – Upstream;

Gaze Naturale și Energie – Downstream Gas;

Rafinare și Marketing – Downstream Oil.

Petrom are o importanță deosebită pentru România: investește un milliard de euro anual în dezvoltarea sectorului energetic, atrage investiții străine în țară și transmite un mesaj inspirațional, care vorbește despre leadership și performanță, valori prin care Petrom crede că România poate progresa.

Pe 15 septembrie 1997, se inființa printr-o Ordonanță de Urgență Societatea Națională a Petrolului Petrom SA, o societate integrată care avea în structura ei servicii de explorare, producție, rafinare, transport și distribuție. Nou înființată societate a preluat atunci și alte structuri de stat, cum ar fi: cele doua mari rafinării Petrobrazi Ploiești și Arpechim Pitești și toată rețeaua de distribuție Peco.

În 1998 a fost organizat un concurs de idei pentru identitatea vizuala a stațiilor Petrom. Atunci, stațiile de distribuție aveau nevoie de o față nouă, modernă, dar care, în același timp, să păstreze legătura cu tradiția. A apărut logo-ul Petrom, care include și astăzi lupul dacic și culorile tricolorului. În felul acesta a luat formă unul dintre cele mai de succes branduri românești (fig. 2.1):

Fig 2.1. Logo-ul Petrom

În 2004, Petrom a fost privatizat. OMV a preluat compania și a început un proces masiv de restructurare și modernizare. Scopul a fost și este eficientizarea. S-a triat tot ce nu era core business (la momentul respectiv Petrom avea și alte activități în afara domeniului energetic) și a rămas cu principalele domenii de activitate: Explorare și Producție, Gaze Naturale și Energie, Rafinare și Marketing.

Odată cu privatizarea a avut loc o schimbare masivă și la nivelul angajaților: a fost început un program de restructurare a resurselor umane. Pentru angajații care au rămas fără loc de muncă au fost create Centre de Tranziție, unde aceștia puteau avea acces la cursuri de recalificare, reintegrare în piața muncii sau consiliere pentru deschiderea unei afaceri pe cont propriu. Proiectul s-a derulat cu succes în perioada 2006-2010: peste 11.000 dintre angajații disponibilizați au optat pentru serviciile de consiliere ale centrelor, iar pentru circa 84% dintre participanți au fost identificate soluții pentru repoziționarea pe piața muncii.

Petrom are două direcții de comunicare: retail și corporate.

Dimensiunea de retail include vânzarea de produse și servicii care se duc direct către client, în stațiile de benzină, dar și business to business, către alte companii mai mici.

Dimensiunea corporate a început odată cu privatizarea, în 2004, și vorbește despre valori, principii și modul în care Petrom face business. În zona de corporate intră toate diviziile din cadrul companiei, dar și partea de responsabilitate sociala și sponsorship-ul.

Petrom comunică un mesaj inspirațional într-o Românie care are nevoie de valori, de bun-simt și principii. Petrom crede că numai așa lucrurile se pot schimba pe termen lung.

În 2005 este înfințată OMV PETROM WIND POWER SRL cu scopul de a producere energie electrică din surse regenerabile.

Din 2007, Petrom a integrat în strategia sa de business principiile responsabilității corporatiste. De atunci, compania a alocat peste 30 de milioane de Euro pentru dezvoltarea comunităților din România și a susținut domenii precum protecția mediului, educație, sănătate și dezvoltare locală.

Pe platforma, Țara lui Andrei, Petrom concentrează efoturile de investiție în comunitate prin care își propune să genereze valoare economică și socială prin promovarea și susținerea spiritului antreprenorial, fie prin finanțări directe sau transfer de expertiză.

Standardele de etică și codul de conduită reglementează toate relațiile de afaceri, iar dialogul și implicarea părților interesate sunt parte integrantă a practicii comune de business.

Se începe construcția Parcului eolian Dorobanțu în a doua jumătate a anului 2010 și a fost finalizată în iulie 2011. Valoarea totală a investiției s-a ridicat la aproximativ 90 milioane euro.

Începând cu anul 2013, Petrom raportează respectând direcțiile Global Reporting Initiative în cadrul raportului anual de sustenabilitate.

Din 2012, Petrom a adoptat conceptul grupului OMV pentru un business responsabil – Resourcefulness care se concentrează pe managementul apei și al CO2, siguranța resurselor de energie pentru viitor, educație locală și soluții de dezvoltare pe termen lung.

La sfârșitul anului 2014, compania OMV Petrom, acoperă aproximativ 40% din producția de țiței, gaze, carburanți și energie regenerabilă a României și continuă activitățile de explorare de resurse onshore și offshore, pe lângă mărirea numărului de parcuri eoliene, pentru a ne asigura că nevoile viitoare de energie vor fi acoperite.

Procesul ulterior privatizării a presupus un efort uriaș în ceea ce privește investițiile, care au însumat mai mult de 11 mld. Euro (fig. 2.2). Numai în anul 2014, s-au investit aproximativ 1,4 mld. euro, cel mai mare nivel al investițiilor din ultimii 6 ani, menținându-ne în același timp poziția financiară puternică, încheind anul cu o structură a capitalului aproape neîndatorată. Cea mai mare parte a investițiilor a fost direcționată către segmentul Explorare & Producție, incluzând atât activitatea de explorare onshore, cât și cea offshore, pentru care s-a alocat cel mai mare buget de la privatizare.

Fig. 2.2. Investiții milioane lei perioada 2010 – 2014

Diversificarea portofoliul de afaceri a dus la intrarea pe piața energiei electrice. Investițiile OMV Petrom în programul de modernizare a rafinăriei Petrobrazi, precum și în proiectul de la Brazi, prima centrală electrică privată de tip greenfield din România.

În a doua jumătate a anului 2014, mediul macroeconomic a fost marcat de scăderea rapidă a prețului țițeiului care a reflectat tendința de creștere a producției la nivel global, ce a depășit ritmul de creștere al cererii. De la valoarea maximă atinsă în luna iulie, prețul țițeiului s-a înjumătățit până la finele anului, determinând o schimbare a orientării, la nivel de industrie, către eficiență operațională și organizatorică.

Marjele de rafinare s-au îmbunătățit semnificativ în a doua jumătate a anului, în timp ce piața gazelor naturale și cea a energiei electrice au înregistrat un nivel scăzut în 2014. În ultimii ani, piețele europene ale gazelor și energiei electrice au fost caracterizate de schimbări structurale precum extinderea subvenționată a capacităților de producție a electricității din surse regenerabile și utilizarea intensă a centralelor pe cărbune, care au avut un impact negativ asupra cererii de gaze, precum și asupra mediului în care operează centralele electrice pe gaze. Evoluția prețurilor CO2, împreună cu interesul crescut pentru eficiență energetică și o perioadă continuă fără o creștere economică semnificativă, au accentuat presiunea asupra cererii de energie electrică și asupra prețurilor.

În România, pe parcursul anului, stabilitatea macroeconomică a continuat să se îmbunătățească, în timp ce nevoile de finanțare ale deficitului bugetar și de cont curent au scăzut și mai mult. Economia a înregistrat o creștere anuală estimată de 2,9%, ajutată de revigorarea consumului privat intern și de creșterea susținută a producției industriale. Cu toate acestea, investițiile în economie au continuat să scadă în 2014, atât în sectorul public, cât și în cel privat. În acest context, compania OMV Petrom a atins o serie de obiective importante pe partea operațională.

Ca urmare a inițiativelor de eficiență energetică și a optimizării rețelelor de conducte de gaze, s-au realizat progrese notabile și în ceea ce privește scăderea indicelui intensității de carbon, înregistrând o reducere de 4,7% în 2014 comparativ cu 2013. În ultimii zece ani, OMV Petrom a redus arderea și ventilarea hidrocarburilor în segmentul Explorare & Producție (upstream) cu aproximativ 20%.

Segmentul Explorare și Producție – Upstream

S-a stabilizat producția de hidrocarburi la 65 mil. bep (fig. 2.3). În România, OMV Petrom a înregistrat a doua creștere marginală anuală a producției de la privatizare, iar la nivelul Grupului a compensat în mare măsură declinul natural. De asemenea, s-a implementat inițiativa strategică pe termen mediu de continuare a explorării perimetrului de mare adâncime Neptun și s-au săpat două sonde noi, Domino-2, finalizată în T4/14, și Pelican South-1, ale cărei operațiuni de foraj au început în octombrie. Rezultatele împreună cu datele obținute din sondele de explorare suplimentare vor fi folosite pentru evaluarea potențialului consolidat al perimetrului.

Fig. 2.3. Producția totală (mil.bep)

Segmentul Gaze Naturale si Energie – Downstream Gas

Rezultatul anului 2014 a fost marcat de cererea scăzută de gaze și prețuri stabile, dar mici la electricitate. Volumul vânzărilor OMV Petrom a scăzut cu 9%, reflectând iarna mai blândă și consumul mai redus față de 2013 al centralelor de cogenerare (incluzând centrala electrică Brazi). Contribuția segmentului de energie a fost mică, rezultat al marjelor medii negative determinate de prețurile mai mari ale gazelor.

Segmentul Rafinare și Marketing – Downstream Oil

S-a finalizat programul de modernizare a rafinăriei Petrobrazi și s-a înregistrat o creșterea planificată de 5 USD/bbl a indicatorului marjă de rafinare comparativ cu perioada anterioară modernizării, contribuind astfel la un rezultat bun la sfârșitul anului și la consolidarea valorii integrate a companiei. În activitatea de marketing, volumul vânzărilor cu amănuntul a fost ușor mai mic, iar volumul total al vânzărilor din marketing a scăzut cu 7%. După mulți ani de dificultăți, segmentul Rafinare și Marketing a înregistrat un rezultat operațional foarte bun, ambele activități contribuind pozitiv, în pofida condițiilor de piață dificile.

