PROGRAMUL DE STUDIU: ENERGETICĂ INDUSTRIALĂ FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI LUCRARE DE LICENȚĂ COORDONATOR ȘTIINȚIFIC: s.l. dr. ing ADRIAN FELEA ABSOLVENT… [615552]
UNIVERSITATEA DIN ORADEA
FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICA SI
MANA GEMENT INDUSTRIAL
PROGRAMUL DE STUDIU: ENERGETICĂ INDUSTRIALĂ
FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI
LUCRARE DE LICENȚĂ
COORDONATOR ȘTIINȚIFIC:
s.l. dr. ing ADRIAN FELEA
ABSOLVENT: [anonimizat]
2020
UNIVERSITATEA DIN ORADEA
FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICA SI
MANA GEMENT INDUSTRIAL
PROGRAMUL DE STUDIU: ENERGETICĂ INDUSTRIALĂ
FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI
Analiza tehnico -economică a unei investiții în
domeniul electroenergetic.
Studiu de caz: Investiția într -o
microhidrocentrală.
COORDONATOR ȘTIINȚIFIC:
s.l. dr. ing ADRIAN FELEA
ABSOLVENT: [anonimizat]
2020
CUPRINS
Introducere…………………………………………………………………………………………………… ……..pag. 1
Capitolul I – Surse de energie………………………………………………………………………………… .pag. 4
1.1. Generalități………………………………………………………………………………………………….. ..pag. 4
1.2. Surse co nvenționale de energie…………………………………………………………………………pag. 6
1.3. Surse alternative de energie………………………………………………………………………………pag. 8
1.3.1. Energia Eolină… …………………………………………………………………………………………pag. 8
1.3.2. Energia solară…………………………………………………………………………………………..pag. 10
1.3.2.1. Energia solară termic ă……………………………………………………………………………….pag. 10
1.3.2.2. Energia Fotovoltaică………………………………………………………………………………..pag. 10
1.3.3. Energia Geotermală…………….. ……………………………………………………………………pag. 11
1.3.4. Energia obținută din biomasă……………………………………………………………………..pag. 14
1.3.5. Energia nucleară……………………………….. …………………………………………………….pag. 16
Capitolul II – Hidroenergetica………………………………………………………………………………..pag. 20
2.1. Utilizarea hidroenergiei în România . Istoric…… ………………………………………………..pag. 20
2.2. Tehnologia de bază și componentele unei microhidrocentrale……………………………..pag. 22
2.3. Aspecte tehnice care au impact asupra valorificări optime a potențialului
microhidroenergetic in cadrul unei microhidrocentrale……………………… …………………….pag. 35
2.4. Factori care influențează producția de energie a microhidrocentralelor…………………pag. 39
Capitolul III – Elaborarea studiilor de fezabilitate pentru implementarea proiectelor de investiții
din sectorul valorificării potențialului hidroenergetic……………………………………………….pag. 42
3.1. Considerații generale…………………………………………. ……………………………………. ……pag. 42
3.2. Conceptul de proiect de investiții în obiective energetice. ………………. ……………. …….pag. 44
3.3. Conținutul cadru al studiului de fezabilitate pentru obiective energetice ……………. …pag. 50
Capitolul IV – Studiu de caz : investiția într -o microhicentrală……. …………………………….pag. 6 1
4.1. Analiza tehnică……. ……………………. ………………………………………………………… ………pag. 61
4.1.1. Date generale……. ……………………………………………………………… ……………………….pag. 61
4.1.2. Descrierea investiției ……………………………………………………………………. …………….pag. 63
4.1.3. Date tehnice ale investiției ……………………………………………………………………………pag. 6 6
4.1.4. Descrierea amenajării hidroenergetice ……………………………………. …………… ……….pag. 70
4.1.5. Date Geologice, geotehnice și hidrologice ………………………………. …………………….pag. 71
4.1.6. Descrierea proiectului MHC ………………………………………………….. …………………….pag . 72
4.1.7. Descrierea instalațiilor electrice ale MHC ……………………………….. …………………….pag. 76
4.1.8. Instalații pentru construcții …………………………………………………………………………..pag. 8 0
4.2. Evaluarea impactului asupra mediului ……………………………………….. …………………….pag. 81
4.3. Analiza cost beneficiu …………………………………………………………….. …………………….pag. 90
4.4. Analiza financiară, calcularea indicatorilor de performanță ………. ………………………..pag. 93
Concluzii……………………………………………………………………………………. ……………………pag. 100
Bibliogra fie………………………………………………………………………………… ……………………pag. 103
UNIVERSITATEA DIN ORADEA
FACULTATEA ______________________________________________ ___________________________
DEPARTAMENTUL __________________________________________________ ___________________
TEMA_________
Lucrare de Finalizare a studiilor a studentului________________________ _______________________
1). Tema lucrării de finalizare a studiilor:___________________ ____________________ ____________
________________________________________________________________________ _____________
________________________________________________________________________ _____________
2). Termenul pentru predarea lucrării______________ ____________________________ ____________
3). Elemente inițiale pentru elaborarea lucrării de finalizare a studiilor______________ ____________
________________________________________________________________________ _____________
___________________________ ____________________________________________ _____________ _
4). Conținutul lucrării de finalizare a studiilor :__________________________________ _____________
________________________________________________________________________ _____________
____________ ____________________________________________________________ _____________
________________________________________________________________________ _____________
________________________________________________________________________ _____________
5). Materi al grafic:_________________________________________________________ _____________
________________________________________________________________________ _____________
________________________________________________________________________ _____________
6). Locul de documentare pentru elaborarea lucrării:
________________________________________________________________________ _____________
________________________________________ _____________________________________________
7). Data emiterii temei___________ ____________________________________________ ___________
Coordonator științific
ANEXA 7
UNIVERSITATEA DIN OR ADEA
FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICA
SI MANAGEME NT INDUSTRIAL
Adresa str. Unive rsitatii, nr. 1 Tel. 0259408231
REFERAT
PRIVIND LUCRAREA DE LICENȚĂ / PROIEC TUL DE DIPLOMĂ / DISERTAȚI A
(FINALIZARE A STUDIILOR)
A
ABSOLVENTULUI/ ABSOLVENTEI …………………………………………..
PROGRAMUL DE STUDIU …………………………………….
PROMOȚIA …………………….
1. Titlul lucrării ………………………………………………………………… ……………….
……………… ……………………………………………………………………………. ……………….
2. Structura lucrării ………………………………………………………. ……………………..
…………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………….………………………………………… …
……………………………………………………………………………………… ……………………………….………
………………………………………………………………….………………………………… ……
…………………………………….……………………………………………………………… ……
……….……… ………………………………………………………………….………………… ……
……………………………………………………….………………………………… …………………..
3. Aprecieri asupra conținutului lucrării de licență / proiect ului de diplomă /
disertație i, mod de abordare, complexitate, actualitate, deficiențe
………………………………… ………………………………………………………………………………………………………….
…………………………………………………………………………………………………………….. ………. …………………….
…………………………………………………………………………………………. …………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………….. ……………. ……………….
4. Aprecieri asupra lucrării (se va menționa: numărul titlurilor bibliografice
consultate, frecvența notelor de subsol, calitatea și diversitatea surselor consultate;
modul în care absolventul a prelucrat informațiile din surse teoretice )
………………………………………………………………………………………………………………… ………………………….
………………………………………………………………………………………. ……………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………….. ………………………. …….
5. (se va menționa: opțional locul de documentare și modul în care absolventul a
realizat cercetarea menționându -se contribuția autorului)
…………………………………………………………………………………………………………….. ……………………….. ……
…………………………………………………………………………………………………………….. ……………………………..
……………………………………………………………………………… …………. …………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………….. ……………………………..
……………………. ………………………………………………………… ……………………………………………………………
6. Concluzii (coordonatorul lucrării trebuie să aprecieze valoarea lucrării întocmite,
relevanța studiului întreprins, comp etențele absolventului, rigurozitatea pe
parcursul elaborării lucrării, consecvența și seriozitatea de care a dat dovadă
absolventul pe parcurs)
………………………………………………………………………………………………… ………………………………………….
…………………………………………………………………………………………………………….. ……………………………..
……………………………………….. ……………………………………………….. …………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………….. …………….. ………………
………………………………………………………………………………………………… ………………………………………….
7. Redactarea lucrării respectă ……………………………………….. ……….. cerințele academice
de redactare (părți, capitole, subcapitole, note de subsol și bibliografie).
8. Consider că lucrarea îndeplinește/ nu îndeplinește condițiile pentru susținere în
sesiunea de Examen de licență / diplomă / disertație din …………………… și
propun acordarea notei ………………
Oradea,
Data Coordonatori științifici
1
INTRODUCERE
Creșterea accelerată a populației globului, conjugată cu sporirea proporției celor care
beneficiază de comoditățile vieții moderne, în ciuda măsurilor relativ severe de economisire, a
dus la o creștere a cererii de energie.
Producerea energiei prin arderea combustibililor fosili a determinat creșterea
importantă, în atmosferă, a gazelor cu efect de seră. În cea ce privește dioxidul de carbon,
cercetările arată că, în pe rioada preindustrială, concentrația a fost de 280 ppm și a ajuns în
prezent la 360 ppm, iar creșterea va continua accelerat dacă nu se iau măsuri drastice de
stopare. Această situație a generat schimbări profunde în echilibrul planetei noastre. Pent ru
definirea schimbărilor se utilizează frecvent următoarele sintagme: efect de seră, ploi acide,
gaura din stratul de ozon, deșertificare prin secetă prelungită, inundații catastrofale, alunecări
de teren, topirea calotelor glaciare, furtuni cu tornade.
Ca urmare, în ultimul timp, urgența primară nu mai este economisirea resurselor de
combustibili fosili (imperativ al anilor 1970 –1985), ci protejarea mediului de poluarea generată
prin arderea combustibililor fosili.
Cele trei posibilități de remediere a s ituației actuale sunt:
reflectarea radiației solare,
economisirea energiei, prin creșterea randamentelor,
utilizarea „Surselor Regenerabile de Energie” (SRE).
Până în 2030, eficiența energetică la nivelul UE trebuie îmbunătățită cu 32.5%, în timp
ce cota de regenerabile trebuie să fie de cel puțin 32% din consumul final. Ambele obiective
vor fi reanalizate în 2023. Obiectivele pot doar să devină mai ambițioase, în niciun caz reduse .
Cartea Alba a ISES din 2003 prognozeaza procentele fiecărui tip de sursă de energie
regenerabilă în producerea de energie în lume (situație dată pentru anul 2003) astfel:
Bioenergie: aproape 11% din energia folosită în prezent pe plan mondial este obținută
din bioenergie; se estimează pentru potențialul bioenergiei în 2050 o medie de 450EJ (ceea
ce este mult mai mult decât cererea totală actuală de energie in plan mondial.
Energie geotermală: energia geotermală poate fi o sursă de energie regenerabilă majoră pentru
un numar mare de țări (cel puțin 58 de țări: 39 pot fi alimentate 100% din energie
geotermală, 4 cu mai mult de 50%, 5 cu mai mult de 20% și 8 cu mai mult de 10 %).
Energia eoliană: capacitatea globală a energiei eoliene va ajunge la peste 32000MW, iar
procentul de creștere este de 32% / an. Ținta de 12% din cererea mondială de electricitate
2
produsă din energie eoliană până în 2030 pare a fi deja atinsă.
Energie solară: energia solară a avut o rată de creștere din 1971 până în 2000 de cca. 32.6 %.
O asistență financiară masivă pentru cercetare -dezvoltare, insoțită de un set de măsuri
fiscale, ajutoare si garanții de stat, împrumuturi pentru investiții, programe regionale și locale
specifice, au reprezentat portofoliul oferit partizanilor energiei verzi în țările mai dezvoltate
din punct de vedere tehnologic a Uniunii Europene. Au început să fie valorificate resurse
energetice variate noi și regenerabile – hidro, energia vântului pe apă si pe uscat, pila
fotovoltaică, biomasa, energia solară, geotermală si deșeurile urbane.
După modelul european și România a elaborat o strategie în domeniul „energiei verzi”,
prin care își stabilește ca țintă, până în 20 30, o cotă de 27 % din energie obținută din surse
regenerabile: amenajări hidro de mică putere, energie eoliană, energie solară, bioenergie (în
primul rând bioma să). În putere instalată, această cotă reprezintă circa 750 MW. Dorința de a
utiliza potențialul surselor regenerabile de energie a existat în România și înainte de 1989, când
s-a pus accentul îndeosebi pe energia hidro. Actualmente, facilitățile create fa c ca, din ce în ce
mai multe firme românești și străine să dorească să se implice în producerea de energie electrică
din surse regenerabile.
În cadrul SRE, energia hidro deține cea mai mare pondere și este considerată energie
furnizată de unități hidroener getice cu puterea instalată P < 10 MW (adică „hidroenergie mică”
obținută în microhidrocentrale).
Micropotențialul hidroenergetic este parte integrantă a potențialului energetic al
României și dacă, până în prezent s -a pus accent în special pe realizarea d e centrale
hidroelectrice cu puteri P > 10 MW, România face demersuri pentru valorificarea în
continuare a micropotențialului pentru a răspunde cerințelor Directivei Uniunii Europene
privind sursele regenerabile de energie.
În momentul de față există pre ocupări de valorificare a micropotențialului
hidroenergetic atât în țară cât și la nivel internațional. În ceea ce privește România, Institutul
de Studii și Proiectări Hidroenergetice – ISPH a realizat diferite studii privind micropotențialul
hidroenergeti c, s-au realizat centrale de mică putere și s -au reabilitat cele existente.
Dacă se are în vedere tot potențialul hidroenergetic amenajabil prin centrale
hidroelectrice de mică putere, se constată că acesta echivalează cu aproape 80% din energia
produsă de Porțile de Fier I, cu deosebirea că MHC -urile sunt distribuite pe întreaga suprafață
a țării și că realizarea acestora ar determina creșteri economice în toate zonele țării.
3
În lucrarea pe care am e laborat -o, doresc să stabilesc î n baza informațiilor cule se ,
modul î n care se poate valorifica p otențialul microhidroenergetic î ntr-o zonă relativ apropiată
de noi prin construirea unei microhidr ocentrale. În acest sens am elaborat un studiu de
fezabilitate privind construirea unei microhidrocentrale pe pârâul Dara, în localitatea Lunca
Vișagului, județul CLUJ
Lucrarea este structurată pe patru capitole pricipale care tratează atît aspectele și
problemele generale al e valorific ării microhidropotențialului energetic a României cât și
probelemele specifice realizării proie ctului unei microhidrocentrale în zona Munților Apuseni.
Fiecare capitol est e deasemenea structurat pe subcapitole în care am analizat concret
etapele elaborării studiului de fezabilitate pentru realizarea microhidroc entralei pe pârâ ul Dara
din localitatea Lunca Vișagului
4
CAPITOLUL I
SURSE DE ENERGIE
1.1.Generalități
De-a lungul secolelor, omul a folosit – din rezervele de energie ale naturii – mai multe
forme de energie, care îi erau accesibile în funcție de gradul de cunoștințe tehnice pe care le
poseda la un moment dat. Dintre toate formele de energie, energia electrică are un rol de
neînlocuit în dezvoltarea industrială, din următoarele motive:
a) manevrabilitatea deosebită a energiei electrice în fazel e de generare și utilizare, reflectată
de:
– posibilitatea de a fi generată economic din orice sursă de energie primară și de a fi convertită
–cu randamente mari – în orice formă uzuală de energie;
– posibilitatea de a fi generată în centrale de puteri foa rte mari și transmisă economic la distanțe
de ordinul miilor de kilometri;
– faptul că utilizarea ei nu creează probleme pentru mediul ambiant;
– faptul că se poate doza precis;
– faptul că în multe aplicații este unica formă posibilă de energie.
b) reducerea investițiilor specifice în centralele electrice;
c) descreșterea prețului energiei electrice, ca urmare a optimizării alegerii purtătorilor de
energie primară (căderi de apă și combustibil nuclear, surse regenerabile), a creșterii eficienței
generării, transportului și distribuției;
d) extinderea consumului casnic ca urmare a necesităților determinate de progresul
socialeconomic;
e) avantajele utilizării ei în anumite cicluri de producție față de alte forme de energie;
f) dezvoltarea tehnologi că.
În generarea și utilizarea energiei electrice în diferite domenii rămâne determinant
prețul acesteia. Prețul este un instrument economic ce determină atragerea unor noi surse de
energie primară, reducerea cererii de electricitate
– în special în orele de vârf – și creșterea randamentului receptoarelor de energie
electrică, cu condiția de a fi folosit corespunzător, fără ingerințe de conjunctură.
5
Energia este:
– formă fundamentală de manifestare a materiei;
– capacitatea unui sistem fizic de a efectua lucru mecanic atunci când are loc o trecere (printr –
o transformare) dintr -o stare a sa, aleasă ca stare de referință într -o altă stare, despre care
vorbim;
– funcție de stare a sistemului fizic pe care -l caracterizează și este precizată până la o constantă
arbitrară. În raport cu aceasta energia unui sistem poate fi pozitivă, nulă sau negativă.
Lucrul mecanic
– nu caracterizează sistemele fizice ci doar transformările lor, nefiind o formă de energie.
Ecuația lui A. Einstein stabilește
E=m*c2 (1.1)
Masa nu este deci o formă specială de energie ci o mărime determinată de aceasta, care
corespunde oricărei forme de energie – în sensul că dacă un sistem fizic are o anumită energie
are și o masă inertă corespunzătoare, și reciproc.
Energia este denumită după s istemul fizic căreia îi aparține (de exemplu: energie hidraulică,
energia combustibililor, energie eoliană, energie nucleară, energie de zăcământ etc.) sau după
specificul stării sistemului la care se referă (de exemplu energie de legătură chimică).
Sunt denumite:
Energie potențială este acea parte din energia totală a unui sistem fizic în a cărei expresie
intervin numai mărimile care caracterizează configurația geometrică a corpurilor sistemului.
Energia potențială a unui sistem fizic depinde de pozițiile relative ale corpurilor ce compun
sistemul și de pozițiile față de exterior ale acestora.
Energie internă (sau energia interioară) a unui sistem fizic este acea parte din energia sa totală
care depinde exclusiv de mărimile lui de stare internă.
Energie de legătură este energia care trebuie cedată unui sistem fizic spre a -l descompune în
elementele sale componente, separate între ele la infinit.
Energie cinetică este acea parte din energia totală a unui sistem fizic care depinde exclusiv de
masele inerte al e părților componente ale sistemului și de vitezele lor față de un sistem de
referință inerțial, raportată la starea în care aceste viteze ar fi nule.
6
Entalpie este o funcție de stare a unui corp, diferită de căldură, care reprezintă „conținutul de
căldură“ al corpului. Ea caracterizează starea de dezordine a sistemului.
Energie electromagnetică este energia sistemelor fizice raportată la o stare de referință care
diferă de starea considerată numai prin valorile mărimilor de stare locală a câmpului
electromagnetic. Starea de referință pentru energia electromagnetică este caracterizată de
obicei prin valori nule ale mărimilor de stare locală ale câmpului electromagnetic.
Energia electromagnetică a unui sistem fizic într -o anumită stare, care diferă de starea de
referință, este egală cu echivalentul în lucru mecanic al acțiunilor externe efectuate pentru a
aduce sistemul din starea de referință în starea considerată.
Energia electromagnetică se exprimă în general în doi termeni:
– energia electrică E e care depinde numai de mărimi electrice;
– energia magnetică E m care depinde numai de mărimi magnetice.
Deci energia electrică a unui sistem fizic este partea din energia totală a acelui sistem
în a cărei expresie intervin numai mărimi electrice.
1.2.Surs e convenționale de energie
Sursele de energie convenționale sunt cele pe care umanitatea le utilizează de acum câteva sute
de ani în urmă. Începând cu energia termică (căldură) pe care omul o folosește de le
descoperirea focului și pînă la REVOLUȚIA INDUS TRIALĂ din seco lul XVIII, principala și
poate unica sursă de energie a constituit -o lemnul. Pădurile constituiau un teritoriu nestemat de
resurse enegetice, fiind exploatată atât de păturile sociale înalte cât și de cele de la marginea
societății. În Român ia încă se mai exploatează pădurea, de cele mai multe ori nechibzuit, deși
organizațiile nonguvernamentale avertizează de pericolul pierderii ”plămânilor Terrei” ce ne
asigură aerul curat. Odată cu dezvoltarea țărilor sărace, locul lemnului este luat de alte tipuri
de resurse nergetice, reunite sub denumirea generică de combustibili fosili.
Centrale termoelectrice
Asigură baza curbei de sarcină.
Se clasifică în:
– centrale termoelectrice cu comb ustibili clasici, care, după natura purtătorului intermediar de
energie sunt:
– centrale termoelectrice cu abur:
7
– cu turbine cu abur;
– cu mașini cu abur cu piston;
– centrale termoelectrice cu instalații de ardere internă:
– cu motoare cu ardere internă;
– cu turbine cu gaz;
– centrale termoelectrice cu cicluri combinate (cu abur și cu ardere internă).
– centrale nuclearoelectrice, care, din punct de vedere tehnologic, sunt:
– LWR – Light Water Reactor (cu subtipurile BWR și PWR)
– HWR (sau PHWR – Pressur ized Heavy Water moderated and cooled Reactor – reactor
moderat și răcit cu apă grea sub presiune).
– centrale geotermoelectrice, care sunt:
– cu admisia vaporilor subterani direct în turbină și cu evacuare directă în atmosferă (sau captare
pentru uzine chimice);
– cu admisia vaporilor subterani direct în turbină și cu evacuare prin condensator;
– cu alimentarea turbinei cu abur secundar provenit din aburi de extracție, după eliminarea
substanțelor chimice și a gazelor.
– centrale helioelectrice, care, în funcție de tipul captatorului, sunt:
– cu captatoare fără concentrare optică;
– cu captatoare cu concentrare optică.
Energia Hidraulică
Energia hidraulică reprezintă capacitatea unui sistem fizic (apă ) de a efectua un lucru
mecanic la trecerea dintr -o stare dată în altă stare (curgere). Datorită circuitului apei în natură
întreținut de energia soarelui, este considerată o formă de energie regenerabilă.
Energia hidraulică este de fapt o energie mecanică , formată din energia potențială a apei
dată de diferența de nivel între lacul de acumulare și centrală, respectiv din energia cinetică a
apei în mișcare. Exploatarea acestei energii se face curent în hidrocentrale, care transformă
energia potențială a ape i în energie cinetică, pe care apoi o captează cu ajutorul unor turbine
hidraulice care acționează generatoare electrice care o transformă în energie electrică. Tot
forme de energie hidraulică sunt considerate energia cinetică a valurilor și mareelor.
Ener gia hidraulică a fost folosită încă din antichitate. În India se foloseau roțile
hidraulice la morile de apă. În Imperiul Roman morile acționate de apă produceau fâină și erau
8
folosite de asemenea la acționarea gaterelor pentru tăierea lemnului și a pietre i. Puterea unui
torent de apă eliberată dintr -un rezervor a fost folosită la extracția minereurilor, metodă descrisă
încă de Pliniu cel Bătrân. Metoda a fost folosită pe larg în evul mediu în Marea Britanie și chiar
mai târziu la extracția minereurilor de plumb și staniu. Metoda a evoluat în mineritul hidraulic,
folosită în perioada goanei după aur din California.
În China și în extremul orient, roți hidraulice cu cupe erau folosite la irigarea culturilor.
În anii 1830, în perioada de vârf a canalelor, ener gia hidraulică era folosită la tractarea barjelor
în sus și în josul pantelor pronunțate. Energia mecanică necesară diverselor industrii a
determinat amplasarea acestora lângă căderile de apă.
În zilele de azi utilizarea curentă a energiei hidraulice se fa ce pentru producerea curentului
electric, care este produs în acest caz cu costuri relativ reduse, iar energia produsă poate fi
utilizată relativ departe de surse
1.3. Surse alternative de energie
1.3.1. Energia Eolină
Energia eoliană, sau energia vântulu i, poate fi considerată o formă de energie solară,
deoarece vântul este produs în principal de încălzirea neuniformă a atmosferei terestre, de către
Soare. Alți factori care contribuie la producerea vântului sunt neregularitățile scoarței terestre
și mișca rea de rotație a Pământului în jurul axei proprii.
