Universitatea Transilvania din Braşov [306660]
1. Introducere
Lucrarea de față are ca scop studiul tehnico economic a unei amenajări hidroelectrice.
[anonimizat], iar protecția mediului a devenit o cerință a societății, s-au intensificat și eforturile pentru dezvoltarea tehnologiilor de valorificare a energiilor neconvenționale (solare, eoliene, geotermale, hidroenergie etc.).
[anonimizat], hidroenergetica, are o istorie foarte veche. De cel puțin două mii de ani apa a [anonimizat]. [anonimizat], pentru a produce energie utilizată într-o [anonimizat], și până la prelucrarea lemnului.
[anonimizat] a ținut pasul cu tehnologiile moderne și a condus la dezvoltarea unor amenajări hidroenergetice complexe cu o concentrare a puterii energetice a unor bazine hidrografice vaste prin concepția de proiectare.
Centralele hidroenergetice (CHE) reprezintă instalațiile cele mai simple de obținere a energiei electrice. [anonimizat], [anonimizat] a râului și trimisă în aval.
Prețul de cost a [anonimizat], de 4 [anonimizat]-urilor este tot de atâtea ori mai rapidă.
[anonimizat], adică posibilitatea de pornire sau deconectare al numărului dorit de agregate.
Sursele regenerabile dețin un potențial energetic important și oferă disponibilități nelimitate de utilizare pe plan local și național. Valorificarea surselor regenerabile de energie se realizează pe baza a [anonimizat], accesibilitate, disponibilitate și acceptabilitate. [anonimizat]. [anonimizat], creșterea eficienței energetice și valorificarea superioară a surselor regenerabile.Utilizarea surselor regenerabile de energie reprezintă o prioritate a [anonimizat], [anonimizat] a investitorilor și accesul pe piața al producătorilor cu profituri rezonabile.
Sursele regenerabile se pot asimila unui "flux energetic natural", [anonimizat], hidroenergie, biomasa sau energia geotermală.
Faptul ca la noi în țara 44% din producția totală de energie (figura 1.1) [anonimizat], reprezintă un pas deosebit de important pentru implementarea Strategiei de valorificare a [anonimizat]-Cadru a [anonimizat] 11 decembrie 1997, ratificat de Romania prin Legea nr. 3/2001, respectiv de Uniunea Europeană în baza Documentului 2002/358/CE.
Conform legislației românești în vigoare la acea dată, microhidrocentralele (MHC) erau considerate centralele hidroelectrice cu puteri instalate până la 200 kW, iar centralele de mică putere (CHEMP) sunt considerate centralele cu puteri instalate între 200 și 3600 kW. Posibilitățile centralelor hidroelectrice convenționale de a acoperi cererea de energie electrică în creștere este limitată.
Actual, conform „Legii privind utilizarea rațională a resurselor de energie”, „Legii energiei” și HGR 1535/2003 privind „Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie”, în România se consideră microhidrocentrale (MHC) centralele hidroelectrice cu puteri instalate de până la 10 MW.
1.1 Apariția și dezvoltarea microhidrocentralelor din România
În România există o tradiție în valorificarea micropotențialului hidroenergetic, mărturie fiind centralele puse în funcțiune începând cu anul 1896 și care se afla încă în exploatare, cum ar fi: Sadu 1 (Hidrocentrala Sadu I în date tehnice – Putere instalată 1680 kW – Energie produsă 5,722 GWh/an – Debit de apă instalat 6,8 metri cubi/secundă – Cădere 33 metri), Sinaia 0, Sadu 2, Vulcan I și II, Rașnov 3 și 4, Novaci I. În total, până în anul 1900 în România s-au realizat 21 de centrale hidroelectrice (CHE), cu o putere instalată de circa 4550 kW, dintre acestea remarcându-se CHE Sinaia I (4×250 kW) care, în anul 1898, producea energie electrică în curent trifazat la 50 Hz. (figura 1.1)
Figura 1.1: CHE Sinaia I [5]
Primele inventarieri ale potențialului hidroenergetic disponibil al Romaniei datează din perioada anilor 1920-1925. Ulterior s-au mai făcut inventarieri ale hidropotențialului în perioadele ’60-’65, ’70-’75, ’80-’85. Asfel s-a stabilit că potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil al râurilor principale este de cca. 36.000 GWh/an.
La sfârșitul anilor ’80, în țara noastră, a fost inițiat un vast program de amenajare a micropotențialului hidroenergetic prin realizarea de centrale de mică putere și microhidrocentrale legate la sistemul energetic național. În perioada 1980-1990 s-a inceput realizarea a câteva sute de microhidrocentrale, după 1990 multe dintre acestea fiind abandonate.
În România resursele de apă datorate râurilor interioare sunt evaluate la aproximativ 42 miliarde m3/an, dar în regim neamenajat se poate conta numai pe aproximativ 19 milioane m3/an, din cauza fluctuațiilor de debite ale râurilor.[4]
În ceea ce privește grupurile hidroenergetice din România, 37% din totalul acestora au durata de funcționare normată depășită. În perioada 2000-2005 au fost reabilitate, prin retehnologizare și modernizare, capacități de producție a căror putere insumată este de 900 MW. Sporul de putere obținut prin modernizarea acestor capacități este de 101.4 MW. [1]
1.2 Situația actuală al potențialului hidroenergetic român
Conform legii 220/2008 nivelul țintelor naționale privind ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile de energie în consumul final brut de energie electrică în perspectiva anilor 2010, 2015 și 2020 este de 33%, 35% și, respectiv, 38%.
Pentru atingerea țintelor naționale prevăzute pe lângă energia electrică produsă din sursele regenerabile de energie (eolian, solar, microhidrocentrale -mai mici de 10 MW, etc.) se ia în considerare și energia electrică produsă în centrale hidroelectrice cu puteri instalate mai mari de 10 MW.
Pentru perioada 2010 – 2020 programul de reabilitare a grupurilor hidroenergetice vizează retehnologizarea și modernizarea unor instalații de producție a căror putere instalată însumează 2.328 MW. Ca urmare a modernizărilor se va obține un spor de putere de 40 MW/an și o creștere a energiei produse într-un an hidrologic mediu de 416 GWh/an.
Potențialul hidroenergetic amenajabil, prin centrale hidroelectrice de mică putere, echivalează cu aproape 80% din energia produsă de Porțile de Fier I, cu deosebirea că ele sunt distribuite pe întreaga suprafața a țării, deci construcția acestora ar determina creșteri economice în toate zonele țării; [5]
Tabel 1.1: Principalele hidrocentrale din Romania [19]
În prezent S.C. HIDROELECTRICA S.A. este cel mai mare producător de energie din România furnizează în sistemul energetic din România (cca 80% din totalul serviciilor), asigurând prin aceasta stabilitatea Sistemului Energetic Național.
Energia de proiect corespunzătoare unui an hidrologic mediu este de 17,46 TWh. [9]
Conform datelor furnizate de Transelectrica în momentul de față energia electrică produsă în România, în funție de tipul energiei primare este structurat în felul următor:
Tabelul 1.2 : Structura producției de energie electrică după tipul de energie primară pe data de 25.05.2012 conform datelor furnizate de Transelectrica SA.
Figura 1.2: Reprezentarea grafică a producției de energie electrică după tipul de energie primară [18]
România are o rețea hidrografică dispusă radial față de coroana muntoasă. Lungimea totală a râurilor (exceptând cursurile cu scurgere temporară) este de circa 66.000 km, densitatea medie a rețelei hidrografice fiind de 0,5 km/km2.
Din punct de vedere hidroenergetic, teritoriul României a fost împărțit în 10 bazine hidroenergetice, astfel:
1. Bazinul Tisa – Someș;
2. Bazinul Crișuri;
3. Bazinul Mureș;
4. Bazinul Timiș – Nera – Bârzava;
5. Bazinul Cerna – Jiu;
6. Bazinul Olt;
7. Bazinul Argeș;
8. Bazinul Ialomița;
9. Bazinul Siret – ;
10. Bazinul Dunării.
Bazinul hidrografic Olt este al patrulea dintre bazinele mari ale țării și cu traseul cel mai neașteptat. Culegându-și izvoarele din Carpații Orientali, Oltul străbate în drumul său spre vărsare forme variate de relief, drenând o serie de depresiuni și masive muntoase dintre cele mai înalte din . Datorită variațiilor mari a surselor de alimentare, respectiv a suprapunerii favorabile a lor în timp, Oltul are un regim hidrologic compensat, bine echilibrat. Bazinul Râului Olt are în componența sa județul Vâlcea, o parte din județele Olt, Sibiu, Brașov, Covasna și o mică parte din Harghita. Amplasamentele stabilite pentru acest bazin sunt prezentate sintetic în tabelul următor:
Tabelul 1.3: Amplasamente stabile din Bazinul hidrografic Olt[14]
Cursurile de apă aparținând bazinului hidrografic Olt (nu sunt incluse în schemele mari de amenajare) care au fost inventariate, au o suprafață însumată a bazinelor lor hidrografice de 31.066 km2 și o lungime totalizând 5.029 km. Potențialul teoretic liniar însumează 457.906 kW și are o pondere de 48%, iar potențialul liniar mediu specific pmed = 85,1 kW/km, variind de la 721 kW/km la 0,3 kW/km. Potențialul tehnic amenajabil s-a determinat pentru sectoarele de râu care prezintă p > 150 kW/km, rezultând o putere instalată probabilă de cca 121.736 kW și o energie medie într-un an mediu de cca 706 GWh/an, pentru 100 de sectoare inventariate. [14]
Conform estimărilor există mai mult de 2000 de locații în munții din Transilvania, care sunt potrivite pentru amenajări de micro hidrocentreale. [3]
Punerea în practică a unei strategii energetice pentru valorificarea potențialului surselor regenerabile de energie (SRE) se înscrie în coordonatele dezvoltării energetice a României pe termen mediu și lung și oferă cadrul adecvat pentru adoptarea unor decizii referitoare la alternativele energetice și înscrierea în acquis-ul comunitar în domeniu.