2.2. Modul de organizare

Din punct de vedere structural, compania OMV Petrom este organizată după o structură clasică, pe funcțiuni împărțită în 5 divizii (fig. 2.4).

Fig. 2.4. Organigrama OMV Petrom structura generală

2.2.1. Membrii Directoratului

Directoratul este ales de către Consiliul de Supraveghere și are în componență cinci membri

Este entitatea care conduce activitatea curentă a companiei și monitorizează activitatea companiilor din Grupul OMV Petrom, în conformitate cu prevederile legale, cu Actul Constitutiv al societății, cu regulamentele și procedurile interne, precum și cu hotărârile Consiliului de Supraveghere și ale Adunării Generale a Acționarilor.

Pe 24 martie, 2015, Consiliul de Supraveghere a numit următorii membri ai Directoratului pentru o perioada de patru ani, începând cu 17 aprilie 2015, până la 17 aprilie 2019:

Mariana Gheorghe (Director General Executiv și Președinte al Directoratului Fig.2.5);

Fig.2.5. Divizia CEO

Andreas Matje (Director Financiar și Membru al Directoratului Fig.2.6);

Fig. 2.6. Divizia CFO

Gabriel Selischi (Membru al Directoratului responsabil cu activitatea Upstream);

Fig. 2.7. Divizia Upstream

Neil Anthony Morgan (Membru al Directoratului responsabil cu activitatea Downstream oil Fig 2.8);

Fig. 2.8. Downstrea oil

Lăcrămioara Diaconu-Pințea (Membru al Directoratului responsabil cu activitatea Downstream gas Fig. 2.9).

Fig. 2.9. Downstream gas

2.2.2. Membrii Consiliului de Supraveghere

Consiliul de Supraveghere reprezintă interesele companiei și ale acționarilor acesteia și este responsabil cu managementul general al companiei. Consiliul de Supraveghere al OMV Petrom este compus din nouă membri, aleși pentru un mandat de patru ani, începând din 28 aprilie 2013 până în 28 aprilie 2017, după cum urmează:

Gerhard Roiss – Președinte;

David C. Davies – Președinte adjunct;

Manfred Leitner – Membru al Directoratului OMV, responsabil cu activitatea de Downstream;

Johann Pleininger – Vicepreședinte Senior pentru Regiunea Europeană Centrală și de Est și Marea Neagră în cadrul OMV;

Christoph Trentini – membru interimar – Vicepreședinte Senior și Group Controller al OMV;

George Băeșu – Președinte al Autorității Naționale pentru Restituirea Proprietăților;

Lucian-Dan Vlădescu – Membru;

Joseph Bernhard Mark Mobius – Președinte Executiv al Templeton Asset Management Ltd.;

Riccardo Puliti – Director General BERD, responsabil cu sectorul energetic și al resurselor naturale.

2.2.3. Acțiuni OMV Petrom

La sfârșitul anului 2014, OMV Petrom S.A. avea următoarea structură a acționariatului (fig. 2.10): 51,01% – OMV Aktiengesellschaft, 20,64% – statul român, 18,99% – Fondul Proprietatea. Cota rămasă se tranzacționează liber la categoria I a Bursei de Valori București (BVB). Aproximativ 500 de persoane juridice, atât din România, cât și din străinătate, dețineau aproximativ 7,5% din acțiunile tranzacționate liber, procentul rămas (1,8%) fiind deținut de peste 460.000 de persoane fizice.

Fig. 2.10. Structura acționariatului

În anul 2014, prețul acțiunii OMV Petrom (Fig. 2.11) a înregistrat o tendință de creștere până la sfârșitul lunii august, când a fost atins nivelul maxim de 0,49 lei. După această dată, ca urmare a presiunii prețului petrolului, acțiunile au început să scadă și au înregistrat nivelul minim al anului de 0,37 lei/acțiune la mijlocul lunii decembrie. Per ansamblu, prețul acțiunii OMV Petrom a scăzut cu 13,2% în 2014.

Fig. 2.11. Acțiunile OMV Petrom – în cifre

Capitalizarea bursieră a OMV Petrom la sfârșitul anului 2014 a fost de 23,1 mld. lei (5,2 mld. euro) și a reprezentat 17,8% din capitalizarea bursieră totală a companiilor listate la BVB. La nivel de piața, indicele BET (cele mai tranzacționate zece companii listate la BVB) a avansat cu 9,1%, indicele sectorial BET-NG (companiile al căror domeniu de activitate principal este asociat sectorului energetic și de utilități) a crescut cu 5,7%, iar indicele BET-BK (proiectat ca indice de referință pentru managerii de active și investitorii instituționali) a înregistrat o creștere de 3,7% în aceeași perioadă (fig. 1.12).

Fig. 2.12. Evoluția acțiunilor OMV Petrom și a indicelui BET

Pe piețele financiare internaționale, indicii europeni și americani au înregistrat o ușoară creștere comparativ cu anul trecut (DAX +3%, FTSE Eurotop 100 +3%, Dow Jones + 8%), în timp ce Indicele Global al Energiei FTSE (FTSE Global Energy Index), care cuprinde cele mai mari companii de gaze și țiței din lume, a înregistrat o scădere de 13%.

2.3. Segmentele de activitate

2.3.1. Explorare și Producție – Upstream

Având două rafinării, Arpechim și Petrobrazi, Petrom este cel mai mare operator de prelucrare țiței din România, deținând o capacitate de rafinare de 8 milioane de tone pe an. Ambele rafinării sunt conectate la o infrastructură de conducte vastă, care permite atât transportul țițeiului indigen de la schelele Petrom, cât și al celui importat prin terminalul maritim Constanța, de la Marea Neagră.

Rafinăriile Petrom sunt retehnologizate constant. Pentru a face față cererii crescânde de produse petroliere, rafinăriile Petrom vor crește eficiența, producția și calitatea produselor fabricate.

În anul 2009, produsele fabricate de cele două rafinării au fost aduse la nivelul standardelor UE de mediu și calitate, prin implementarea unor procese de modernizare vaste și durabile. Începând cu 2009, ambele rafinării produc carburanți Euro 5.

2014 a fost al doilea an consecutiv după privatizare în care s-a înregistrat o creștere marginală a producției în România, rezultatele pozitive obținute fiind datorate inițiativelor de optimizare a producției, care au compensat cu succes declinul natural al unor zăcăminte-cheie. Producția la nivel de Grup a înregistrat o ușoară scădere până la 180,3 mii bep/zi, fiind afectată de scăderea producției în Kazahstan. Indicatorul LTIR (Lost Time Injury Rate (Frecvența medie a incidentelor cu una sau mai multe zile lucrătoare pierdutefață de timpul de lucru prestat) în segmentul E&P s-a îmbunătățit, ajungând la 0,40, comparativ cu 0,48 în 2013, cea mai mică valoare atinsă după privatizare, sub obiectivul stabilit și valoarea de referință la nivel internațional.

În anul 2014, OMV Petrom a realizat cele mai mari investiții în activitatea de explorare de la privatizare. Având în vedere că activitatea de explorare reprezintă o prioritate pentru OMV Petrom, campanii intensive de foraj onshore și offshore – atât în ape de mare adâncime, cât și în zona de mică adâncime – au fost executate în 2014, susținute de o acoperire cu seismică 3D a suprafeței de explorare de 76% (media ponderată pentru perimetrele onshore și offshore).

Rezervele dovedite de țiței și gaze din portofoliul Grupului OMV Petrom erau de aproximativ 690 mil. bep la sfârșitul anului.

EBIT-ul (Earnings Before Interest and Taxes (Profit înainte de plata dobânzilor și impozitelor fig. 2.13) excluzând elementele speciale al segmentului E&P a scăzut cu 16% față de 2013, ajungând la valoarea de 4.667 mil. lei, în principal din cauza vânzărilor mai mici de țiței și condensat și costurilor de producție mai mari, care au contrabalansat vânzările mai mari de gaze și efectele favorabile ale cursului de schimb. Prețul mediu al țițeiului la nivel de Grup a fost de 86,67 USD/bbl, cu 11% mai mic decât în 2013.

Fig. 2.13. Segmentul Explorare și Producție în cifre

Aspecte operaționale semnificative în 2014 România (Fig. 1.14). În septembrie 2014, licența de explorare pentru nouă perimetre, acoperind o suprafață de aproximativ 19.000 km2, a fost prelungită până în septembrie 2017, iar la un alt perimetru s-a renunțat. Toate cele nouă perimetre aflate în explorare fac obiectul unui singur Acord de concesiune pentru explorare, dezvoltare și producție.

OMV Petrom operează 239 de zăcăminte comerciale de țiței și gaze în România, din care a produs un volum mixt de 171,41 mii bep/zi în 2014 (2013: 171,36 mii bep/zi).

Fig. 2.13. Segmentul Explorare și Producție în cifre pentru România

2.3.2. Gaze și Energie – Downstream Gas

Contextul din piețele românești de gaze și energie electrică a fost plin de provocări în 2014, dar liberalizarea a continuat. În pofida scăderii de 9% a volumelor de gaze naturale comercializate, OMV Petrom a reușit să își mențină o poziție puternică pe piața locală, furnizând peste o treime din consumul estimat de gaze naturale al României în 2014.

Producția netă de energie electrică s-a înjumătățit față de 2013 din cauza marjelor medii negative, în timp ce perspectivele de piață pe termen lung revizuite au condus la o depreciere parțială a activelor de energie electrică. Accentul a fost pus pe consolidarea integrării centralei electrice de la Brazi în lanțul valoric al gazelor naturale din producția internă.