Conversia energiei eoliene în energie mecanică și apoi în energie electrică, poate fi realizată cu
ajutorul turbinelor eoliene. Într -o manieră simplificată, se poate spune că principiul de
funcționare al t urbinelor eoliene este cel al unui ventilator inversat. În loc să producă vânt cu
ajutorul energiei electrice, asa cum se întâmplă în ventilator, turbina eoliană utilizează vântul
pentru a produce energie electrică. Astfel, vântul antrenează în rotație pal etele, care sunt fixate
pe arborele turbinei. Energia mecanică obținută prin rotația arborelui, este convertită în energie
electrică de către un generator de curent electric.
Din punct de vedere istoric, prima utilizare a energiei vântului datează de peste 5000
ani, când egiptenii utilizau deja energia eoliană pentru deplasarea corăbiilor. De asemenea, cu
2000 ani î.e.n., în Babilon funcționau deja primele mori de vânt. Se pare că lumea occidentală
a descoperit mult mai târziu forța vântului, primele referi ri scrise la mașini care utilizau energia
vântului datează abia din sec. 12, fiind vorba de echipamente pentru măcinarea grânelor.
9
Europa nu are decât 9% din potențialul eolian disponibil în lume, dar în anul 20 12 deținea 72%
din puterea instalată de origine eoliană. Ea a produs 50 TWh electricitate de origine eoliană în
2002, producția mondială fiind de 70 TWh. Potențialul eolian tehnic disponibil în Europa este
de 5.000 TWh pe an.
Fig. 1.2. Elementele componente ale unei centrale eoliene
În aceast ă figură se prezintă structura internă a unei turbine eoliene, care constă din
urmptoarele elemente:
Nacela (2) – conține componentele cheie ale turbinei, incluzând cutia de viteze și
generatorul electric. În fața nacelei este rotorul turbinei cu paletele ( 1) și hub -ul (9) cuplat la
axul principal (8). Cutia de viteze (7) mărește viteza de rotație de aproximativ 50 de ori față de
viteza redusă a rotorului cu palete. Instalația este echipată cu o frână mecanică cu disc (6), care
poate fi folosită în cazuri de urgență. Generatorul turbinelor de vânt (5) conectat printr -un ax
de mare viteză, convertește energia mecanică în energie electrică. El diferă față de
generatoarele obișnuite, deoarece trebuie să lucreze cu o sursă de energie primară care
furnizează o put ere mecanică fluctuantă.
Pe scara largă, la turbinele de 100 -500 kW, tensiunea generată este de 690 V.c.a. trifazat, fiind
necesar un transformator ridicător de tensiune de 10 sau 30 kV, pentru a putea fi conectat la
rețeaua națională de medie tensiune. T urbinele pot fi construite atât cu generatoare sincrone cât
și asincrone și cu diferite tipuri de conectare la rețea: direct sau indirect. Turnul turbinei (3)
susține nacela și rotorul. În general este avantajos un turn înalt deoarece vântul e mai puterni c.
O turbină de 600 kW are turnul de 40 -60m.
10
1.3.2. Energia solară
Durata de viață a soarelui este estimată la 5 miliarde de ani, ceea ce conduce la concluzia
că, pe scara noastră a timpului, el reprezintă o energie inepuizabilă și deci regenerabilă. Ener gia
totală captată de scoarța terestră este de 720*106 TWh pe an. Disponibilitatea acestei energii
depinde însă de ciclul zi -noapte, de latitudinea locului unde este captată, de anotimpuri și de
pătura noroasă. Exista mai multe modalități de captare/conversie a energiei solare.3
1.3.2.1. Energia solară termică
Se baz ează pe producerea de apă caldă utilizată în clădiri, sau în scopul de a permite
acționarea turbinelor ca și în cazul centralelor termice clasice, pentru producția de electricitate.
Această tehnică de a produce electricitate se aplică în cazul centralelor experimentale cu
randamentul net într -adevăr mic, de 15%. Apele de suprafață ale mărilor sunt în mod natural
încălzite de soare, ceea ce reprezintă un imens rezervor de energie în zonele tropicale.
Proiectele de extracție a acestei "energii termice a mări lor" au la bază acționarea
diferitelor mașini termodinamice. Aceste funcționează pe baza diferenței de temperatură dintre
apa de suprafață (25 până la 30°C) și apa de adâncime (5°C la 1000 m adâncime). Pentru ca
această soluție să fie practică ar trebui ca diferența de temperatură să fie mai mare 20°C, dar
randamentul de 2% este foarte slab.4
1.3.2.2. Energia Fotovoltaică
Se bazează pe producerea directă de electricitate prin intermediul celulelor cu siliciu.
Atunci când strălucește și atunci când condițiile clima tice sunt favorabile, soarele furnizează o
putere de 1 kW/mp. Panourile fotovoltaice permit convertirea directă în electricitate a 10 – 15%
din această putere. Producția de energie a unui astfel de panou variază odată cu creșterea sau
scăderea intensității solare: 100 kWh/mp/an în Europa de Nord, iar în zona mediteraneană este
de două ori mai mare.
Un acoperiș fotovoltaic de 5×4 metri are o putere de 3 kW și produce 2 – 6 MWh/an. Dacă cei
10.000 kmp de acoperiș existenți în Franța ar fi utilizați ca gener ator solar, producția ar fi de
1.000 TWh pe an, aproape dublul consumului final de electricitate în Franța la începutul anilor
2000 (450 Twh). Principalele obstacole în utilizarea pe scară largă a energiei solare fotovoltaice
(și termice) le reprezintă, pe de o parte disponibilul de putere furnizată, care constrânge la
11
stocarea electricității pentru o funcționare autonomă sau la utilizarea de soluții energetice
complementare, iar pe de altă parte competitivitatea economică.
1.3.3. Energia Geotermală
În lite ratura de specialitate, Energia geotermală este definită ca fiind acea parte a
energiei telurice care poate fi exploatată eficient din punct de vedere economic, în prezent sau
într-un viitor prognozabil. Această formă de energie este stocată în zăcăminte g eotermale,
definite ca “apa de convecție din crusta superioară a Terrei, și care, într -un spațiu limitat,
transferă căldura de la o sursă de căldură de profunzime la un rezervor de acumulare a ei și
care, de regulă, este suprafața liberă a Pământului”, con form definiției date de Hochstein în
anul 1990.
Cercetările în domeniul utilizării potențialului geotermal sunt deosebit de dezvoltate pe
plan mondial, cunoscându -se realizări remarcabile în domeniu în Islanda, Italia, SUA, Israel,
Japonia, Noua Zeelandă, Franța, etc. Țara cu cea mai mare dezvoltare a utilizării energiei
geotermale este Islanda care obține aproximativ 68% din energia primară cu ajutorul resurselor
geotermale.
În Islanda, energia geotermală este utilizată în proporție de 76% pentru încălzire a
spațiului și 16% pentru producerea de, restul fiind utilizată pentru încălzirea serelor,
piscicultură, topirea zăpezii și balneologie. Țări precum China, Turcia și Tunisia sunt exemple
recente ale creșterii utilizării directe a energiei geotermale. Pe pl an mondial topul primelor țări
care utilizează direct energie geotermală (încălzirea spațiilor, sere, utilizări industriale,
balneologie) sunt: SUA, China, Islanda, Japonia, Turcia.
Dezvoltările recente ale aplicațiilor cu pompe de căldură în sursele energetice de
adâncime scăzută deschid noi dimensiuni ale utilizării căldurii Pământului. Sugestiv este faptul
că rata de creștere pentru utilizatorii direcți este în continuă ascensiune. Energia geotermală,
cu tehnologia și resursele ei abundente, își poate aduce o contribuție importantă privind
reducerea emisiilor poluante și a efectului de seră. Este necesar ca guvernele să implementeze
cadrul instituțional legal și instrumentele financ iare care să permită ca resursele geotermale să
completeze sistemul energiilor convenționale. Prognozele interna -ționale estimează ca
exploatarea resurselor de energie reînnoibilă va crește semnificativ, până la 30÷80% în 2100.
Energia geotermală este utilizată în mare măsură pentru încălzirea cartierelor municipale în
12
special în Islanda, Franța, China și Turcia. Încălzirea locuințelor individuale este un lucru
obișnuit în SUA.
Deși cercetarea în domeniul energiei geotermale are o tradiție semnificativ ă pe plan
mondial, intensificarea activității de cercetare și dezvoltarea aplicațiilor geotermale sunt
necesare, cu scopul de a grăbi progresul metodelor eficiente de conversie a energiei geotermale
în energie electrică și de a realiza reduceri de cost con siderabile. Un câmp geotermal și, mai pe
larg, o resursă geotermală se plasează în plăci tectonice specifice când există anumite condiții
tipice: geologice, hidrologice, structurale și fizice.
Căldura sursei : De obicei, o intruziune magmatică de mică adânc ime care generează
anomalie termală. Gradientul termal în apropierea crustei de mică adâncime este mai mare
decât 3°C/100 m care este un gradient normal.
Rezervorul : O rocă gazdă cu permeabilitate pe o scară mai mare de transmisivitate
primară sau secundar ă care permite circulația fluidelor geotermale, dar are proprietăți de
reținere pentru a permite fluidelor să se încălzească în interiorul rezervorului. Când are loc
convecția, vâscozitatea și coeficientul de dilatație a unui fluid sunt de asemenea, implic ate,
sistemul ajunge la eficacitate maximă.
Etanșare : O formă de acoperire, peste rezervor, cu impermeabilitate suficientă chiar
primară sau secundară care să izoleze sistemul geotermal de suprafața apei de termalitate
scăzută.
Încărcarea : Pentru restaurar ea (recondiționarea) unui rezervor când are loc extracția.
Când condițiile de mai sus sunt satisfăcute, apa din sistemul de reîncărcare se scurge în
rezervor și atinge echilibrul termal la care roca gazdă este expusă de către sursa de căldură. Un
transfer de căldură are o eficacitate maximă când în rezervor este declanșat un sistem de
circulație convectiv. Această condiție permite sistemului să obțină fluide calde la o mică
adâncime și face exploatarea depozitelor geotermale mai ușoară și mai favorabilă ec onomic.
Resursele de rocă caldă uscată se găsesc în regiuni de adâncime forabilă din punct de vedere
economic, lipsite de prezența naturală a apei, unde temperaturile sunt destul de mari să
încălzească apa ce este introdusă prin tubulatura de foraj către o temperatură ce poate fi folosită.
Cele mai folosite regiuni investigate până acum nu au fost în totalitate “uscate“. În prezent,
această tehnologie reprezintă o investiție de viitor și ar putea fi folosită în rezervoare de entalpie
ridicată.
13
Resursele geo presurizate se găsesc în regiuni adânci, unde energia termală găsită în
fluidul din roci este argumentată de o presiune foarte ridicată de la adâncime mare de îngropare
și separate sub un mare sifon impermeabil. Aceste resurse încă așteptă evaluarea și exp loatarea
adecvată.
Parametrul obișnuit pentru clasificarea resurselor geotermale este entalpia fluidelor
geotermale. Entalpia este folosită pentru a determina potențialul energetic energie termală a
fluidelor.
Astfel, resursele geotermale sunt, în general, împărțite în resurse de entalpie joasă,
medie și înaltă, în funcție de temperatura fluidului, în concordanță cu diferite criterii (tabelul
1.1÷tabelul 1.3):
Muffler & Cataldi,
1978 Hochstein,
1990 Benderitter &
Cormy, 1990 Haenel, Rybach &
Stegena, 1988
Entalpie joasă <90°C <125°C <100°C <150°C
Entalpie medie 90÷150°C 125÷225°C 100÷200°C 150°C
Entalpie înaltă >150°C >225°C >200°C >150°C
Tabelul 1. 1 Criteriul termal.
Entalpie înaltă Potrivită pentru generare de electricitate
Entalpie joasă -medie Mult mai potrivită pentru utilizare directă în încălzire
Tabelul 1. 2 Criteriul de utilizare, în concordanță cu disponibilitatea tehnologiei de exploatare.
Entalpie înaltă Vapor/sisteme geotermale predominant de abur uscat
Sisteme geotermale predominant apă t>220°C
Entalpie medie -joasă Sisteme geotermale predominant lichid
Tabelul 1. 3 Criteriul fizic, în concordanță cu starea fizică a fluidului geotermal
În sisteme de tip predominant, apa lichidă este faza continuă și de regulator de presiune.
Vapori se pot găsi ca bule separate. Aceste sisteme geotermale sunt cele mai larg răspândite în
lume, depinzând de condițiile de temperatură și presiune: apă caldă, mixtură de abur și apă,
abur umed și, în unele cazuri, poate fi produs abur uscat.
În sistemele predominant –vapori (abur uscat), apa și vaporii coexistă în rezervor, cu
vaporii ca fază continuă și regulator de presiune. Sistemele geotermale de acest tip, sunt
14
reprezentate de cele de la Larderello, în Italia și Geysers în California. Aceste sisteme de
temperatură înaltă sunt rare. În aceste câmpuri este produs abur uscat și supraîncălzit.
Energia geotermală poate fi:
• De înaltă temperatură (caracteristi că zonelor vulcanice), pânzele de apă limitrofe ajungând
la sute de grade, realizând o vaporizare parțială care se utilizează într -o centrală electrică.
Accesul la pânza de apă este dificil. Uneori, adâncimea de foraj poate depăși 10.000 m;
• De joasă te mperatură, accesibilă în orice parte a globului. Temperatura scoarței pământești
crește în adâncime cu 3°C la fiecare 100 m. Diferența de temperatură creată ar putea fi aplicată
în termoficare prin recircularea fluidului în pompe de căldură, nu în producer ea energiei
electrice.
Energia geotermală a fost folosită în producerea energiei electrice încă din 1913, iar în
următoarele patru decenii au fost produși sute de MWh atât pentru generare de energie
electrică, cât și pentru utilizatorii direcți. Utilizarea energiei geotermale a crescut rapid în
ultimele trei decenii. În anul 2000, resursele geotermale au fost identificate în peste 80 de țări
și s-a înregistrat creșterea utilizării energiei geotermale în 58 dintre acestea. Energia electrică
este produsă cu a bur geotermal în 21 de țări răspândite în toate continentele. Cinci țări obțin
10÷22% din producția lor de electricitate utilizând energie geotermală. Numai o mică parte din
potențialul geotermal existent s -a dezvoltat până în prezent, dar perioada actuală este o perioadă
amplă pentru accelerarea utilizării energiei geotermale atât pentru producerea curentului
electric, cât și în aplicații directe. Energia geotermală, cu tehnologia și resursele sale abundente,
poate aduce contribuții semnificative la reduce rea emisiilor poluante și a efectului de seră.
1.3.4. Energia obținută din biomasă
Pe plan mondial există o amplă activitate de utilizare a biomasei pentru producerea de
energie electrică și termică, impulsionată de necesitatea reducerii emisiei de CO2, de politica
energetică a Uniunii Europene.
În țările dezvoltate sunt utilizate tehnologii moderne de valorificare a potențialului
energetic al biomasei prin ardere directă sau prin obținerea de combustibili lichizi și gazoși.
Sursele de biomasă sunt reprezen tate de deșeurile forestiere, deșeurile rezultate din prelucrarea
lemnului, resturile vegetale din agricultură și din industria alimentară, reziduuri animale, iar în
15
ultima perioadă – de culturile speciale cu ritm intens de creștere. Argumentele în favoare a
utilizării energetice a biomasei sunt atît de natură a protecției mediului, cât și de natură socio –
economică, prin ocuparea și stabilizarea forței de muncă a fermierilor în zonele de cultivare a
plantelor cu valorificare energetică, materie primă cu cara cter regenerativ. În același timp, pot
fi valorificate terenurile necultivate din cauza supraproducției agricole, terenurile degradate sau
pădurile defrișate.
O tehnologie actuală de valorificare energetică a biomasei este reprezentată de
obținerea de biogaz. Avantajul acestei tehnologii constă în utilizarea unui combustibil ecologic.
Biomasa este o sursă regenerabilă de energie din care se produce căldură, frig, electricitate și
combustibil pentru transport.
Definiția biom asei ca resursă regenerabilă. Conform Deciziei Comitetului Executiv al
mecanismului Dezvoltării Nepoluante de pe lîngă Protocolul de la Kyoto, biomasa este
considerată regenerabilă doar în cazul cînd cel puțin una din următoarele cinci condiții este
satisf ăcută.
Biomasa provine din zone împădurite, unde:
pe terenurile respective statutul de pădure continuă a fi menținut;
sunt aplicate practici de management durabil ce asigură stocarea unei anumite cantități de
carbon;
sunt valabile reglementări la nivel n ațional sau local ce privesc pădurile și conservarea naturii.
Biomasa este un material lemnos provenit de pe terenuri arabile și/sau fînețe, unde:
terenurile respective rămîn în continuare a fi zone arabile și/sau terenuri de creștere a ierbii
pentru fîn s au zona respectivă este împădurită;
sunt aplicate practici de management durabil ce asigură ca stocul de carbon pe terenurile
respective să nu se reducă sistematic în timp;
sunt valabile reglementări la nivel național sau local ce privesc pădurile, teren urile agricole și
conservarea naturii.
Biomasa este un material nelemnos provenit de pe terenuri arabile și/sau fînețe unde:
terenurile respective rămîn în continuare a fi zone arabile și/sau terenuri de creștere a ierbii
pentru fîn sau zona respectivă e ste împădurită;
sunt aplicate practici de management durabil ce asigură ca stocul de carbon pe terenurile
respective să nu se reducă sistematic în timp;
16
sunt valabile reglementări la nivel național sau local ce privesc pădurile, terenurile agricole și
conservarea naturii.
Biomasa reprezintă reziduuri de origine biologică (reziduuri de biomasă), a căror
utilizare în diferite scopuri nu presupune micșorarea stocurilor de carbon (în particular, a celor
de lemne uscate, gunoi, maculatură, carbon organic din s ol) în zona din care biomasa este
colectată. De exemplu, în cadrul unui proiect CDM se prevede colectarea lemnului uscat dintr –
o pădure (material care, în lipsa proiectului, nu ar fi fost atins). Aceste reziduuri forestiere nu
reprezintă biomasă regenerabi lă, deoarece colectarea și utilizarea lor va duce la micșorarea
stocului de carbon din zona considerată.
Biomasa este fracțiunea nefosilă a deșeurilor municipale sau industriale. Dacă niciuna
dintre aceste condiții nu este satisfăcută, biomasa este consid erată neregenerabilă. La începutul
acestui mileniu omenirea se confruntă cu un șir de amenințări cauzate de consumul necontrolat
(nelimitat) de energie, în special al combustibililor fosili. Aceste amenințări sunt:
încălzirea globală, care deja are conseci nțe grave, precum sunt inundațiile, furtunile,
alunecările de teren, căldura excesivă în perioada de vară, seceta ș.a.;
epuizarea rezervelor de gaze naturale și petrol, care conduce la creșterea spectaculoasă a
prețului acestora pe piața mondială;
poluarea tot mai gravă a mediului înconjurător (aer, apă, sol), care contribuie la dereglarea
sănătății populației.7
1.3.5. Energia nucleară
În timpul celui de -al doilea război mondial, oamenii de știință din Germania și America
s-au întrecut pentru a face o bombă puternică, utilizând energia din nucleele atomilor. De
atunci, oamenii au învățat să folosească energia nucleară pentru a genera electricitate.
În Chicago, SUA, o echipă de oameni de știință condusă de profesorul italian Enrico
Fermi a reușit să provoace prima reacție nucleară controlată. Era anul 1942, și această realizare
a condus la dezvoltarea bombei atomice. Ceea ce au reușit să facă oamenii de știință adesea
numim “scindarea atomului”. Dar, pentru a fi mai preciși, ei au găsit o cale de a scinda nucleul
– masa de protoni și neutroni din centrul unui atom. În acest proces se distrugea o cantitate
mică de materie. Dar, așa cum prezisese fizicianul Albert Einstein, în locul ei era eliberata o
cantitate mare de energie – sub formă de căldură. În cazul bombei atomice, procesul avea loc
17
foarte rapid, având ca rezultat o explozie bruscă și devastatoare de energie. În centralele
nucleare are loc același tip de reacție, dar la o rată mai lentă și controlată cu grijă.
Fisiunea nucleară
Scindarea nucleului unui atom se numește fisiune nucleară. Aceasta este provocată prin
bombardarea combustibilului cu neutroni. Un neutron lovește un nucleu, determinându -l să se
scindeze și să emită mai mulți neutroni. Aceștia lovesc alte nuclee , provocând alte scindări și
eliberarea altor neutroni. Această succesiune se numește reacție în lanț. În cazul unei bombe
atomice, reacției în lanț i se permite să continue necontrolată. Acesta este motivul pentru care
energia eliberată în timpul procesul ui de fisiune se acumulează pentru a provoca o explozie
violentă. La un reactor nuclear, bare de reglare metalice absorb o parte din neutroni, încetinind
reacția și rata la care se eliberează energia.
Materiale fisionabile
Numai câteva elemente pot fi uti lizate drept combustibili nucleari deoarece, pentru a
intra într -o reacție de fisiune în lanț, atomii trebuie să aibă nuclee relativ mari și instabile.
Asemenea elemente sunt cunoscute sub numele de materiale fisionabile. Unul dintre
cele mai larg fo losite la centralele nucleare este uran iu-235, care are 92 de protoni ș i 143 de
neutroni în nucleul său. Fisiunea nucleară a unei mase de uraniu produce o energie de peste
două milioane de ori mai mare decât cea obținută prin arderea unei mase de carbune de aceeași
greutate.
Chiar și în cazul unui material fisionabil adecvat, o reacție în lanț va înceta dacă este
prezentă numai o cantitate mică din material. Numai dacă masa depășeste o anumită valoare,
numita masă critică, reacția în lanț se va autoîntreți ne. De exemplu, în cazul uraniului -235 masa
critică este de aproximativ 50kg.
Reactorul nuclear al lui Enrico Fermi constă dintr -o masa de grafit și bare de
combustibil de uraniu. S -a mai adăugat grafit și uraniu până când cantitatea de uraniu prezentă
a fost suficientă pentru a întreține o reacție în lanț. Grafitul avea rolul unui moderator – un
material care încetinește neutronii pentru a -i face mai eficienți în provocarea fisiunii. Pe masură
ce neutronii se lovesc de nucleele moderatorului, pierd energie și încetinesc, așa cum o bila de
biliard încetineste daca se lovește de alta. Asemenea neutroni sunt cunoscuți sub numele de
neutroni termici, deoarece, când sunt încetiniți, ei au aproximativ aceeasi energie ca și energia
18
termică a atomilor și moleculel or din jur. Barele de reglare din cadmiu au fost inserate în masa
de grafit și uraniu pentru a controla rata reacției prin absorbția unor neutroni.
Uraniul din pila lui Fe rmi constă din 0,7% uraniu -235 ș i 99,3% uraniu -238 (92 protoni
și 146 neutroni/atom). Când uraniul -238 absorbea un neuron, nucleul rezultat de uraniu -239 nu
fisiona. În schimb, el emitea fotoni sub formă de radiații gamma, iar apoi emite a electroni
(particule cu o încărcătură de electricitate negativă) când doi dintre neutronii săi deveneau
protoni. Nucleul rezultat, cu 94 de protoni și 145 de neutroni, era un izotop al unui element
necunoscut înainte – plutoniu -239, descoperit în anul 1942.
Reactoare moderne
Majoritatea reactoarelor nucleare moderne sunt reactoare cu neutroni termici pentru că
ele utilizează un moderator pentru a încetini neutronii rapizi. Cele trei moderatoare utilizate în
reactoarele moderne cu neutroni termici sunt grafitul, care constă din carbon pur, apa “grea”,
care conț ine izotopul stabil de hidrogen numit deuteriu (utlizat deasemenea și drept combustibil
pentru armele nucleare), în locul hidrogenului obișnuit, și apa “usoară”, sau obișnuită.
Reacții de fuziune
Toate reactoarele nucleare moderne se bazează pe fisiunea n ucleară. Un alt tip de reacție
nucleară, numita fuziune, asigură energia soarelui. În fuziunea nucleară, două nuclee atomice
relativ ușoare se unesc pentru a forma unul mai greu și eliberează energie. Cea mai ușoară
reacție de fuziune, utilizată ca sursă d e energie este aceea dintre doi izotopi de hidrogen,
deuteriu și tritiu, ale căror nuclee fuzionează pentru a forma un nucleu de heliu. Tritiul este
ușor de obținut, iar mările conțin cantități mari de deuteriu, dar este nevoie de temperaturi de
100-300 de milioane de centigrade în asemenea reacții, și nici un material nu poate să reziste
la o asemenea căldură, astfle încât combustibilul trebuie ținut departe de pereții recipientului
sau prin câmpuri magnetice.