Posibilitățile centralelor hidroelectrice convenționale de a acoperi cererea de energie electrică în creștere este limitată. În vederea realizărilor țintelor Uniunii Europene pe termen mediu și scurt cu privire la producția de energie electrică din surse regenerabile, un loc important în Europa l-ar putea avea utilizarea unor tehnologii mature și verificate pentru centralele hidoelectrice pe firul apei. În același timp s-ar putea dezvolta și alte tehnologii pentru producerea energiei electrice din surse regenerabile.
Capitolul 2. Aspectele tehnico-funcționale ale amenajărilor microhidrocentrale
2.1. Potențialul hidroenergetic
Prin potențial hidroenergetic se înțelege energia echivalentă corespunzătoare unui volum de apă într-o perioadă de timp fixată (1 an) de pe o suprafață (teritoriu) precizată.
Potențialul hidroenergetic se poate clasifica în mai multe categorii:
– potențial hidroenergetic teoretic (brut):
– de suprafață: din precipitații sau din scurgere;
– liniar (al cursurilor de apă);
– tehnic amenajabil;
– economic amenajabil;
– exploatabil.
2.2 Relații de calcul, unități de măsură
În continuare, se face referire la energia hidraulică sub formă mecanică, iar din aceasta doar la energia cursurilor de apă.
Energia hidraulică are expresia generală de calcul a energiei mecanice:
E = GH , în [J] (1 J = 1 Nm), (2.1)
unde: este greutatea apei, G = ρVg[N];
H – inaltimea la care se afla cursul de apa, [m];
ρ – densitatea apei, ρ = 1000 kg/m3 ;
g – accelerația gravitațională, g = 9,81m/s2 ;
V – volumul, [m3] .
Înlocuind expresia greutății relația (2.1) devine:
E = ρgVH , în [J], (2.2)
sau, înlocuind valorile densității apei și accelerației gravitaționale:
E = 9,81⋅VH , în [kJ]. (2.3),
În general ca unitate de măsură pentru energie se preferă utilizarea [kWh].
Pentru a obține energia în [kWh], relației (2.3) i se aplică un coeficient derivat din faptul că: 1 J = 3,6 ⋅106 kWh .
Relația utilizată pentru calculul energiei hidraulice brute teoretice, pe scurt energia hidraulică, devine:
, [kWh]. (2.4)
Puterea hidraulică brută teoretică, pe scurt puterea hidraulică, reprezintă energia pe unitatea de timp; ținând cont de relația (2.4) se poate deci calcula ca:
, în [W], (2.5)
iar dacă se ține cont că variația volumului în timp reprezintă debitul mediu, Q, pe intervalul de timp și se înlocuiesc numeric densitatea apei și accelerația gravitațională, se obține:
Ph = 9,81⋅QH , în [kW]. (2.6)
La curgerea naturală pe un curs de apă, între două secțiuni, 1 și 2, diferența de energie dintre cele două secțiuni este consumată pentru:
– învingerea forțelor rezistente de viscozitate și turbulență;
– transportul aluviunilor din cursul de apă;
– eroziunea albiei.
Energia specifică a apei în curgere cu suprafață liberă, este dată de relația lui Bernoulli:
, (2.7)
unde: Z reprezintă cota față de un plan de referință;
p = pat – presiunea curentului egală cu cea atmosferică;
v – viteza medie a apei;
α – coeficient care apare datorită neuniformității vitezei în secțiune (coeficientul lui Coriolis).
Se scrie relația lui Bernoulli pentru fiecare din cele două secțiuni, 1 și 2:
. (2.8)
Se definește căderea brută (sau căderea hidroenergetică brută) a unui sector de râu, Hb, ca diferență a energiilor specifice în secțiunile îl delimitează. Astfel, se poate scrie:
, (2.9)
2.3. Energia și puterile centralelor hidroelectrice
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 2.1). Concentrarea se referă la factorul intensiv (căderea).
Figura 2.1: Schița unei amenajări hidroenergetice. [5]
Potențialul teoretic (brut) liniar 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).
Potențialul teoretic liniar se calculează, în general utilizându-se debitul mediu multianual al cursului de apă analizat.
(2.10)
E (2.11)
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 sectorul de râu, se obține:
E (2.12)
unde:
E – exprimă valoarea energiei care ar putea fi produsă utilizându-se un sector de râu,
Qm – debitul mediu anual pe sectorul respectiv,
T – timpul de calcul (pentru energia anuală se utilizează 8760 ore)
ηtotal – randamentul total pe centrală și este format din:
ηtotal =ηh ηf ηg, (2.13)
unde: ηh- randamentul hidraulic, care reprezintă randamentul circuitului hidraulic,
ηf – randamentul turbinei
ηg – randamentul generatorului.
Limitele uzuale de variație ale randamentelor parțiale în amenajările
hidroelectrice moderne sunt :
ξ = 0,70……..0,80 ξ = 0.766
ηh = 0,75……..0,96 ηh = 0,8…0,9
ηt = 0,75……..0,92 -funcție de tip turbină și debit ηt = 0,84
ηg = 0,96……..0,98 ηg = 0,96
ηG = 0,54……..0,87 ηG = 0,75
Astfel, se poate obține aproximativ aceeași energie în cazul unui debit mic și unei căderi mari (amenajări montane) și în cazul unui debit mare și a unei căderi mici (amenajări fluviale). Ca atare, maximizarea energiei se poate face prin mărirea căderii sau prin mărirea volumului de apă afluent (de exemplu prin captarea mai multor râuri).
Figura 2.2: Energia produsa de o hidrocentrala [5]
Se interpretează grafic în figură, ca fiind egală cu aria hașurată, limitată superior la puterea instalată, Pi. Timpul este în ore, 8760 fiind numărul de ore dintr-un an. Suprafața aflată deasupra lui Qi nu mai poate fi utilizată și debitul rămas se pierde prin deversare, dacă nu se dispune o posibilitate de a stoca apa, gen lac sau bazin compensator.
La un debit instalat se raportează suprafața hașurată la suprafața totală și se obține a câta parte din stocul afluent este uzinat. Rezultatul se numește coeficientul de utilizare a debitului și se notează cu ε. (2.14)
Cu cât debitul instalat va crește, cu atât va crește și ε astfel încât la Qi = Qm, ε= 1, utilizându-se tot stocul afluent și bineînțeles puterea instalată va fi maximă.
Inversul coeficientului de utilizare se numește factor de instalare și se notează cu ki:
(2.15)
În concluzie, în calculul energiei unei centrale hidroenergetice sunt foarte importanți doi factori: debitul și căderea. Alegerea debitului instalat la o amenajare hidroenergetică este un calcul complex tehnico-economic. De asemenea, stabilirea căderii, adică a amplasamentului centralei se face în funcție de condițiile geomorfologice ale zonei și de asemenea, din punct de vedere economic.
Puterile caracteristice ale unei centrale hidroelectrice reflectă condițiile de exploatare ale amenajării. Astfel, se pot defini:
– puterea instalată – reprezintă suma puterilor nominale ale hidroagregatelor instalate (puterea nominală a fiecărui grup hidrogenerator poate fi citită pe plăcuța generatorului);
– puterea disponibilă – reprezintă puterea maximă pe care o poate dezvolta amenajarea la un moment dat, în condiții de debit și cădere diferite de cele de calcul; puterea disponibilă nu poate fi decât mai mică, cel mult egală, cu puterea instalată, diferența reprezentând așa numita putere indisponibilă dată de coeficientul de indisponibilitate al agregatului (datorat uzurii, deficitului de debit sau de cădere);
– puterea asigurată (garantată) – este puterea cu o anumită asigurare, de obicei între 75% și 95%, în funcție de tipul amenajării, care se citește pe curba de durată a puterilor (analogă curbei de durată a debitelor);
– puterea utilizabilă – reprezintă puterea maximă care o poate dezvolta amenajarea la un moment dat, luând în considerare grupurile în reparație și parametrii disponibili la acel moment;
– puterea în funcțiune – este dată de suma puterilor reale, dezvoltate de hidroagregate, la un moment dat.
Trebuie specificat faptul că, puterea instalată și asigurată sunt valori caracteristice constante, în timp ce puterea disponibilă, utilizabilă și în funcțiune sunt valori caracteristice variabile în timp.
2.3 Elementele componente ale schemelor de amenajare pentru MHC
Într-o MHC energia potențială disponibilă sau căderea brută este convertită în energie electrică prin intermediul principalelor componente ale sistemului hidroenergetic, sistem reprezentat schematic în figura 2.3.
Principalele componente unei MHC sunt următoarele:
– Acumularea: constituie o formă de stocare a energiei potențiale disponibile. Sistemul de transfer: include priza de apă (echipată cu grătar) și circuitul de transfer (canalul, conducta forțată, galeriile și evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este convertită în energie cinetică.
– Turbina hidraulică: este componenta centralei unde energia apei este convertită în energie mecanică.
– Rotorul generatorului: 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.
Figura 2.3. Schema unei microhidrocentrale [6]
O microhidrocentrală poate fi descrisă sub forma a două mari categorii: lucrări civile (construcția propriu-zisă) și echipamente mecanice și electrice.
2.3.1 Lucrări civile
Principalele lucrări civile la o amenajare a unei microhidrocentrale sunt: barajul sau stăvilarul, conductele pentru transportul apei și clădirea centralei electrice (vezi figura 2.3). 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. Construcția poate fi din beton, din lemn, din cărămizi, din materiale locale sau dintr-o combinație a acestor materiale.
2.3.1.1 Prizele de apă
Prin priză de apă se înțelege totalitatea construcțiilor și instalațiilor care servesc la prelevarea apei din cursul de apă. Ansamblul uvrajelor prizei trebuie să asigure, pe lângă cantitatea de apă și calitatea corespunzătoare pentru buna funcționare a folosinței deservite.