În segmentul Gaze și Energie, EBIT (Earnings Before Interest and Taxes (Profit înainte de plata dobânzilor și impozitelor fig. 1.14) excluzând elementele speciale a scăzut semnificativ la (63) mil. lei în 2014 comparativ cu 167 mil. lei în 2013, în mare parte din cauza contribuției negative a activității de energie electrică, cu marje medii negative determinate de prețurile mai mari ale gazelor generate de liberalizarea pieței gazelor naturale.

Fig. 2.14. Segmentul Gaze și Energie în cifre

În plus, contribuția activității de gaze a fost mai scăzută comparativ cu 2013, în principal din cauza volumelor mai mici de gaze vândute și a creșterii costurilor de depozitare (un nou tarif de transport și volume mai mari). EBIT-ul raportat de (818) mil. lei a reflectat elemente speciale în valoare de (755) mil. lei, determinate în principal de ajustarea de depreciere parțială a centralei electrice de la Brazi, cauzată de revizuirea perspectivei pe termen lung asupra pieței.

Energie electrică

Conform datelor preliminare publicate de Institutul Național de Statistică, producția brută de energie electrică a României a crescut cu aproape 9% față de 2013, la ~64 TWh, în timp ce consumul național de electricitate a rămas relativ constant. Balanța preliminară export-import a atins nivelul record de 7,2 TWh, susținută și de cuplarea regională a piețelor inițiată în luna noiembrie 2014. Conform datelor preliminare publicate de OPCOM, prețurile electricității pe Piața pentru Ziua Următoare în România au fost în medie 154 lei/MWh pentru energia electrică livrată în bandă și 187 lei/MWh pentru energia electrică livrată în orele de vârf în 2014.

În 2014, OMV Petrom a continuat să se concentreze pe atingerea excelenței operaționale în generarea de electricitate și pe maximizarea disponibilității centralelor sale.

În contextul mediilor negative ale marjelor din cursul anului, centrala electrică de la Brazi a generat o producție netă de electricitate de 1,2 TWh (2013: 2,7 TWh), acoperind ~2% din producția totală de electricitate a României în 2014 și ~6% din piața de echilibrare (2013: ~5% din producția de electricitate a României și ~9% din piața de echilibrare) conform datelor preliminare disponibile. Compania s-a concentrat pe consolidarea integrării centralei în lanțul valoric al gazelor din producție proprie, contribuind în același timp la stabilitatea sistemului energetic național. Disponibilitatea operațională a centralei în 2014 a atins 96%. Cu o disponibilitate netă de 97%, parcul eolian Dorobanțu a generat o producție netă de electricitate de 0,08 TWh în 2014, față de 0,10 TWh în 2013. Pentru energia electrică produsă și livrată consumatorilor, OMV Petrom Wind Power S.R.L. a primit ~133.000 de certificate verzi, din care jumătate vor deveni eligibile pentru tranzacționare după 1 ianuarie 2018 (2013: ~178.000 certificate verzi, dintre care ~32.000 eligibile pentru tranzacționare după 1 ianuarie 2018).

2.3.3. Parcul eolian Dorobanțu (Dobrogea)

Integrare pe verticală a fost folosită pe larg de către companiile care doresc să pună în aplicare o strategiei corporativă ecologică. Integrare înapoi, mai precis, a fost o inițiativă antreprenorială folosită de marile companii care au dorit să producă propria energie electrică cu resurse regenerabile. Exemple de astfel de companii care au început să produce propria lor energie din resurse regenerabile sunt Google și Sainsbury. Google se străduiește să folosească 100 % energie regenerabilă, în timp ce Sainsbury a revendicat titlul de cel mai mare producător de energie solară în Europa în 2012 , cu peste 69.500 de panouri solare montate pe pe aproape 170 de magazine. Producătorii de energie, de asemenea, au investit tot mai mult în domeniul energiei regenerabile, pentru a îndeplini cota de energie furnizată din surse regenerabile. În acest caz, strategia utilizată a fost diversificarea.

Companiile producătoare de energie clasice au avut de mult timp o structură integrată a lungul lanțului valoric. Odată cu dezvoltarea energiei regenerabile, multe companii au adoptat o strategie de diversificare orizontală (producător de energie electrică convențională, oferind energie verde), în timp ce multe companii de petrol și gaze au integrat înapoi prin investiții în energie regenerabilă, pentru a acoperi cererea lor energetică, diversificarea portofoliului de servicii energetice și să dobândească certificate verzi. Cele mai renumite cazuri de companii producătoare de energie care investesc în energia regenerabilă sunt cele precum: Chevron, Exxon și British Petroleum.

Astfel de strategii au fost adoptate șă în Europa de Sud-Est, de către cea mai mare companie de petrol din acest domeniu, OMV Petrom. Compania a anuntat extinderea portofoliului de proiecte prin achiziția SC Wind Power Park SRL în 2010. Wind Power Park deține un proiect de generare de energie eoliană pe deplin certificat. Investiția totală pentru acest proiect a fost de 100 de milioane de euro. Scopul principal al proiectului a fost de a valorifica flexibilitatea centralei electrice pe gaz Brazi.

Parcul eolian Dorobanțu (Dobrogea) a început operațiunile comerciale la 1 octombrie 2011, capacitatea instalată fiind de 45 MW. Valoarea totală a investiției este de aproximativ 90 milioane de euro.

Parcul eolian Dorobanțu este amplasat în Dobrogea (fig. 2.16), la 50 de km nord-vest de Constanța, în vecinătatea localității Dorobanțu. Zona aleasă pentru amplasament beneficiază de un culoar eolian deosebit.

Fig. 2.16.. Plan Încadrarea Parcului eolian Dorobanțu

Construcția parcului a început în a doua jumătate a anului 2010 și a fost finalizată în iulie 2011.

Testele necesare pentru punerea în funcțiune a turbinelor au fost efectuate împreună cu producătorul acestora, Vestas. De asemenea, pentru a se verifica integrarea centralei eoliene în Sistemul Electroenergetic Național, au fost efectuate, împreună cu Transelectrica, toate testele impuse de reglementări.

Parcul eolian are o putere electrică instalată de 45 MW, fiind constituit din 15 turbine eoliene Vestas-V90, cu o capacitate de 3 MW fiecare și o Stație de Transformare de 110 kV care asigură conexiunea cu Sistemul Electroenergetic Național.

În 2014, cu o disponibilitate netă de 97%, parcul eolian Dorobanțu a generat o producție netă de electricitate de 0,08 TWh. Pentru energia electrică produsă și livrată consumatorilor, OMV Petrom Wind Power SRL a primit ~133.000 de certificate verzi, din care jumătate vor deveni eligibile pentru tranzacționare după 1 ianuarie 2018. Aceste certificate sunt folosite pentru a acoperi cota reglementată aferentă consumului de electricitate al Grupului Petrom.

Parcul eolian Dorobanțu aparține OMV PETROM WIND POWER SRL, are următoarele date de înregistrare:

Cod Unic de Înregistrare – RO 17856050

Nr. Înmatriculare – J40/13024/2011

Data înființării – 09.08.2005

Sediul OMV PETROM WIND POWER SRL se află în București, Sectorul 1, STR. CORALILOR 22 Bl. INFINITY Et. P Ap. CAM. B301 Cod 013329.

Domeniul de activitate al OMV PETROM WIND POWER SRL este productia de energie electrica cu Cod CAEN 3511.

Potrivit datelor contabile cifra de afaceri pe anul 2013 a fost de 51,581,972 RON cu un profit de 23,680,532 RON. Profitul anului 2013 este in urcare comparativ cu anul 2012 unde s-a înregistrat un profit de 13,986,697 RON (fig. 2.17).

Fig. 2.17. Bilanț contabil cuprins între 2005 și 2013

2.3.4. Rafinare și Marketing – Downstream Oil

Activitatea de Rafinare și Marketing a continuat să se desfășoare într-un mediu de piață competitiv, cu prețuri la țiței ridicate pe plan internațional și marje de rafinare scăzute în prima jumătate a anului (direcția fiind inversată în a doua jumătate a anului 2014), precum și cerere redusă în regiunea în care OMV Petrom își desfășoară activitatea.

În Rafinare, programul de modernizare a rafinăriei Petrobrazi a fost finalizat cu succes în 2014. Ca parte a procesului de modernizare, instalațiile modernizate de hidrofinare motorină și cracare catalitică

au fost puse în funcțiune în timpul opririi planificate a rafinăriei de la jumătatea anului, având un impact pozitiv atât asupra eficienței energetice, cât și asupra mediului înconjurător. Rata de utilizare a rafinăriei a fost de 89%, în timp ce consumul de energie a continuat să se îmbunătățească. Programul de optimizare a rețelei de depozite de produse petroliere a continuat cu începerea operațiunilor comerciale la terminalul Bacău și inițierea lucrărilor de reconstrucție a terminalului din Cluj.

În Marketing, cota de piață a Grupului a scăzut, atât pentru vânzările cu amănuntul, cât și pentru cele comerciale, ca urmare a creșterii taxelor la combustibili în România și a concurenței sporite din regiunea în care operăm. Vânzările comerciale au înregistrat o tendință descrescătoare la toate produsele, cu excepția benzinei și a kerosenului.

Creșterea vizibilității mărcii comerciale și fidelizarea clienților au fost în continuare punctele centrale ale campaniilor de marketing.

EBIT CCA excluzând elementele speciale în segmentul R&M a crescut la 654 mil. lei comparativ cu 374 mil. lei în 2013, datorită creșterii marjelor de rafinare, îmbunătățirii performanței operaționale după modernizarea rafinăriei și a rezultatului bun al activității de marketing.