Experimentele din anii `90 cu un dispozitiv de fuziune pentru testări, Joint European
Torus, a confirmat faptul că această tehnică funcționează și un reactor de fuziune experimental
poate fi construit cândva la începutul sec. XXII.
19
Fig.1.3. Fuziune
Această sursă de energie – energia nucleară – a fost adusă la cunoștință omenirii prin
forța distructivă și va fi multă vreme privită cu teamă și suspiciune, întâmpinând destule
obstacole în drumul dezvoltării ei în scopuri pașnice. De aceea se impune fami liarizarea
maselor largi cu probleme nucleare, întrucât aplicațiile pașnice ale energiei nucleare se
dovedesc esențiale pentru progresele și evoluția societății umane.
20
CAPITOLUL II
HIDROENERGETICA
2.1. Utilizarea hidroenergiei în România . Istoric
Încă din antichitate apă a fost folositã în foarte multe pãrți ale lumii, în special pentru
măcinarea cerealelor și pentru producerea energiei. În toatã Europa și America de Nord au fost
construite mori de apã, în primele decade ale revoluției industriale, pentru a produce energi e
utilizată într -o varietate de scopuri, de la procesarea inului pânã la tors și țesut, de la piuã și
pânã la prelucrarea lemnului.
Conversia energiei hidraulice în energie electricã nu este poluantã, presupune cheltuieli
relativ mici de întreținere, n u existã probleme legate de combustibil și constituie o soluție de
lungã durată deoarece sursa energie hidraulice este inepuizabilă.[1]
Centralele hidroelectrice au cele mai reduse costuri de exploatare și cea mai mare duratã
de viață în comparație cu alte tipuri de centrale electrice. Existã o experiențã de peste un secol
în realizarea și exploatarea CHE, ceea ce face ca ele sã atingã niv eluri de performanțã tehnicã
și economicã foarte ridicate.
Prima hidrocentrală din lume este cea de la Cragside, în Rothbury, Anglia, construitã
în 1870. Cragside era o casã țãrãneascã în apropiere de Rothbury. A fost prima casã din lume
care a utilizat e nergia hidroelectricã
În 1868 a fost instalat un motor hidraulic utilizat în spãlarea industrială a rufelor,în
rotiserie și pentru acționarea liftului hidraulic. În 1870 apa din unul din lacurile deținute pe
proprietate a fost utilizatã pentru a învâ rti un dinam (mașinã electricã rotativã, generatoare de
curent continuu) Siemens, aceasta fiind probabil prima centralã hidroelectricã din lume.
A doua hidrocentrlă din lume a fost construită, in 1882, în Wisconsin, SUA, Appleton,
pe râul Fox,(fig 2.1) fii nd utilizată pentru a lumina două mori de hârtie și o casă, la doi ani după
ce Thomas Edison a prezentat lampa cu incandescență. În anul 1885, se construiește a treia
hidrocentrală din lume, de către Asociatia Schmidt și Dachler.[13]
21
Fig.2.1 Centrala hidroelectricã în Wisconsin, SUA, Appleton
În decursul anului 1896 prima centrală combinată hidro și termo din România a fost
dată in exploatare pe valea râului Sadu, fiind denumită Sadu I. Vechea turbină cu ax vertical a
fost înlocuit ă în 1905 cu o turbin ă Francis care a funcționat până î n 1929. În acel an a fost
eliminată partea de termocentrală iar parte hidroelectrică a fost suplimentată. (fig.2.2)
Fig 2.2 Centrala Sadu 1 muzeu al Hidroelectrica cu hidroagregatele in exploatare
Prima microhidrocentrală din țara noastră este microhidrocentrala Peleș cu o cădere de
125 m și un debit instalat de 150 l /sec era echipată cu două turbine Girard cu o putere de 200
CP, 500 rot/min care antrenează 5 dinamuri, din care 3 sunt afectate ilum inatului castelului și
două iluminatului drumului și exteriorului castelului.
22
Microhidroentrala Topleț (1935), are o cădere netă de 52 -62 m și un debit mediu de
12,0 m3/s, era echipată cu trei turbine Francis orizontale fabricație Ganz cu puterea de 660 C P
fiecare, generatoare sincrone trifazate, fabricație Ganz 400 KW, 2,2 KV. Centrala se află în
funcțiune și astăzi, funcționând cu echipamentele originale (fig 2.3).
Fig. 2.4 MHC Topleț P.I.F. (1935)
2.2. Tehnologia de bază și componentele unei microhidrocentrale
Microhidroenergia face parte din categoria energiilor regenerabile.
Potențial hidroenergetic reprezintă energia echivalentă corespunzatoare unui volum de apă într –
o perioadă de timp fixată de pe o suprafață precizată.
Potențialul hidroe nergetic se poate clasifica în mai multe categorii:
Potențial hidroenergetic teoretic (brut):
de suprafață;
din precipitații;
din scurgere;
Potențial teoretic liniar (al cursurilor de apă);
Potențial tehnic amenajabil;
Potențial economic amenajabil;
Potențial exploatabil.
23
Potențialul hidroenergetic teoretic de suprafață din precipitații reprezintă energia echivalentă
volumului de apă provenită din precipitații într -un an pe o suprafață (în general se consideră
suprafața unui bazin hidrografic).
Potenț ialul hidroenergetic de suprafață din scurgere reprezintă energia echivalentă
corespunzatoare volumului de apa scurs pe o suprafață într -un interval de un an.
Potențialul hidroenergetic liniar reprezintă energia echivalentă a volumului de apă scurs pe un
râu într -un an.
Pentru toate aceste categorii, potențialul hidroenergetic teoretic se consideră energia
echivalentă volumului de apă fară a se introduce pierderile de energie asociate utilizării practice
ale acestui potențial, ca și cum randamentul de trans formare în energie mecanică și/sau
electrică ar fi 100 %.
Potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil reprezintă producția de energie electrică care s –
ar obține prin amenajarea unui curs de apă (integral sau pe un tronson) corespunzător unui
anumit stadiu de dezvoltare al tehnologiilor asociate.
Potențialul hidroenergetic economic amenajabil reprezintă acea parte a potențialului tehnic
amenajabil care poate fi valorificat prin amenajari eficiente economic. Potențialul
hidroenergetic economic amenajabil est e o mărime supusă cel mai des modificării, fiind
influențată de progresul tehnic, tipul de centrale, dinamica acestora, amplasarea teritorială a
surselor de energie primara și în principal condițiilor economice ale țării sau regiunii
repsective. De aceea v aloarea acestui potențial trebuie raportată la o anumită dată, iar evaluarea
trebuie reluatăa periodic.
Potențialul hidroenergetic exploatabil reprezintă partea din potențialul economic amenajabil
care poate fi efectiv exploatată dacă se ține cont și de re stricții de impact asupra mediului
ambiant.
Utilizarea potențialului unui sector de râu in vederea amenajarii acestuia
Pentru a putea utiliza potențialul unui râu pe un sector 1 -2 este nevoie să se realizeze o
concentrare a energiei în secțiunea 2 ( figura 2.5). Concentrarea se referă la factorul intensiv
(căderea).
24
Fig 2.5 Schița unei amenajari hidroenergetice
Potențialul teoretic (brut) lunar al unui sector de râu (1 -2), reprezintă energia (sau
puterea) maximă care se poate obține pe sectorul respectiv, fără a se ține cont de pierderile care
apar prin amenajarea acestuia (randamentul hidraulic și randamentul electro -mecanic)[3]
Potențialul calculat pe baza debitului mediu este:
P = 9,81×(Q1+Q2)÷2×(Z1˗ Z2) [kW] (2.1)
E = 9,81×(Q1+Q2)÷2×(Z1˗ Z2)×8760 [kWh/an], (2.2)
unde:
Q1 este debitul mediu multianual al părții amonte (inițiale) a sectorului amenajat;
Q2 este debitul mediu multianual al părții aval (finale) a sectorului amenajat;
Z1 este cota amonte a sectorului de râu si Z2 este cota aval a sectorului de râu;
8760 reprezintă numărul de ore dintr -un an (timpul).
25
Potențialul teoretic lunar este o mărime invariabilă în timp și independentă de condițiile
tehnice sau economice. De aceea, deși prezintă dezavantajul de a nu fi o m ărime fizică reală,
potențialul hidroenergetic teoretic este folosit pentru studii comparative.
Potențialul teoretic liniar se calculează în general utilizându -se debitul mediu
multianual al cursului de apă analizat. În acest caz relîtiile de mai sus devi n:
P = 9,81×Q m×(Z 1˗ Z2) [kW] (2.3)
E = 9,81×Q m×(Z 1˗ Z2)×8760 [kWh/an], (2.4)
Potențialul tehnic amenajabil reprezintă acea parte a potențialului teoretic care poate fi
valorificat prin transformarea energiei hidraulice a cursurilor de apă în energie electrică prin
amenajarea hidroenergetică a sectorului de râu analizat.
Dacă se calculează potențialul tehnic al aceluiași sector de râu, se obține:
E = 9,81×Ƞ total×Q m×(Z 1˗ Z2)×T (2.5)
unde
Qm= debitul mediu multianual pe sectorul respectiv;
T = timpul de calcul (pentru energia anuală se utilizează 8760 ore).
Ƞtotal = randamentul total pe centrală și este format din:
Ƞtotal = Ƞ h×Ƞt×Ƞg , unde
Ƞh = randamentul hidraulic, care reprezintă randamentul circuitului hidraulic,
Ƞt = randamentul turbinei
Ƞg = randamentul generatorului.
Expr imă valoarea energiei care ar putea fi produsă utilizându -se un sector de râu.
Într-o microhidrocentrală, energia potențială disponibilă sau căderea brută este
convertită în energie electrică prin intermediul principalelor componente ale sistemului
hidroenergetic , sistem reprezentat schematic î n figurile 2.6 si 2.7.
Principalele componente unei microhidrocentrale sunt urmatoarele:
Acumularea : constituie o forma de stocare a energiei pote nțiale disponibile.
Sistemul de transfer : include priza de apă (echipată cu grătar) și circuitul de transfer (canalul,
conductă fortață, galeriile și evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este convertită în
energie cinetică.
26
Turbina hidraulică : este componenta centralei unde energia apei este convertită în energie
mecanică.
Generatorul : energia mecanică transmisă prin intermediul arborelui către rotor conduce la
producerea de energie electrică, conform legilor electromagnetice.
Linia de legătură la rețea : prin intermediul acesteia MHC este conectată la rețea pentru a
furniza energie electrică consumatorilor.
Fig 2.6 Schema unei hidrocentrale
Puterea pe care o hidrocentrală o poate produce depinde de cădere, de exemplu
înălțimea H [m] d e la care vine apa și de debitul de apă turbinat Q [m3/s]. Căderea determină
energia potențială disponibilă al unui amplasament. Debitul răului reprezintă volumul de apă
[m3] care trece printr -o secțiune transversală a râului într -o secundă. Puterea brută teoretică (P
[kW]) disponibilă poate fi apoi calculată folosind o relație simplificată:
P = 9,81×Q×H , î n [kW]. (2.6)
Totuși, întotdeauna se pierde energie atunci când aceasta este convertită dintr -o forma în
alta. Turbinele mici de apă au ra reori randamente mai mari de 80%. Puterea va fi, de asemenea,
pierdută î n conducta prin care circula apă către turbină din cauza pierderilor prin frecare . Într-
o aproximare dură, pentru sistemele mici, de câțiva kW, randamentul global se poate considera
50%. Ca atare, puterea teoretică ce se calculează trebuie înmultită cu 0,5 pentru a obține un
rezultat mai realist.[15]
27
Fig 2.7 Definirea căderii unui MHC
Amenajările hidroenergetice pe firul apei
Amenajările pe firul apei (fig.2.8) se referă la modul de operare în care
microhidrocentrala foloseste doar apa d isponibilă din curgerea naturală a râului. Amenajările
pe firul apei sugerează că nu există acumulări de apă sau inundări, iar puterea fluctuea ză odată
cu debitul râul
Fig 2.8 Microhidrocentrală pe firul apei
Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurile
hidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într -un sistem electric mai
mare . Individual, ele nu asigură, în general, foarte multă capacitate fermă. De aceea,
comunitățile izolate care folosesc microhidrocentrale au nevoie deseori de o putere
suplimentară. O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale u nei
comunităti izolate sau ale unei industrii dacă debitul minim al râului este suf icient pentru a
întâmpina cerinț ele vârfului necesar de energie electrică.
Microhidrocentralele "pe firul apei" pot implica necesitatea devierii traseului râului.
Devierea este deseori necesară pentru a se putea exploata avantajele unei mai bune căderi. În
general, proiectele de deviere conduc la o reducere a debitului râului dintre priza de apă și
28
centrala propriu -zisă. De regulă, pentru a devia debitul către priza de apă e ste necesar un
stăvilar.
Amenajările hidroenergetice cu acumulare
Pentru ca o centrală hidraulică să livreze la comandă, sau pentru a realiza o încărcare
variată, sau pentru a furniza putere la vârful graficului zilnic de sarcină, apa trebuie să poată fi
stocată într -un rezervor. Dacă un lac natural nu poate fi închis, a sigurarea spațiului de
depozitare implică construirea unui baraj sau a mai multor baraje și crearea unor noi lacuri.
Aceasta are impact asupra mediului local într -un sens pozitiv și într -unul negativ, deși scara
dezvoltării deseori mărește impactul negativ . Pentru microhidrocentrale nu este, în general,
fezabilă din punct de vedere economic crearea noilor lacuri de acumulare, poate doar cu
excepția amplasamentelor izolate unde valoarea energiei este foarte mare.
Stocarea, pentru o microhidrocentrală este î n general limitată la mici volume de apă
dintr -un lac de acumulare nou sau ale unuia existent. Termenul folosit pentru a descrie
acumulări cu volume mici de apă este bazin compensator. Acestea pot aduce beneficii
microhidrocentralelor prin creșterea produc ției de energie și/sau creșterea veniturilor.
Schemele microhidrocentralelor pot fi de înaltă cădere mare sau de cădere mică,
depinzând de caracteristicile geografice ale zonei disponibile. Pentru un râu care parcurge un
relief abrupt pentru o parte din cu rsul său, diferența de nivel poate fi utilizată prin devierea
totală sau parțială a debitului și prin returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin
turbină (schema de înaltă cădere, vezi figura 2.9). Apa poate fi adusă de la captare direct în
turbină printr -o conductă sub presiune.
Fig 2.9 Schema tipică de MHC de înaltă cădere
29
În scheme de cădere mică, există două configurații posibile. Una utilizează stăvilare cu
o schemă foarte asemănătoare cu cea de mai sus, deși canalul este, de regulă, scurt și conducta
forțată mică sau inexistentă.
Un caz particular îl reprezintă amenajările hidroenergetice complexe, care au
producerea de energie electrică subordonată altor folosințe ca: irigații, alimentarea cu apă a
proceselor industriale, alimentare a cu apă a populației sau evacuarea apelor uzate. Astfel, deși
utilă, producția de energie nu reprezintă principalul obiectiv al amenajării. În general, puterea
instalată a acestor microhidrocentrale este de până la 100 kW. O schemă posibilă de asemenea
amenajare este prezentată în figura 2.10.[16].
Fig 2.10. Schema de amenajare hidroenergetică complexa cu MHC
Componentele principale ale microhidrocentralelor
O microhidrocentrală poate fi descrisă sub forma a două mari categorii:
lucrări civile (construcția propriu -zisă)
echipamente mecanice și electrice.
30
Lucrări civile
Principalele lucrări civile la o amenajare a unei microhidrocentrale sunt:
barajul sau stăvilarul,
conductele pentru transportul apei
clădirea centralei electrice
În principiu, pentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele
mai importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându -se accent pe
construcții civile practice și ușor de efectuat.
Barajul sau stăvilarul realizează un lac de acumulare, direcționează apa într -un canal,
într-un tunel, într -o vană sau la intrarea în turbină. Costul unui baraj pentru realizarea unei
acumulări mari de apă nu poate fi în mod normal justificat pentru proi ecte de
microhidrocentrale, în consecință se folosește o construcție mai simplă, un baraj mic, de
derivație, sau un stăvilar.
Construcția poate fi din beton, din lemn, din cărămizi, din materiale locale sau dintr -o
combinație a acestor materiale. În continuare se depun eforturi considerabile pentru a scădea
costul barajelor și stăvilarelor pentru proiectele microhidrocentralelor, deoarece deseori, costul
acestuia poate face un proiect nerentabil.
Traseul hidraulic într-o microh idrocentrală cuprinde:
O priză de apă care include grătarul pentru plutitori, o poartă și o intrare într -un canal,
într-o conductă forțată sau direct în turbină, în funcție de tipul amenajării. Priza de apă este în
general, construită din beton armat, grăt arul din oțel, iar poarta din lemn sau oțel.
Un canal și/sau tunel de aducțiune și/sau conductă forțată care conduc apa la centrala
electrică la amenajările la care aceasta este situată la o distanță oarecare în aval de priza de apă.
Canalele sunt în gener al excavate și urmăresc conturul terenului. Tunelele sunt subterane și
sunt executate prin forare, prin explozii sau prin folosirea unei mașini de forare. Conductele
forțate care transportă apă sub presiune pot fi din oțel, fibră de sticlă, polimer, sau be ton.
Intrarea și ieșirea din turbină, include vanele și stavilele necesare opririi accesului apei
către turbină, pentru oprirea centralei și revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general,
fabricate din oțel sau fontă. Stavilele din aval de turbină, d acă sunt necesare pentru revizii, pot
fi fabricate și din lemn.
Canalul de fugă transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu, este realizat prin
excavare, asemenea canalului de aducțiune.
31
Clădirea centralei conține turbina sau turbinele și majoritat ea echipamentului mecanic
și electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici
posibile, având totuși o fundație puternică, acces pentru întreținere și siguranță. Construcția
este din beton și din alte material e de construcție.
Echipamente mecanice și electrice
Principalele componente mecanice și electrice ale unei microhidrocentrale sunt turbina
(turbinele) și generatorul (generatoarele).
O turbină transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri
de turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei depinde în principal de
căderea disponibilă și de debitul instalat în microhidrocentrală.
Turbinele sunt în general împărțite în tr ei categorii (tabelul 3.1): în funcție de căderea
pe care o prelucrează: de înaltă cădere, de cădere medie și de cădere mică; după presiunea pe
palele turbinei: cu acțiune și cu reacțiune.
Diferența dintre acțiune și reacțiune poate fi explicată prin faptu l că turbinele cu acțiune
transformă energia cinetică a jetului de apă prin aer în mișcare prin lovirea paletelor turbinei,
nu există reduceri de presiune apa având aceeași presiune pe ambele fețe ale paletelor,
presiunea atmosferică. Pe de altă parte, pal ele unei turbine cu reacțiune sunt complet imersate
în apă, iar momentul unghiular al apei, ca și cel liniar, este transformat în putere la arbore,
presiunea apei care iese din rotor fiind egală sau chiar mai mică decât cea atmosferică.
Clasificarea tipur ilor de turbine este prezentată în tabelul următor:
Tab 2.1 Tipuri de turbine utilizate în componența CHE
Tipul turbinei
Caderea, m
Mare (150…2000 m) Medie (50…150 m) Mica (3…50 m)
Acțiune Pelton
Turgo Banki
Turgo Banki
Reacțiune
Francis Propeller
Kaplan
32
Turbinele folosite pentru căderi mici sau medii sunt cel mai des cu reacțiune și includ turbine
Francis și turbine Kaplan cu pale fixe sau variabile.
Figura 2.11. Scheme pentru turbina Kaplan (stînga) și Francis (dreapta)
Turbinele folosite pentru amenajări de înaltă cădere sunt cele cu acțiune. Acestea includ
turbinele Pelton, Turgoși Banki (curgere transversală).
Figura 2.12 Turbina Pelton
33
Turbina care are curgere transversală, numită Banki (fig 2.13), este folosită pe ntru o
gamă largă de căderi, acoperind atât gama pentru turbinel e Kaplan, Francis cât și Pelton. Este
potrivită în special pentru curgeri cu debite mari și căderi mici.
Fig 2.13. (1) Turbina Banki; (2) Sectiune transversala a turbinei; (3) Lamele turbine
34
Tipul selecției, geometria și dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de
debitul defluent și de viteza rotorului. Fig 2.14. prezintă gama de acțiune a diferitelor tipuri de
turbine ca o funcție de cădere și debitul instalat.
Fig 2.1 4 Nomograma de selecționare a turbinelor pentru microhidrocentrale
Cu privire la generatoare , există două tipuri de bază folosite în general în
microhidrocentrale și anume cele sincrone și cele asincrone.
Fig 2.14 Generator sincron utilizat la Microhidrocentrale
35
Alte componente mecanice și electrice ale microhidrocentralelor includ:
regulator de turație pentru a potrivi viteza de rotație ideală a turbinei cu cea a
generatorului (dacă este nevoie);
vane de închidere a accesului apei la turbine;
stavile de control și de by -pass pentru râu (dacă este nevoie);
sistem de control hidraulic pentru turbine și valve;
sistem de control și de protecție electrică;
Întreruptorul electric;
transformatoare pentru serviciile interne și pentru trasferul puteri i;
serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea și puterea necesară
funcționării sistemelor de control și a comutatorului;
sisteme de răcire și de lubrifiere (dacă este necesar);
sursă de putere de rezervă;
sistem de telecomunicații;
sisteme de a larmă împotriva incendiilor și de siguranță (dacă sunt necesare);
sistem de interconectare sau de transmitere și de distribuție.
2.3. Aspecte tehnice care au impact asupra valorificări optime a potențialului
microhidroenergetic in cadrul unei microhidrocentrale
Proiectarea microhidrocentralelor necesită studii tehnice și financiare fundamentale
pentru a determina dacă un amplasament este fezabil din punct de vedere tehnic și economic.
Aceste studii sunt legate de:
Topografia și geomorfologia am plasamentului.
Evaluarea resurselor de apă și potențialului acestora.
Alegerea amplasamentului și aranjamente de bază.
Turbinele și generatoarele hidraulice și echipamentele de control asociate.
Măsuri legate de protecția mediului și de micșorare a impactu lui.
Evaluare economică a proiectului și a potențialului financiar.
Cadrul instituțional și procedurile administrative pentru a obține autorizațiile
necesare.
Alegerea debitului instalat
36
Pentru a decide dacă o schemă este viabilă este necesar să se înceap ă evaluarea
resurselor de apă existente în amplasament. Potențialul energetic al schemei este proporțional
cu produsul debitului și al căderii. Căderea brută poate fi considerată în general constantă, dar
debitul variază în cursul anului. Pentru a alege ce l mai potrivit echipament hidraulic, pentru a
i se estima potențialul și pentru a calcula producția anuală de energie este nevoie de o curbă de
durată a debitului.
Primul lucru îl constituie obținerea de înregistrări cu privire la regimul precipitațiilor ș i
la debitul râului pentru o perioadă de timp cât mai lungă pe suprafața bazinului hidrografic de
interes. Înregistrări privind apele de suprafață și regimul precipitațiilor sunt colectate și
publicate anual în fiecare țară de către una sau mai multe agenț ii guvernamentale. Cu ajutorul
unui hidrograf al debitelor furnizat de către agenția corespunzătoare și prin aranjarea datelor în
ordine descrescătoare și nu cronologic, poate fi obținută o curbă de durată a debitelor ca cea
din figura 2.15. Aceasta face p osibilă estimarea potențialului amplasamentului.
Curba de durată a debitelor evidențiază în procente, timpul în care debitul este egal sau
depășește anumite valori și oferă un mijloc de determinare rapidă a cantității din resursa de apă
disponibilă care poate fi acestea folosită de turbine de diferite di mensiuni.
Făcând referire la figura 2 .15, care este curba de durată debitelor a unui râu într -un
amplasament al unei amenajări hidroenergetice, puterea (P) disponibilă a râului variază în timp
odată cu variația debitului Q.
Nu toată puterea poate fi folo sită. Mai întâi, trebuie înlăturată din curba de durată a
debitului rezerva de debit, având în vedere faptul că râul trebuie să își continue curgerea în
albia naturală. Hașura de la baza curbei de dur ată a debitului din figura 2.15 reprezintă această
curge re. Debitul utilizabil rămâne în suprafața de deasupra acesteia. Totuși, dacă ar fi instalată
o turbină destul de mare pentru a folosi toată această suprafață, aceasta ar fi foarte mare și
scumpă și ar funcționa la întreaga ei capacitate pentru o foarte sc urtă perioadă de timp. Energia
câștigată, în comparație cu unele capacități mai mici, n -ar conta în comparație cu costurile
adiționale ale echipamentelor și conductelor.