La prizele pentru alimentarea unei centrale hidroelectrice, apa captată trebuie să fie lipsită de debit solid, de impurități (, crengi, plutitori), de zai și de gheață.
Prizele trebuie să îndeplinească următoarele funcții:
– să rețină plutitorii;
– să împiedice intrarea în aducțiune a aluviunilor târâte;
– să asigure spălarea depunerilor;
– să permită reglarea debitului derivat.
Prizele de râu se amenajează fără sau cu baraj, (figura 2.4). Captările fără baraj sunt limitate de condiția ca râul să aibă albie stabilă, iar coeficientul de captare (raportul dintre debitul afluent și debitul captat) să nu depășească valoarea 0,25. Când debitele captate sunt mai mari sau când nivelul de intrare în priză trebuie supraînălțat se adoptă prize cu baraj.
Se consideră prize de râu, prizele cu nivel liber sau sub presiune, realizate cu sau fără baraj de derivație, care nu produc modificări importante ale nivelurilor naturale și a căror funcționare este influențată de condițiile morfologice și de regimul debitelor solide.
Fig. 2.4. Prize de râu: a – fără baraj; b – cu baraj;
Notații: 1 – prag amonte; 2 – baraj; 3 – stavilă de spălare; 4 – epiu.
2.3.1.2 Canalele
Canalele sunt construcții hidrotehnice care asigură transportul apei cu nivel liber, fiind utilizate ca aducțiuni la centralele hidroelectrice, în domeniul alimentărilor cu apă, al irigațiilor, al navigației etc. De multe ori funcțiile unui canal se cumulează, în sensul că este utilizat și pentru producerea de energie și pentru alimentări cu apă, irigații etc. Canalele se execută în săpătură sau în umplutură față de terenul natural, iar pentru reducerea pierderilor se iau măsuri de căptușire și impermeabilizare.
2.3.1.3 Galeriile hidrotehnice
Galeriile hidrotehnice sunt construcții care servesc pentru transportul apei, executate prin excavarea secțiunii lor în scoarța pământului, fără îndepărtarea terenului de deasupra. Galeriile hidrotehnice sunt utilizate într-o măsură destul de mare în schemele hidroenergetice, pentru amenajările marilor aducțiuni de alimentare cu apă, pentru irigații etc. În țara noastră, toate amenajările hidroenergetice de mare cădere de după 1944 au fost prevăzute cu aducțiuni principale sau secundare sub formă de galerii (Moroeni, Sadu V, Corbeni, Lotru etc.).
2.3.1.4 Conducte de derivație
Conductele de derivație au același rol cu galeriile hidrotehnice, fiind construcții care servesc pentru transportul apei, dar, spre deosebire de acestea, la suprafața pământului. Din punct de vedere al materialului din care sunt executate conductele de derivație se pot clasifica în trei mari categorii: conducte din beton armat, conducte metalice și conducte din poliester armat cu fibra de sticlă.
2.3.1.5 Camere de încărcare
Camerele de echilibru utilizate în hidroenergetică, în funcție de tipul aducțiunii sunt:
– cameră de încărcare, dacă aducțiunea este cu suprafață liberă;
– castel de echilibru, dacă aducțiunea este sub presiune.
Camera de încărcare este dispusă la capătul aval al aducțiunii cu curgere liberă.
Camera de încărcare are următoarele funcții:
– debitează suficientă apă în conducta forțată la pornirea turbinelor;
– să permită vizitarea galeriilor și să servească drept organ de racord în caz că centrala e alimentată cu mai multe captări;
– compensează debitele.
Camera de încărcare, numită uneori cameră de punere sub presiune, face legătura între aducțiunea cu nivel liber (canal de derivație) și conductele forțate. Camera împiedică propagarea pe derivație a undelor de presiune din lovitura de berbec, pe de o parte, iar pe de altă parte, furnizează turbinei surplusul de debit necesar în perioadele de pornire ale centralei, până la stabilizarea curgerii pe aducțiune.
2.3.1.6 Clădirea centralei hidroelectrice
Centrala hidroelectrică reprezintă ansamblul de clădiri și echipamente electrice și mecanice din cadrul unei amenajări hidroenergetice, în care se realizează efectiv transformarea energiei potențiale și cinetice a apei în energie mecanică și apoi în energie electrică.
În literatura de specialitate centralele hidroelectrice de sine stătătoare se împart în două mari grupe:
– centrale tip baraj–sunt centralele care sunt amplasate la piciorul barajului al unui lac de acumulare sau țin loc și de baraj (cum ar fi centralele fluviale). Aceste centrale se regăsesc în schemele de amenajare fluviale și în cascadă. Caracteristicile lor sunt debite mari și căderi mici.
Figura 2.5: Centrala tip baraj
– centrale pe derivație– centralele care sunt amplasate pe conductă/canal/tunel de derivație a unui râu, putând fi incluse în scheme de mare cădere, în scheme de tăiere a buclei unui râu, sau în amenajări complexe cu derivații, fie din bazinul propriu fie din alte bazine. Caracteristicile acestor centrale sunt debite mici și căderi mari (amenajări montane).
Pot fi: supraterane și subterane.
Figura 2.6: Schema pentru centrale tip derivatie [6]
2.3.2 Echipamente mecanice și electrice
Echipamentul electromecanic este format dintr-un echipament principal și unul auxiliar. Echipamentul principal cuprinde turbina (sau pompe, în centralele de pompare sau cu acumulare prin pompare) și generatorul (sau motorul electric) iar echipamentele și instalațiile auxiliare cuprind: vane, regulatori de viteză, regulatori de presiune, instalația de ulei sub presiune, acumulatorii sau stația de transformare pentru servicii interne etc. La toate acestea se mai adaugă și stația de transformare care este în clădirea centralei sau aproape de aceasta.
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 se pot clasifica:
– în funcție de căderea: de înaltă cădere, de cădere medie și de cădere mică;
-după presiunea pe palele turbinei: cu acțiune și cu reacțiune. (tabelul 2.1)
Diferența dintre acțiune și reacțiune poate fi explicată prin faptul 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, palele 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.
Tabelul 2.1. Clasificarea turbinelor
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 2.7 Tipuri de tubine
Turbinele folosite pentru amenajări de înaltă cădere sunt cele cu acțiune. Acestea includ turbinele Pelton (figura 2.8, 2.9), Turgo și Banki (curgere transversală).
Figura 2.8. Turbină Pelton verticală.[22]
Figura 2.9. Turbină Pelton orizontala [23]
.
Tipul selecției, geometria și dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de debitul defluent și de viteza rotorului. Figura 2.10. prezintă gama de acțiune a diferitelor tipuri de turbine ca o funcție de cădere și debitul instalat.
Figura 2.10.
Figura 2.10. Nomogramă 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 de inducție (asincrone).
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;
•porți 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;
•comutator electric;
•transformatoare pentru serviciile interne și pentru transmiterea puterii;
•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 alarmă împotriva incendiilor și de siguranță (dacă sunt necesare);
•sistem de interconectare sau de transmitere și de distribuție.
Racordarea centralei la rețeaua electrică de transport se face prin intermediul unor instalații de înaltă tensiune. De obicei barele colectoare ale generatorului sunt racordate la postul de transformare și la serviciile interne ale centralei, apoi mai departe la liniile de transport. Centralele mici cu grupuri puține au o singură încăpere care ține loc și de sala mașinilor și de cameră de comandă. Acesta este, în general, cazul microhidrocentralelor.
Instalațiile auxiliare sunt formate din cablurile electrice dispuse în canale accesibile și izolate, instalațiile de răcire ale generatoarelor, instalația de ulei sub presiune pentru comanda agregatelor, instalația de evacuare a infiltrațiilor, instalația de prevenirea și stingerea incendiilor etc.
Principalele cerințe ale distribuitorului privind calitatea energiei electrice produse, impuse prin regulamente și Codul Tehic al RED pentru conectarea la SEN:
– Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea activă nominală la frecvențe aleSEN între 49,5 și 50,5 Hz.
– Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să producă simultan puterea activă și puterea reactivă conform diagramei de funcționare P-Q, în banda de frecvențe 49,5 – 50,5 Hz și pentru întreaga gamă de tensiuni prevăzute în prezentul Cod.
– Fiecare grup generator trebuie să fie capabil să furnizeze puterea reactivă solicitată de Trans-electrica, în conformitate cu diagrama sa de funcționare P-Q.
– Grupurile generatoare trebuie să fie prevăzute cu echipamente care să asigure declanșarea automată de la sistem în cazul pierderii stabilității.
– Grupurile dispecerizabile trebuie să fie capabile să participe la reglajul primar al frecvenței prin variația continuă a puterii active furnizate. Se exceptează grupurile cu turbine cu contrapresiune.
– Fiecare grup generator trebuie să fie dotat cu Regulator Automat de Viteză capabil să asigure în orice moment siguranța turbinei și să mobilizeze puterea în reglaj primar cu viteză mare de răspuns (timp < 30s).
– În situația izolării de SEN a unui grup generator pe un consum local, Regulator Automat de Viteză trebuie să fie capabil să asigure reglajul frecvenței în gama 49 – 52 Hz.
2.4 Tipuri de amenajări hidroenergetice
Centralele hidroelectrice se amenajează în forme foarte variate, tipul acestora depinzând de mulți factori, cum ar fi:
-configurația topografică locală
-mărimea cursului de apă (debit, bazin de recepție): fluvii, râuri mari, pâraie etc;
-condiții geologice;
-materialele de construcție disponibile;
-concepția inginerului proiectant și a arhitectului;
-scopul urmărit (energetic, complex –energetic și alte folosințe).
Figura 2.11.: Tipuri de amenajări microhidroenergetice [4]
O amenajare hidroenergetică a unui bazin, subbazin sau râu cuprinde una sau mai multe centrale hidroelectrice și lacuri de acumulare.