În 2014, am înregistrat primul an cu rezultate pozitive din ambele activități, reflectând angajamentul companiei de a îmbunătăți performanța operațională, de a continua măsurile de management strict al costurilor și de optimizare a activității în segmentul downstream.

EBIT CCA (Earnings Before Interest and Taxes (Profit înainte de plata dobânzilor și impozitelor fig. 2.18) excluzând elementele speciale este recalculat după eliminarea efectelor negative ale CCA de (674) mil. lei și a elementelor speciale de (60) mil. lei. EBIT-ul raportat a fost de (79) mil. lei, comparativ cu 386 mil. lei în 2013.

Fig. 2.18. Rafinare și Marketing în cifre

2.4. Procesul de producere al energiei electrice de la o turbina eoliană

2.4.1. Turbinele eoliene

Conform Vocabularului electrotehnic internațional turbinele eoliene sunt mașini motoare care transformă energia cinetică a vântului în energie mecanică, ca urmare a interacțiunii dintre vânt și paletajul rotoric. La arborele turbinei apare un moment, M[Nm] și o viteză de rotație, n[rot/s], care aplicată la arborele unui generator electric generează o energie electrică (Fig 1.18). Ansamblul de turbine eoliană și generator electric este cunoscut ca agregat eolian sau aerogenerator.

Fig. 2.18. Aerogenerator

Turbine eoliene se pot roti fie pe axa orizontală sau pe verticală, prima variantă fiind mai comună.

Turbinele eoliene pe axă orizontală (HAWT) au rotorul axului principal și generatorul electric în partea de sus a turnului și trebuie să fie îndreptate spre vânt. Turbinele mici sunt formate printr-o aripă de vânt simplă, în timp ce turbinele mari utilizează, în general, un senzor de vând cuplat la un motor servo. Cele mai multe au o cutie de viteze, care transformă rotația lentă a lamelor într-o rotație mai rapidă, care e mai potrivită pentru a conduce un generator electric.

Deoarece un turn produce turbulențe în spatele său, turbinele sunt de obicei orientate în direcția opusă vântului. Paletele pentru turbine sunt făcute rigide pentru a preveni lamele de a fi împinse în turn de vânturi mari. În plus, lamele sunt plasate la o distanță considerabilă în partea din față a turnului și sunt uneori înclinate de vânt pe o distanță mică.

2.4.2. Harta procesului

Procesul de producere a energiei electrice eoliene li punerea în vânzare poate fi descris astfel, vântul acționează motorul eolian care l-a rândul său se rotește și produce energie electrică care este transmisă mai departe în rețeaua națională.

Unde Intrări pot fi:

Vântul.

Iar Ieșiri:

Energia electrică.

2.4.3. Diagrama SIPOC

Pentru a putea detalia mai mult activitatea desfășurată în procesul de producere a energiei electrice, a fost realizată diagramă SIPOC, în care au fost menționați principalii pași ai procesul.

Fig. 2.19. Diagrama SIPOC pentru procesul de producere al energiei electrice eoliene

2.5. Analiza externă

Pentru a putea identifica care sunt oportunitățile și amenințările prezente în mediul extern al firmei, am folosite două tipuri de analize: analiza PEST și analiza forțelor concurențiale ale lui Porter.

2.5.1. Analiza PEST

Analiza PEST este un instrument util pentru a înțelege dezvoltarea sau declinul unei piețe, care permite implicit definirea poziției potențialului și direcției unei afaceri.

Factori politici:

– legislatia în vigoare

– politica de reglementare stabilită de ANRE

– stabilitate guvernamentală

– politica Guvernamentală

– schimbări în mediul politic

– lobby pe piața internă / grupuri de presiune

– taxe și impozite

– protectia consumatorului

Factori economici:

– situația economiei naționale

– ciclurile economice

– conjunctura economică internațională

– fiscalitate

– fluctuația cursului de schimb al monedei nationale în raport cu principalele valute

– situatia industrei de profil (în expansiune)

– structura pieței specifice

– puterea de cumpărare internă (a populației)

– comportamentul utiliyatorlior finali

– dimensiunile și formele de manifestare ale economiei subterane

– sistemul de impozite și taxe

– probleme ale comerțului internațional și ale fluxurilor de capital

Factori socio-culturali;

– imagine legată de brand, companie și tehnologiile utilizate

– opinii din mass-media

– atitudini și opinii ale consumatorilor

– publicitate

– aspecte de etică

– acces la rețele de comercializare

– schimnbări legislative care afectează factorii sociali

– obiceiuri

– caracteristici demografice: distribuția geografică și densitatea populatiei, vârsta, nivelul de educație

– speranța de viață a populației

– simboluri ale statutului social

– stilul de viață

– rata de creștere a populației

Factori tehnologici:

– dezvoltarea tehnologiei competitive

– potențial de inovare

– viteza transferului de tehnologie

– disponibilitatea materiilor prime

– rețelele de transport

– nivelul de specializare a forței de muncă

– protecția mărcii

– infrastructura de telecomunicații

– accesul la Internet

2.5.2. Analiza forțelor concurențiale

Aprecierea atractivității ramurii. Modelul lui M.Porter de interdependență a 5 forțe în ramură.

Modelul lui Michael Porter este un model de diagnosticare strategică a domeniului de activitate în care operează o firmă. Acest model definește cinci forme ce determină intensitatea competițională, ce duce la determinarea atractivității pieței, în acest context aceasta este echivalentul profitabilității. Cele cinci forțe includ trei forțe din cadrul competițieie orizontale:

-amenințarea produselor de substituire

-amenințartea intrărilor noilor competitori

-amenințarea firmelor competitoare existente în cadrul sectorului de activitate și două forțe din cadrul competiției vericale:

-capacitatea de negociere a furnizorilor

-capacitatea de negociere a clienților.

LukOil

LUKOIL este cea mai mare companie petroliera din Rusia din punct de vedere al rezervelor, productiei si rafinarii titeiului, asigurând cca. 20% din productia de titei autohtona (79,8 milioane tone), iar la nivel global reprezinta aproximativ 2% din productia totala mondiala. Sub brandul LukOil, în tara noastra functioneaza 250 – 300 de statii de distributie. În 2005 a avut un venit net de 6.443 mil. USD, venitul net din vânzari a fost de 55.774 mil. USD; vânzarile totale au fost de 123,2 mil. tone titei si produse petroliere, din care vânzarile de titei au fost de 45,8 mil. tone. A înregistrat o cota de piata de 25%.

Rompetrol

Grupul Rompetrol NV. este o companie petroliera multinationala, cu sediul în Amsterdam, Olanda, desfasurându-si activitatea în 13 tari si cu majoritatea activelor si operatiunilor în Franta, România, Spania si Sud-Estul Europei. Grupul Rompetrol este implicat în activitati de rafinare, marketing si trading, dar si în operatiuni aditionale – explorare si productie, servicii petroliere, transport, etc.

Investitiile masive în reteaua de distributie prin deschiderea a numeroase benzinarii, proprii si în franciza, au facut din Rompetrol un important operator de pe piata statiilor de carburanti din România. În ultima perioada de timp, promoveaza o politica extrem de agresiva, negociind cu fiecare client în parte pretul de livrare si termenul de plata. Toate aceste sisteme au la baza posibilitatea platii la termen pe baza unui card de credit, precum si monitorizarea consumului de carburanti si sunt îmbunatatite în functie de alegerea clientului.

Bemol

Compania BEMOL face parte din rețeaua internațională de cartele de combustibil E100. Compania E100 oferă cartela specializată de combustibil acceptată în regiunea Europei de Est. În rețeaua E100 intră peste 800 de stații de alimentare cu combustibil din 16 țări. Clienții E100 reprezintă peste 1000 de companii transportatoare din Polonia, Lituania, România, Republica Cehă, Slovacia și Moldova.

Compania BEMOL este proprietarul și operatorul rețelei de stații de alimentare cu combustibil BEMOL în Republica Moldova. În decembrie 2007 compania BEMOL și-a deschis primele stații de alimentare cu combustibil și de atunci și-a extins rețeaua până la 55 de stații pe întreg teritoriul Republicii Moldova dintre care 53 sunt active, iar două în proces de renovare. Activitățile companiei BEMOL variază de la vânzarea produselor petroliere, la gestionarea a 12 Centre de Spălare Auto și 40 de Magazine din cadrul stațiilor BEMOL cu orarul de lucru 24/24. Până acum, compania BEMOL a creat peste 900 de locuri permanente de muncă în Republica Moldova.

Tirex Petrol

La 23 februarie 1944 a fost fondată Întreprinderea de Stat a Combustibilului a RSS Moldovenești, care în anul 1995 a fost reorganizată în „Tirex Petrol” S.A. În anul 2000 82% din acțiunile Statului au fost cumpărate de către compania elvețiană Mabanaft Moldova GmbH, membră a holding-ului petrolier german Marquard & Bahls AG. Actualmente ÎM „Tirex Petrol” S.A. este o companie modernă, avănd o dezvoltare dinamică pe piața produselor petroliere din Moldova, principalele domenii de activitate fiind: importul, vânzarea en-gross si en-detail a produselor petroliere, prestarea serviciilor de depozitare a acestora. 101 de stații PECO amplasate in diferite localitați și pe traseele Republicii Moldova, prestează un nivel de deservire exemplar.

Calitatea de lider in domeniul serviciilor de depozitare a produselor petroliere și de vânzare en-gross a acestora este data de cea mai vastă rețea de depozite din Moldova. Supravegherea calității produselor petroliere este efectuată de propriul laborator atestat.