Mai există un motiv pentru care se alege o capacitate mai mică: nici o turbină nu poa te
funcționa de la un debit zero la debitul instalat.
Multe pot funcționa doar până la valori de minim 60% din debitul instalat, iar chiar cele
mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu
atât va fi mai m are întreruperea funcționării datorită debitelor mici.
37
Figura 2.15. Exemplu de curba de durata a debitelor
Randamentul turbinei
Randamentul unei turbine este definit ca raportul între puterea furnizată de turbină
(puterea mecanică transmisă la arborele turbinei) și puterea absorbită (puterea hidraulică
echivalentă debitului măsurat corespunzător căderii nete). Pentru a estima randamentul global,
randamentul tu rbinei trebuie înmulțit cu randamentul amplificatorului de viteză (dacă se
folosește așa ceva) și al ge neratorului.
După cum se observă în figura 2.16., care evidențiază randamentul mediu pentru diferite
tipuri de turbine, randamentul turbinei scade rapid sub un anumit debit turbinat.
O turbină este proiectată să funcționeze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim,
de regulă pe la 80% din debitul maxim, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct,
randamentul turbinei hidraulice scade .
38
Figura 2.16. Randamente medii pentru diferite tipuri de turbine
Intervalul de debite care pot fi utilizate, în consecință energia produsă, variază dacă:
schema trebuie să alimenteze cu energie o rețea mică,
schema a fost proiectată pentru conectarea la o rețea mare de distribuție.
În primul caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât să se permită producerea de
energie în aproape tot cursul anului. În cel de -al doilea caz, debitul instalat trebuie ales astfel
încât venitul net obținut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.
Turbinele Kaplan și Pelton cu dublu reglaj pot fun cționa satisfăcător într -o gamă mult
mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus).[15]
Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime,
iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul instalat în sus. Sub 40% din debitul instalat,
funcționarea turbinelor Francis ar putea deveni instabilă, putând apărea vibrații sau șocuri
mecanice. Turbinele cu aparat director fix și pale fixe pot funcționa satisfăcător doar într -o
plajă foarte redusă d e debite.
39
2.4. Factori care influențează producția de energie a microhidrocentralelor
În timpul operării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra
fluxului de venituri și cheltuieli. Acestea sunt:
reducerea producției de energie față de media stabilită în etapa de proiectare,
din cauza slabei calități a datelor hidrologice sau a supraevaluării acestora;
nerealizarea parametrilor garantați pentru echipament (putere, randament,
comportament pe termen lung la funcționare, costuri mar i în legătură cu
întreținerea, reparații ale stricăciunilor etc.), datorate calității slabe a activității
de proiectare, de asamblare și montaj;
scăderea producției de energie din cauza unei perioade secetoase
(precipitații reduse) . Dacă operatorul microhi drocentralei nu este capabil să
furnizeze cantitatea de energie contractată de consumatori, acesta ar putea fi
penalizat. O altă posibilitate pentru operatorul microhidrocentralei este să
cumpere electricitate scumpă din alte surse (de exemplu termocentral e pe
cărbuni) și să o revândă cu un preț mai mic clientului pentru a -și îndeplini
sarcinile din contract. Bineînțeles, această variantă va cauza pierderi financiare
importante;
ruperea barajului reprezintă un accident major cu importante consecințe cum
ar fi închiderea microhidrocentralei pentru o lungă perioadă de timp. Statistic,
combinația dintre o inundație în amonte de baraj și defecțiuni la deversor sunt
cele mai frecvente cauze ale accidentelor. Cauzele secundare sunt erori de
fundație sau infiltrați i ale apei. La niveluri ridicate ale apei în lacul de
acumulare, alunecări de teren sau prăbușiri de stânci în lac pot determina valuri
atât de mari încât apa să se reverse peste toată lungimea barajului sau doar
parțial. Dacă barajul este un con de ramble u, aceasta ar putea duce chiar la
deteriorarea barajului. Altă cauză care ar putea conduce la distrugerea barajului
o reprezintă cutremurele;
colmatarea , are loc datorită efectului de sedimentare a suspensiilor solide, care
conduce la creșterea depunerilor pe fundul lacului de acumulare. Rezultatul
constă în micșorarea cantității de apă care poate fi stocată și, prin urmare,
reducerea cantității de energie posibil a fi produsă.
40
Aspectele ecologice cauzate de activitățile de producere a energiei, întreținere
și reparații. Sunt costuri asociate cerințelor de a micșora, limita și chiar de a
înlătura impactul acestor consecințe ecologice .
Principalele probleme legate de mediu pentru microhidrocentrale sunt:
impactul ecologic al debitul de apă deviat și nevoia de a menține un debit
suficient prin albia naturală a râului;
impactul vizual negativ a prizei de apă, a barajului (sau stăvilarului) și a clădirii
centralei;
orice pagubă adusă peștilor sau altor organisme care trec prin turbine odată cu
apa;
impactul une i faze din perioada de construcție, când pot fi necesare baraje
temporare; există de asemenea riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului
și/sau depozitarea materialelor de construcții în apă;
orice schimbare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului (sau
stăvilarului).
Trebuie specificat faptul că schemele la scară redusă care nu implică acumularea apei
în spatele barajului sau în lacuri de acumulare au un impact mult mai mic asupra mediului
înconjurător.[1].
42
Capitolul III
ELABORAREA STUDIILOR DE FEZABILITATE PENTRU
IMPLEMENTAREA PROIECTELOR DE INVESTIȚII DIN SECTORUL
VALORIFICĂRII POTENȚIALULUI HIDROENERGETIC
3.1. Considerații generale
Evoluțiile economice din ultimul deceniu au schimbat decisiv ritmurile de dezvoltare,
iar flexibilitatea și adaptabilitatea au devenit factori imperativi pe ntru o supraviețuire econo –
mică. Tendințele curente au rezultat în conștientizarea importanței vitale de a planifica minuțios
proiectele investiționale, dar și afacerile în c ondițiile unei concurențe acerbe de piață. Mai mult
ca atât, criteriile de protecție a mediului, aspectele sociale, considerentele etice și de egalitate
a genurilor au adăugat noi dimensiuni obligatorii pentru implementarea unor proiecte
investiționale pri n accesarea noilor canale de finanțare, în special ale celor provenite din
fondurile speciale ale României și ale Uniunii Europene.
Fiind un element de bază în documentația de finanțare, studiul de fezabilitate reprezintă
instrumentul care permite investit orului, deținătorului ideii de proiect sau analistului financiar
să decidă fundamentat, bazându -se pe informații exhaustive, daca este rezonabilă / fezabilă sau
nu investiția respectivă și când sau cum anume să se efectueze finanțarea / implementarea
proie ctului. Depistarea la timp a imposibilității de derulare a proiectului, sau a imposibilității
de derulare a acestuia în perioada determinată sau locația specificată de proiect, în rezultat
economisește timp, bani și scutește de problemele de mai târziu; pr obleme care în practică se
identifică anume atunci, când obstacolele devin de netrecut.
Generalizând cele expuse se poate concluziona, că studiul de fezabilitate este realizarea
unei analize complexe asupra aspectelor economico -financiare, tehnice, de mana gement etc.
ale unui proiect de investiții precum și a factorilor implicați: cum ar fi criteriile de protecție a
mediului, aspecte sociale și juridice, factori de timp și de risc etc.
Rolul studiilor de fezabilitate se desprind din următoarele considerații [17].
Pentru a decide dacă este viabilă sau nu ideea de proiect . Nu există repere statistice exacte însa
practica de până acum arată, că o foarte mare parte din ideile de proiect identificate nu au
supraviețuit și au fost abandonate la diverse etape de implementare. Este irevocabil faptul că
efortul și finanțele pierd ute in asemenea circumstanțe puteau să fie salvate datorită unui studiu
efectuat in prealabil. Chiar și un studiu de prefezabilitate, care nu intra în detalieri amănunțite,
43
însă respectă structura și domeniile de analiză ale studiului de fezabilitate ar pu tea fi soluția
corectă deoarece determină argumentele „pro” și „contra” ideii respective de proiect
investițional, alternativele de implementare ale proiectului, evaluează riscurile asociate,
aspectele financiare, tehnologice ale proiectului etc. Un studiu calitativ de fezabilitate nu vine
neapărat cu o apreciere complet pozitivă sau absolut negativă a ideii, dar cu investigarea
alternativelor și evaluarea rezultatelor scontate în funcție de opțiunea implementării. Evident,
decizia radicală și finală privin d viabilitatea proiectului, dar și aprecierea dacă efectul scontat,
îndreptățește riscurile asumate – îi aparțin finalmente deținătorului ideii de proiect. Pentru a
alege calea cea mai potrivită de implementare a unei idei de proiect care ar asigura diminu area
riscurilor, optimiza procesul de implementare a acestuia. Datorită datelor, evaluărilor,
informațiilor exhaustive obținute ca urmare a efectuării SF -ului se poate lua o decizie
managerială optimă privind demararea proiectului, fiind investigate mai mu lte alternative de
implementare a acestuia. Realizarea studiilor de (pre -) fezabilitate presupune un bagaj de
cunoștințe multidimensionale, inclusiv tehnice și financiare legate de specificul proiectului. În
cazul unor investiții capitale în general, iar î n special a proiectelor ce demarează în dezvoltarea
regională – de exemplu în domeniile ce țin de proiectele de management a deșeurilor solide,
apă-canalizare sau construcție a obiectivelor pentru incubatoarele de afaceri și ZLS, construcție
drumuri etc., este absolut necesară consultarea experților din respectivele domenii, precum ar
fi specialiștii în ingineria drumurilor și a construcțiilor, protecția mediului, arhitectură etc.
Așadar, un studiu de calitate, presupune atragerea experților calificați care ar putea elucida
credibil situația privind respectivul proiect, fără a susține fals aspirațiile deținătorului ideii de
proiect. Mai mult ca atât, studiile de fezabilitate deseori elucidează anumite erori ale
proiectului, care pun în pericol buna realizare a proiectului viabil ca idee, dar nesăvârșit ca
implementare.
Pentru a convinge partenerul sau investitorul privind viabilitatea proiectului având ca
scop final atragerea fondurilor acestuia la finanțarea proiectului respectiv. Aici trebuie să
subliniem f aptul că în general, rolul principal în atragerea finanțărilor îi revine și Planului de
Afaceri (Business – Planului). Rolurile acestor documente de bază diferă în special prin faptul
că Planul de Afaceri este elaborat după și în continuarea logică a Studi ului de Fezabilitate
deoarece folosește informațiile elucidate în acesta. Business – Planul reprezintă deja un
instrument de planificare la etapa operațională, desfășurând scenariul optim de implementare
sugerat de Studiul de Fezabilitate (SF). Este import ant de a elucida specificul pe care -l poartă
proiectele investiționale care depășesc valoarea de 5 milioane lei și care, conform legislației
României, trebuie să prezinte studiul de fezabilitate în cazul în care pretind obținerea
44
finanțărilor din bugetul p ublic. Importanța SF -urilor crește reieșind și din faptul că România
este eligibilă pentru un șir de programe de susținere a activităților de cooperare transfrontalieră
și transnațională în cadrul noului Instrument European de Vecinătate și Parteneriat pen tru
perioada 2014 -2020, finanțării prin intermediul fondurilor naționale, asistenței acordate la nivel
bilateral și multilateral.
Fig. 3.1. Ilustrarea grafică a importanței studiilor de fezabilitate
3.2. Conceptul de proiect de investiții în obiective energetice
Definirea proiectului de investiții
Proiectul se definește ca un proces nerepetitiv care realizează o cantitate nouă, bine
definit ă, în cadrul unor organizații specializate. Proiectul se caracterizează ca o acțiune unică,
specifică, compusă dintr -o succesiune logică de activități componente coordonate și controla –
te, cu caracter inovațional de natură diferită, realizat într -o manieră organizată metodic și
progresiv, având constrângeri de timp, resurse și cost, destinat obținerii cu succes de noi
rezultate complexe, necesare pentru satisfacerea de obiective clar definite.
În anumite proiecte, obiectivele se pot perfecționa și, ca urmare caracteristicile proiectului se
definesc și adaptează progresiv pe parcursul desfășurării proiectului.
Un proiect individual poate face parte dintr -o structură de proiecte mai amplă.
45
Realizarea proiectului se face prin descompunerea lui în activități după metoda ,,Work Break –
down Structure” (WBS). Activitățile (Work Elements) se grupează în mulțimi logice
,.Subprograme / Pachete de lucru” (Work Package — WPI) cu subdiviziunea fiecăruia în
„Activități / Faze” (F ik) (Task T ik).
Fiecare activitate are următo arele caracteristici principale:
rol bine determinat;
consumă resurse fizice și umane în timp bine determinat;
un moment de început și un moment de încheiere.
Proiectul se desfășoară în cadrul unei organizații care se creează doar pe durata
existenței proi ectului. Organizația nou creată se numește „consorțiu”. Performanța consorțiu –
lui se măsoară în funcție de adaptabilitatea lui la realizarea obiectivelor proiectului. Ceea ce
are importanță în cadrul consorțiului este viteza cu care angajații consorțiului își unesc
abilitățile și cunoștințele pentru a găsi soluțiile la realizarea obiectivelor proiectului.
O dată realizat un obiectiv al proiectului, membrii consorțiului formează noi structuri
diferite pentru a realiza un nou obiectiv. Membrii consorțiului tr ebuie să aibă competențe
profesionale în domeniul problematicii obiectivelor de abordat. Un proiect terminat conduce la
desființarea consorțiului proiectului respectiv și regruparea membrilor consorțiului pentru noi
proiecte.[5]
Flexibilitatea și adaptabil itatea care caracterizează un consorțiu, permite permanent
regruparea și recombinarea resurselor umane, fizice și informaționale în scopul realizării
obiectivelor. Membrii consorțiul ui fac parte din organizații de tip societăți, întreprinderi bine
definite . Proiectele devin puncte de stabilitate, iar organizațiile devin fluide și gravitează în
jurul proiectelor[17].
Proiectele reprezintă modalitatea prin care organizațiile se adaptează contextelor în
schimbare, necesitați unei piețe profitabile de tip dinam ic. Astfel, se poate presupune că un
produs rezultat al unui proiect se poate concepe în Uniunea Europeana, se produce în Asia și
se vinde în SUA, de exemplu prin, e -commerce.
În cazul în care proiectul se desfășoară într -o singura societate / organizație, aceasta
trebuie să aibă capacitatea de a stabili o legătură durabilă între proiectele pe care le derulează
și obiectivele sale operaționale și strategice.
Consorțiul creat în cadrul proiectului este o organizație virtuală fără delimitări spațiale
în care membrii ei rezolvă o problemă comună, depun un efort comun, indiferent de dispunerea
în spațiu a oamenilor și a resurselor.
46
Se poate considera că realizarea unor obiective anumite se poate face doar în cadrul
unor proiecte cu consorții în care sunt reunite diviziuni ale unor anumite organizații sau
organizații diferite.
Consorțiul proiectului ca organizație virtuală nu are o structură organizațională fixă,
aceasta fiind înlocuită cu o rețea de puncte nodale, între care nu există conexiuni rigide.
Organizați a virtuală mai este compusă din departamente care lucrează fiecare pe diferite
segmente ale unui proiect, proiectul este cel care impune structurarea pe noi departamente
virtuale. Organizațiile centrate pe proiect se pot confrunta, din această cauză, cu fe nomenul de
redundanță a activităților în cadrul diferitelor proiecte, dar sunt dispuse să accepte acest neajuns
în favoarea eficienței și a calități pentru un anumit obiectiv.
Ciclul de viață al unui proiect
Propunerea și lansarea unui proiect necesită, înainte de orice, cunoașterea obiectivelor
proiectului, modul de utilizare a rezultatelor proiectului pe întreaga lor durată de viață, ținând
cont de mediul extern al proiectului în care rezultatele vor putea fi situate.
Realizarea unui proiect impune în p rimul rând o interacțiune corectă între parametrii
tehnico -economici ai acestuia și o bună conexiune cu tehnologiile noi. Trebuie avută în vedere
o bună analiză a vitezei de lucru în cadrul proiectului și rapiditatea cu care se adoptă deciziile
la momentel e importante în timpul derulării proiectului. [5]
Ciclul de viață al unui proiect este definit ca perioada de timp în care are loc
desfășurarea proiectului, după cum urmează: marketing, elaborare propunere de proiect,
câștigarea concursului de finanțare, c ercetarea pentru realizarea tematică a proiectului,
proiectarea pentru realizarea tematică a pro iectului, producția cu realizarea pr opiu-zisă a
tematicii proiectului, evaluarea rezultatelor proiectului, comercializarea rezultatelor proiectului
cu obținerea de beneficii reutilizarea și reciclarea unor rezultate ale proiectului.
Realizarea proiectului impune trecerea lui prin toate etapele ciclului de viață.
Variante de realizare ale proiectului
În cadrul realizării proiectului trebuie evitată confuzia dintre viteza de lucru și
rapiditatea cu care se adoptă deciziile. Pentru a evita această confuzie este importantă detalierea
proiectului în subprograme / pachete de lucru și activități / faze cu st udierea de la început, în
fiecare activitate a diferite variante de realizare. Aceasta are drept scop găsirea variantei optime
pentru realizarea proiectului în activitatea respectivă. Aceste variante trebuie să fie cel puțin în
număr de trei și anume.
47
varianta normală;
varianta de risc;
varianta de retragere și relansare.
Metode și instrumente pentru conducerea corectă a unui proiect
Ținând cont de ciclul de viață al unui proiect, se au în vedere următoarele metode și
instrumente tehnico -economice pentru c onducerea corectă a unui proiect:
a) studiu de prefezabilitate și fezabilitate al cărui obiectiv este transformarea cât mai bine
a posibilelor nevoi ale utilizatorilor (valori calitative) în specificații de performanță
(valori calitative și cantitative)
b) conce pția și dezvoltarea ce cuprind:
alocarea parametrilor de bază ai produsului ( efecte sociale, culturale, politice,
economice sau mărimi tehnice precum putere, fiabilitate, cost, greutate, volum….)
având ca obiectiv verificarea și împărțirea valorilor specificate între diferitele sale
elemente constitutive (ansambluri, subansambluri, componente);
simulări și calcule ale parametrilor medii și de dispersie;
simulări și calcule de fiabilitate;
simulări și calcule ale costului global al proiectului;
c) producț ia ce are ca obiectiv realizarea fizică a produsului conform specificațiilor
stabilite;
d) comercializarea ce cuprinde vânzarea, distribuția și instalarea produsului;
e) utilizarea ale cârei obiective sunt:
măsurarea conformității cu specificațiile prin măsurări pe teren ale tuturor
parametrilor tehnico -economici simulați și calculați în faza de concepție și
dezvoltare;
măsura satisfacerii nevoilor prin anchete;
Metode și instrumente pentru gestiunea proiectului
Pentru a asigura gestiunea proiectului, subprogram ele și pachetele de lucru, activitățile
/ fazele și evenimentele din cadrul unui proiect se definesc după cum urmează:
Subprogramul / Pachetul de lucru delimitează un grup de activități bine definite într -o
perioadă bine definită. Activitățile sunt / pot fi în interdependență;
48
Activitatea / Faza este o perioadă de timp delimitată pe parcursul căreia proiectul
avansează și caracterizează evoluția în timp a proiectului. Dacă o activitate / fază se
oprește, proiectul se poate, de asemenea, opri;
Evenimentul este un moment în timpul căruia proiectul este oprit voluntar. Întreruperea
de moment nu provoacă oprirea proiectului; el delimitează spațiul ocupat la momentul
conside rat. Reprezintă momentul fixat de Managerul / Directorul de proiect pentru a
măsura distanța în raport cu obiectivul și a decide continuarea sau nu a proiectului.
Evenimentele corespund:
ședințelor de proiect care sunt analize profunde, cu dezbateri contra dictorii, pentru a
verifica fezabilitatea proiectului, aptitudinea societății de a realiza proiectul din punct
de vedere uman, tehnic și economic;
ședințelor de decizie, care reprezintă momentele de decizie privind continuarea sau
oprire Proiectului, în fu ncție de rezultatele obținute în legătură cu:
o direcția impusă de proiect;
o precizia față de această direcție, ținând cont de faza de avansare;
o studiul necesar prevenirii prospective;
o realizarea conform obiectivului stabilit;
o studiul necesar prevenirii activ e;
auditului extern ce stabilește că starea proiectului este corectă sau că trebuie repusă în
conformitate cu manualele și procedurile luate ca referință.
Elementele componente ciclului de viață a proiectului
Ciclul de viața a unui proiect cuprinde următo arele etape:
1. Identificare , Analiză, Formulare;
2. Pregătire, Estimare (funcție de criteriile stabilite), Asumare;
3. Implementare, Monitorizare, Raportare;
4. Evaluare finală.
a. Identificare, Analiză, Formulare
Cuprinde următoarele:
Stabilirea obiectivelor generale;
Analiza situației existente;
Identificarea necesităților;
Analiza necesităților;
49
Stabilirea priorității acestor necesități;
Decizia în privința oportunității proiectului;
Definirea idei proiectului;
Consultarea cu potențialii beneficiari;
b. Pr egătire, Estimare (funcție de criteriile stabilite), Asumare
Cuprinde următoarele aspecte:
Specificarea obiectivelor și rezultatelor;
Identificarea resurselor necesare pentru proiect;
Identificarea resurselor disponibile pentru proiect;
Distribuția proiectului pe activități;
Conceperea formulei finale și planificarea proiectului.
c. Implementare, Monitorizare, Raportare
Cuprinde următoarele:
Mobilizarea resurselor pentru fiecare sarcină și obiectiv;
Marketingul proiectului – comunicarea continuă cu comitetul decizional și potențiali
beneficiari (membrii echipei proiectului) privind:
o așteptările acestora legate de proiect și de evoluția acestora în timpul
implementării proiectului;
o furnizarea de informații despre dezvoltarea proiectului pe tot parcur sul
desfășurării acestuia;
o adaptarea conceperii și implementării proiectului în funcție de așteptările
potențialilor beneficiari;
Monitorizare permanentă și forme de raportare (oferă informația necesară unui
management corespunzător);
Identificarea problemelor;
Identificarea eșecurilor și soluțiilor care să conducă la eliminarea acestora (prin
negociere înlocuirea persoanelor responsabile, o evaluare independentă sau, în cazuri
extreme, prin oprirea proiectului);
Modificarea rezultatelor planificate și a obiectivelor proiectului cu unele realizabile.
d. Evaluare finală
Cuprinde următoarele:
50
Evaluarea îndeplinirii integrale de către contractor a sarcinilor încredințate (se face de
obicei de către o structură de evaluare independentă de contractor sau de autoritatea
contractantă);
Identificarea celor mai bune soluții pentru proiecte viitoare pe baza experienței
câștigate;
Identificarea resurselor necesare pentru viitor (se are în vedere corectarea aprecierii
acestora în funcție de suficiența sau insufic iența acestora în proiectul desfășurat);
Identificarea necesităților pentru proiecte viitoare.
3.3. Conținutul cadru al studiului de fezabilitate pentru obiective energetice
Obiectivele energetice de tipul construcției de hidrocentrale sunt specifice ca și conținut
al studiilor de fezabilitate cu cerințele pentru proiecte care prevăd lucrări de construcții -montaj.
Conținutul specific al studiului de fezabilitate pentru construcția unei MHC cuprinde
următoarele paragrafe [5]:
a. Părțile scrise
Date generale
1. Foaia de capăt
1.1 Denumirea/Numele solicitantului și date de identificare ale acestuia
1.2 Scurt istoric al solicitantului
1.3 Obiecte de activitate ale solicitantului
1.4 Principalele mijloace fixe aflate in patrimoniul solicitantului: resurse funciare (cu
precizarea regimului proprietății), construcții, utilaje și echipamente, animale,etc.