Astfel, putem avea:
-Amenajări în cascadă–produse prin bararea râului sau fluviului cu centrale tip baraj astfel încât la coada lacului din aval să urmeze centrala baraj din amonte (vezi figura). La noi în , o amenajare în cascadă se regăsește pe râul Olt;
Figura 2.12. Amenajare cascada[5]
-Amenajări în cascadă combinată–în sectoare cu căderi mai mari se găsesc devieri ale apei din lac prin canale, galerii, conducte sub presiune. Centrala din aval este legată printr-un canal de fugă de lacul centralei din aval. În sectorul cu cădere mai mică se regăsesc centrale în cascadă (vezi figura). O astfel de amenajare se întâlnește pe râul Argeș;
Figura 2.13 Amenajare în cascadă combinată[5]
Scheme de amenajare cu căderi mari și mijlocii complexe, cu multe captări și aducțiuni secundare– permit ca, pe lângă potențialul râului principal să se utilizeze și potențialele afluenților mai importanți sau mai puțin importanți (figura de mai jos);
,
Figura 2.14. Amenajare cu căderi mari și mijlocii complexe[5]
Scheme de amenajare combinate cu derivații din alte râuri sau bazine– asemănătoare celor precedente cu excepția că dețin aducțiuni secundare care derivă o parte din debitul afluent al râurilor sau al bazinelor vecine (vezi figura);
Figura 2.15 Amenajare combinate cu derivații din alte râuri sau bazine[5]
-Scheme de amenajare cu tăiere de bucle sau coturi ale râului– se aplică mai ales pe sectoarele mijlocii sau din aval ale râurilor foarte șerpuite;
Figura 2.16 Amenajare cu tăiere de bucle sau coturi ale râului [5]
-Scheme hidroenergetice cu acumulare prin pompare–dețin centrale hidroelectrice cu agregate cu dublă funcționare (generator-pompă), care uzinează apa în orele de sarcină ale sistemului electroenergetic și intră sarcini (consumatori de energie) în orele de gol. Sunt utilizate, în general în cazul marilor centrale nucleare care au o funcționare și nu pot fi oprite în orele de gol de sarcină.
Capitolul 3. Aspecte tehnico-economice cu impact asupra fluxului de venituri și cheltuieli în cazul microhidrocentralelor
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 amplasamentului.
•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 impactului.
•Evaluare economică a proiectului și a potențialului financiar.
•Cadrul instituțional și procedurile administrative pentru a obține autorizațiile necesare.
3.1 Alegerea debitului instalat
Pentru a decide dacă o schemă este viabilă este necesar să se înceapă 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 , dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a 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 și 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 de către una sau mai multe agenții guvernamentale.
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 dimensiuni. Făcând referire la figura 16, 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 folosită. 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 durată a debitului din figura 3.1. reprezintă această curgere. 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 scurtă 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 poate 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 mare întreruperea funcționării datorită debitelor mici.[5]
Figura 3.1 Exemplu de curbă de durată a debitelor. [5]
3.2 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 turbinei trebuie înmulțit cu randamentul amplificatorului de viteză (dacă se folosește așa ceva) și al alternatorului. După cum se observă în figura 3.2. 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.
Figura 3.2.Randamente medii pentru diferite tipuri de turbine.[5]
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.
3.3 Alți factori care influențează producția de energie a microhidrocentralelor și implicit, fluxul de venituri și cheltuieli
Principalele modalități de reducere a investițiilor sunt prezentate mai jos:
• folosirea schemelor pe firul apei, unde este posibil – astfel se vor evita costurile ridicate cu realizarea unor baraje sau a unor lacuri de acumulare scumpe;
• folosind echipament fabricat local, unde este posibil și acestea sunt adecvate;
• folosirea conductelor forțate din polimeri, unde este posibil;
• automatizarea microhidrocentralei – permite să fie lăsată nesupravegheată, astfel reducându-se costurile de muncă;
• folosind infrastructura existentă, de exemplu, un canal care servește unei scheme de irigații;
• amplasarea microhidrocentralei aproape de consumator (de exemplu un sat sau o fermă) pentru a evita echipamentul scump de înaltă tensiune (cum sunt, de exemplu, transformatoarele sau liniile de transport);
• folosirea pompelor ca turbine – în unele circumstanțe, pompele normale pot fi folosite "reversibil" ca turbine; aceasta reduce costul, timpul de livrare și face instalația mult mai simplă, mai ușor de întreținut;
• folosirea motoarelor și ca generatoare – cum este și ideea PCT, motoarele pot fi folosite "reversibil " pe post de generatoare; pompele sunt, de regulă, cumpărate cu un motor instalat, iar întreaga unitate poate fi folosită ca un ansamblu turbină/generator;
• folosirea materialelor locale pentru construcțiile civile;
• folosirea muncii colective;
• o bună planificare pentru a obține un factor înalt al centralei și un model bine echilibrat (fluctuația cererii de energie în cursul zilei);
• conexiuni ieftine pentru utilizatorii casnici. (6)
În sfârșit un ultim criteriu este cel al modului cum se consuma energia produsă în microcentrala hidroelectrică. Electricitatea produsă poate fi folosită direct la locul producerii, în locul celei furnizate de compania de electricitate locală. Mai poate fi furnizata în reteaua locală prin compania de electricitate și cu acordul operatorului rețelei naționale. în consecință funcționarea MHC se poate face în rețeaua zonei sau independent. Este important să se determine valoarea puterii bornele generatorului și cui va fi vândută.
Din punct de vedere financiar cel mai avantajos este să se consume cât mai mult din energia produsă la locul amenajării și numai surplusul de energie să fie exportat în rețea.
Daca scopul microhidrocentralei este să funcționeze în rețea, atunci trebuie stabilit înainte cu operatorul național sistemul de protecție și echipamentul de măsurare, și de asemenea acesta trebuie să estimeze costurile de conectare la rețea și care ar fi cea mai bună locatie de cuplare în sistem. (5)
3.4 Cheltuielile în cazul microhidrocentralelor
Investiții inițiale pentru o microhidrocentrală în comparație cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un capital inițial foarte mare. Aceste costuri depind în mare măsură de amplasament și de condițiile climatice ale țării și sunt foarte variate. Costurile pentru investiții includ:
-construcția (barajul, canalul natural, clădirea centralei);
-echipamentele utilizate la generarea energiei electrice (turbina, generatorul, transformatorul, liniile de curent);
-altele (tehnologia, proprietățile solului, punerea în funcțiune).
Micro hidrocentralele de înaltă cădere sunt, în general, soluții mai puțin costisitoare din moment ce cu cât este mai înaltă căderea cu atât este necesară mai puțină apă pentru a furniza o anumită putere. Se pot lua în considerare următoarele valori de investiții specifice:
•între 1500 și 9000 Euro/kW pentru căderi între 2,3 și 13,5 m;
•între 1000 și 3000 Euro/kW pentru căderi între 27 și 350 m.
Totuși, căderile înalte tind să se situeze în locuri cu densitate mică a populației unde cerințele de energie sunt mici, iar transportul la distanțe mari, către principalele centre de populație, pot anula avantajul costurilor scăzute ale sistemelor izolate cu căderi înalte.
În consecință, echipamentele pentru căderi și debite mici sunt foarte costisitoare, iar costurile echipamentelor reprezintă între 40 și 50% din costul total al instalațiilor hidroenergetice convenționale. Cât privește partea de costuri ale construcțiilor civile, nu se pot enunța unități de cost standard. Barajele, canalele și prizele de apă pot avea structuri foarte diferite ale costurilor totale de la un amplasament la altul. Acestea depind foarte mult depinde de topografie și geologie, și, de asemenea, de metoda de construcție aplicată și de materialele utilizate.
-Costuri de mentenață și operare
În fluxul de venituri și cheltuieli apar și alte costuri, după punerea în funcțiune. Pentru a rezulta indicatori satisfăcători în cazul unei investiții într-o microhidrocentrală, indicatori care “dau verdictul” în cazul analizei economice și respectiv a realizării efective a obiectivului în cauză, costurile medii anuale de exploatare ar trebui să se situeze în intervalul 0,8 –1,5 %din investiție.
Costurile de exploatare sunt alcătuite din:
•salarii;
•costuri de mentenanță;
•alte costuri (rechizite etc.).
Capitolul 4. Măsuri legate de protecția mediului și de micșorare a impactului
Puterea apei este cea mai importantă sursă de energie, care nu implică bioxid de carbon, bioxid de sulf, protoxizi de azot sau orice alt tip de emisie toxică și nu produce nici un fel de reziduuri solide sau lichide. Centrala hidroelectrică se folosește de o cădere naturală sau artificială a unui râu și înglobează principalele avantaje în comparație cu alte surse de energie, economisând la capitolul consum de cărbune, comustibil sau lemn de foc, fiind de sine stătătoare, fără necesitatea implicării altor componente.
O prioritate actuală a Uniunii Europene este reducerea emisiilor de carbon și încurajarea consumului de energie electrică din surse regenerabile. Pachetul legislativ privind schimbările climatice și energiile din surse regenerabile, apărut în 23.01.2008, îsi propune ca 20% din consumul comunitar să fie acoperit din resurse regenerabile până în anul 2020.
În Romania, Legea 220/2008 „Lege pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie”, modificată și completată prin Legea 139/2010 stabileste, printre alte măsuri de promovare a energiei din surse regenerabile, prioritatea acestor producători din punctul de vedere al accesului la rețelele de interes public și al transportului: producătorii de energie electrică din surse regenerabile de energie au acces prioritar la rețeaua de transport/ distribuție a energiei electrice în măsura în care nu este afectată siguranța Sistemului Energetic Național.
Regulamentul din 2 iulie 2009 emis de ANRE stabilește cerințe pentru producători privind stabilirea și transmiterea datelor referitoare la structura cantitații totale de energie electrică vândute din punctul de vedere al surselor primare de energie, precum și emisiile poluante rezultate către furnizorii cărora le livrează energie electrică. Furnizorul transmite o dată pe an eticheta energiei electrice consumatorilor deserviți. Eticheta de energie emis de Enel Energie SA în anul 2014 este prezentat mai jos.