Fig. 2.20. Matricea de analiză a concurenților

2.5.3. Utilizarea metodei Pareto (metoda ABC) pentru aprecierea puterii de negociere a furnizorilor și clienților.

Analiza Pareto(G) este o tehnică statistică de clasificare a sarcinilor reduse ca număr, dar cu efect semnificativ. Se bazează pe principiul Pareto (cunoscut și sub denumirea de regula 80/20), care stabilește că 20% din resurse generează 80% din întreaga muncă, sau, în termeni de ameliorare a calității, majoritatea problemelor (80%) au câteva cauze cheie (20%).

Analiza puterii de negociere in relatia cu clienții

Pentru Întreprinderea OMV Petrom, clienții au o influență primordială. Astfel :

 grupul este concentrat și cumpară o parte semnificativa in raport cu cifra de afaceri a vanzatorului;

 produsele cumparate detin o pondere mare in cadrul costurilor clienților.

 costurile de transfer sunt reduse;

 grupurile de clienti inregistreaza profituri minime;

 produsul cumparat de catre clienti nu influenteaza asupra calitatii sau serviciilor realizate de clienti.

Un aspect deosebit de important care se impune a fi tratat il reprezinta elasticitatea cererii la variatiile pretului de vanzare. Fenomenul de elasticitate se masoara cu ajutorul coeficientului de elasticitate, determinat pe baza relatiei urmatoare:

hx = – (DQx/ Qx) / (DPx/ Px), (1)

in care:

Qx – cantitatea vanduta;

Px – pretul de vanzare.

Valoarea coeficientului de elasticitate este pozitiva deoarece variatiile cererii (ale cantitatii) – DQx si cele ale pretului de vanzare – DPx sunt in marea majoritate a cazurilor contrare ca semn.

Se poate demonstra ca o firma isi maximizeaza profitul prin stabilirea nivelului pretului de vanzare pe baza ecuatiei:

1/hx = (P-CM)/P, (2)

unde CM – costul marginal. Relatia de mai sus presupune constant nivelul acestuia.

O valoare ridicata a coeficientului de elasticitate indica faptul un nivel ridicat de senzitivitate al clientilor la modificarea pretului de vanzare. Se impune determinarea cu regularitate a elasticitatii pentru fundamentarea marimii pretului de vanzare si indeplinirea pe aceasta baza a obiectivelor in domeniul profitului.

Elasticitatea cererii se poate determina si pentru un grup de firme sau chiar la nivelul pietei in ansamblul sau, fiind notata cu hGrup. Daca nivelul elasticitatii pietei – hGrup este mai mic de cat cel al firmei X – hx, atunci toate firmele active pe piata respectiva vor cauta sa stabileasca de o maniera colectiva dimensiunea pretului. Astfel, o majorare a pretului de vanzare de catre toate firmele din sector nu va genera la nivel individual o diminuare importanta a cantitatii vandute si implicit a profitului. Legislatia in domeniul protectiei concurentei urmareste si protejarea consumatorilor in fata potentialelor coordonari in materie de preturi intre firmele concurente.

Elasticitatea cererii comensureaza in fapt si existenta produselor de substitutie. Cu cat nivelul coeficientului de elasticitate este mai mare, cu atat acest fapt semnifica existenta unor produse de substitutie, ceea ce ii face pe cumparatori mai sensibili la pret.

Elasticitatea incrucisata a cererii este folosita in vederea masurarii elasticitatii intre doua produse: X si Y si exprima modificarea cererii unui produs ca efect al modificarii pretului de vanzare al celuilalt produs.

Δxy = (ΔQy/ Qy) / (ΔPx/ Px), (3)

unde:

Qy – cantitatea comercializata aferenta produsului Y,

si Px – pretul de vanzare al produsului X.

Valoarea coeficientului xy va fi pozitiva daca cele doua produse sunt substituibile.

Analiza produselor de substitutie

Toate firmele unui sector, in sens larg, se afla in concurenta cu sectoarele care produc produse de substitutie. Acestea limiteaza profiturile sectorului nu numai in perioade normale de evolutie, ci chiar in perioade de expansiune. Identificarea produselor de substitutie consta in a cauta toate produsele care indeplinesc aceleasi functii ca si produsul realizat de sector.

In opinia mea o atentie ridicata trebuie acordata acelor produse de substitutie al caror raport ‘calitate-pret’ evolueaza favorabil in comparatie cu produsele fabricate de catre sector precum si cu produsele sau serviciile fabricate in sectoare in care marjele de profit sunt ridicate.

Se impune a preciza ca fortele prezentate anterior nu actioneaza izolat, in mod independent, ci in stransa corelatie unele cu celelalte. Sunt frecvente cazurile in care un furnizor care detinea o materie prima rara sau greu accesibila a valorificat acest avantaj devenind concurent direct in sectorul-client.

Este evident ca intensitatea fortelor de presiune difera de la un sector la altul si, mai mult decat atat, se modifica pe masura ce un sector evolueaza. In sectoare in care structura fortelor este optimala, ca de exemplu produse farmaceutice, bauturi nealcoolizate, multi concurenti pot obtine niveluri ridicate de rentabilitate. In alte sectoare in care presiunea exercitata de una sau mai multe din aceste forte este mare (ca de exemplu, in siderurgie, cauciuc, etc.), numai cateva firme ajung sa obtina o rentabilitate interesanta. Demn de mentionat este faptul ca rentabilitatea unui sector nu depinde atat de mult de aparenta produsului sau de tehnologia utilizata cat de structura sectorului respectiv. Multe sectoare banale, cum ar fi de exemplu comertul cu cereale, sunt foarte rentabile, in timp ce altele ca televiziunea prin cablu, computere personale nu sunt cu adevarat rentabile decat pentru un numar redus de firme.

Factorii anterior prezentati determina, in opinia noastra, nivelul de rentabilitate din cadrul sectorului pentru ca ei influenteaza pretul, costul si nivelul investitiilor pentru firmele din cadrul sectorului, cu alte cuvinte influenteaza elementele de rentabilitate a investitiilor. Vigoarea fiecareia din cele cinci forte depinde de structura sectorului. Aceasta este relativ stabila, dar se poate modifica pe masura ce sectorul evolueaza. O schimbare structurala influenteaza intensitatea celor cinci forte si poate avea prin urmare o influenta asupra nivelului de rentabilitate al sectorului in ansamblul sau.

Strategiile care modifica structura sectorului se pot dovedi o arma cu dublu tais deoarece o firma poate la fel de bine sa distruga structura si rentabilitatea sectorului tot asa cum poate sa le fortifice. De exemplu o conceptie noua a produsului este in masura sa reduca costul de acces in sectorul respectiv, dar in acelasi timp sa intensifice concurenta si sa deterioreze nivelul rentabilitatii, chiar daca, pe moment, firma respectiva beneficiaza de profituri mai ridicate.

In mod logic, capacitatea firmelor de a influenta structura sectorului are efecte cu atat mai mari cu cat pozitia firmei este mai importanta. De multe ori este de preferat ca un leader din sector sa caute sa protejeze structura sectorului mai curand decat sa incerce gasirea unui avantaj concurential mai mare. Evident din punct de vedere al protejarii practicilor concurentiale acest lucru este discutabil.

Puterea de negociere a clientilor determina masura in care acestia conserva in folos propriu o parte din valoarea creata, cedand firmelor din sector un nivel minim de rentabilitate. In sectoare cum ar fi: automobile, industria grea, firmele creaza o valoare imensa pentru clienti, dar ele nu beneficiaza in medie decat de o parte foarte mica din aceasta valoare sub forma de profit. In alte sectoare: echipament medical, servicii si echipamente petroliere, firmele creaza de asemenea o valoare ridicata pentru client, dar in acelasi timp, isi preleva o parte insemnata din aceasta valoare. In domeniul echipamentelor petroliere multe produse fabricate pot reduce substantial costul operatiunii de foraj. Cum structura sectorului este favorabila, multe firme si-au retinut o parte din aceasta diminuare a costului sub forma de profit. Evolutiile recente insa concretizate in reducerea cererii, intrarea unor noi concurenti pe piata si o sensibilitate ridicata a clientilor la factorul pret au fost cauzele ce au determinat ca marjele de profit sa se diminueze considerabil.

2.5.4. Analiza Vrio

VRIO reprezinta un acronim pentru valoare,raritate,inimitabilitatesi organizatie.Analiza va fi focalizata asupra acestor atribute asociate resurselor,pentru a putea raspunde la intrebarile:

Este resursa valoroasa? Dar rara? Oare este inimitabila resursa? Organizatia o poate sustine?

2.5.5. Concluzii

Punctele tari (strenghts) ale companiei sunt:

– OMV Petrom este lider național pe piața industriei petroliere și gazelor naturale;

– angajații companiei sunt specializați și perfectionați și mai ales motivați, de aceea fac din OMV Petrom un adversar de temut pe piața naționala;

– cei 21% din cei 16.000 de angajati dețin poziții de middle management care duce la creșterea productivității activității companiei;

– indicatori foarte buni de profitabilitate și rentabilitate;

– echilibru financiar stabil în ultimii ani;

– lichiditate și solvabilitate peste nivel optim;

– cota ridicată de piață, OMV Petrom este nu numai cea mai mare companie petrolieră din România ci una dintre cele mai mari din regiune;

– calitatea produselor oferite;

– rezerve mari de țiței și capacitate ridicată de rafinare, la ambele capitole deținând mai mult de jumatate din întreg grupul OMV;

– personal calificat;

– dinamismul și seriozitatea cu care și-au indeplinit obligațiile au dus la crearea unui portofoliu de aproximativ 280 de clienti.