Tab. 3.1 Exemplu tabel mijloace fixe
Denumire mijloc fix Data
achiziției Valoare netă la data
întocmirii ultimului bilanț Bucăți
1.CLADIRI TOTAL
2.UTILAJE TOTAL
ALTELE – detaliati
TOTAL
51
Tab. 3.2 Exemplu tabel cu situația terenurilor
TERENURI
Nr.crt Amplasare
Județ /Localitate Suprafață totală
(mp) / Categoria
de folosință Valoarea contabil ă
Lei Regim juridic
Descrierea proiectului
Denumirea investiției
Elaborator (coordonate de identificare, cod CAEN, etc).
Descrierea activitaății propuse prin proiect și capacitatea propusă a se realiza la
finalizarea investiției.
În cazul investițiilor care au în componență și investiții în echipamente de producere a
energiei din alte surse regenerabile decât biocomb ustibilii, utilizate în scopul
desfășurarii activității, se va descrie acest tip de investiție.
Pentru modernizări/ finalizarea construcțiilor existente, achiziții de utilaje cu montaj și
care schimbă regimul de exploatare al construcției existente, se va atașa Expertiza
tehnică de specialitate asupra construcției existente și Raportul privind stadiul fizic al
lucrărilor.
Fundamentarea necesității și oportunitatii investiției
Piața de aprovizionare / desfacere, concurentă și strategia de piață ce va fi apl icată
pentru valorificarea produselor/serviciilor obținute prin implementarea proiectului
Tab. 3.3 Exemplu tabel cu furnizorii
POTENTIALII FURNIZORI AI SOLICITANTULUI
Denumire furnizor de
materii prime/materiale
auxiliare/produse/servicii Adresa Produs
furnizat și
cantitate
aproximativă Valoare
aproximativă
lei % din
total
achiziț ii
52
Tab. 3.4 Exemplu tabel cu clienții
POTENTIALII CLIENȚ I AI SOLICITANTULUI
Nr.crt Client (Denumire și
adresa) Valoare
lei % din vanzari
1
n
Date tehnice ale investiției
Date generale
Zona și amplasamentul (regiunea, județul, localitatea) investiției, suprafața și situația
juridică a terenului care urmează să fie ocupat (definitive și/sau temporar) de lucrare
Caracteristicile geofizice ale te renului din amplasament (studiu geotehnic, studii
topografice, nivelul maxim al apelor freatice, date climatice) – dacă investiția o impune
Caracteristicile principale ale construcțiilor
Pentru clădiri : deschideri, travei, aria construită, aria desfășurată, numărul de niveluri și
înălțimea acestora, volumul construit
Pentru rețele : lungimi, lățimi, diametre, materiale, condiții de pozare etc.
Pentru clădirile care se modernizează se va prezenta ca part e componentă din studiul de
fezabilitate expertiza tehnică de specialitate asupra construcției existente, întocmită, datată,
semnată și ștampilată de un expert tehnic atestat pentru proiectele care prevăd modernizarea/
consolidarea / extinderea/ desființar ea parțială/ lucrări de reparații, precum și finalizarea
construcțiilor a căror execuție a fost î ntreruptă înainte de finalizarea completă a acestora.
Pentru modernizarea/consolidarea/schimbarea regimului de funcționare pentru construcțiile
existente se va anexa copia Raportului de expertiză tehnică, însoțită de copia certificatului de
atestare al elaboratorului acestuia.
Structura constructivă
Pentru clădiri și rețele se va face o descriere a soluțiilor tehnice avute în vedere, cu
recomandări privind tehnologia de realizare și condițiile de exploatare ale fiecărui
obiect
Principalele utilaje de dotare ale construcțiilor (centrale termice, hidrofoare, ascensoare
etc.)
instalații aferente construcțiilor
53
Se vor descrie soluțiile adoptate pentru instalații le de iluminat, forță, curenți slabi, apă,
canalizare etc.
Situația existentă a utilităților și analiza acestora
Se vor descrie modul de asigurare a acestora și soluțiile tehnice adoptate.
Avize și acorduri
Avizele și acordurile emis e de organele în drept, potrivit legislației în vigoare, privind:
certificatul de urbanism, cu încadrarea amplasamentului în planul urbanistic, avizat și aprobat
potrivit legii;
Alte avize de specialitate, stabilite potrivit dispoziții lor legale
Caracteristici tehnice și funcționale ale utilajelor/echipamentelor tehnologice/echipamentelor
de transport/ dotărilor ce urmează a fi achiziționate prin proiect și prezentarea tehnică a
construcțiilor în care urmează a fi amplasate utilajele/do tările.
Se vor preciza de asemenea denumirea, numărul și valoarea utilajelor/ echipamentelor
tehnologice/echipamentelor de transport/ dotărilor care vor fi achiziționate, cu fundamentarea
necesității acestora Se descrie fluxul tehnologic, activitatea și t ehnologia aplicată în cadrul
proiectului.
Durata de realizare (luni) și etape principale
Grafic de eșalonare a investiției exprimat valoric pe luni și activități.
În procesul de estimare a duratei de execuție a obiectivelor de construcții și a planificării
activitaățlor, începând cu data semnării contractului de finanțare cu Agenția de Plăți pentru
proiecte de coeziune și implemetare, proiectantul va lua în calcul și perioadele de timp
nefavorabil
Costul estimativ al investiției
Valoarea tot ală a investiției cu detalierea pe structur a devizului general, însoțit de
devizele pe obiecte, conform legislației în vigoare (HG 28/09.01.2008). În cazul în care apar
cheltuieli eligibile și neeligibile, se vor prezenta devize pe obiect separate.
Nu s unt permise atât cheltuieli eligibile c ât și neeligibile în cadrul cap .– Construcții și
instalații fără a se detalia pe devize pe obiect lucrările corespunz ătoare spațiilor / instalațiilor
ce se vor executa. Pentru restul subcapitolelor aferente se vor pre ciza care sunt echipamen -tele,
utilajele/montajul care sunt neeligibile.
54
În estimarea costurilor invesției prin întocmirea bugetului estimativ se va verifica în
Baza de date de prețuri pe de site -ul agențiilor de plăți și se vor atașa la cererea de finanț are
paginile referitoare la bunurile și serviciile incluse în proiect, identificate.
În situația în care valorile bunurilor/servciilor nu se încadrează în limitele din Baza de
date de prețuri, se vor ataș a trei oferte pentru categoriile de bunuri/servicii care depășesc
valoarea de 15.000 EUR și o ofertă pentru categoriile de bunuri/servicii a căror valoare este
mai mică sau egală de 15000 Euro. La ofertele de servicii, se vor menționa și tarifele orare.
Cererile de oferte sunt documente obligatorii care t rebuie avute în vedere la stabilirea
rezonabilității prețurilor și trebuie să aibă cel puțin urmatoarele caracteristici:
– să fie datate, personalizate și semnate;
– să conțină detalierea unor specificații tehnice minimale.
Pentru lucrări, p roiectantul va declara sursa de preturi folosită.
În cazul proiectelor care includ și investiții care au drept scop implementarea noilor provocări,
se completează valorile aferente aestei investiții. Bugetul este exprimat în EURO.
Finanțarea investiției
Din valoarea totală a investiției de ……………..…..Euro, ajutorul public nerambursabil
este de …………………..Euro.
Pentru a se verifica încadrarea cheltuielilor eligibile din buget în limitele prevăzute în fișa
măsurii se va utiliza cursul de schimb Euro/Leu publicat pe pagina web a Băncii Central
Europene www.ecb.int/index.html de la data întocmirii Studiului de Fezabilitate.
• Procentul de fi nantare publică se va stabili î n func ție de condițiile impuse de fișa
tehnică a măsurii aferente proiectului întocmit de solicitant.
• Pentru proiectele cu finanțare publică mai mare de 50% din valoarea eligibilă, se va
motiva solicitarea procentului.
Date privind forța de muncă :
Total p ersonal existe……………………………… ………………………..din care personal de
execuție …………………… ……………………………… …..
Estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției
Număr locuri de muncă nou create cu normă întreagă, pentru personalul implicat direct în
activități de producție/servicii ( personalul muncitor – direct productiv și cel mult un loc de
muncă cu indirect productiv) .
55
În cazul proiectelor care prevăd achiziția de mașini/ utilaje care necesită conducă tor – la o
mașină/ un utilaj se va lua în considerare un om/ schimb (conform numărului de schimburi
prevăzute în SF/ MJ, dar nu mai mult de două schimburi).
Reprezentant legal (nume, prenume, funcție în cadrul organizației, studii și experiență
profesion ală) , relevante pentru proiect.
b. Părțile desenate
– Plan de amplasare în zonă (1:25.000 -1:5.000)
– Plan general (1:5.000 -1:500)
– Plan de situație cu amplasarea rețelor de utilități, su rse de apă și receptori ape uzate (1:1.000 –
1:500)
– Planuri de arhitectură – planurile nivelurilor, secțiuni pentru principalele obiecte de construcții
– Planul de amplasare a utilajelor pe fluxul tehnologic
Proiecții financiare și indicatori financiari
Proiecții financiare persoane juridice
1.1. Prognoza veniturilor
1.2. Prognoza cheltuielilor
1.3. Proiecția contului de profit și pierdere
1.4. Bilanț sintetic previzionat
1.5. Flux de numerar
1.6. Indicatori financiari
Ipoteze care au stat la baza întocmirii proiecțiilor financiare
Prognoza veniturilor
În cadrul acestei secțiuni se detaliază prezumțiile care au stat la baza realizării previzionă -rii :
– gradul de utilizare a capacității de producție și modul cum evoluează acesta în timp;
se va prec iza producția fizică existentă ș i producția fizică estimată în urma realizării
investiției
– corelarea dintre vânzările previzionate, gradul de utilizarea a capacității de producție
și precontracte/contracte de vânzare înc heiate/în curs de a fi încheiate;
– modul în care au fost previzionate celelalte venituri prognozate
se detaliază veniturile obținute din alte tipuri de activități decât cea la care se referă
proiectul (în cazul în care se obține venituri și din alte acti vități decât cea descrisă prin
proiect).
56
Prognoza cheltuielilor
În cadrul acestei secțiuni se detaliază prezumțiile care au stat la baza realizării
previzionării :
– corelarea informațiilor furnizate aici cu cele menționate în celelalte secțiuni ale
studi ului ;
– corelarea dintre cheltuielile previzionate, gradul de utilizarea a capacității de producție
și precontracte/contracte de cumpărare încheiate/în curs de a fi încheiate ;
– modul în care au fost previzionate fiecare categorie de cheltuială ;
– orice alte informații care au stat la baza previzionării sau influențează previzionarea
cheltuielilor și au influență relevanta ;
Proiecția contului de profit și pierdere
Venituri financiare
Cheltuieli privind dobanzile
Alte cheltuieli financiare
Impozit pe profit/cifra de afaceri
Se fac mențiuni privind valorile previzionate și se vor corela cu alte informații
Bilanț sintetic previzionat
Se fac precizări privind ipotezele luate în considerare în procesul de previzionare a posturilor
din bilanț, valoril e prognozate ale posturilor din bilanț având în vedere urmatoarele:
– valorile existente în ultimul bilanț încheiat de societate anexat la cererea de finanțare
– valorile activelor imobilizate noi achiziționate se vo r adăuga la cele existente (dacă este
cazul), din acestea se scad valorile activelor imobilizate vândute în perioada respectivă;
– valoarea amortizării cumulate aferenta activelor imobilizate existente, la care se adauga
amortizarea calculată pentru activele imobilizate noi achizitionate ( se va corela cu valoarea
cheltuielilor cu amortizările prevăzute în contul de profit și pierdere);
– valoarea stocurilor (materii prime, materiale, produse finite,etc.) va fi corelată cu specificul
activității desfășurate (durata procesului de fabricație, et c.) și alte elemente considerate
relevante.
– casa și conturi la bănci,
– datorii ce trebuie plătite într -o perioadă de până la un an – se previzionează în funcție de
termenele de plată ale furnizorilor, de creditele pe termen scurt previzionate prin fluxul de
numerar, valoarea datoriilor fiscale și la asigurările sociale aferente activității.
57
– datorii ce trebuie plătite într -o perioadă mai mare de un an – se previzionează în funcție de
soldul și graficul de rambursare a creditelor pe termen mediu și lung pri mite, de soldul și
graficul de plată a datoriilor reeșalonate, se vor evidenția de asemenea datoriile către
acționari/asociați, leasingurile, datoriile către alte instituții financiare.
– subvenții pentru investiții – se inscriu soldul existent /previziona t și încasările primite prin
programul FEADR;
– capitalurile proprii – se înscriu sumele rezultate ca urmare a majorărilor de capital social
prevăzute, rezultatul exercițiului (acesta se repartizează ca dividende și rezerve la alegere,
cota repartizată la re zerve urmând să facă parte din rezerve în anul urmator), rezervele deja
constituite și alocările suplimentare din rezultatul exercițiului financiar precedent;
– se va urmări corelarea datelor introduse cu cele existente îin contul de profit și pierdere și
fluxul de numerar;
Flux de numerar
Datele privind fluxurile de numerar aferente proiectului pe perioada implementării
desfășurate lunar și pentru o perioadă de 5 ani după implementarea proiectului.
În cadrul acestei secțiuni se detaliază prezumți ile care au stat la baza realiză rii previzion ă-rii :
– se va urmări corelarea dintre fluxurile previzionate ca intrări și ieșiri cu celelalte secțiuni;
– orice alte informații care au stat la baza previzionării sau influențează previzionarea
elementelor fluxului d e numerar și au influență relevantă ;
Indicatori financiari
Pe baza datelor obținute din prognozele efectuate se vor calcula indicatorii care vor releva
sustenabilitatea și viabilitatea investitței ce urmează a fi promovată. Toate prognozele vor fi
calculate pentru o perioadă de 5 ani, după finalizarea investiției, în prețuri constante.
Încadrarea anumitor indicatori în limitele stabilite de A.P.D.R.P. (menționate atât în aceasta
secțiune a Studiului de fezabilitate, cât și din cererea de finanțare) se v a evalua pentru anii 2,
3, 4 și 5 de la data finalizării investiției.
Modul de calcul și baremurile limită care trebuie respectate sunt urmatoarele :
1. Valoarea investiției (V I) = valoarea totală a proiectului fără TVA, se preia din bugetul
proiectului .
2. Veniturile din exploatare (V e) = veniturile realizate din activitatea curentă, conform
obiectului de activitate al solicitantului. Se calculează pornind de la fizic (cantități de
58
produse, volumul producției, servicii) ținând cont de prețuri/tarife pe unita tea de măsură
diferențiat pentru fiecare obiect de activitate.
3. Cheltuieli de exploatare (C e)= cheltuielile generate de derularea activității curente.
Sunt cheltuielile aferente veniturilor din exploatare și se calculează în functie de
domeniul de activita te si de consumurile specifice. perioadelor respective.
4. Rata rezultatului din exploatare (r Re) – trebuie să fie minim 10% din Ve.
Rezultatul din activitatea curentă (R e) se calculează: Re = V e – Ce – trebuie să fie
pozitiv, iar rata rezultatului din expl oatare trebuie să fie minim 10% din veniturile din
exploatare pentru anii evaluați
Rata rezultatului din exploatare (r Re) se calculează după formula :
100Re
Re
Ver
(3.1)
5. Durata de recuperare a investiției (D r) – trebuie să fie de maxim 12 ani ;
Este un indicator ce exprimă durata de recuperare a investiției (exprimat în ani).
Se calculeaza astfel :
12/) _ _ _ (6
121
5net Flux actualizat net FluxVIDr
(3.2)
Se considera ca î n anii 6 -12 cash -flow-urile sunt egale cu cash -flow-ul net din anul 5
6. Rata rentabilității capitalului investit (r Rc) – trebuie să fie minim 5% pentru anii evaluaț i;
Se calculează astfel :
100exp_ VIloatare FluxrRc
(3.3)
7. Rata acoperirii prin fluxul de numerar (RAFN) – trebuie să fie ≥1,2, pentru anii
evaluați ; RAFN = Flux de numerar din exploatare / (dobânzi + plăți leasing +
rambursarea datoriilor);
8. Rata îndatorării pe termen mediu și lung (r I) – trebuie să fie maximum 60% pentru anii
evaluati ;
59
Este calculată ca raport î ntre total datorii pe termen mediu și lung ș i total activ.
100
ii
ITATDr (3.4)
unde :
TD i= total datorii p e termen mediu și lung în anul i ;
TA i= total active în anul i ;
9. Rata de actualizare – este de 8%, folosită pentru actualizarea fluxurilor de numerar
viitoare.
r este rata de actualizare egală cu 8% (r=rata dobânzii de refinanțare BCE (4%) + marja
de risc pe țară (4%) evaluată de către Agenție ca valoare medie și care va fi reevaluată
pe măsură ce conditiile pietei monetare europene se schimbă, se impune introduce rea
unei aproximări unitare)
10. Valoarea actualizata neta(VAN) – trebuie să fie pozitivă;
Este calculată astfel:
VI
rlt FN
rFNVANii
iii
i
)1(exp
112
65
1
(3.5)
FN i = flux de lichidit ăți net din anul i;
FN i explt = flux de lichidit ăți din exploatare din anul i
VI = valoarea investitiei ;
11. Disponibilul de numerar la sfârș itul perioadei (rândul S , din anexa B8 « Flux de
numerar » trebuie sa fie pozitiv î n anii de previzionare evalua ți Se preiau valorile din
randul S din Anexa B8 aferente perioadelor respective (Total An1,… , Total An )
Prognoza încasărilor și pl ăților pentru anii 1, 2 și 3 de implementare
Datele priv ind fluxurile de numerar (încasă ri / plăți) aferente activit atii non -agricole/
activitate meșteșugărească / servicii pentru popula ția rural ă / investi ții în producerea de
energie regenerabilă , precum și cu cele aferente activit ății de investi ții și finan țare. Detalierea
se face pe luni de implementare.
60
Prognoza încasă rilor și platilor în anii 1 -5 de previziune
Datele privind fluxurile de numerar (încasări/plăți) aferente activității non -agricole/
activitate mesteșugărescă / servicii pentru populația rurală/ investiții în producerea de energie
regenerabilă , precum și cu cele aferente activității de investiții și finantare. Detalierea se face
pe fiecare an de previziune.
Indicatori financiari
Încadrarea anumitor indicatori în limitele stabilite de A.P.D.R.P. (menționate atât în
aceasta secțiune a Studiului de feza bilitate, cât și din cererea de finanțare) se va evalua pentru
anii 2, 3, 4 și 5 de la data finalizării investiției.
Indicatorii se calculează în mod automat, cu exceptia Valorii investitiei care se preia din
bugetul indicativ .
Limitele indicatorilor c are trebuie respectate sunt următoarele:
Valoarea investiției (VI) = valoarea totală a proiectului fără TVA,
Durata de recuperare a investitiei (D r) – trebuie să fie maxim 12 ani ;
Este un indicator ce exprima durata de recuperare a investitiei (exprimat în ani).
Rata acoperirii prin fluxu l de numerar (RAFN) – trebuie să fie ≥1,2, pentru anii evaluați
Valoarea actualizată neta (VAN) – trebuie să fie pozitivă
Disponibilul de numerar la sfârșitul perioadei, trebuie să fie pozitiv în anii de
previzionare evaluați.
Specificul proiectelor din domeniul energetic
Ca și particularizări ale realizării obiectivelor energetice de tipul microhidrocentralelor se
menționează [6]:
Riscuri specific generate de amplasament, construcție și funcționarea micr ohidrocentra –
lelor;
Durață de viață garantată de circa 30 ani;
Probleme de afectare a mediului ambient ca schimbarea cursurilor de apă, afectarea
peisajului, modificări ale versanților montani, defișări, etc;
Prognoza consumului de energie
Prognoza producț iei de energie, evoluția prețurilor energiei electrice .
61
CAPITOLUL IV
STUDIU DE CAZ : INVESTIȚIA ÎNTR -O MICROHICENTRALĂ
În capitolul de față se prezintă un studiu de caz realizat în scopul întocmirii unui proiect de realizare
a unei microhidrocentrale amplasată pe pârâul Dara din bazinul hidrografic superior al râului
Drăgan . Păstrând cerințele Hotărârii de Guvern 28/2008 s e vor urma etapele impuse studiului de
fezabilitate ales.
4.1. Analiza tehnică
4.1.1. Date generale
1. denumirea obiectivului de investiții;
CONSTRUIRE MICROHIDROCENTRALĂ PE VALEA DARA, JUDEȚUL CLUJ
2. amplasamentul (județul, localitatea, strada, numărul);
Regiunea de Dezvoltare Nord -Vest, Județul CLUJ , localitatea Lunca Vișagului comuna
Poieni .
3. titularul investiției;
Primăria comunei Poieni jud. Cluj
4. beneficiarul investiției;
Comuna Poieni
Informații g enerale privind proiectul
1. situația actuală și informații despre entitatea responsabilă cu implementarea proiectului;
Comuna Poieni este situată în partea de vest a județului Cluj, în masivul Vlădeasa, care
face parte din teritoriul Parcului Natural Munții Apuseni.
Zona agromontană Poieni -Vlădeasa se află la 65 km vest de Cluj -Napoca, 16 km de
Huedin pe șoseaua internațională E60.
62
Comuna Poieni este situată la o altitudine medie de 700 m.
Cea mai ridicată temperatură a fost de 32,4 °C, iar cea mai scăzută de –22,9 °C. Aceste
date au fost înregistrate la punctul de 1838 m altitudine unde este instalată stația meteorologică,
construit ă în 1962.
Conform recensământului efectuat în 2011 , populația comunei Poieni se ridică la 4.842
de locuitori
Clima: Comuna beneficiază de un climat te mperat moderat, cu o temperatură medie
multianuală de 7,5°C, în zonele joase temperatura medie este de 10°C, în zona de deal 8°C, în zona
montana 3°C. Umiditatea aerului se situează între 77 și 88%, n umărul mediu de precipitații fiind
de 165 zile pe an, din care 36% în perioada de vară.
Flora și fauna: Pentru comuna Poieni sunt reprezentative tipurile de floră și faună
specifice zonelor subcarpatice de pe teritoriul României. Pe teritoriul comunei se pot întâlni de la
păsările de apă, până la ursul brun, iepurele comun, cerbi, mistreți, vulpi lupi și jderi.
Resurse naturale : Comuna nu dispune de resurse naturale majore, dar beneficiază într -o
anumită măsură de posibilități variate, respectiv:
– pădurea cu suprafață de peste 2.000 ha
Din punct de vedere al rețelei hidrografice, comuna Poieni este amplasată în cea mai mare
parte în bazinul hidrografic al râului Drăgan și al afluenților săi. Valea Drăgan străbate pe teritoriul
comunei 11 km, străbate trei sate ale comunei, reprezentând un element hidrografic de importanță
deosebită pentru comună.
Infrastructură și utilități publ ice: Infrastructura comunei cuprinde 6 drumuri comunale,
comuna deținând o rețea stradală de 19,4 km drumuri pietruite, 39, 4 km rețele de apă, din care 20
km rețele de aducțiune și 19,4 km rețele stradale. Rețelele sunt vechi făcute prin contribuția
cetăț enilor, fără proiecte, cu debite insuficiente. Pânza freatică se află la 2 -5 m adâncime. Nu există
rețele de canalizare. Întreaga comună este electrificată.
Economia: Din punct de vedere economic pe teritoriul comunei funcționează mai mulți
agenți economi ci, din care 8 au principala activitate exploatarea și debitarea masei lemnoase, 6 se
ocupă cu desfacerea mărfurilor cu amănuntul, 1 brutărie.
Zona comunei Poieni dispune un potențialul hidroenergetic deosebit de important.
În perioada 1960 -1989 acest p otențial a fost evaluat și amenajat in proporție de 45% dar
există î ncă suficiente resurse pentru valorificare în continuare a potențialului încă neexploatat.
63
Ponderea sectorului agricol în economia comunei este de 30% acest procent fiind în continuă
scădere. Zootehnia este practicată în gospodării individuale, respectiv microferme cu un număr
redus de animale . Turismul este practicat în special prin agroturism, fiind dezvoltat insuficient
comparativ cu potențialul zonei.
4.1.2. Descrierea investiție i
a) concluziile planului detaliat de investiții pe termen lung privind situația actuală, necesitatea și
oportunitatea promovării investiției, precum și scenariul tehnico economic selectat;
M.H.C. Dara va fi amplasată în bazinul hidrografic al râului Drăgan, pe afluentul pârâul
Dara. Prin execuția M.H.C.D ara se urmărește valorificarea potențialului hidroenergetic al părâului
Dara dispunându -se de un debit de 0,32 m/s și de o cădere brută de 105,2 m între amplasamentul
captării și clădirea centralei.