Figura 4.1: Eticheta de energie emis de Enel Energie SA în anul 2014
Diferitele soluții constructive exercită un impact asupra mediului înconjurător semnificativ diferit. Concepția generală a schemei și amplasarea obiectelor principale trebuie sa aibă în vedere, unele criterii restrictive sau de protejare a mediului înconjurator, precum:
evitarea zonelor ce constituie rezervații sau parcuri naturale;
evitarea zonelor cu monumente ale naturii, istorice, arheologice, culturale, etnografice;
interdicția executării lucrărilor în zone care ar periclita existența unor specii endemice sau rare;
evitarea secționării arealelor naturale de dezvoltare a faunei acvatice interesante;
protejarea zonelor cu un potențial biologic foarte ridicat, chiar dacă se referă la specii banale.
În acest sens sunt necesare informații generale de specialitate chiar în fazele primare de proiectare.
Stabilirea cotei de amplasare a captării pentru amenajările hidroelectrice din zona de munte este recomandabil să se faca în raport cu arealul de răspândire al unor specii de pești valoroși sau rari cum sunt păstravul, lipanul, lostrița. Debitele turbinate la debusarea din ultima centrală trebuie să fie modulate în limite acceptabile pentru impactul asupra mediului înconjurător. Un regim de debușare în salturi duce la distrugerea albiilor, la erodarea malurilor și chiar la ruperea drumurilor și podurilor. De asemenea astfel de debite au un efect stresant asupra peștilor și pot provoca și accidente oamenilor sau animalelor surprinse în albie.
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 unei 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.
-Aspecte asociate uzurii premature a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezența unei eroziuni mixte ale curgerii cu sedimente solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei și aspecte corespunzătoare unor activități inadecvate de producție de energie, de întreținere și reparații. În ambele cazuri, randamentul și disponibilitatea echipamentului scad, iar producția de electricitate scade, având un impact major asupra venitului companiei.
Capitolul 5. Studiu de caz: amenajare microhidrocentrală pe râul Mădăraș
5.1 Analiza operațională:
Obiectivul hidroenergetic va constitui o amenajare hidroenergetica privită ca un sistem cu mai multe elemente individualizate articulate funcțional. MHC va fi administrat prin sistemul expert de telegestiune. Amenajarea hidroenergetica în totalitatea ei poate fi privită ca un element al sistemului electroenergetic zonal, demn de luat în calcul în perspectiva valorificării en-detail a energiei electrice în rețea zonală. In acest caz devine important parametrul P (putere), care dimensionează mărimea pieței zonale, căreia trebuie să i se furnizeze energie electrică în regim de asigurare a continuității în alimentare.
În aceste condiții procesul tehnologic se poate urmări pe figura 5.1 .
Fig.5.1. Sistemul procesului tehnologic.
I. Subsistemul hidraulic aflat sub incidenta legislatiei naționale privind mediul care asigură parametrii de intrare în sistem.
Calitatea și cantitatea apei care urmează a fi procesată este supusă restricțiilor, dar condițiile de valorificare pot fi autorizate (devenind astfel productibile), prin regulamente și convenții de exploatare.
II. Subsistemul procesării apei care constituie obiectivul investițional.
Managementul de proces este axat pe ideea obținerii unei energii electrice maxime prin procesarea energiei primare avută la dispoziție (energia hidraulica). Managementul timpului de proces poate fi realizat cu suficienta rigurozitate dat fiind absenta acumulărilor intermediare, care asigură faza de acumulare și stocare a apei (regim continuu în exploatare).
III. Subsistemul valorificării energiei produse, aflat sub incidenta legislatiei ANRE (Agenția Naționala pentru Reglementare în domeniul Energiei), care asigură interfața cu piața. Pentru tranzacționarea en-gros este foarte important parametrul energie, iar pentru valorificare en-detail capătă consistența și puterea (care dimensioneaza în fapt piața consumatorilor).
5.2 Descrierea obiectivului studiat:
Obiectivul lucrării îl reprezintă studiul tehnico-economic al amenajării de microhidrocentrală pe râul Mădăraș, în vederea obținerii energiei electrice din surse regenerabile, fără impact major asupra ecosistemului. Obiectivul studiat hidroenergetic va fi situat în Regiunea Centru, în bazinul hidrografic Olt, pe râul Mădărașul Mic, afluent de dreapta al Oltului, jud. Harghita, localitatea Mădăraș.
Figura 5.2.: Principalele elemente hidrografice în Regiunea de Dezvoltare Centru [17]
Figura 5.3: Harta rutieră
La studiul amenajării hidroelectrice s-a luat în considerare topografia zonei, căderile naturale existente, pentru a fi utilizate în modul cel mai avanajos. S-a studiat și condițiile geologice pentru amplasarea corespunzătoare a uvrajelor și a altor construcții civile legate de microhidrocentrală.
5.2.1 Topografia și geomorfologia amplasamentului.
Munții Harghita reprezintă partea sudică a lanțului neoeruptiv din Carpații Orientali, respectiv latura vestică a grupei centrale ce domină spre est depresiunea Ciucului, iar spre vest Subcarpații Transilvaniei.
Muntii Harghita alcătuiesc un lanț muntos orientat NNV-SSE, lung de peste 70 km, a cărui lățime nu depășește 25 km. Atât dimensiunile, cât, mai ales, poziția lor geografică, la marginea estică a depresiunii Transilvaniei, au o importanță deosebită în ceea ce privește calitatea unor componente ale peisajului natural, respectiv potențialul lor turistic.
Munții Harghitei au luat naștere în lungul unui sistem de fracturi crustale ce au separat Carpații Orientali de depresiunea Transilvaniei. Conurile vulcanice au fost edificate în timpul celui de-al treilea ciclu de erupții ce au avut loc pe acest sistem de fracturi, de vârsta pliocencuaternara. Cei din muntii Harghitei au nu mai puțin de opt cratere și o caldera (Luci), în structura cărora se disting aglomerate vulcanice alternând cu orizonturi subțiri de roci sedimentare. Pe creasta principală apar mase de andezite cu piroxeni și amfiboli, iar bazaltele și dacitele lipsesc.
Platoul vulcanic din vest, parte componenta a munților Harghita, este alcatuit din roci vulcanogen-sedimentare și pe alocuri lave. Deși mineralizările sunt slabe, în perimetrul munților Harghita sunt semnalate zăcăminte de limonit și siderit (figura 5.5).
Microhidrocentrala se va amplasa pe terasa joasă (eventual albia majoră) stabilă ce însoțește râul pe ambele maluri figura 5.4.
Fig. 5.4 – Încadrarea amenajării în zona studiată
În faza de proiectare pe amplasamentele definitive ale construcțiilor vor trebui executate foraje geotehnice din care să rezulte stratificația terenului de fundare, presiunile convenționale de calcul, precum și agresivitatea apelor subterane față de betoane.
Fig.5.5. Hartă geologica. Sursa: http://hartaharghita.ro
Zona de altitudine de maximă eroziune este situată în 400–700 mdM, unde turbiditatea maximă depășește 5000 g/m3, iar eroziunea specifică maximă 0.5-1.0 t/ha/an
Datorită corpurilor de apă (lac) amonte de secțiunea interesată, transportul de aluviuni grosiere (târâte) este mediu, aluviunile importante fiind cele fine care se pretează spălarii hidraulice prin golirea de fund.
5.3 Evaluarea resurselor de apă și potențialului acestora.
În Regiunea Centru potențialul hidro a fost identificat atât în bazinul Oltului (râul Olt și afluenții Cibin, Râul Negru, etc.) cât și în bazinul Mureșului (râul Mureș și afluenții Arieș și Sebeș). Dintre județele Regiunii Centru, cel mai mare potențial hidro îl deține județul Harghita. Potențialul hidro este valorificat intensiv de populație, agricultură și industrie, de mult timp. În prezent, în Regiunea Centru există 73 de hidrocentrale. Astfel potențialul regiunii, din punct de vedere al utilizării instalațiilor de mici dimensiuni, nu este nici pe departe epuizat.
Râul Mădărașul Mic este afluent de dreapta al Oltului și suprafața bazinului hidrografic al râului Mădăraș Mic este de 16,7 km2.
Schema hidroenergetică este de tip derivație, de cădere medie și mică, cu funcționare prin preluarea parțială a debitului natural.
MHC se va realiza pe o lungime de cca. 3000 m, între cotele 1050 mdMN ÷ 875 mdMN pe râul Mădărașul Mic (fig.5.4).
Căderea brută este
Hb = H1-H2 = 1050 – 875 = 175 m
Lungimea aducțiunii este de 3000 m.
Pentru calcularea debitelor am folosit mărimi care au fost dimensionate pentru debitele maxime cu asigurarea de 5% și verificate la debitele maxime cu asigurarea de 1%, debite furnizate de INHGA (Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor).
Debitul salubru are rolul de susține fără stres viața pe sectoarele amenjate, aceasta însemnând atât acvatică cât și cea riverană. În lucrarea de față debitul de servitute (Qr) este egal cu debitul salubru deoarece nu există în zona propusă amenajări hidroenergetice de alte folosințe.
Valoarea coeficientului de utilizare a stocului de apă mediu anual εr este dat de volumul de apă utilizat/ volumul de apă afluent. εr= 71,6%.
Debitul mediu multianual:
Qm = 0,27 m3/s
Debitul instalat :
Qi = 1,75*0,27 = 0,473 m3/s
Debitul de servitute:
Qr = 0,047 m3/s
Debitul minim pentru protejarea contra înghețului:
tapa1= -40șC
tapa2= 1șC
Qmin inghet = * π*(Dad+2*tad)*Lad = 0,028 m3/s
Directiva europeană de promovare a energiei regenerabile (2001/77/CE) se referă printre altele la maximizarea valorificării potențialului hidroenergetic amenajabil prin mărirea coeficientului de instalare, prin utilizarea unor turbine cu randamente mari (Pelton, Francis, Kaplan) și prin soluții ce țin de topologie (amenajarea treptelor hidroenergetice pe cât posibil între confluențele principalelelor râuri și pârâuri).