Punctele slabe (weaknesses) ale companiei sunt:

– persoanele implicate în apariția OMV Petromservice sunt implicate în diverse scandaluri publice fapt ce afecează credibilitatea companiei;

– multitudinea de activități în care este implicată implica utilizarea unui volum ridicat de resurse;

– consum energetic mare în rafinării, ceea ce face necesare investiții serioase pentru creșterea marjelor de rafinare

Concluzii (factorii critici de succes)

– Renumele companiei

– Capacitatea financiară a companiie

– Capacitatea companiei de a finanța proiecte sociale

2.6. Analiza internă SWOT

3.7. Identificarea problemei cu ajutorul diagramei Ishikawa

Analiza cauzelor și efectele noncalității asupra sistemelor electrice de distribuție, autorul propune utilizează unui instrument grafic de explorare și anume, diagrama Ishikawa, denumită și Fishbone Diagram. Diagrama Ishikawa pune accentul pe cauze și nu pe simptome de manifestare ale unei probleme, ceea ce

conduce la îmbunătățirea gradului de înțelegere a problemelor complexe. Algoritmul

de realizare a diagramei Ishikawa este următorul:

1. identificarea problemei;

2. stabilirea obiectivului analizei;

3. stabilirea cauzelor principale ale problemei;

4. conectarea cauzelor principale la coloana vertebrală a problemei prin săgeți;

5. se stabilesc cauzele secundare ale fiecărei cauze principale;

6. conectarea cauzelor secundare la cauzele principale prin săgeți;

7. revenirea la pașii 5 și 6 în funcție de nivelul de aprofundare urmărit;

8. analiza și evaluarea cauzelor și sub-cauzelor prin metode statistice, analitice

sau grafice;

9. adoptare de decizii.

Cauzele variațiilor de frecvență a tensiunii au fost analizate, sistematizate și reprezentate grafic în diagrama Ishikawa (Fig 3.20.).

Fig. 3.20. Diagrama Ishikawa pentru variațiile de frecvență a tensiunii electrice

O cauză importantă de apariție a variațiilor de frecvență este ieșirea din funcțiune a unei mari centrale electrice precum parcul eolian Dorobanțu, caz în care frecvența scade, sau a unui consumator important, când frecvența crește. Variațiile lente de frecvență depind de echilibrul dintre puterea consumată și puterea generată în sistemul electroenergetic. Variațiile rapide de frecvență se datorează unor defecte majore cum ar fi ieșirea din funcțiune a unei mari centrale electrice.

Obiectivele planificate privind variațiile lente de tensiune sunt specificate în standardul românesc Conform standardului SR EN 50160:2012, nivelurile de compatibilitate se referă la variațiile lente și rapide de tensiune: variațiile lente de tensiune (JT și MT) de valori efective medii pe 10 minute: ± 10% maximum, iar nivelul de încredere este 95% din săptămână, adică eroarea tolerate în afara limitelor să fie mai mici de 5% din valorile parametrului în cauză; variațiile rapide de tensiune (JT și MT), nu trebuie să depășească 5% din valoarea tensiunii nominale, dar pot atinge 10% în JT și 6% în MT repetat în timpul unei zile, pentru câteva minute, în anumite condiții.

3.7.1. Continuitatea alimentării

Conform cu standardul IEEE 1159-1995 se introduc patru categorii de goluri, în funcție de durata acestora: goluri instantanee: 0,5 perioade până la 30 perioade; goluri momentane: 30 perioade până la 3 secunde; goluri temporare: 3 secunde la 1 minut; goluri de lungă durată: peste 1 minut.

Această ultimă clasificare este motivată de faptul că influența golurilor de tensiune asupra receptoarelor monofazate este determinată de valoarea tensiunii de fază, iar cea asupra receptoarelor trifazate este dictată în special de valoarea componentei pozitive (directe).

Cauzele golurilor de tensiune au fost analizate, sistematizate și reprezentate grafic în diagrama Ishikawa (Fig. 3.21.)

Fig. 3.21. Diagrama Ishikawa pentru goluri de tensiune

Am calculat folosind datele parcului eolian Drobanțu unii dintre indicatorii pentru continuitatea alimentării precum SAIFI, SAIDI, CAIDI, se consideră tabelul 3.1 în care sunt prezentate informații despre 2000 utilizatori, reprezentând o sarcină totală de aproximativ 10 MW. Indicatorii ce caracterizează continuitatea în alimentare.

Pentru a calcula CAIDI se consideră un număr arbitrar de utilizatori afectați deoarece tabelul 3.1 prezintă doar o anumită porțiune a bazei de date privind întreruperile acestora.

Numărul total de utilizatori afectați, pentru acest exemplu, nu poate fi mai mare de 2000 și este posibil ca nu toți cei 2000 de utilizatori să sufere o întrerupere de lungă durată pe perioada unui an. S-a considerat un număr arbitrar de utilizatori, și anume 1800, deoarece pe data de 3/9/2013 1500 de utilizatori au suferit o întrerupere.

3.7.2. Daune datorate întreruperilor în alimentarea cu energie electrică

În tabelul 3.2 și tabelul 3.3 se prezintă date înregistrate pentru diferite tipuri de utilizatori. Costurile prezentate în tabele sunt normalizate prin raportarea costurilor fie la energia anuală utilizată, fie la puterea de vârf conform datelor parcului eolian Dorobanțu. Costurile din tabelele 3.2 și 3.3 sunt normalizate pentru fiecare tip de sector, datorită întreruperii alimentării, exprimate în funcție de durata întreruperilor. De fapt, aceste costuri reprezintă daunele pe care un utilizator dintr-un anumit sector le poate suferi pe fiecare MWh utilizat anual sau pe fiecare kW de putere de vârf. Un aspect foarte important este că, datele de pe fiecare rând din tabelul 3.2 și din tabelul 3.3 reprezintă „cost/întrerupere”, și nu „cost/kW întrerupt” sau „cost/MWh neutilizat”. Datele prezentate în tabelul 3.2 și în tabelul 3.3 sunt ilustrate grafic în figura 3.21., respectiv în figura 3.22.

Tabel 3.2. Valori tipice ale costului daunelor datorate întreruperilor suferite de diferite clase de utilizatori

Tabel 3.3. Valori tipice ale costului daunelor datorate întreruperilor suferite de diferite clase de utilizatori

unde Smed,p este sarcina medie conectată în punctul p.

Fig. 3.21. Costul daunelor datorate întreruperilor suferite de diferite clase de utilizatori

Fig.3.22. Costul daunelor datorate întreruperilor suferite de diferite clase de utilizatori

Fig. 3.23. Schema rețelei

Tabel 3.4. Date corespunzătoare utilizatorilor conectați la parcul eolian Dorobanțu

Conceptul de calitate a energiei electrice în perioada 1962 – 2011 a evoluat prin includerea celor două aspecte: tehnic și economic. Analiza cauzelor și efectelor noncalității energiei electrice se poate realiza prin metoda Ishikawa, metodă oportună pentru a pune în evidență factorii importanți ai non-calității care permite realizarea sintezei evenimentelor specifice indicatorilor de calitate ai energie electrice având ca obiectiv planificarea standardelor și reglementărilor în vigoare. Asemenea responsabilități implică monitorizarea și raportarea sistematică a calității energiei electrice. Astfel, determinarea indicatorilor de calitate a energiei electrice este necesară pentru controlul respectării cerințelor actelor normative și pentru stabilirea responsabilităților reciproce ale furnizorului și ale consumatorilor. Sunt necesare sisteme de monitorizare auditate care să aibă la bază modele matematice de agregare cât mai precise, pentru analiza și compararea coerentă a datelor, necesare stabilirii penalităților, atunci când sunt introduse perturbații în sistem.

În mod obișnuit, zona cu problemă este mult mai complexă încât nu este suficient ca un algoritm tradițional simplu să poată oferi o soluție adecvată. Temelia unui sistem expert de succes depinde de o serie de proceduri tehnice și de dezvoltare care pot fi proiectate de tehnicieni și experți conexe.

Ca atare, sistemele experte nu oferă de obicei un răspuns definitiv, dar oferă recomandări probabilistice. Există, de asemenea, un volum mare de cercetare și dezvoltare îndreptate spre utilizarea unor sisteme expert pentru sistemele de modelare comportamentului clienților și suport decizional. Obiectivul acestei lucrări este de a proiecta și implementa un sistem expert pentru pentru a evalua satisfacția clienților și dezvălui strategii adecvate pentru a-le îmbunătăți.

Sistemul expert propus pot fi utilizate în alegerea a cel mai bun sistem montorizarea a energie regenerabile eoliene produse de Parcul eolian Dorobanțu.

4. Măsuri de îmbunătățirea calității

Echipamentul electric este proiectat să funcționeze optim în condiții normale de lucru, ceea ce înseamnă că tensiunea de alimentare se află în domeniul admis, iar frecvența între limitele de toleranță, că tensiunea are distorsiuni reduse și este simetrică și că sunt respectate condițiile de mediu specificate de producător.

Funcționarea în afara acestor limite conduce la creșterea pierderilor, reducerea eficienței și funcționarea nepredictibilă. Abaterile mari pot produce chiar deteriorarea în urma funcționării incorecte a dispozitivelor de protecție.

Calitatea tensiunii are o influență decisivă asupra funcționării echipamentului. Calitatea tensiunii în nodul de racord al instalației (puncul comun de cuplare) este redusă în plus de efectele pe care le au alte sarcini din instalație și din cauza impedanței cablurilor, astfel încât calitatea tensiunii la bornele echipamentului este și mai redusă. Această situație este și mai gravă atunci când sarcinile prezintă o caracteristică tensiune – curent neliniară.