Atât investiția în captare, cât și investiția în conducta de aducțiune fac parte din investiția
M.H.C. Dara.
Studiul de fezabilitate prezent se referă la lucrările legate de pragul de captare, aducțiune,
clădirea centralei, echipamentul electro -mecanic, le garea la sistem, instalații de transmitere a
datelor la punct de comandă și control.
b) scenariile tehnico -economice prin care obiectivele proiectului de investiții pot fi atinse:
– scenariul recomandat de către elaborator;
– avantajele scenariului recomandat;
Variantele analizate in prezentul studiu de fezabilitate sunt caracterizate prin:
1.Varianta 1 -coeficient de instalare 1,5 , respectiv debit instalat 0,225 m3/s ;
2.Varianta 2 -coeficient de instal are 2, respectiv debit instalat 0,30 m3/s
Parametri energetici ai M .H.C. DARA se calculeaz ă ținând seama de :
– debitele naturale î n secțiunea captări DARA ;
– debitele efectiv utilizate energetic;
– căderile nete și pierderile de sarcină care apar pe traseul hidraulic
– performanțele hidroagregatelor, respectiv randamentul turbinei și al generatorului;
– perioadele anuale de indisponibilitate , perioada anuală de revizii/avarii a fost considerată 20 de
zile
64
Căderea brută prelucrată este dată de diferența de cotă dintre captarea Dara (533,2 bmdM) și
debuș are (417 mdM.) În tabelul următor sunt prezentați parametri reprezentativi ai amenajării:
Tabelul 4.1 Parametri reprezentativi ai amenajării:
Varianta de debit instalat UM Varianta 1 Varianta 2
Cota amonte (mdM) 533,2 533,2
Cota aval (mdM) 417 417
Cadere bruta (m) 116,2 116,2
Pierdere de sarcina (m) 2,67 4,74
Cadere neta pt.Em (m) 113,9 112,9
Debit mediu anual (m3/s) 0,15 0,15
Debit instalat (m3/s) 0,225 0,3
Randament turbina – 0,86 0,87
Randament generator – 0,94 0,94
Putere disp.maxima (kW) 203 268
Energie medie produsa (MWh/an) 801 858
Timp de functionare la Pi (h/an) 3949 3201
Investi ție necesară pentru
realizarea obiectivului (€) 435.712 435.712
Având în vederea faptul că investiția este aceiași pentru ambele variante studiate, dar energia
este diferită, calculul de eficiență energo -economică se va realiza pentru varianta cu energia mai
mare – Qi= 0,3 m3/s , aceasta având indicatori mai buni.
Analiza economică s -a bazat pe o serie de ipoteze de calcul, cum ar fi:
– Durata de analiză 30 de ani;
– Durata de executare a obiectivului : 1 an;
– Rate de actualizare: 8 %, 10%, 12%, iar momentul de referință ales este începutul anului 1;
– Nu au fost luate î n considerarea investițiile de reînlocuire, remane nță și reziduală datorită
efectului redus asupra analizei;
– Cursul de schimb la data de 15.01 2020 1€=4, 779 lei;
– Tariful de valorificare 200 lei/MWh corespunzator energiei produse de MHC;
– Certificate verzi acordate pentru producerea de energie din SRE 1 CV/MWh
65
– Calculul este realizat în monedă constantă ( € );
– A fost luată î n cons iderare o retehnologizare a echipamentului mecanic după 25 de ani de
exploatare.
Costurile anuale de exploatare au ținut seama de reparațiile curente și capitale (fiind
apreciate la 0,8 % din investiție), precum și de faptul că echiparea MHC permite funcționarea fără
personal de exploatare.
Tabelul 4.2 Rezultatele analizei economice:
B/C VNA ( € ) CTA ( € )
Rata
act.
Indicator 8% 10% 12% 8% 10% 12% 8% 10% 12%
1,15 1,00 0,88 37701 – – 435.712 426.998 418.458
Rata Internă de Rentabilitate -10%
În tabelul 4.3 sunt prezentati indicatori care nu țin seama de actualizare, investiția specifică a
energiei și prețul de cost considerând o durată de recuperare a investiției de 20 de ani .
prețul de cost î n perioada de recuperare a surselor proprii: 16,02 €/MWh sau 560 lei/kWh;
prețul de cost după perioada de recuperare a surselor proprii: 2,21 €/MWh sau 90 lei/kWh
prețul de cost mediu ponderat pe î ntreaga perioadă de analiza 11,26 €/MWh sau 48 lei/ kWh
Tabelul 4.3 Indicatorii economici ai investiției
Se poate observa din tabelul 4.2 că valorile indicatorilor energo -economici depășesc pragul
de rentabilitate pentru investiția prognozată .
În continuare va fi determinat prețul de valorificare a energiei, necesar pentru ca invesțitia
să fie rentabilă si in conditiile une i rate de actualizare de 12% . Ipotezele de calcul ale analizei Investiția specifică a energiei (lei/kWh) 9647
(€/MWh) 276
Prețul de cost (mediu ponderat pe
întreaga perioadă) (lei/kWh) 393
(€/MWh) 11,26
66
economice prezentate anterior fiind păstrate, prețul de valorificare necesar devine 40
€/MWh.Indicatorii energo -economici se îmbunătățesc, după cum se poate urmări în tabelul
următor:
Tabelul 4.4 indicatorii energo economici ai investiției
Rata de actualizare 8% 10% 12%
B/C 1,34 1,17 1,02
VNA(€) 86332 39809 5066
CTA(€) 435.712 426.998 418.458
RIR-12,3%
Acești indicatori au fost calculați ținând seama de o creștere a prețului de valorificare cu 14,3% de
la 34,28 €/MWh (tarif actual) la 40 €/MWh
4.1.3. Date tehnice ale investiției
a) zona și amplasamentul;
Captarea Dara s-a amplasat la cota talvegului 528.000 mdM la o confluență de văi în care
a fost adecvată si execuția unui bazin compensator.
Acest amplasament a condus la derivarea a doi aflu enți prin intermediul unor conducte de
aducțiune, la debușare rezultând presi unile date de diferența de cote între captare și MHC, presiuni
ce necesită execuția unor uvraje de disipare a energiei pentru a se putea racorda cu un nivel liber
la curgere în aval.
Disiparea energiei dată de lucrările de captare și derivare executate în aceste condiții se
poate face prin turbinarea debitelor captate în MHC Dara cu lucrări minime referitoare numai la
clădirea centralei și la echipamentele electro -mecanice și de racordare la LEA 20 kV. M.H.C. Dara
va fi amplasată în bazinul hidrografic Drăg an, pe pârâul Dara afluent al râului Drăgan .
Prin execuția M.H.C .DARA se urmărește valorificarea potențialului hidroenergetic a
pârâului Dara dispunându -se de o cădere de cca. 100 m, dată de amplasamentul captării,
amplasament rezultat ca urmare a mutăr i captări respective într -o zonă care a evitat formațiu -nile
de zone geologice de calcare carstice prin care se perdea debitul acestui pârâu.
Captarea Dara va fi amplasată astfel încăt să permite realizarea unui bazin compensator cu
volum de 1200 m3 necesar funcționări ideale pentru un MHC.
În amplasamentul captări, pârâul Dara are un debit multianual de Q m = 0,25 m3/s.
67
Cota pragului de captare este de 533.20 mdM, iar lungimea frontului de versant este 10.00 m
permițând evacuarea debitulu i de viitură cu asigurarea de 0,5% la o înălțime de 40 cm a lamei
deversante.
Adiacent pragului de captare și în amonte de acesta este amplasament desnisipatorul
captării de tip III, accesul apei se face prin capătul amonte al desnisipatorului prevăzut cu un grătar
des și nișe pentru batardou în vederea puneri la uscat a captării.
La capătul desnisipatorului va fi amplasată casa vanelor care permite deschiderea vanei de
spălare a desnisipatorului și evacuarea apei din desnisipator și din amonte de prag.
Tot în capătul aval al desnisipatorului se găsește o secțiune de control aval (deversor cu
creastă fixă la cota 532 mdMN) cu o lățime de 80 cm care permite evacuarea unui debit de 1.00
m3/s , cu o lamă de 40 cm.
Debitul deversat ajunge în căminul de încărcare al conductei de aducțiune amplasată la
cota radier 5 27,67 mdM, acest cămin permite realizarea unei prize de apă pentru MHC Dara , la
cota radierului bazinului compensator.
Bazinul compensator este realizat între des nisipator și versantul stâng al văii Dara având
ca perete aval chiar pragul captări și aripa de închidere, iar ca perete amonte un zid de sprijin de
închidere între capătul amonte al desnisipatorului și versantul stâng.
Coronamentul conturului bazinului compensator se află la cota 533.70 mdM.
Conducta de aducțiune este dimensionată pentru a transporta debitul instalat în captarea Dara
Qi=8 x Qm =1.20 m3/s. (4.1.)
Datorită morfologiei topo -geologice a terenului pentru conducta de aducțiune au rezultat
două tronsoane distincte:
– primul tronson cu presiune mică este prevăzut din tuburi PREMO Ø 800mm, pe primi
653.00 m în aval de captare.Traseul acestui tronson urmărește drumul de acces pe valea
Dara la piciorul taluzului și la cota drumului, conducta este protejată cu element prefabricat
de formă L și cu umplutură de pământ
– al doilea tronson are o lungime de 464,00 m și este realizat dintr -o conductă metalică Ø
500 mm pozată în tranșee, îng lobată în beton și protejată cu umplutură de pământ. Traseul
acestui tronson taie serpentinele drumului de acces pe o zonă de taluz cu înclinare de cca
40% apoi urmând o zonă rectilinie pe partea dreaptă a drumului de acces până la
amplasamentul centralei și continuând pe lângă centrală către punctul de debușare.
68
– Pe zona adiacentă centralei conducta debușează într -un bazin de disipare a energiei cu
dimensiunile de 3.00 m x 2.00 m bazin prevăzut cu placă de beton pentru disipare. Amonte
de bazinul de disipa re este prevăzut un cămin în care se găsește o vană tip AC Ø 500 mm
comandată electric.
Aval de bazinul de disipare se află bazinul de liniștire al MHC Dara făcând corp comun cu
acesta .
La circa 10 m amonte de clădirea centralei conducta are o ramificație metalică pentru
devierea apei prin exteriorul M .H.C.Dara, fiind concepută pentru cazurile cînd acesta nu
funcționează sau pe aducțiune vine apă mai multă decât debitul turbinat, existînd, posibilitatea
devierii apei prin by -passare în aval d e centrală.
Din bazinul de disipare, adiacent centralei, apa trece peste deversorul fix în bazinul de
liniștire al centralei amplasat în aval și adiacent bazinului de disipare.
Din bazinul de liniștire apa turbinată sau by -passată e ste preluată de o conductă de fugă Ø
800 mm ce debușează în albia veche a părăului Dara la cot a 417.00 mdMN .
Clădirea M .H.C. Dara și echipamentele electro -mecanice reprezintă o construcție
supraterană cu dimensiunile în plan de 6.50 m x 7.50 m ce adăpo stește echipamentul care s -a
studiat în două variante de echipare, având la bază variante de debit instalat cu coeficientul de
instalare: 1.50 ; 2.00 față de debitul modul:
– varianta 1 Qi=0,225 m3/s,
– varianta 2 Qi=0.300 m3/s.
Pentru studiul de fez abilitate a fost aleasă varianta de echipament cu turbină Banki care este mai
fiabilă în funcționare , mai ieftină și mai sigură în funcționare.
În concluzie MHC Dara va fi echipată cu turbină Banki și va avea următorii parametri
energo -economici;
– debit m odul: Q m=0.15 m3/s
– debit instalat: Q i=0,300 m3/s
– cădere brută maximă: H max = 116.20 m
– putere instalată : Pi = 268 kW
– energie medie produsă: E m=858 MWh/an
– investiție totală: I = 237.035 Euro
– investiția specifică a en ergiei 276 Euro/MWh
69
– Prețul de cost pe întreaga perioadă a investiției 11,26 Euro/MWh
b) statutul juridic al terenului care urmează să fie ocupat;
Terenul pe care va fi realizată investiția este în proprietatea comunei Poieni , fiind înscris în CF
cu numărul topografic 1845.
Terenul este liber de orice sarcini, nu este în litigiu și nu a fost solicitat în baza Legilor Fondului
Funciar, fiind înscris în domeniul privat al comunei.
c) situația ocupărilor definitive de teren: suprafața totală, reprezentând terenuri din
intravila n/extravilan
Suprafață totala construcții – 500 m2
Suprafață captare – 300 m2
Suprafață bazin compensator – 400 m2
Analiza eficienței economico -financiară a realizări microhidrocentralei Dara
Microhidrocentrala urmează a valorifica energetic debitul captat din pârâul Dara, pe
căderea formată între captare și debușarea.
Pentru echiparea microhidrocentralei au fost studiate variantele de debit instalat de 0,225
m3/s si respectiv 0,3 m3/s. Parametri energetici rezultati pentru varianta aleasă sunt urmă tori :
Tabelul 4.5 Parametri energetici rezultat pentru variant a aleasă
Cota amonte (mdM) 633,2
Cota aval (mdM) 517
Cădere brută (m) 116,2
Debit instalat (m3/s) 0,3
Putere instalată (kW) 268
Energie medie produsă (MWh/an) 858
Indicatorii de eficiență economică au fost calculate doar pentru varianta Q i=0,3 m3/s a cărei
producție de energie este mai mare decât cea cu Q i=0,225 m3/s în condițiile în care efortul
investițional este identic.
Indicatori de eficiență rezultați sunt prezenți mai jos iar valorile lor arată faptul că investiția
în realizarea microhidrocentralei DARA se justifică din punct de vedere energo -economic.
70
Tabelul 4.6 Parametri energetici rezultat pentru variant aleasă
B/C VNA ( € ) CTA ( € )
Rata
act.
Indicator 8% 10% 12% 8% 10% 12% 8% 10% 12%
1,15 1,00 0,88 37701 – – 435.712 426.998 418.458
RIR-10%
prețul de cost mediu ponderat pe î ntreaga perioadă de analiză: 11,26 €/MWh;
investiția specifică energiei : 276 €/MWh
Prețul de valorificare necesar, calculat în ipoteza depășiri pragului de rentabilitare pentru rata
de actualizare de 12% este de 40 Euro/MWh , respectiv o creștere de 14,3 față de tariful actual de
34,28 Euro/MWh
4.1.4. Descrierea amenajării hidroenergetice
MHC Dara se găsește în cadru l amenajării Săcuieu -Drăgan -Iad și este amplasată pe pârâul
Dara afluent de dreapta a râului Drăgan .
Amplasamentul centralei : Aval față de traversarea subterană a aducțiuni principale Săcuieu
Drăgan la cota 633.20 mdM. la circa 80 m de traversare pe un material acoperitor constituit din
deluviu predominant calcaros cu asocieri de material aluvionar, în grosime de 3 -5 m.
Din punc t de vedere al echipamentelor hidro -mecanice MHC Dara este echipată cu turbină
Banki și generator cu ax orizontal.
Construcția centralei se încadrează în clasa a -III -a conform STAS 4273 -92 și categoria C de
importanță conform HGR 766 -97.
Conform Normat iv P100 -92 gradul de protecție antiseismică al obiectivului se
caracterizează prin:
– Zona seismică F
– Ks=0,08
– Tc=0,7 s
– Clasa III de importanță
Amplasamentul se încadrează conform STAS 11100/1 -1991 în zona de macroseismicitate
i=6 pe scara MKS pentru o pe rioadă de revenire de 50 de ani.
71
Centrala folosește ca aducțiune conductă metalică Dn 600 a aducțiuni secundare din valea DARA
și se debușează în conductă de fugă PREMO Dn 800 prin bazinul de liniștire.
În cazul nefuncționări centralei este prevăzută o conductă de by -pass echipată cu vană și
disipator ce debușează în bazinul de liniștire.
Clădirea centralei conține sala mașinilor cu acces carosabil direct de pe platforma
amenajată și bazinul de liniștire ce asigură debușarea în aval de cladirea centralei.
Sala mașinilor are structura din zidărie portantă cu stâlpi de beton armat acoperișul din placă de
beton armat cu grinzi și centuri. Construcția are două travee de 3.5 m și deschidere de 7m.
Infrastruct ura centralei va asigura fundațiile pentru turbină și generator și fundații izolate
pentru stâlpi. Construcția bazinului de liniștire se face separat de infrastructura centralei și este
comună cu disipatorul de by -pass.
În sala mașinilor se amplasează gru pul turbină -generator direct pe fundații, aspiratorul
metalic al turbine ce debușează în bazinul de liniștire se înglobează în beton de montaj.
Pentru manevra echipamentelor de montaj s -a prevăzut un palan manual de 3.2 tone atârnat de
grinzile de acoper iș ale săli mașinilor .
Pe platforma sălii mașinilor sunt amplasate canalele de cabluri și dulapurile de conexiuni
electrice în număr de trei. Un dulap de forță 0.4kV, de racord al generatorului, un dulap de 0,4 kV
de racord la TRAFO de forță de 250 KVA ,20/0.4 kV situat pe un stâlp de beton prefabricat pe
platformă și un dulap cu aparatură de măsură, protecție și automatizare. Energia se evacuează într –
o linie de 20kV.
4.1.5. Date Geologice, geotehnice și hidrologice
Morfologia regiunii zone de amplasare a MHC Dara este extrem de accidentată rezultat al
evoluției geologice complexe, care a generat formațiuni geologice variate ca natură, vârstă și
caracteristici geo -mecanice.
Geologia bazinului de retenție a pârâului Dara este diferențiată după cum urmează:
cursul superior și mijlociu se localizează pe aria de dezvoltare a formațiunilor metamorfice
(șisturi sericitoase -cloritoase) care imprimă un relief cu energie moderată, cu pante
constante ale versanților si părăulu i.
cursul inferior traversează o linie tectonică majoră și rocile eruptive insinuate pe această
discontinuitate majoră, căzând spre confluență într -un compartiment tectonic constituit din
72
calcare cretacic inferioare (neocomian -barremian) -triasic mediu (ani sian) în care eroziunea
accentuată a generat versanți asimetrici cel stâng extrem de accidentat , cu fenomene
carstice evidente în pereți de calcar, iar cel drept cu caracterisitici erozivo -acumulative, pe
pantele căruia s -au acumulat materiale deluvio -proluviale cu grosimi însemnate.
Energia reliefului se menține până în zona traversări văii de către aducțiunea principală
Săcuieu – Drăgan, căderea fiind de 100 m.
Tectonica locală este deosebit de complexă și constă din elementele rupturale regionale și
numerose falii și fracturi locale, prin asocierea cărora s -a produs o compartimentare geologică a
diferitelor formațiuni. Aceste compartimente se găsesc în raporturi normale de poziționare a
formațiunilor geologice cât, mai ales în raporturi anormale, forma țiunile mai vechi fiind împinse
peste unele mai noi. Astfel în lungul unui plan disjunctiv major orientat NV -SE s-au fragmentat
formațiunile fundamentului cristalin, favorizând căderea unor compartimente tectonice cu calcare
triasice și cretacice cât și in truziunea unor corpuri cu roci eruptive discordante față de restul
formațiunilor geologice.
Condițiile hidrologice sunt direct determinate de natura formațiunilor geologice , valea
prezentând debite însemnate , relativ constante în domeniul de aflorare a rocilor metamorfice și
diminuânduse până la dispariție în zona calcarelor carstificate.
Adâncimea maximă de îngheț este 0,80 – 0,90 m conf .STAS 6054 – 77
4.1.6. Descrierea proiectului MHC
Captarea DARA
Amplas amentul pe care va fi poziționată captarea de tip tirolez , se localizează pe roci eruptive
nealterate, masive, compacte, foarte dure, de culoare cenușie prezentând o înclinare aparentă spre
amonte (sud).
Foarte pregnantă este fisurația acestor roci, manifestată pe câteva sisteme principa le care se
intersectează, fragmentând masivitatea aflorimentelor continui din versantul stâng și talvegul văii.
Fisurile cele mai însemnate se încadrează în 3 sisteme principale iar frecvența acestora este de 2 –
3 fisuri/ml.
-sistemul VN -SE, cu înclinări N NE (az.c.600/ 70-800 – 900-55 0)
-sistemul NE -SV, cu înclinări SSE (az.c.160/ 2000 – 60-75 0)
-sistemul E -V, cu înclinări nordice (az.c.3400 – 200/65-900)
73
În acest ultim sistem se încadrează și câteva plane de discontinuitate mai pregnante închise,
paralele, evidente în versantul stâng și fundația pragului prizei și a bazinului denisipator.
Roca își menține aspectul și caracteristicile spre amonte, pe cca. 40 m, la nivelul versantului
stâng și a albiei pârâului.
Versantul drept prezintă o situație total deosebită prin prezența unei extinse și substanțiale
acumulări deluvio -poluviale, formate din materiale argilo -nisipoase ce înglobează elemente
neregulate și parțial rulate de bolovăniș și blocuri cu dimensiuni foarte mari (6 m3).
Acestor materiale li se suprapun în versantul drept amonte materialele aluvionale –
ploluviale ale unui con de dejecție, generat de un afluent debite permanente, variabile sezonier (2 –
10l/s) conul de dejecție este constituit din nisipuri micacee, pietrișuri și bolovănișuri relativ rulate
contaminate cu materialele argiloase și organice .
Coeficienții geotehnici apreciați pentru aceste tipuri de roci sunt:
Riolite nealterate Materiele deluvio -ploluviale
γw= 2,7 -2,8/t/mc γw= 1,6 -1,9/t/mc
σ = 40 -50 daN/cmp σa= 1,5 -2,0daN/cmp
c= 5daN/cmp c= 0,1daN/cmp
fr/r= 0,60 φ= 30°
fb/r= 0,55 taluz realizat=60°
Conducta de aducțiune
Conducta de aducțiune a apei la M .H.C. Dara prezintă un traseu diferențiat în 3 sectoare
distincte ca morfologie, unghi de pantă formațiune geologică de bază și tip constructiv. Între P1 –
P10 conducte din tuburi PREMO cu Φ 800 mm, este îngropată în material ul deluvial și urmărește
practic cota drumului forestier de pe versantul drept al părăului Dara.
Între P10 -M.H.C. Dara conducta metalică cu Φ 600 mm, prezintă un traseu modificat,
relativ rectiliniu, coborând accentuat pe linia de cea mai mare pantă între cotele 585,0 m – 524 m
ale drumului forestier.
Pe acest tronson conducta va fi asigurată prin intermediul a 5 masive de ancoraj din beton,
fundați pe rocă.
Tronsonul aval dintre MHC Dara are rol de conductă de fugă, prezintă o lungime de cca.
115 m și con stă din tuburi PREMO cu Φ 800 mm asigurate pe o pantă lină prin 3 masive de ancoraj.
Conducta va fi îngropată în material deluvial predominant calcaros, format pe calcare.
74
Coeficienții geotehnici apreciați pentru materialul în care se în groapă conducta sunt:
Deluviu de pantă
γw= 1,9 -2,0/t/mc
σ = 1,5 -2,0 daN/cmp
c= 0,1 daN/cmp
φ= 30°
Microhidrocentrala DARA
Amplasamentu l MHC Dara este localizat pe versantul drept al părăului Dara, în zona de
lărgire locală a văii, limitrofă traversării aducțiunii principale Săcuieu -Drăgan.
Materialul acoperitor din amplasamentul proiectat este constituit din material deluvial
predominant calcaros căruia i se asociază materiale aluviale -ploluvial e. Roca de bază este
reprezentată prin calcare cretacice ușor fisurate, tectonizate , dure, ce aflorează pe cca. 40 m
lungime, generând un perete abrupt de 6 m înălțime.
Echipamentul hidromecanic
S-a ales pentru echiparea centralei varianta cu turbina B anki în sistem CINK deoarece este
mai ieftină, mai simplă, mai sigură în exploatare, și mai ales corespunde normelor Uniunii
Europene de păstrare a calității apei.
Tipul turbinei este model 4,5 C X 100 cu rotorul având diametrul de 450 mm și lățimea de 100
mm. Sistemul de reglare al încărcării turbinei este manevrat cu ajutorul acționării hidraulice.
Construcția metalică a turbinei este realizată din oțeluri uzuale, numai paleții fiind realizați din
oțel inoxidabil.