Pentru MHC pe Mădărașul Mic s-a ales coeficientul de instalare de 1.75. Acesti coeficient a rezultat din analiza datelor hidrologice din analiza curbei cumulative a debitelor obținută de la I.N.H.G.A.
Figura 5.6. Curba cumulativă a debitelor [INHGA]
La amenajarea hidroenergetică Madaras, s-a tinut cont de Directiva Cadru Apa (2000/60/EC) și Directiva privind promovarea producerii de energie electrica din surse de energii regenerabile (2001/77/EC) cum ar fi:
1. Debitul instalat – Qi mare.
2. Debitul de servitute – Qs optim pentru fauna și vegetație.
3. Optimizare tehnico economică.
4. Turbine eficiente (randamente mari și debite minime uzinabile mici).
5. Investiție mică pentru un timp de recuperare a investiției mic.
6. Energie mare pentru valorificare bună a potențialului hidroenergetic.
Aceasta se traduce printr-un coeficient de utilizare a stocului de debit cât mai mare. Pentru aceasta s-a studiat care este coeficientul de utilizare cel mai optim: ki=1; 1,25; 1,50; 1,75.
Figura 5.7. Curba de durată a debitelor pentru coeficientul de utilizare a stocului de debit: ki = 1.00
Figura 5.8. Curba de durată a debitelor pentru coeficientul de utilizare a stocului de debit: ki = 1.25
Figura 5.9. Curba de durată a debitelor pentru coeficientul de utilizare a stocului de debit: ki = 1.50
Figura 5.10. Curba de durată a debitelor pentru coeficientul de utilizare a stocului de debit: ki = 1.75
Coeficientul de utilizare a debitului afluent este de 0.71 pentru coeficientul de supraechipare 1.75 și pentru MHC asigura cel mai bun cost pe kW instalat la un cost rezonabil al investiției.
Tabelul 5.1. Debite variabile în funcție de coeficientul de instalare
Un coeficent de supraechipare de 2, nu ar duce la creșteri considerabile de energie, dar ar duce la creșterea costurilor de execuție a AHE, prin mărirea diametrului conductei.
Varianta 1
Varianta 2
Varianta 3
Figura 5.11. Schemele sinoptice de amenajare a centralei Madaras
5.4 Turbinele, generatoarele hidraulice și echipamentele de control asociate
Randamentul global ηG = ηt ηg ηh reprezintă variabila cea mai importantă, care asigură succesul în condițiile unei echipări corespunzătoare a amplasamentelor. În acest sens s-a avut în vedere:
– selectarea acelui tip de turbină care să corespundă integral parametrilor de calcul ai amenajării (Q, H), în condiții de randament maxim.
– alegerea categoriei de turbină capabilă să funcționeze la randament maxim, în condiții de variație a debitului între 30 și 100%, cu alte cuvinte acele agregate care au curba de randament maxim aplatizata în zona de variație a debitelor care ne interesează.
La selecția tipului și dimensiunii turbinei s-a ținut cont de căderea brută și de debitul instalat.
Figura 5.12. Calculator pentru alegerea tipului de turbină. Sursa: http://www.hydro-energy.com/en/turbine-calculator/
Conform calculelor microhidrocentrala va fi echipat cu turbina tip Pelton cu două jeturi cuplat direct cu un generator sincron-G figura 5.12. Caracteristica tehnică a unei turbine Pelton tip: PT225-H2 pentru parametrii de calcul ai amenajării (Q, H), în condiții de randament maxim sunt următoarele:
Căderea brută: 175 m
Căderea netă: 165,51 m
Debitul instalat: 0,473 m3/s
Putere turbină: 683 kW
Turația nominală: 750 rpm
Diametru jet: 691 mm
Figura 5.13. Schița 3D a turbinei Pelton cu doua jeturi. [21]
Figura 5.14. Schema de funcționare a unei amenajări hidroelectrice
În urma amenajării MHC-lei va fi necesar racordarea la SEN a grupului hidroelectric, cu următoarele caracteristici:
-puterea instalată: G-640kVA, 750 rpm, 400V
-tensiunea – 0.4/20 kV
-numărul de căi de alimentare : 1
-factorul de putere: în funcție de necesitate din SEN
-regim de funcționare: permanent în functie de debitul de apa disponibil
-durata de restabilirea tensiunii:72 ore
Randamentul hidraulic ηh :
ηh = Hn/Hbr = căderea netă/căderea brută = Hbr – ΣhT/Hbr , ΣhT = pierderea totală de cădere
ηh = Hn/Hbr= 165,51/175= 0,94
Randamentul turbinei ηt = 0,88
Randametul generatorului ηg= 0,96
Randamentul global ηG= 0,94*0,88*0,96= 0,786
Căderea netă se calculează:
Hnet= Hbrut- hr(Qi) = 175-9,487 = 165,513 m
Pierderea de sarcină liniară calculat cu formula Manning:
hr(Qi) = 9,487 m
Aducțiunea:
Pierdere de sarcină hidraulică pentru conductă PAFSIN cu considerarea parametrilor de calcul recomandați de furnizor.
Determinarea diametrului optim a AHE Mădăraș s-a efectuat prin mai multe metode:
– cu ajutorul unor formule în funcție de pierderile de sarcină hidraulică admise Manning
– utilizând optimizarea tehnico-economică funcție de creșterea de energie și de costuri.
Dad=600mm
Calculul puterii reale:
P = 9,81* Qa*Hbr* ηG= 9,81*0,473*175*0,786 = 638 kW ≈ 640kW
Figura 5.15: Modificarea valorii puterii reale în funcție de debit.
Prornind de la curba de durată a debitelor pentru coeficientul de instalare ales 1,75, am calculat energia netă continuă sau energia medie anuală. În tabelul de mai jos sunt rezultatele calculate în excel.
Figura:.5.16 Curba de durată a debitelor într-un an, pentru ki=1,75
Tabelul 5.2.: Puterea reală și energia medie anuală
5.4.1 Regimul de operare a amenajarii hidroenergetice:
Obiectivul hidroenergetic va fi exploatat în regim de telegestiune, printr-un sistem expert (fig.5.7), capabil să asigure:
monitorizarea parametrilor pe obiectiv și pe ansamblul sistemului.
Achizițiile de date se referă, atât la parametrii externi (temperatură, precipitații, hidraulicități), cât și la parametrii tehnici ai echipamentelor.
analiza continuă a datelor de intrare și optimizare în real time a parametrilor de sistem.
comanda automată a funcționării agregatelor dintr-un dispecerat;
asigurarea securității instalațiilor prin monitorizarea senzorilor de autoefractie amplasați la fiecare obiectiv.
Fig. 5.17 Sistem expert.
Funcționarea în regim automat:
Prezentarea sintetică a sistemului expert:
Videoformate de ansamblu:
Meniu principal – prezintă MHC-ul, într-o structură funcțională logică, bazată pe schema tehnologică.
Din acest videoformat se pot apela opțiuni și subformate cum ar fi:
Achiziții de date aferente MHC ului;
Subformat pentru înregistrarea legăturilor către diverse fișiere de prezentare imagini, scheme, scanări, documente cu caracter general despre amenajare.
Matricea de rezultat.
Prin acest videoformat se pot vizualiza matricile de rezultate aferente unei zile de calcul pentru:
Debit afluent și uzinat;
Debit captat;
Hidraulicitate;
Date meteo;
Energie;
Putere;
Consum specific, etc.;
Videoformate și rapoarte referitoare la MHC.
Date generale
Date de achiziție zilnice.
Se culeg zilnic datele variabile corespunzătoare MHC ului, cuprinde și un subformular pentru generare automată sau manuală a evenimentelor corespunzatoare MHC – ului
Videoformat pentru senzori de securitate:
senzor de mișcare amplasat pe central;
senzor antiefracție amplasat la ușa de acces;
camera video (opțional);
senzori incendiu.
Sistemul automat de comandă.
5.5 Evaluare economică a proiectului și a potențialului financiar.
Pentru MHC economicitatea depinde de :
amplasamentul și investiția aferentã (inclusiv cheltuielile administrative)
puterea instalatã și producția de energie probabilã (regimul debitelor, cãderi)
distanța fațã de rețea
necesitãțile de întreținere (gradul de automatizare, exploatarea de la distanțã fãrã
personal, fiabilitatea)
condițiile financiare și tariful de valorificare al energiei produse. [4]
5.5.1. Identificarea investiției și definirea obiectivelor.
Analiza financiară este capitolul cel mai important al proiectului, deoarece prin el se stabilește eficiența agentului economic, rezultat prin aplicarea proiectului de investiții.
Obiectivul este operarea unui MHC situat în județul Harghita estimat să intre în funcțiune în primul an investițional.
Analiza s-a facut pe baza metodologiei cost-beneficiu capabilă să fundamenteze eficiența unui proiect de investiții și să realizeze evaluarea economico-financiară a obiectivului, respectiv capacitatea acestuia de a obtine profit în urma finalizării proiectului.
Prin analiza financiara s-a stabilit nivelul de atractivitate, interesul investitorului vizând numai profitul obținut pe baza fondurilor proprii, iar al creditorului recuperarea împrumutului și a dobânzilor aferente.
Analiza economică a extins problematica la nivelul profitului total, rentabilitatea la nivelul obiectivului economic al tuturor resurselor angajate, indiferent de natura lor și de cui aparțin rezultatele.
5.5.2.Considerente privind analiza financiară
Prețurile de valorificare a energiei electrice produse sunt cele luate în calcul conform Ordinului ANRE nr. 4 din 2012 pentru producătorii care beneficiază, conform legii, de sistemul de promovare a energiei produse din surse regenerabile de energie. Prețul este stabilit pentru vânzarea en-gros a energiei electrice prin contract reglementat încheiat cu societațiile Electrica.