4.1. Baterii de acumulatoare

Acumulatoarele sunt utilizate ca sisteme electronice cu surse neîntreruptibile. Ele sunt larg utilizate și în unități independente ca iluminatul de siguranță, echipamentul de salvare, calculatoare și echipamente de telecomunicații. Acumulatoarele sunt utilizate, în principal, pentru alimentarea consumatorilor care funcționează la tensiune continuă sau alternativă. Acumulatoarele folosite pentru alimentarea sarcinilor ce funcționează la tensiune alternativă sunt echipate cu convertoare CC/CA. Unitățile de baterii de acumulatoare de mare capacitate pot fi folosite pentru a acoperi vârful de sarcină în rețelele de medie tensiune (MT).

Există două soluții de bază a acumulării în baterii. În prima, sarcina poate fi alimentată de la sursa principală până la defectarea acesteia, după care sarcina este conectată la baterie (Fig. 4.1.). În cea de a doua soluție, sarcina este alimentată permanent din baterie, care este în mod constant încărcată de la turbina eoliană (Fig 4.2.).

Fig. 4.1. După conectare Fig. 4.2. Alimentare continuă

În figura 4.1., sarcina de tensiune continuă este, în mod normal, alimentată de la sursa principală prin intermediul unui redresor, în timp ce bateria este alimentată permanent prin intermediul unui alt redresor, separat. Atunci când sursa principală se defectează sau atunci când tensiunea este necorespunzătoare, sarcina este conectată la baterie într-un interval de timp scurt, dar nu nul. Acest tip de sistem este convenabil pentru iluminatul de siguranță sau de evacuare.

Structurile din figura 4.2. arată o sarcină de tensiune continuă alimentată de la redresorul principal în paralel cu bateria. Atât timp cât sursa principală este disponibilă, ea este folosită pentru alimentarea sarcinii și încărcarea bateriei. Atunci când sursa principală nu este disponibilă, bateria alimentează sarcina. Timpul de transfer este nul, acest tip de structură fiind recomandabil pentru alimentarea memoriilor volatile din echipamentele care folosesc calculatoare. Această structură este de asemenea, frecvent utilizată pentru rațiuni de funcționalitate și de comoditate în echipamentele utilizatorului. Timpul nul de transfer este un avantaj evident al acestei soluții. Totuși, fiabilitatea structurii prezentate în figura 4.1. este mai bună decât pentru cea din figura 4.2. deoarece, în primul caz, bateria este alimentată printr-un redresor independent. Eficiența dispozitivelor secundare de încărcare a bateriilor este estimată la 90 – 97 %.

Capacitatea bateriei trebuie să fie suficientă pentru a asigura alimentarea fie până când alimentarea de la turbina eoliană, din nou posibilă, fie până când funcțiile ce trebuie să fie asigurate – evacuare, deconectare de siguranță – sunt realizate. În general, durata de încărcare a bateriei este mult mai mare decât cea de descărcare, astfel încât durata de utilizare a acestor sisteme este mică. Sistemul trebuie să fie astfel dimensionat încât să asigure încărcarea unei baterii complet descărcate în maxim 6 ore.

4.2. Reducerea perturbațiilor folosind Sisteme de alimentare neîntreruptibile (UPS)

Sistemele de alimentare neîntreruptibile sunt utilizate, în prezent, ca surse de rezervă pentru sarcinile critice al căror timp de transfer trebuie să fie foarte scurt sau zero. Pe lângă asigurarea unei surse de rezervă, în eventualitatea unei întreruperi în alimentare, sistemele de alimentare neîntreruptibile sunt folosite și pentru îmbunătățirea locală a calității energiei electrice. Eficiența sistemelor de alimentare neîntreruptibile este foarte bună, având pierderi de energie între 3 % și 10 % care depind de numărul convertoarelor utilizate și de tipul bateriei secundare.

Clasificarea de bază a sistemelor de alimentare neîntreruptibile este dată în standardul IEC 62040-3, publicat în 1999 și adoptat de CENELEC ca standard EN 50091-3 conform Un-interruptible power systems. Standardul indică trei clase de sisteme de alimentare neîntreruptibile, dând dependența tensiunii și frecvenței de ieșire în funcție de parametrii de intrare:

• VFD (tensiunea și frecvența de ieșire dependente de sursa principală);

• VI (tensiunea de ieșire independentă față de sursa principală);

• VFI (tensiunea și frecvența de ieșire independente față de sursa principală).

Sistemele de alimentare neîntreruptibile pot fi, de asemenea, caracterizate prin gradul de izolare pe care îl asigură între sursă și sarcină, precum și posibilitatea îmbunătățirii calității energiei electrice. Figura 4.3. prezintă zece tipuri de perturbații care pot fi reduse utilizând un anumit sistem UPS.

Fig. 4.3. Clasificarea UPS

Cele mai simple sisteme de alimentare neîntreruptibile aparțin clasei VFD (tensiunea și frecvența de ieșire dependente de sursa principală) și limitează numai primele trei perturbații. Acestea sunt surse de rezervă de tipul celor prezentate în figura 4.4., astfel încât este nevoie de un scurt timp de transfer pe parcursul comutației. Din această cauză ele sunt limitate la utilizarea pentru sarcini mici care tolerează scurte absențe ale tensiunii de alimentare.

Fig. 4.4. Diagrama bloc care exemplifică principiul UPS în rezervă pasivă (VFD)

S – întreruptor

B – baterie de acumulatoare

1 – condiții normale

2 – bateria se încarcă în condiții normale

3 – fluxul de energie când sarcina este alimentată de la baterie

Sarcinile care cer un nivel mai ridicat a stabilității tensiunii necesită surse din clasa VI care limitează cinci perturbații. Acestea sunt, de regulă, aparate on – line, cu dublă conversie.

Sarcinile care cer cea mai înaltă calitate a energiei electrice și fiabilitate a sursei de alimentare necesită UPS din clasa VFI care elimină sau limitează toate cele zece tipuri de perturbații. Acestea sunt, de regulă, sisteme on-line, cu dublă conversie.

4.3. Sistem expert bazat pe QFD

Un sistem expert poate fi asimilat ca o simulare pe computer a unui expert uman. Sistemele expert au multe domenii potențiale pentru aplicații. Sistemele expert sunt instrumente cu inteligență artificială programate să ofere consultanță non-experților într-un domeniu dat.

Deci sistemele expert folosesc cunoașterea umană pentru a rezolva problemele pe care în mod normal ar necesita inteligența umană. Aceste sisteme expert reprezintă cunoștințele de expertiză ca date sau reguli ale calculatorului. Aceste norme și date pot fi accesate pentru rezolvarea problemelor. Există trei părți principale în sistemul expert:

baze de cunoștințe, care este un set de reguli if-then;

memorie, care este o bază de date de fapte de lucru;

motor de inferență, care este logica raționamentul pentru a crea reguli și date.

În această lucrare, regulile de sistem expert au fost proiectate pentru a capta cunoștințele experților și datele cerintelor clientului. După aceea sistemul este capabil să proceseze aceste date pentru a completa matricele specifice QFD. Metoda QFD oferă instrumentele necesare pentru a evalua cu un indice global corelația dintre cerințele clientului și caracteristicile de calitate ale turbinelor eoliene disponibile. Aceasta va produce cele mai bune trei opțiuni și un instrument de evaluare comparativă pentru a compara între acestea și să decidă cel ales.

Abordarea pe care vom introduce de această lucrare constă în următoarele aspecte. În primul rând, există o bază de date definită de caracteristicile existente pentru turbine eoliene. Apoi, sunt stabilite tiparele matricei QFD. Pentru matricea cerințelor clientului (CC) toate cerințele sunt capturate prin intermediul unui formular predefinit, împreună cu importanța pentru client. Pentru acest studiu de caz sistem expert de turbine eoliene, am considerat patru cerințe principale ale clienților, după cum urmează:

CC1 – puterea instalată estimată, ceea ce reprezintă o estimare a energiei maximă necesară pentru locul selectat de client;

CC2 – bugetul disponibil, care este investiția maximă pe care clientul și-o poate permite;

CC3 – distanța de la zona locuită, care reflectă posibila înălțimea și diametrul turbinei eoliene;

CC4 – ocalizarea geografică, care este strâns legată de viteza vântului anual evaluat disponibil de la hărți eoliene.

Pentru matricea caracteristicilor de calitate (QC) sunt utilizate în regulile if…then…else, cu scopul de a selecta din baza de date caracteristicile corespunzătoare, pe baza algoritmului din Fig. 4.1.

Fig. 4.1. Regulile algoritmului if…then…else

Matricea QC primește datele din baza de date care conține caracteristici de turbine eoliene reale, astfel:

QC1 – puterea nominală;

QC2 – vireza vântului la intrare;

QC3 – viteza vântului la ieșire;

QC4 – diametrul;

QC5 – înățimea;

QC6 – prețul.

Pentru fiecare matrice QC este o matrice predefinită a corelației care se bazează pe caracteristicile turbinei eoliene, cum ar fi puterea nominală față de viteza vântului, puterea nominală față de înălțime și diametru și preț față de putere. In fig. 4.2. este prezentat un exemplu de putere nominală față de viteza vântului nominal caracteristică.

Fig. 4.2. Puterea nominală față de viteza nominală caracteristică a vântului

Crește puterea precum pătratul diametrului rotorului și mai semnificativ cubul precum crește viteza vântului. Pentru matricea relațiilor (RM), partea centrală a casei de calitate (HOQ), având matricele CR și QC poate fi calculat indicele de ansamblu, numit derivații (offset), pe baza modelului matematic din ecuție (Fig. 4.3.).

Fig. 4.3. Ecuația matematică

Toate derivațiile obținute sunt clasificate în scopul de a oferi cele mai bune trei derivații pentru a fi montate pe turbinele eoliene corespunzătoare.