Datele de bază ale hidroagregatului sunt:
– căderea netă 107,2÷112m
– debitul absorbit 75÷300l/s
– turația 1010rot/min
– poziționare la 3,0 m deasupra nivelului aval al apei
– puterea turbinei la H =111,5m și Q =0,3m³/s 285,5 kw
– puterea generatorului H =111,5 m și Q =0,3m³/s 268,4 kw
– randamentul 0,8÷0,87
75
Turbina este așezată pe un cadru metalic care servește de postament și generatorului asincron
iar cuplajul dintre componente este realizat elastic.
Admisia apei la turbină este controlată de o vană de închidere Dn 500, Pn 16 cu acționare
hidraulică. Deasupra grupului este amplasat un palan manual de 3,2 t .
Funcționarea centralei poate fi reglată și în funcție de nivelul apei prizei din amonte, pentru acest
scop fiind prevăzută sonda de reglaj nivel.
Evaluarea costurilor
Evaluarea achiziționării echipamentului, a montajului și a altor cheltuieli sunt arătate în
devizele detaliate pe componente.
Valoar ea totală a echipamentului hidr omecanic este de 119 000 Euro
ECHIPAMENT HIDROMECANIC
Tabelul 4.7 Lista investițiilor în echipamentul hidromecanic
Nr.
crt Denumire echipament Utilaj C+M Dotări Alte
cheltuieli Total
Euro
0. 1. 2. 3. 4. 5. 6.
1. Ansamblu turbină
CINIK4,5Cx100 împreună cu
generatorul și dulapurile de
comandă și automatizare 102.000 5.400 4.800 112.200
2. Robinet cu clapetă fluture Dn
500, Pn 16 2.400 600 3.000
3. Grindă rulantă manual 3,2 tf 3.600 200 3.800
TOTAL 108.000 6.200 4.800 119.000
Partea electrică a Microhidrocentralei Dara
Prezentul studiu cuprinde instalațiile electrice de medie tensiune, joasă tensiune și de circuite
secundare și automatizări de la MHC Dara.
76
Documente care au stat la baza întocmirii studiului.
La baza întocmirii prezentei lucrări au stat următoarele docum ente:
– Datele tehnice și constructive pentru generatorul asincron, dulapurile de forță, comandă și
automatizare aferente hidroagregatului, în varianta aprobată (agregat cu turbină BANKI)
– Date tehnice și constructive pentru cablul cu fibră optică și instalațiile aferente acestora,
pentru transmiterea datelor și comenzilor de la MHC DARA la un centru d e comanda situat
la distanță în localitatea Remeți.
– Date tehnice și constructive pentru a paratajul de medie tensiune de racord MHC DARA la
rețeaua de 20 kV.
Racordare la sistem a Microhidrocentralei Dara
Racordarea la sistem a M.H.C Dara se va face la tensiunea de 20 kV printr -o linie electrica
aeriană de cca. 1500 m în lungime conectată în deriva ția la LEA 20kV Zărnișoara 2 .
S-au prevăzut echipamentele necesare pentru racordarea la LEA 20kV :
– Separator tripolar de exterior, cu un cuțit de punere la pământ 20 kV, 400A
– Dispozitivele manuale și electrice de acționare a separatorului de 20 kV
– Întreruptor telecomandat de 20 kV trifazic
– Descărcătoarele de oxid de zinc pentru protecția echipamentelor împotriva supratensi –
unilor atmosferice.
4.1.7. Descrierea instalațiilor electrice ale MHC
Conform analizei efectuate, varianta optimă pentru studiu l de fezabilitate este dezvoltată în
continuare.
Generatorul asincron debitează energia electrică la tensiunea de 0,4 kV, acesta fiind racordat
la barele colectoare de 0,4 kV printr -un întreruptor automat.
La bornele generatorului sunt instalate baterii de condensatoare pentru îmbunătățirea factorului
de putere cu comutare în două trepte. În circuitele bateriilor de condensatoare sunt prevăzute
aparatele de conectare și siguranțele fuzibile de protecție.
În circuitul generatorului sunt prevăzute reductoarel or de curent necesare alimentării
instalațiilor de măsură și protecție și telecomandă.
De la baza de 0,4 kV sunt alimentați consumatorii de servicii auxiliare din centrală:
77
– Iluminat MHC
– Prize de forță
– Vană admisie apă în turbină
– Vană by -pass
– Pompe apă infiltrată
– Încălzit și iluminat dulapuri electrice
– Alimentare redresor 24V
Racordarea la sistem se face printr -un post de transformare aerian, transformatorul de forță
fiind montat pe un stâlp de beton armat.
Postul de transformare cuprinde:
– Un stâlp de b eton armat de 12 m înălțime;
– Un transformator de forță tip TTU -ONAN, de 250 KVA,20/0,4kV;
– Un set de trei siguranțe fuzibile de exterior de 24 kV, 16A pentru protecția
transformatorului;
– Trei descărcătoare cu oxid zinc de 24kV,5kA;
– Întreruptor telecomandat trifazic 20kV
– Separator tifazat de exterior 20kV
– O instalație de legare la pământ.
Pe ultimul stâlp al LEA 20 kV se montează separatorul tripolar de exterior 24kV, 400 A
acționat manual sau electric telecomandat și întreruptorul telecomandat de 20kV
Instalația de punere la pământ a MHC -ului se compune din :
– O instalație de legare la pământ de protecție interioară formată din bandă de oțel 40x4mm
montată pe pereții interiori ai centralei, formând o centură închisă și din bandă de oțel 25×5
mm de racord l a aparate;
– Două benzi de egalizare a potențialelor, montate în exterior din bandă de oțel zincată
60x6mm;
– Legăturile la prizele naturale din zonă (armături din beton, conducta metalică de aducțiune
de Ø 500 m și L = 464 m );
– Legătura la priza de punere la pământ a postului de transformare aerian.
78
Cele trei dulapuri de forță și automatizare cuprind:
– Un dulap de forță 0,4 kV de racord a generatorului asincron la barele colectoaren de 0,4
kV, inclusiv bateriile de condensatoare și aparatajul de conectare și protecție ale acestora;
– Un dulap de forță 0,4 kV de racord la trafo 250 kVA și de distribuție 0,4 kV la consumatorii
centrali;
– Un dulap de comandă, protecții și automatizare, inclusiv și acumulatorul de 24V și
distribuția aferentă de curent continuu. În ac est dulap este instalat și automatul programabil
care asigură funcționarea agregatului.
Gospodăria de cabluri a centralei cuprinde:
– Cablurile de forță 0,4kV pentru racordul generatorului la barele de 0,4 kV, racordul barelor
colectoare la transformatorul de 250 kVA și racordul serviciilor auxiliare ale centralei;
– Cablurile de comandă, protecție și automatizare pentru instalațiile aferente agregatului.
Agregatul funcționează automat, funcție de nivelul din bazinul captării, măsurat cu
traductor de presiune înainte de vana turbinei.
Supravegherea funcționării instalațiilor din MHC se face de la distanță, toate semnalele și
comenzile fiind transmise prin cablul cu fibră optică montat între MHC DARA și centru
de comanda si tuat la distanță în localitatea Remeți pe stâlpii LEA 20 kV dintre aceste două
obiective.
Principalele caracteristici tehnice ale generatorului asincron sunt:
– Puterea nominală: 250 kW
– Tensiunea nominală: 400 V
– Turația nominală: 1010 rot/min
– Frecvența nominală 50 Hz
– Curentul nominal: 440 A
– Randamentul nominal: 94,2℅
– Factorul de putere nominal(necompensat): 0,82
– Masa: cca 3000 kg
– Clasa de izolație: F
– Gradul de protecție: IP54
79
Principalele caracteristici tehnice ale transformatorului de forță sunt:
– Tip transformator: TTU -ONAN
– Puterea nominală: 250 KVA
– Raportul de transformare: 20±5℅/ 0,4kV
– Tensiunea de scurtcircuit: 6℅
– Grupa de conexiuni: Dyn-5
Principalele caracteristici tehnice ale siguranțelor fuzibile de 24 kV sunt:
– Tip siguranțe fuzibil e: trifazate, de exterior
– Tensiunea nominală: 24kV
– Curentul nominal: 16A
– Curentul de rupere: 31,5 kA
– Capacitatea de rupere: 6xI n
– Cu percutor de semnalizare a arderii fuzibilului
Principalele caracteristici tehnice ale descărcătoarelor cu oxid de zinc sunt:
– Tensiunea nominală: 24kV
– Curentul maxim de descărcare: 5kA
– Tensiunea reziduală la impuls: 61,4kV
Lista cuprinzând cantitățile de utilaje și echipamente tehnologice MHC DARA /Instalații
electrice este prezentată în tabelul următor:
Tabelul 4.8 Lista instalațiilor electrice
Nr.
crt Denumirea
U.M. Ca
nt. Preț unitar (lei/UM) Preț
total lei Furnizor
0. 1. 2. 3. 4. 5. 6.
1. Transformator de forță
TTU -ONAN 250kVA,
20/0,4kV buc. 1 237 830 237 830 ∙ Electroputere
∙ Alstom
∙ Siemens
∙ ABB
80
2. Siguranțe fuzibile
trifazate, de exterior
24kV, 16A set 1 12.400 12.400 ∙ Electroputere
∙ Alstom
∙ Siemens
∙ ABB
3. Descarcător cu oxid de
zinc 24kV,5 kA buc 3 12.030 36.090 ∙ Alstom
∙ Siemens
∙ ABB
4. Separator tripolar de
exterior 24 kV, 400 A+
dispozitive manuale de
acționare Buc 1 20000 20.000 ∙ Electroputere
∙ Alstom
∙ Siemens
∙ ABB
∙ Electrotel
5 Întreruptor trifazat
telecomandat 20kV Buc 1 27000 27000 ∙ Alstom
∙ Siemens
TOTAL 312 586
Listă nu cuprinde generatorul asincron și dulapurile de forță și de automatizare. Ele sunt
cuprinse în specificația de echipamente de la partea mecanică.
4.1.8. Instalații pentru construcții
Instalații interioare
Instalații de încălzire
Încălzirea centralei se face electric cu radiatoare cu ulei de 2 kW fiecare repartizate uniform
în spațiul de producție
Instalații electrice de iluminat și forță
Iluminatul se realizează cu corpuri de iluminat de tip lep .
Nivelul de iluminare este cel din normativul de proiectare NP -061.
Au fost prevăzute prize bipolare cu contact de protecție pentru corpurile electrice de încălzire.
Vor fi prevăzute de asemenea prize tripolare cu contact de protecție pentru generatoarele de sudură
necesare la lucrările de reparații.
81
Circuitele montate vor fi din cable tip CYY sau CYAbY de secțiune corespunzătoare.
Tabloul de alimentare va fi de tip capsulat cu grad de protecție IP54 și va fi alimentat din panoul
de servicii proprii.
Instalații electrice exter ioare
Clădirea va fi dotată cu un iluminat exterior de securitate și circutele sistemului de
securitate și antiefracție. Corpurile de iluminat vor fi montate pe stâlpi metalici de 5m înălțime ce
vor fi amplasați pe perimetrul platformei.
Alimentarea se fa ce din tabloul din centrală prin intermediul unui cablu CYABy de
secțiune corespunzătoare montat îngropat.
4.2. Evaluarea impactului asupra mediului
În scopul încadrării în pre vederile UE de a promo va dezvoltarea durabilă prin gestionarea
durabilă a re surselor naturale și îmbunătățirea calității vieții (Legea 13 /2008 art. 10a) , politica UE
instituie obligati vitatea acțiunilor solidare a statelor membre (Legea 13 /2008 art. 177a , al. 1, pct.c)
pentru dez voltarea de noi surse de energie și energii regenerab ile. Statul român a promovat prin
Legea 13 – 2007 și prin HG 1892 / 2004 stabilirea sistemu1ui de promovare a producerii energi ei
electrice din surse regenerabile de energie.
Specificăm ca lucrările hidrotehnice pre văzute a se executa pe cursul de apă vor conține în
faza PT – DE:
scara de pești pentru asigurarea circuitului din lanțul trofic ;
asigurarea debitului ecolo gic a cursului de apă ;
restituție integrală a apei fără modificarea calității ei din secțiunea de prele vare.
Schema hidroenergetică este de cădere medie, cu funcționare prin preluarea și compen –
sarea debitului natural.
Destinația amenajării este exclusi v energetică.
Traseele aducțiunilor se vor încadra în schema cadru de amenajare , ținând cont de varianta
definitivă de amplasare în zonă.
Pentru ca impactul cu m ediul să fie cât mai mult atenuat, soluțiile constructive ale
amenajării îndeplinesc următoarele condiții:
perioada execuției săpaturilor și terasamentelor ce afectează albia minoră, având ca
82
rezultat creșterea turbidităților, va fi redusă la minim posibil;
materialele de construcții utilizate (beton , otel, lemn ) nu sunt poluanți de natură majoră
(clasă mare de nocivitate sau perioadă îndelungată de biodegradabilitate);
pragul de captare este prevăzut cu posibilitatea păstrării per manenței debitului de
servitute în vederea protejării faunei salmonicole;
debitul captat este efluat în intre gime și la un grad superior de curățire (prin trecerea
debitelor prin g rătarele de priză );
nu se produc acumulări cu luciu important de apă care să conducă la schimbări
climatologice sau de faună ac vatic;
nu se produc schimbări de curs de apă;
prin producerea energiei electrice în imediata apropiere a comunității locale, aceasta va
aduce un surplus în siguranța alimentării cu energie electrică, în caz de incidente
produse în rețeaua electrică de distribuție.
Durata de realizare a proiectului este estimata la 12 luni.
Analiza economică a devizelor de lucrări pe obiecte de investiții
Această analiză este o analiză foarte riguroasă având în vedere necesitatea estimării cît mai
realiste și corecte a cheltuielilor care implică realizarea proiectelor de investiții. Nerealizare unei
asemenea analize sau realizarea incorectă a acesteia poate duce la blocaje grave in derularea
proectului datorită lipsei de coordonare a fondurilor destinate punerii in practică a proiectului.
83
Valoarea totala cu detalierea pe structura devizului general;
DEVIZ GENERAL privind cheltuielile necesare pentru
CONSTRUIRE MICROHIDROCENTRALA PE PÂRÂUL Dara com
Poieni jud CLUJ.
la
cursul 4,779 lei/euro
Nr.crt. Denumirea capitolelor și
subcapitolelor de cheltuieli Valoare fara TVA TVA Valoare inclusiv
TVA
Mii lei Mii
EURO Mii lei Mii lei Mii
EURO
CAPITOLUL 1: Cheltuieli pentru obținerea ș i amenajarea terenului
1.1 Obtți nerea terenului
1.2 Amenajarea terenului
1.3 Amenajări pentru protecția
mediului și aducerea la starea
inițială 7,665 1,603 1,456 9,122 1,908
TOTAL CAPITOL 1 7,665 1,603 1,456 9,122 1,908
CAPITOLUL 2: Chelt uieli pentru asigurarea utilităților necesar e obiecivului
2.1
TOTAL CAPITOL 2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
CAPITOLUL 3 : Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică
3.1 Studii de teren 10,102 2,114 1,919 12,021 2,515
3.2 Taxe pentru obț inere avize,
acordurii, și autoriza ții 6,010 1,258 6,010 1,258
3.3 Proiect are și inginerie 48,151 10,075 9,149 57,300 11,990
3.4 Organizarea procedurilor de
achiziț ie 8,028 1,680 1,525 9,553 1,999
3.5 Consultanță 46,586 9,748 8,851 55,437 11,600
3.6 Asistență tehnică 11,555 2,418 2,195 13,750 2,877
84
TOTAL CAPITOL 3 130,431 27,292 23,640 154,071 33,239
CAPITOLUL 4: Cheltuieli privind investi ția de bază
4.1 Construc ții și instala ții 874,955 183,083 166,242 1.041,196 217,869
4.2 Montaj utilaje tehnologice 62,409 13,059 11,858 74,267 15,540
4.3 Utilaje, echipamente tehnologice
montaj 622,339 130,224 118,244 740,583 154,966
4.4 Utilaje fără montaj ș i echipamente
4.5 Dotă ri 4,094 0,857 0,778 4,871 1,019
4.6 Active necorporale
TOTAL CAPITOL 4 1.563,797 327,223 297,122 1.860,918 389,395
CAPITOLUL 5: Alte cheltuieli
5.1 Organizare de ș antier 10,168 2,127 1,932 12,100 2,532
5.1.1. Lucră ri de construcț ii 10,168 2,127 1,932 12,100 2,532
5.1.2 Cheltuieli conexe organiză rii
5.2 Comisioane, cote, taxe, 5,759 1,142 0,000 5,759 1,142
5.3 Cheltuieli diverse și neprevă zute
5.4 Cheltuieli informare și publicitate 5,462 1,143 1,038 6,500 1,360
5.5 Cheltuieli management proiect 28,403 5,943 5,397 33,800 7,073
TOTAL CAPITOL 5 49,793 10,419 8,366 58,159 12,170
CAPITOLUL 6: Chelt uieli pentru probe tehnologice , teste și predare la beneficiar
6.1 Pregătirea personalului de
exploatare
6.2 Probe tehnologice și teste
TOTAL CAPITOL 6 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
TOTAL GENERAL 1.751,685 366,538 330,585 2.082,270 435,712
Din care C+M 955,198 199,874 181,488 1.136,686 237,850
85
DEVIZUL OBIECTIVULUI MHC Dara
( în Lei și Euro la cursul de 4, 779 lei/Euro)
DEVIZUL
obiectului MHC Dara
curs
euro 4,77
9 lei/eur
o
Nr.
Crt. Denumirea capitolelor
și subcapitolelor de
cheltuieli Valoare (fără TVA) TVA Valoare (inclusiv
TVA)
Mii lei Mii euro Mii lei Mii lei Mii
euro
1 2 3 4 5 6 7
I. – LUCRĂRI DE CONSTRUCȚII
1 Terasamente 11,194 2,342 2,626 13,820 2,892
2 Construcții: rezistență
(fundații, structură de
rezistență) și arhitectură
(închideri exterioare,
compartimentări,
finisaje) 116,090 24,292 27,231 143,320 29,990
3 Izolații 0,000 0,000 0,000
4 Instalații electrice 5,832 1,220 1,368 7,199 1,506
5 Instalații sanitare 0,000 0,000 0,000
6 Instalații de încălzire,
ventilare, climatizare,
PSI, radio -tv, intranet 1,177 0,246 0,276 1,453 0,304
7 Instalații de alimentare
cu gaze naturale
8 Instalații de
telecomunicații
86
TOTAL I 134,293 28,101 31,501 165,793 34,692
II. – MONTAJ
1 Montaj utilaje și
echipamente tehnologice 34,223 7,163 8,028 42,250 8,841
TOTAL II 34,223 7,163 8,028 42,250 8,841
III. – PROCURARE
1 Utilaje și echipamente
tehnologice 401,088 83,927 94,082 495,170 103,614
2 Utilaje și echipamente de
transport
3 Dotări 3,946 0,825 0,926 4,871 1,019
TOTAL III 405,034 84,753 95,008 500,041 104,633
TOTAL (TOTAL I + TOTAL II
+ TOTAL III) 573,549 120,014 134,536 708,085 148,166
87
DEVIZUL ADUCTIUNEA ȘI CAPTAREA Dara
( în Lei și Euro la cursul de 4, 779 lei/Euro)
DEVIZUL
obiectului ADUCTIUNEA SI CAPTAREA MHC Dara
curs
euro 4,779 lei/euro
Nr.
Crt. Denumirea capitolelor ș i
subcapitolelor de
cheltuieli Valoare (fără TVA) TVA Valoare (inclusiv
TVA)
Mii lei Mii euro Mii lei Mii lei Mii
euro
1 2 3 4 5 6 7
I. – LUCRĂRI DE CONSTRUCȚII
1 Terasamente 51,334 10,742 12,041 63,375 13,261
2 Construcții: rezistență
(fundații, structură de
rezistență) și arhitectură
(închideri exterioare,
compartimentări, finisaje) 642,449 134,432 150,698 793,147 165,965
3 Izolații 0,000 0,000 0,000
4 Instalații electrice 0,000 0,000 0,000 0,000
5 Instalații sanitare 0,000 0,000 0,000
6 Instalații de încălzire,
ventilare, climatizare, PSI,
radio -tv, intranet 0,000 0,000 0,000 0,000
7 Instalații de alimentare cu
gaze naturale
8 Instalații de
telecomunicații
TOTAL I 693,782 145,173 162,739 856,522 179,226
88
II. – MONTAJ
1 Montaj utilaje și
echipamente tehnologice 6,845 1,432 1,606 8,450 1,768
TOTAL II 6,845 1,432 1,606 8,450 1,768
III. – PROCURARE
1 Utilaje și echipamente
tehnologice 27,672 5,790 6,491 34,163 7,149
2 Utilaje și echipamente de
transport
3 Dotări 0,000 0,000 0,000 0,000
TOTAL III 27,672 5,790 6,491 34,163 7,149
TOTAL (TOTAL I + TOTAL II +
TOTAL III) 728,299 152,396 170,836 899,135 188,143
89
DEVIZUL MHC Dara
( în Lei și Euro la cursul de 4, 779 lei/Euro)
DEVIZUL
obiectului MHC Dara
curs
euro 4,779 lei/euro
Nr.
Crt. Denumirea capitolelor
și subcapitolelor de
cheltuieli Valoare (fără TVA) TVA Valoare
(inclusiv TVA)
Mii lei Mii euro Mii lei Mii lei Mii
euro
1 2 3 4 5 6 7
I. – LUCRĂRI DE CONSTRUCȚII
1 Terasamente 1,605 0,336 0,376 1,982 0,415
2 Construcții: rezistență
(fundații, structură de
rezistență) și arhitectură
(închideri exterioare,
compartimentări, finisaje) 13,689 2,846 3,211 16,900 3,536
3 Izolații 0,000 0,000 0,000
4 Instalații electrice 0,000 0,000 0,000 0,000
5 Instalații sanitare 0,000 0,000 0,000
6 Instalații de încălzire,
ventilare, climatizare,
PSI, radio -tv, intranet 0,000 0,000 0,000 0,000
7 Instalații de alimentare cu
gaze naturale
8 Instalații de
telecomunicații
TOTAL I 15,294 3,200 3,587 18,882 3,951
90
II. – MONTAJ
1 Montaj utilaje și
echipamente tehnologice 19,089 3,994 4,478 23,567 4,931
TOTAL II 19,089 3,994 4,478 23,567 4,931
III. – PROCURARE
1 Utilaje și echipamente
tehnologice 171,113 35,805 40,138 211,250 44,260
2 Utilaje și echipamente de
transport
3 Dotări 0,000 0,000 0,000 0,000
TOTAL III 171,113 35,805 40,138 211,250 44,204
TOTAL (TOTAL I + TOTAL
II + TOTAL III) 205,496 43,000 48,203 253,699 53,086
4.3. Analiza cost beneficiu
1. identificarea investiției și definirea obiectivelor, inclusiv specificarea perioadei de referință;
Proiectul propus de către comuna Poieni constă în realizarea unei microhidrocentrale cu
puterea de 250 kW, pe malul stâng al pâ râului Dara, pe un teren cu suprafața de 500 m2, în
perimetrul satului Valea Drăganului . Pentru evitarea unor cheltuieli suplimentare cu construirea
unor linii electrice, locația a fost stabilită c ât mai aproape de linia electrică medie existentă.
Schema microhidrocentralei constă în captarea propriu -zisă, urmată de un bazin compensator, o
conductă de aducțiune care transportă debitele captate până la microhidrocentrală unde sunt
uzinate. Apoi printr -o conductă de fugă debitele defluente sunt debușate î n aducțiunea principală
Săcuieu -Drăgan.
Obiectivele generale ale proiectului sunt creșterea competitivității economice a
autorităților publice locale pentru reducerea decalajului față de celelate state din UE, prin reducerea
cheltuielilor cu energia, implicarea activă a acestora în proc esul de valorificare a resurselor
regenerabile de energie, protecția mediului prin reducerea emisiilor poluante, diversificarea
surselor de producere a energiei electrice
91
Obiectivele specifice ale proiectului sunt:
– crearea unei noi capacități de producție a energiei electrice cu puterea de 250 kW, respectiv
construirea unei microhidrocentrale, în vederea valorificarii resurselor regenerabile de energie,
pentru producerea energiei verzi, la nivel local.
– reducerea cheltuielilor cu energia
– creear ea de noi locuri de muncă
– dezvoltarea din punct de vedere economic a comunei prin creearea posibilității de introducere în
circuitul economic a unor zone relativ izolate și prin sprijinirea dezvoltării turismului.