La venituri au fost incluse sumele rezultate din vânzarea integrala a energiei electrice produse en-gros pe piața zonală, la prețul actual de valorificare considerat același pe întreaga perioada de derulare a contractului de finanțare. s-a considerat și producția de energie electrică obținută după realizarea punerilor în funcțiune, estimată pentru anul cu hidraulicitate sub media hidrologică.
Nu s-au considerat veniturile suplimentare rezultate din eventuala furnizare a energiei electrice cu amănuntul, creșterea prețurilor energiei electrice datorită inflației, creșterea valorii CV prin propiere de prețul de piața existent pe piața europeană.
În costuri s-au considerat cheltuielile de exploatare și costurile de finanțare ale proiectului.
Investiția se constituie din:
– investiție din credite bancare (euro) în proporție de circa 70% din valoare investiției, dobânda anuală 9% (calculată la soldul creditului), perioada de grație de 12 luni de la data PIF, perioada de rambursare a creditului fiind de 9 ani, cu rate anuale egale.
surse proprii în proporție de aproximativ 30% din necesarul investițional.
5.5.3 . Analiza economico-financiară
Analiza financiară ia în considerare beneficiile și costurile proiectului de investiții în termeni măsurabili, monetari, pentru a ajunge la indicatori unitari care să exprime valoarea proiectului.
Se remarcă faptul că există un decalaj între momentul cheltuirii fondurilor pentru investiție și perioada când se obțin efectele economice ale investiție. Pentru a efectua o comparație reală între efecte și eforturi este necesar ca acestea să fie aduse la același moment de referință, lucru care se realizează prin actualizarea investiției. Tehnica actualizării se bazează pe faptul că 1 leu cheltuit la începutul unei perioade va aduce la sfârșitul perioadei “i” lei profit, adică după “t” ani va aduce (1+i)t lei profit.
În practică, dacă se dorește să se aducă sumele din viitor spre prezent se folosește factorul de actualizare. Factorul de actualizare utilizat în cadrul acestei investiții este de 5%.
ra=(1+r)(1+f)-1=12,35% a = factorul de actualizare; t = număr de ani.
Indicatori cel mai des utilizați în cadrul analizei cost-beneficiu sunt:
valoarea financiară actual netă (VANF);
rata internă de rentabilitate financiară (RIRF);
raportul cost beneficiu (B/C);
Analiza financiară efectuată a ținut seama de următoarele principii generale:
luarea în considerare a unei durate de utilizare, care să fie economic viabilă și destul de lungă pentru a se putea evalua impactul acesteia pe termen mediu și lung;
proiectul să conțină informațiile necesare pentru aplicarea metodelor de analiză;
moneda utilizată pentru calcule este RON;
prețurile să fie evaluate pentru fiecare resursă folosită;
planificarea financiară trebuie să arate că proiectul nu prezintă riscuri legate de insuficiența finanțării, sincronizarea intrărilor și ieșirilor de capital fiind esențială pentru implementarea proiectului.
În continuare este prezentat estimarea chetluielilor și a veniturilor. Cheltuielile fiind estimate și actualizate pe baza unei rate nominale calculate luând în seamă și prognozele cu privire la rata inflației. Pe perioada de 9 de ani s-a considerat că rate de inflație medie va fi de 3,16%. La estimarea acestei medii s-a pornit din raportul Comisiei Naționale de Prognoză: (www.cnp.ro) considerând și un scenariu pesimist având în vedere situația economică mondială actuală. Am considerat că rata de inflație nu va coborâ sub valoarea de 3% pe an după 2014.
Tabel 5.3. Date tehnice – analiza portofoliu a microhidrocentralei.
Soluția aleasă este varianta 3
Coeficientul de instalare 1.75 asigura pentru MHC cel mai bun cost pe kW instalat la un cost rezonabil al investiției. Un coeficent de supraechipare de 2, nu ar duce la creșteri considerabile de energie, dar ar duce la creșterea costurilor de execuție a MHC, prin mărirea diametrului conductei.
În tabelul 5.4 de mai jos este prezentat evoluția cheltuielilor și a veniturilor pe o perioadă de 10 de ani.
5.5.4 Ipoteze privind previziunile cheltuielilor și a veniturilor
Cheltuieli pentru construcții
Tabelul 5.5. Cost costrucții
Cheltuieli cu materii prime:
În cadrul acestei categorii de cheltuieli intră cantitatea de apă folosită și plata consumului la compania Apele Române S.A. Valoarea plătită este exprimată ca 0,5 EUR/MWh. Totalul de energie realizată este de 4.500 EUR. Astfel valoarea totală de cheltuieli cu materii prime este de 9.675 RON/an.
Cheltuilei cu salariile a fost estimat pornind de ipoteza că investiția va genera 5 noi locuri de muncă: 1 administrator, 1 inginer energetic, 3 supervizori tehnici.
În tabelul următor este prezentat estimarea salariilor.
Tabel 5.6. Cheltuieli cu salariile
Cheltuieli cu energie și utilități
În cadrul acestei categorii de cheltuieli intră consumul de apă și apă menajeră pentru 5 persoane și consumul pentru curățarea sistemului (163,88 mc/an) conform STAS 1343-1/2006, electricitate (3.000 kW/an), la această valoare se mai adaugă 600 RON/an pentru transportul deșeurilor.
O altă categorie de cheltuieli este cheltuieli cu întreținere și operare, aceasta fiind estimat pe baza valorii activului, astfel s-a considerat că sunt necesare anual 10.000 RON, după care vor crește la 30.000 RON.
În cadrul cheltuielilor administrative au fost incluse toate cheltuieli cu înființarea unui nou punct de lucru a societății și cheltuieli necesare pentru buna organizare a activității. In aceste chetluieli au fost incluse și cheltuieli cu personal de administrare, achiziții de active.
În cadrul cheltuielilor reparații capitale și înlocuiri au fost incluse costuri estimative pentru repararea sistemului și alte reparații. În primele 4 ani nu sunt necesare fonduri pentru aceste categorii de cheltuieli după care se va constitui un fond de reparații. În anul 23 trebuie inclus înlocuirea turbinelor deoarece durata de viață a acestora este de 22 de ani.
În cadrul taxelor a fost inclus cheltuielile de concesionare pentru terenurile ce va ocupa investiția.
Valoarea reziduală a fost calculată pornind din lista activelor corporale ce vor fi achiziționate și durata acestora de folosire conform metodologiei de calcul al activelor din România luându-se în calcul și schimbarea acestora după perioada de amortizare.
În cadrul cheltuielilor trebuie delimitate cheltuieli generale și de administrație unde intră cheltuielile administrative, celelate categorii de cheltuieli fiind de producție.
Veniturile au fost estimate pe baza cantității de energie ce va fi contractat, 2534 MWhr/an prețul acestuia fiind de stabilit astfel: 3 certificate verzi de câte 55 EUR – 165 EURO pe un MWhr la care se mai adaugă valoarea energiei contractat în valoare de 35 EUR în total 200 EURO/MWh. Astfel în primul an valoarea veniturilor va fi de 2.192.720 RON.
În tabelul următor este prezentat evoluția veniturilor în funcție de debitul lunar înt-un an, cursul EUR/RON a fost de 4,3266 curs valutar definit de ANRE prin ordinul 4/2012.
Tabelul 5.7. Evoluția veniturilor în funcție de debitul lunar
5.5.5 Rentabilitatea proiectului
Rentabilitaea unei investiții în MHC se apreciează ținând seama de veniturile și cheltuielie din perioada de exploatae ( de viață) a investiției. Cheltuielile totale pot fi împărțite în două componente: o componentă predefinită cunoscută (costuri generate de investiție, de taxe de concesiune, etc). și o componentă care variază ăn decursul exploatării (întreținere, reprații, salarii, etc.)
Evaluarea financiară a proiectelor de investiții se pot face după mai multe tipuri de criterii:
– criterii de evaluare tradiționale (metode contabile), care folosesc ca indicatori rată medie a rentabilității și termenul de recuperare
– criterii de evaluare bazate pe actualizare, care folosesc ca indicatori termenul de recuperare actualizat, valuarea actuala netă (VNA), indicile de profitabilitate (IP), rata interă de rentabilitate (RIR), etc.
La terminarea exploatării, care este finalul perioadei de valabilitate a concesiunii sau a autorizării VNA sau beneficiul actualizat trebuie să fie pozitiv.
Variantele analizate trebuie să indeplinească această condiție iar varianta optimă este aceea care conduce la valoarea maximă a VNA.
Venitul net actualizat este dat de diferența dintre venitul actualizat și costul total actualizat:
VNA=VTA-CTA
unde:
n – durata de autorizare sau concesionare
r – rata de actualizare a capitalului
Vk – Venitul realizat din vânzarea energiei în anul k
Ok – cheltuielile de oprare anuale
Mk – cheltuieli de mentenață anuale (întreținere și reparații)
Ik – investiții în anul k
Rata internă de rentabilitate (RIR)
Rata internă de rentabilitate a investiției este rata de actualizare care aplică fluxului de venituri și costurile ale proiectului conduce la VNA= 0. RIR se determină printr-un proces iterativ din relația:
(5,2)
Investiția este considerată oportună dacă RIR este mai mare decât rata de actualizare minimă (limită). Criteriul RIR se poate utiliza deasemenea și la analiza comparativă a mai multor proiecte, cu condiția ca aceasta să fie independente. Varianta câștigătoare va avea RIR maxim, totodată mai mare decât rata de actualizare în energetică.
În analiza de rentabilitate se presupune că durata de realizare a microhidrocentralei este de doi ani, primul an fiind dedicat întocmirii studiului de fezabilitate și obținerii autorizațiilor.
rata de actualizare ra= 9%
durata de autorizare n=25 ani
Folosind ecuațiile 10 și 11 într-un calcul tabelar cu ajutorul unei foi de Excel, s-au obținut următoarele rezultate.