OMV Petrom Wind Power poate alege din aceste trei turbine eoliene identificate cel mai potrivite, folosind un instrument de benchmarking pentru compararea celor trei soluții.

Sistem expert bazat QFD este conceput pentru a oferi un instrument de evaluare util, în scopul de a depăși una dintre problemele specifice ale sistemelor expert, și anume pentru a găsi o soluție care să răspundă cel mai bine cerințelor clientului. Am ales pentru a demonstra viabilitatea un studiu de caz interesant, care este alegerea unei turbine eoliene în conformitate cu anumite cerințe simple,tehnice ale OMV Petrom Wind Power. Sistemul expert poate fi folosit de orice utilizator care dorește să găsească o turbină eoliană potrivită pentru utilizarea de dimensiuni mici și mijlocii (Fig. 4.4.)

Fig. 4.4. Metoda QFD aplicată pentru verificare turbinei eoliene

Am propus un model de patru cerințe alese din nevoile cele mai comune de dimensiuni mici și mijlocii, dar poate fi personalizat la orice număr și formă ale cerințelor clientului. Baza de date care conține caracteristicile turbinelor eoliene și a tipurilor este actualizată în continuu prin adăugarea de noi turbine eoliene ale căror caracteristici tehnice sunt relevante și prin eliminarea celor care sunt irelevante pe piață.

Concluzii

Metoda propusă combină avantajele oferite atât prin metoda sistemelor expert și QFD. De la sistemele expert primește baza de date a cunoștințelor simple cu metoda de raționament if…then…else. De metoda QFD primește posibilitatea de a evalua gradul de satisfacție cerut de clientu prin caracteristicile tehnice de calitate ale produsului, precum și un ușor instrument de utlizat în benchmarking.

Noutatea propusă a metodei QFD bazată pe sisteme expert constă în punerea în aplicare a unui algoritm care combină logica specifică sistemelor expert, cu un model matematic care calculează un offset, acest algoritm reprezintă evaluarea a cât mai multor caracteristici de cum turbinele îndeplinesc cerințele, un factor foarte important în a face cea mai buna alegere.

Un sistem expert poate fi asimilat ca o simulare pe computer a unui expert uman. Sistemele expert au multe domenii potențiale pentru aplicații. Sistemele expert sunt instrumente cu inteligență artificială programate să ofere consultanță non-experților într-un domeniu dat.

Deci sistemele expert folosesc cunoașterea umană pentru a rezolva problemele pe care în mod normal ar necesita inteligența umană. Aceste sisteme expert reprezintă cunoștințele de expertiză ca date sau reguli ale calculatorului.

În această lucrare, regulile de sistem expert au fost proiectate pentru a capta cunoștințele experților și datele cerintelor clientului. După aceea sistemul este capabil să proceseze aceste date pentru a completa matricele specifice QFD. Metoda QFD oferă instrumentele necesare pentru a evalua cu un indice global corelația dintre cerințele clientului și caracteristicile de calitate ale turbinelor eoliene disponibile. Aceasta va produce cele mai bune trei opțiuni și un instrument de evaluare comparativă pentru a compara între acestea și să decidă cel ales.

Bibliografie

Badea, A., Vodă, I. (2014) Dezvoltarea energetică durabilă, Politehnica Press, București.

Bleijs, J.A.M. (1994) Improvment in Performance of a Pasive Pitch Wind Turbine with Variable Speed operation., Thessaloniki, Greece.

Deregatu, M. (2002) Stratul limită atmosferic. Editura Orizonturi Universitatea Timișoara.

Bostan, I., Dulgheru, V., Sobor, I., Bostan, V., Sochireanu, A. (2007) Sisteme de conversie a energiilor regenerabile. Editura Tehnică + Info, Chișinău.

Blakers, A., Weber, K. (2000) The Energy Intensity of Photovoltaic Systems. Center for Sustainable Energz Systems, Australian National University.

Alsema, E.A., de Wild-Scholten, M.J., Fthenakis, V.M. (2006) Environmental impacts of PV electricity generation, 21st European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Dresden, Germany.

Badea, A. Valorificarea energetică a biomasei în contextul dezvvoltării durabile a resurselor regenerabile de energie. Raport de cercetare CEEX 151/3/2008.

Iulian, C., Lazăr, P.D.(1982), Energia valurilor: captare și conversie, Editura Științifică și Enciclopedică, București.

Stematiu, D. (2008), Amenajări hidroenergetice, Editura Conspress, București.

DUNN S., (2001), Hydrogens Futures: Toward a Sustainable Energy System, Worldwatch Paper 157, (Washington D.C.: Worldwatch Institute, Aug 2001).

DUNN S., (2000), The Hydrogen Experiment, World Watch, nov/dec 2000.

Ferdousi, S. (2012). Cross-Functional Teams for Corporate Entrepreneurship Practices, The ISM Journal of International Business.

Harrigan, K. R. (1985). Vertical integration and corporate strategy, Academy of Management Journal.

Harrigan, K. R. (2003). Vertical Integration, Outsourcing and Corporate Strategy. Washigton D.C., Beard Books.

Hill, Charles W. L. & Jones, Gareth R. (2012). Strategic Management Theory: An Integrated Approach, 10th edition, South-Western Cengage Learning.

Hornsby, J. S. & Kuratko, D. F., & Zahra, S. A. (2002). Middle managers' perception of the internal environment for corporate entrepreneurship: Assessing a measurement scale. Journal of Business Venturing.

Kuratko, D. F. & Ireland, R. D. & Covin, J. G., & Hornsby, J. S. (2005). A model of middle level managers' entrepreneurial behavior, Entrepreneurship Theory and Practice.

Ireland, R. D. & Covin, J. G. & Kuratko, D. F. (2009). Conceptualizing Corporate entrepreneurship strategy, Entrepreneurship Theory and Practice.

Hortaçsu, A. & Syverson, C. (2007). Cementing Relationships: Vertical Integration, Foreclosure, Productivity, and Prices, Journal of Political Economy.

Simion Caisîn, Natalia Halaim, Sergiu Robu, Natalia Kravciuk. (2012), Surse de energie regenerabile, [onlie] Locul de regăsire: http://www.undp.md/projects/Biomass/Manual_Surse%20de%20Energie%20Regenerabila_RO.PDF (2015)

Strategia energetică a României pentru perioada 2007 – 2020

SR CEI 60050 + 415: 2005, Vocabular electrotehnic internațional. Cap 415: Aerogenerator.

Laser tehnology for photovoltaics manufacturing. Bentlz Upper School Library. 2009

Biomass Technology Group. Availability, supply and sustainability of biomass, progress report of European Commission. 2010

“Guideline for the Certification of Wind Turbines”, Edition 2003 with Supplement 2004, Germanischer Lloyd WindEnergie GmbH

http://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_regenerabil%C4%83

http://www.upit.ro/uploads/facultatea_ecc/Relatii%20internationale/DISCOVER/DISCOVER%20Curs_1.pdf

http://www.minind.ro/energie/PNAER_final.pdf

http://adevarul.ro/economie/stiri-economice/romania-campionul-verde-europei-energia-regenerabila-avut-pondere-41-consumul-electricitate-tarii-2013-tinta-asumata-1_532c37840d133766a81a41fa/index.html

http://energie.gov.ro/

http://www.agerpres.ro/economie/2014/03/21/energia-regenerabila-a-avut-o-pondere-de-41-in-consumul-de-electricitate-al-romaniei-in-2013-peste-tinta-asumata-11-19-33

http://revista.meteo.ro/stiinta-natura/cum-se-formeaza-vantul/

http://eoliene.f0.ro/turbine.html

http://www.agerpres.ro/economie/2014/07/22/destinatie-romania-dobrogea-cel-mai-mare-parc-eolian-din-europa-centrala-si-de-est-11-03-16

http://www.gwec.net/

Investițiile în parcuri solare au explodat în prima parte a anului 2013: de la 49,3 MW în 31.12.2012, la 378,5 MW în 30.06.2013!

http://ro.wikipedia.org/wiki/Soare

http://energie-verde.ro/panouri-fotovoltaice

Energie verde: România, a treia ţară cu potenţial geotermal din Europa

http://stiintasiinginerie.ro/wp-content/uploads/2013/12/57-VALORIFICAREA-ENERGIEI-VALURILOR.pdf

http://www.instalatii.ro/energii-neconventionale/energia-mareelor

itee.elth.pub.ro/~netudim/Energia%20mareelor.doc

http://www.facultateadeinginerie.ro/studia/studia4/duma-p59.pdf

http://www.iqads.ro/istoria-brandului/15032/petrom-istoria-celei-mai-de-succes-companii-romanesti

http://www.omvpetrom.com/SecurityServlet/secure?cid=1255764914247&lang=ro&swa_site=wps.vp.petromcom&swa_nav=Investor+Relations%7C%7CInvestor+Reports+and+Presentations%7C%7CAnnual+Reports%7C%7C&swa_pid=%5BObjectIDImpl+%27Z6_0O58QJAC2E0GIHMHRM10000000%27%2C+CONTENT_NODE%2C+VP%3A+6491%2C+%5BDomain%3A+rel%5D%2C+DB%3A+5B19-0017A4A762C20128A38DDB0600000000%5D&swa_lang=ro

https://membri.listafirme.ro/omv-petrom-wind-power-srl-17856050/

http://www.gl-group.com/pdf/Quality_in_the_Manufacturing_of_Wind_Turbines.pdf

http://www.rasfoiesc.com/inginerie/electronica/Studiul-privind-exploatarea-si68.php

http://www.opcom.ro/opcom/uploads/doc/PCCV/PCV_Descriere.pdf