Beneficiarii proiectului pot fi împărțiț i în două categorii, beneficiari direcți și indirecți.
Beneficiarii direcți ai proiectului :
– comuna Poieni , prin reducerea cheltuielilor cu energia, și posibilitatea oferirii de servicii publice
moderne
– comunitatea locală prin creearea de noi locuri de muncă
– piata de profil a energiei electrice care câștigă un nou producător de energie electrică nepoluantă
– ELECTRICA SA prin stabilizarea rețelei de transport și diminuarea pierderilor cu transportul
energiei electrice
Beneficiari indirecți:
– comuni tatea locală și economia la nivel local prin faptul că odată cu publicitatea aferentă
proiectului, beneficază și ea de aceeași expunere
– piața turistică locală, prin apariția de servicii publice moderne și popularizarea comunei prin
intermediul realizării proiectului
– mediul înconjurător prin reducerea emisiilor de CO 2 și a gazelor cu efect de seră
– populația în general prin conștientizarea importanței și aplicabilității practice a obținerii de
energie din surse regenerabile
2. Analiza opțiunilor
a) scenariul fără investiție.
Presupune că nu se face nimic, menținându -se costurile actuale cu energia electrică, care sunt de
aproximativ 144.000 lei/an, conform datelor furnizate de către solicitant. Aceste costuri sunt
datorate neutilizării întregii p uteri instalate a comunei care este de 120 kW.
Avantaje:
92
– nu implică nici un efort din punct de vedere financiar ș i logistic.
Dezavantaje:
– nu ajută cu nimic la îmbunătățirea situației actuale a comunei din nici un punct de vedere
– va conduce la creșt erea costurilor cu energia electrică, datorită creșterii prețului acesteia, și
datorită finalizării altor investiții care vor consuma energie electrică
– nu exploatează potențialul hidrologic existent
b) scenariul cu investiție.
Presupune realizarea inve stiției prezentate.
Avantaje:
– reducerea costurilor cu energia
– producere de energie nepoluantă
– creșterea gradului de protecție al mediului.
– crearea de locuri de muncă
– posibilitatea de a utiliza sumele economisite din această activitate în realizar ea altor investiții
respectiv sprijinirea dezvoltării turismului
Dezavantaje:
– cost investițional ridicat comparativ cu posibilitățile financiare ale comunei
După implementarea investiției economia de costuri care va fi realizată, va fi de 126.692
lei/an, în condițiile de consum actuale. Atât veniturile cât și cheltuielile vor fi ajustate după metoda
incrementală care se bazează pe comparația dintre scenariile “fără proiect “ și “cu proiect”. Această
diferență dintre cele două fluxuri de numerar se acualiz ează anual și este comparată cu valoarea
prezentă a investiției, pentru a stabili daca valoarea analizată netă a proiectului este pozitivă sau
negativă.
Din punct de vedere al activității solicitantului, după implementarea pro iectului în varianta
cu asistenț ă financiară nerambursabilă, și varianta fără asistență financiară nerambursa -bilă, se
poate menționa faptul că datorită actualelor condiții economice și problemelor existente de
finanțare, asistența financiară nerambursabilă este esențială pentru implementarea proiectului,
având în vedere că bugetul comunei, va fi cu siguranță afectat de aceste condiții economice,
veniturile urmănd probabil să înregistreze o scădere. În aceste condiții în absență ajutoarelor
nerambursabil realizarea proiectului va fi amânată pe o perioadă nedeterminată.
93
Variantele analizate pentru realizarea investiției au fost următoarele:
1.Varianta 1 -coeficient de instalare 1,5 , respectiv debit instalat 0,225 m3/s ;
2.Varianta 2 -coeficient de instalare 2,respectiv debit inst alat 0,30 m3/s
Având în vedere faptul că investiția este aceeași pentru ambele variante studiate, dar
energia este diferită, se recomandă calculul de eficiență energo -economică pentru varianta cu
energia mai mare – Qi = 0,30 m3/s, aceasta având indicatori mai buni.
4.4. Analiza financiară, calcularea indicatorilor de performanță
Perioada de analiză pentru care s -au realizat previziuni este de 25 ani.
Perioada de referință pentru operarea investitiei: 40 -60 ani, care reprezintă perioada de funcți onare
a centralelor hidroelectrice conform catalogului mijloacelor fixe.
Valoarea reziduală a fost calculată după metoda de lichidare, în sumă de 1.655.319,80
corespunzătoare unei perioade medie de funcționare de 50 ani.
Principalele componente ale costul ui investițional sunt:
Nr.
Crt Indicator Cost (lei)
1 Constructii 1.050.318
2 Echipamente si dotari 745.455
3 Montaj echipamente 74.267
4 Costuri de pregatire și
implementare a investiției 212.230
Total 2.082.270
94
DEVIZ GENERAL privind cheltuielile necesare
reliali
zarii:
CONSTRUIRE MICROHIDROCENTRALA Dara în mii lei/mii EURO
la
cursul 4,779 lei/euro
Nr.c
rt. Denumirea capitolelor și
subcapitolelor de
cheltuieli Valoare fara TVA TVA Valoare inclusiv TVA
Mii lei Mii
EURO Mii lei Mii lei Mii
EURO
CAPITOLUL 1: Cheltuieli pentru obtinerea si amenajarea terenului
1.1 Obținerea terenului
1.2 Amenajarea terenului
1.3 Amenajari pentru
protec ția mediului și
aducerea la starea inițială 7,665 1,604 1,456 9,122 1,909
TOTAL CAPITOL 1 7,665 1,604 1,456 9,122 1,909
CAPITOLUL 2: Cheltuieli pentru asigurarea utilit ăților necesar e obiec tivului
2.1
TOTAL CAPITOL 2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
CAPITOLUL 3: Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică
3.1 Studii de teren 10,102 2,114 1,919 12,021 2,515
3.2 Taxe pentru obț inere
avize, acordurii, și
autoriza ții 6,010 1,258 6,010 1,258
3.3 Proiect e și inginerie 48,151 10,076 9,149 57,300 11,990
3.4 Organizarea procedurilor
de achiziț ie 8,028 1,680 1,525 9,553 1,999
3.5 Consultanță 46,586 9,748 8,851 55,437 11,600
3.6 Asistență tehnică 11,555 2,418 2,195 13,750 2,2877
TOTAL CAPITOL 3 130,431 27,293 23,640 154,071 32,239
95
CAPITOLUL 4: Cheltuieli privind investi ția de bază
4.1 Construc ții și instala ții 874,955 183,083 166,242 1.041,196 217,869
Construcț ii 232,258 48,600 44,129 276,387 57,834
Instala ții electrice 162,375 33,977 30,851 193,226 40,432
Alimentare cu apă 479,307 100,294 91,068 570,375 119,350
Instalaț ii AMC 1,015 0,212 0,193 1,208 0,2252
4.2 Montaj utilaje tehnologice 62,409 13,059 11,858 74,267 15,540
Echipament electro –
mecanic 40,397 8,453 7,675 48,072 10,059
Echipament electric 22,013 4,606 4,182 26,195 5,481
4.3 Utilaje,echipamente
tehnologice ș i func ționale
cu montaj 622,339 130,224 118,244 740,583 154,966
Echipament electro –
mecanic 461,555 96,580 87,695 549,250 114,930
Echipament electric 106,513 22,288 20,237 126,750 26,522
Echipament hidraulic 53,256 11,144 10,119 63,375 13,261
AMC 1,015 0,212 0,193 1,208 0,253
4.4 Utilaje fără montaj și
echipamente de transport
4.5 Dotă ri 4,094 0,857 0,778 4,871 1,019
4.6 Active necorporale
TOTAL CAPITOL 4 1.563,797 331,572 297,122 1.860,918 389,395
CAPITOLUL 5: Alte cheltuieli
5.1 Organizare de ș antier 10,168 2,128 1,932 12,100 2,532
5.1.1. Lucrări de
construcț ii 10,168 2,128 1,932 12,100 2,532
5.1.2 Cheltuieli conexe
organizării de șantier
96
5.2 Comisioane, cote, taxe,
costul creditului 5,759 1,205 5,759 1,205
5.3 Cheltuieli diverse și
neprevă zute
5.4 Cheltuieli informare și
publicitate 5,462 1,1143 1,038 6,500 1,360
5.5 Cheltuieli management
proiect 28,403 5,943 5,397 33,800 7,073
TOTAL CAPITOL 5 49,793 10,419 8,366 58,159 12,170
CAPITOLUL 6: Chelt uieli pentru probe tehnologice și teste ș i predare la beneficiar
6.1 Pregatirea personalului de
exploatare
6.2 Probe tehnologice ș i teste
TOTAL CAPITOL 6 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
TOTAL GENERAL 1.751,685 366,538 330,585 2.082,270 435,712
Din care C+M 955,198 199,874 181,488 1.136,686 237,850
După efectuarea calculelor pentru investiția propusă a rezultat un cost investițional pe kW instalat
de 8.329 lei.
Costurile de operare au fost estimate pe bază anuală.
Acestea cuprind:
– costurile cu salariile pentru 2 persoane î n sumă de 84.000 lei/an, corespunzătoare unui salar
mediu brut de 3.500 lei /angajat
– costuri de întreținere și operare, în care sunt incluse toate consumabilele necesare, precum și alte
sume care trebuie cheltuite pentru menținerea în funcțiune a investiției – în sumă de 12.494 lei pe
an. Acestea au fost calculate în procent de 0,6% din valoarea de investiție.
În estimarea veniturilor di n operare s -a ținut cont de faptul că producția de energie este utilizată
pentru consumul propriu, determinarea acestora făcându -se pe baza economiilor de cheltuieli.
Astfel veniturile anuale rezultate sunt de 105.106 lei
Pentru realizarea analizei de senz itivitate s -au realizat următoarele etape:
– în urma creșterii costurilor investiționale cu 1%, valoarea actualizată netă s -a modificat cu 3,18%,
ajungănd la valoarea de -643.985,94 , RIR având o valoare de 2,49%
97
– în urma creșterii costurilor de operare ș i întreținere cu 1%, valoarea actualizată netă s -a modificat
cu 0,82%, ajungănd la valoarea de -629.266,03 RIR având o valoare de 2,53%
Valoarea actualizată netă devine pozitivă în cazul reducerii cheltuielilor investiționale cu 32%., în
acest caz rata int ernă de rentabilitate ajungând la valoarea de 5,05%.
În cazul creșterii atât a costurilor investiționale cât și a costurilor de operare cu 1%, Valoarea
actuală netă se modifică cu 4,00%, ajungând la valoarea de -649.097,17, rata internă de
rentabilitate aj ungând la 2,47%.
– în urma creșterii veniturilor de operare cu 1%, valoarea actualizată netă ajunge la valoarea
610.3422,18, rata interna de rentabilitate devenind 2,60%.
Chiar dacă la modificarea variabilelor critice indicatorii financiari ai investiției nu se modifică cu
un procent mai mare de 5%, se poate observa faptul că costul investițional este o variabilă critică
a proiectului. Pentru a se evita posibilele probleme în perioada de implementare a proiectului, în
stabilirea costurilor de investiție s -au consultat prețurile practicate pe piață, pentru diferitele tipuri
de lucrări și utilaje care urmează a fi achiziționate, precum și valorile de investiție medie, specifice
realizării de microhidrocentrale.
În cazul variației costurilor investiționale, do ar o modificare cu 32%, a acestora ar putea conduce
la obținerea unei valori nete actualizate pozitive. De asemenea în cazul variației veniturilor cu
46%, se obține o valo are neta actualizata pozitivă.
Analiza de risc
În decizia de realizare a investiție i au fost analizate următoarele riscuri:
– riscul financiar, de depășire a costurilor de investiție preconizate. Pentru minimizarea acestui risc
s-au consultat prețurile practicate pe piață, pentru diferitele tipuri de lucrări și utilaje care urmează
a fi achiziționate, precum și valorile de investiție medie, specifice realizării de microhidrocentrale.
– riscul tehnologic, respectiv alegerea unei soluții tehnice necorespunzătoare, respectiv locație și
echipamente necorespunzătoare. Pentru minimizarea acesto r riscuri în alegerea locației s -au folosit
studiile hidrologice realizate de Administrația Națională „Apele Române”, Administrația Bazinală
de Apă Crișuri, ISPH Bucuresti.
În alegerea echipamentului s -a mers pe ideea unei variante ieftine și sigură în exp loatare care să
corespundă normelor actuale referitoare la poluare.
Pentru partea de proiectare tehnică se va alege o echipă de proiectare care să cuprindă specialiști
98
cu bună pregătire și experiență în acest în acest domeniu.
– riscul operațional este di minuat prin faptul că microhidrocentrală este de tip automat, respectiv
funcționează fără operatori.
– riscul de finalizare în termenul propus, respectiv întârzieri în realizarea construcțiilor și în
furnizarea și montarea echipamentelor. Pentru minimizare a acestor riscuri se va utiliza o societate
externa care va realiza managementul de proiect. Totodată termenul de realizare a investiției a fost
estimat ținându -se cont de posibilitatea apariției unor fenomene meteo nefavorabile, acestea
considerându -se că nu pot depăși două luni pe timpul iernii și o lună pe timpl verii. Pentru evitarea
întărzierilor în furnizarea și montajul echipamentelor se vor insera în contractele de furnizare
clauze de livrare și penalități de întârziere.
Un alt factor de risc îl rep rezintă schimbările climatice care ar putea afecta debitele de apă.
Dacă sunt ani secetoși atunci producția de energie electrică poate scădea funcție de nivelul de debit.
Acest risc este evitat prin însăși amplasarea microhidrocentralei aproape de izvorul râului unde
debitul nu este influențat în mod considerabil.
Riscul de îngheț al apei necesare producerii energiei electrice se va evita prin îngroparea
conductei de aducțiune sub adâncimea de îngheț.
Riscul de spargere a conductei de aducțiune se evită prin realizarea lucrărilor de rezistență acolo
unde natura terenului o impune și prin realizarea acesteia din material metalic rezistent.
Sursele de finanțare a investiției
Sursele de finanțare a investițiilor se constituie în conformitate cu legislația în vigoare și
constau din fonduri proprii, credite bancare, fonduri de la bugetul de stat/bugetul local, credite
externe garantate sau contractate de stat, fonduri externe nerambursabile și alte surse legal
constituite.
Nr. C rt. SURSE DE FINANȚARE VALOARE
I VALOAREA TOTALĂ A PROIECTULUI (inclusiv TVA) 2.082.270
99
II VALOAREA NEELIGIBILĂ A PROIECTULUI 0
III VALOAREA ELIGIBILĂ A PROIECTULUI 2.082.270
IV ASISTENȚĂ FINANCIARĂ NERAMBURSABILĂ
SOLICITATĂ 2.040.625
V CONTRIBUȚIA SOLICITANTULUI 41.645
Estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției
1. număr de locuri de muncă create în faza de execuție;
Personalul necesar în faza de execuție este estimat la 20 de persoane care vor lucra pe un
singur schimb:
Principalii indicator i tehnico -economici ai investiției
1. valoarea totală (INV), inclusiv TVA (mii lei) 2.082,270 mii lei, respectiv 4 35,712 mii
euro, din care:
– construcții -montaj (C+M); 1.136,686 mii lei, 2 37,850 mii euro
2. eșalonarea investiției (INV/C+ M): un an
– anul I; 2.082,270 mii lei, respectiv 4 35,712 mii euro
3. durata de realizare (luni); 12
4. capacități (în unități fizice și valorice); putere instalată 250 kW.
5. alți indicatori specifici domeniului de activitate în care este realizată investiția
Energie produsă ca urmare a implementării proiectului: 1.280 MW/an
Număr ore funcționare pe an 4.220
Cantitate economii emisii CO 2 724,48 t/an
100
CONCLUZII
Energia hidraulică nu este singura sursă de energie regenerabilă, dar are caracteristici
unice, care nu se regăsesc la celelalte surse. Între energiile regenerabile care au deja aplicare la
scară industrială sunt energia eoliană și energia solară. Lor li se adaugă la o scară mai redusă
energia geotermală, energia provenită din biomasă etc. Contribuția acestor alte surse de energie
regenerabilă este încă foarte modestă.
Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este curată și dis ponibilă atunci
când consumatorii o cer. Ea nu produce deșeuri (cenuși sau substanțe radioactive), nu produce
bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la originea
ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un c ombustibil curat care nu suferă degradări prin
turbinare.
Hidroenergia este pe departe cea mai importantă sursă de energie regenerabilă utilizată în
prezent. Energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 milioane de GWh, ceea ce reprezintă între
16 și 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimări acceptă că
potențialul exploatabil este de șase ori mai mare.
Dezvoltarea a noi capacitați în domeniul hidroenergetic a fost potențată de conjuncturi și
de trendul climatic. Incidentul de la Centrala Nucleară Fukushima, din 2011, a avut o influență
majoră asupra politicii energetice mondiale, demonstrând cum un eveniment produs într -o țară
privind o anumita sursă de energie poate afecta politica globală.
Schimbările climatice au impus p oliticile de management al apei ca priorități ale agendei
globale. Climatul regional este tot mai impredictibil, cu evenimente climatice extreme – viituri și
secetă. Sunt necesare infrastructuri capabile să acumuleze apa, fie pentru a compensa perioadele
secetoase, fie pentru atenuarea viiturilor. Amenajările hidroenergetice, astfel dimensionate și
exploatate încât să asigure volumele de protecție menționate, sunt privite ca o alternativă
economică, având în vedere și energia regenerabilă pe care o produc
Caracteristicile proprii, care situează energia hidroelectrică drept o energie regenerabilă cu
caracteristici superioare sunt însă cele legate de modul de intervenție în acoperirea curbelor de
sarcina ale sistemului energetic.
101
Prin calitățile lor tehnice și economice (elasticitate, fiabilitate, preț de cost redus centralele
hidroelectrice sunt amenajări deosebit de adecvate pentru îndeplinirea operativă a serviciilor
tehnologice de sistem cum sunt: reglajul secundar frecvență -putere, rezerva turnantă, reze rva
terțiara rapidă și reglajul tensiunii.
În concluzie, energia hidroelectrică este una cu calități speciale:
este sursă regenerabilă și nepoluantă;
are randament ridicat al transformării energiei hidraulice în energie electrică;
este asociată folosinței complexe a cursurilor de apă – atenuarea viiturilor, irigații,
alimentări cu apă, navigație etc.;
are un rol important în cadrul sistemului energetic, asigurând servicii de system.
Proiectul de Strategie Energetică a României pentru perioada 2011 -2035 st ipulează că
potențialul hidro reprezintă o alternativă durabilă de dezvoltare a sectorului energetic din România,
ținând cont de resursele limitate de materii prime energetice ale țării noastre, precum și de nevoia
de a obține energie ieftină și care să nu producă gaze cu efect de seră.
În România se produc în anul mediu hidrologic circa 18 TWh, adică 35 % din consum, dar
potențialul amenajabil este aproape dublu .
Potrivit proiectului, autoritățile vor continua programul de realizare de centrale
hidroelectrice cu punerea în funcțiune a circa 1 400 MW până în 2035. Va fi amenajat potențialul
hidroenergetic național în proporție de 59% în 2020 și de 67% în 2035.
Exploatarea microhidropotențialul energetic este deasemenea deosebit de importantă
pentr u dezvoltarea economică a zonelor care sunt identificate cu potențial tehic și economic
ridicat. Întregul potențial economic amenajabil trebuie să fie realizat.
La momentul actual există posibilitatea de a se valorifica in mod eficient și economic un
potențial microhidroenergetic de aproape 2420 GWh/an în 255 de obiective microhidroenergetice
însumînd o putere instalată de aproximativ 890 MW.
Pentru județul Cluj, în urma analizei micropotențialului hidroenergetic amanejabil la data
curentă a rezultat o putere instalată prognozată, pentru locațiile considerate este P i=12,8 MW.
Evident, prețul pe kW instalat descrește de la megapotențial spre micropotențial, în timp
ce costul total al investiției crește de la micropotențial spre megapotențial.
102
Exploata rea potențialului hidroenergetic economic amenajabil, indiferent de mărimea
acestuia, este un deziderat care trebuie imperativ realizat, deoarece în acest mod se diminuează
dezavantajele utilizării în scopuri energetice a combustibililor fosili.
Promovare a valorificării resurselor regenerabile de energie (SRE) reprezintă un obiectiv
prioritar al politicii energetice, la nivel U niunii Europene.
Planul de amenajare a bazinului hidrografic Drăgan –Iad demarat in 1980 avea cuprins în
schema de amenajare trei microhidrocentrale care se încadra u în aducțiunea Leșu –Munteni.
Construcția celor trei microhidrocentrale nu s -a pus în aplicare pînă în 1989, interesul pentru
finalizare în întregime a schemei amenajării complexe fiind scăzut după anul 1990.
În contextul actual, valorificarea microhidropotențialului hidroenergetic este promovat de
politicile Uniunii Europene pentru dezvoltare durabilă. Finalizarea schemei de amenajare
complexă a bazinului hidroenergetic Drăgan – Iad este o prioritate pentru energetica rom ânească.
Impactul cu mediul pentru obiectivul MHC Dara este mult atenuat, soluțiile constructive
ale amenajării îndeplinind condițiile impuse de legislația de mediu aplicabilă la nivel european.
Având în vedere rezultatele studiului de fezabilitate elab orat se poate concluziona că
punerea în practică a proiectului pentru construirea unei microhidrocentrale în amplasamentul
analizat este o investiție fiabilă și rezonabilă, în acord obiectivele de politica energetică și de
dezvoltare durabilă a României .
103
BIBLIOGRAFIE
[1]. I. POPA Energia și mediul ; Energetica, ISSN: 1453 -2360 nr.10/2012
[2]. I. Boldea, Conversia energiei hidraulice I.P. Traian Vuia Timișoara 2010.
[3]. I.Vadan Instalatii pentru producerea energiei electrice U. T .Pres Cluj Napoca 2000
[4]. R. Răduleț, Perspective de dezvoltare a energetici Editura Tehică Bucuresti 2012
[5]. I. Postelnicu , Analiza economică pe proiecte în domeniu Surselor Regenerabile de Energie .
Revista Energetica ICEMENERG, ISPE, 2010. Studii de caz.
[6]. I. Boldea, Conversia directă a energiei, I.P. Traian Vuia Timișoara 2012.
[7]. PB Power (UK) și ISPE (Romania), Studiul privind reorganizarea și dezvoltarea sectorului
de producere a energiei electrice în România, în ve derea creșterii siguranței și competitivității în
condiții de piață liberă. Studiul de dezvoltare cu costuri mimine a sectorului de producere a
energiei electrice Energetica, nr.10/2011.
[8] I. Onciu , Islanda trect prezent și viitor Editura Meridian 2000
[9]. Regulament de exploatare a resurselor de apă din bazinul hidrografic Crișuri Admistrația
Bazinală a Apelor. CRIȘURI.
[10]. Planul de management al bazinului hidrografic S ăcuieu . Admistrația Bazinală a
Apelor,Someș – Tisa
[11]. Planul de management al bazinului hidrogarafic Cri șuri. Admistrația Bazinală a Apelor,
CRIȘURI.
[12]. Regulament de exploatare a resurselor de apă din bazinul hidrografic Somes Admistrația
Bazinală a Apelor. Somes – Tisa.
[13]. A.V. Paraschivescu. B. Pop a, Introducere în utilizarea energiei apelor . Editura Politehnica,
Bucuresti, 2007.
[14]. Drago ș Zachia Slatea, Studiu privind evaluarea potențialului energetic actual al surselor
regenerabile de energie în Romania. Revista Energetica, nr.1/2010
[15]. Paul Gheorghiescu, Probleme tehnice și economice privind valorificarea micropoten țíalului
hidroenergetic al României în condițiile aplicarii schemelor de sprijin . Energetica, ISSN: 1453 –
2360 nr.2/2010
[16]. I.Vădan, D Silviu Producerea transport ul și distribuția energiei electrice U.T. Pres
104
Cluj Napoca 2010
[17]. Gh. VUC, Gestiunea energiei și managementul proiectelor energetice , Ed. 2, Editura
Orizonturi Universitare, Timișoara
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: PROGRAMUL DE STUDIU: ENERGETICĂ INDUSTRIALĂ FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI LUCRARE DE LICENȚĂ COORDONATOR ȘTIINȚIFIC: s.l. dr. ing ADRIAN FELEA ABSOLVENT… [615552] (ID: 615552)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.