VNA= 2 153 391 RON
RIR = 9,79%
Costul de exploatare: Cexanual=20%*Penergie = 20%*200 = 40 Euro/MWh
Perțenergie = Penergie- Cexanual= 200-40 = 160 Euro/MWh
Durata de recuperare a investiției este de 3-4 ani
Având în vedere faptul că VNA este pozitivă, iar valoarea RIR este mai mare decăt rata de actualizare considerată 9%, rezultă că proiectul este rentabil, iar investiția este una oportună, capitalul investit fiind recuperat după primii 3-4 ani de exploatare.
Capitolul 6. Măsuri legate de protecția mediului în cazul MHC Mădăraș
În scopul încadrării în prevederile UE de a promova dezvoltarea durabilă prin gestionarea durabilă a resurselor naturale și îmbunătățirea calității vieții (Legea 13/2008 art. 10a), politica UE instituie obligativitatea acțiunilor solidare a statelor membre (Legea 13/2008 art. 177a, al. 1, pct.c) pentru dezvoltarea de noi surse de energie și energii regenerabile.
Lucrările hidrotehnice ce trebuie execute pe cursurile de apă:
– scară de pești pentru asigurarea circuitului din lanțul trofic;
– asigurarea debitului ecologic a cursului de apă;
– restituție integrală a apei fără modificarea calității ei din secțiunea de prelevare.
Schema hidroenergetică este de tip derivație, de cădere medie și mică, cu funcționare prin preluarea și compensarea debitului natural.
Destinația amenajării este exclusiv energetică.
Traseul aducțiunii se va încadra în schema cadru de amenajare, ținând cont de variantele definitive de amplasare în zonă.
Pentru ca impactul cu mediul să fie cât mai mult atenuat, soluțiile constructive ale amenajării îndeplinesc următoarele condiții:
– perioada execuției săpăturilor și terasamentelor ce afectează albia minoră, având ca rezultat creșterea turbidităților, va fi redusă la minim posibil;
– materialele de construcții utilizate (beton, oțel, lemn) nu sunt poluanți de natură majoră (clasa mare de nocivitate sau perioada îndelungată de biodegradabilitate);
– pragul de captare este pevăzut cu posibilitatea păstrării permanenței debitului de servitute în vederea protejării faunei salmonicole;
– fluxul de apa uzinat în centrală nu are posibilitatea intrării în contact cu substanțe poluante;
– debitul captat este efluat în intregime și la un grad superior de curățire (prin trecerea debitelor prin grătarele de priză);
– nu se produc acumulări cu luciu important de apă care să conducă la schimbări climatologice sau de faună acvatică;
– 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.
Calculul noxelor
Prin valorificarea la un nivel sporit de eficiența a surselor de energie regenerabilă cum este în cazul de față energia hidraulică disponibilă pe cursul de apă din această zonă se reduce la nivel global consumul de combustibili fosili asigurând o reducere a emisiilor de noxe în atmosferă.
Comparând cu emisiile de noxe ale unei centrale pe cărbune proiectul propus care folosețte energia hidraulică pentru a producere a 1 GWh/an permite reducerea volumului emisiilor de noxe în atmosfera după cum urmează:
Soluțiile tehnice și constructive trebuie să fie armonizate cu cadrul natural existent și să respecte toate normativele și legislația în vigoare – Directiva 85/377 CEC privind evaluarea de mediu a proiectelor de investiții, implementată prin Ord. 1213/2006.
După finalizarea lucrărilor de construcții hidrotehnice trebuie să execute lucrări de refacere a resurselor naturale, care să asigure noua funcționalitate în condiții de siguranță a acestora și de protecție a populației din zonă, de asigurare a migrării faunei acvatice, de ameliorare a calității apei, în conformitate cu Ordinul nr. 119/2003 și Ordonanța 195/2005.
Concluzii
În lucrarea de față s-a efectuat analiza de variație a diferiților indicatori tehnici și economici prin modificări a unor parametrii și soluții tehnice.
Situția rezultată se prezintă astfel:
– La creșterea coeficientului de instalare de la 1.25 la 1.75 costurile cresc cu 2% în timp ce energia crește cu 4%.
– Timpul de recuperare a investiției este de 3 ani pentru ki = 1.75 și de 4 ani pentru ki = 1.25.
– Creșterea coeficientului de supraechipare de la 1.75 la 2 înseamnă creșterea puterii instalate a turbinei fară a crește semnificativ și cantitatea de energie produsă, aceasta se traduce printr-un cost mai mare al hidroagregatului și la un timp de recuperare al investiției de 4 ani (ki=2) față de 3 pentru ki=1.75.
S-a ales coeficientul de supraechipare de 1.75 în vederea obținerii unei cantități mai mari de energie pe o perioadă îndelungată de timp, după recuperarea investiției.
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 energiefață 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 mari 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 microhidrocentralei 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 termocentrale 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.
Aspecte asociate uzurii premature a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezența unei eroziuni mixte ale curgerii cu sedimente solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei și aspecte corespunzătoare unor activități inadecvate de producție de energie, de întreținere și reparații.
În ambele cazuri, randamentul și disponibilitatea echipamentului scad, iar producția de electricitate scade, având un impact major asupra venitului companiei.
Proiectele de microhidrocentrale sunt rentabile pentru un preț de vânzare a energiei electrice cuprins între 20 Euro/MWh și 36,6Euro/MWh. În proiect am calculat cu prețul de 35 Euro/MWh.
Fezabilitatea proiectelor de tip microhidrocentrale este imbunatățită datorită mecanismelor de promovare a proiectelor de tip SRE prin valorificarea certificatelor verzi la un preț cuprins între 27 și 55 Euro/CV conform legii 220 din 2008. Veniturile obținute din tranzacționarea dreptului de emisii de CO2 îmbunătățesc eficiența proiectelor. Legea 220 din 2008 cu modificările ulterioare, prevede acordarea a 3 certificate verzi pentru fiecare 1 MWh livrat în rețeaua de energie electrică din centralele hidroelectrice noi cu o putere instalată de până la 1 MW / unitate. (11)
Sistemul de certificate verzi este un mecanism de piața, care va incuraja investitiile în sursele regenerabile de energie în . Prin urmare, va sprijini efortul Romaniei de a atinge, până în 2020, țintele privind energia regenerabilă.
Sursele regenerabile dețin un potențial energetic important și oferă disponibilitați nelimitate de utilizare pe plan local și național. Valorificarea surselor regenerabile de energie se realizează pe baza a trei premize importante conferite de acestea, și anume, accesibilitate, disponibilitate și acceptabilitate. Sursele regenerabile de energie asigura creșterea siguranței în alimentarea cu energie și limitarea importului de resurse energetice, în condițiile unei dezvoltări economice durabile.
Bibliografie:
[1] Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, republicata, cu modificarile și completarile ulterioare
[2] Aggidis, Luchinskaya, Rothschild, Howward – The costs of small-scale hydro power production: impact on the development of existing potentioal. Renewable Energy 35, 2010,
[3] Invest East Bucharest: An Overview of the Renewable Energy Market în , București 2009
[4] Studiu privind evaluarea potențialului energetic actual al surselor regenerabile de energie în (solar, vânt, biomasă, microhidro, geotermie), identificarea celor mai bune locații pentru dezvoltarea investițiilor în producerea de energie electrică neconvențională – sinteza, Centrul National de Management Programe (CNMP), Universitatea Politehnica București, disponibil on-line, 2011
[5] *** http://hydrop.pub.ro/microhidro
[6] Aspecte tehnico-funcționale ale unei microhidrocentrale. Tehnologie, caracteristici, tipuri de amenajări pentru microhidrocentrale, Universitatea Politehnică București – disponibil on-line, 2009
[7] Directiva Cadru Apa [2000/60/EC)
[8] Directiva privind promovarea producerii de energie electrica din surse de energii regenerabile [2001/77/EC)
[9] *** http://www.hidroelectrica.ro/Details.aspx?page=16
[10] *** www.carboenergy.ro
[11] *** http://www.alea.ro/index.asp?p=28 – Agenția Locală a Energiei Alba
[13] Procedura de emitere a certificatelor verzi acordate operatorilor economici acreditați, pentru energia electrică produsă din surse regenerabile de energie, Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice, disponibil on-line, 2011
[14] Evaluarea micropotențialului hidroenergetic românesc, sursă regenerabilă de energie, în vederea identificării de amplasamente pentru dezvoltarea investițiilor în acest sector – Universitatea POLITEHNICA din București, Centrul de Cercetări Energetice și de Protecția Mediului [UPB – CCEPM); S. C. INSTITUTUL DE STUDII ȘI PROIECTARI HIDROTEHNICE S.A. [ISPH) – Proiect finanțat de Ministerul Economiei și Comerțului
[16] Ordinul ANRE nr. 4/2012 – privind actualizarea valorilor-limita de tranzactionare a certificatelor verzi și a contravalorii unui certificat verde neachizitionat, aplicabile pentru anul 2012
[17] Energii regenerabile și eficiență energetică – Șanse pentru Regiunea Centru Posibilități pentru dezvoltarea de activități economice în Regiunea Centru – PROJECT FINANCED BY THE EUROPEAN UNION, disponibil on-line
[18] *** http://www.transelectrica.ro/StareSistem/protocoale/starea_sistemului.php
[19] *** http://www.magazin-electric.ro/hidrocentrale.php
[20] *** http://www.small-hydro.com
[21] *** http://www.hydro-energy.com
[22] *** http://www.uwm.edu.pl
[23]*** http://www.hds.bme.hu
[24] Kumsiasvili, Serkov, Smirnov, Sasenkov, Ustalov, Epstein: Exploatarea centralelor hidroelectrice, Editura Tehnică, București, 1977
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: Universitatea Transilvania din Braşov [306660] (ID: 306660)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.