UNIVERSITATEA POLITEHNICA BUCURESTI g3k4kp
FACULTATEA DE ENRGETICA
CATEDRA DE CENTRALE ELECTRICE SI ENERGETICA INDUSTRIALA

Forma de invatamant: Ingineri zi

Sectia: Energetica Industriala

finantare a unei centrale de cogenerare pe baza mecanismelor flexibile elaborate prin Protocolul de la Kyoto

CUPRINS

Capitolul 1

Notiuni generale privind avantajele unei centrale de cogenerare raportate la producerea separata e energiei electrice si termice

Cogenerarea reprezinta producerea simultana a energiei electrice si a caldurii, utilizand aceleasi instalatii energetice si aceeasi sursa de combustibil. Cogenerarea prezinta avantaje tehnice si economice. Cel mai important avantaj este economia de combustibil primar.
Economia de combustibil primar
Producerea in cogenerare a energiei electrice si termice in instalatii de cogenerare este considerabil mai eficienta decat producerea acelorasi cantitati separat. Producerea exclusiva a energiei electrice in cel mai performant ciclu (cel combinat gaze-abur) se poate face cu un randament maxim de 50%. Producerea exclusiva a caldurii in centralele termice cu cazanele cele mai performante se face cu randamente maxime de 90%. Ca urmare randamentul global de producere a celor doua forme de energie poate atinge maximum 70%. Fata de producerea separata, cogenerarea poate aduce un randament global de peste 80%.
De asemenea se reduce apelul la rezervele de combustibil, conform principiului verificat practic ca “de multe ori este mai usor sa economisesti energia decat sa procuri combustibilul necesar producerii ei”.
La aceste avantaje se adauga si cele care rezulta din concentrarea investitiilor si a exploatarii si cele legate de posibilitatea folosirii unor combustibili inferiori, care se pot arde concentrat in cantitati mari, in cazanele din CET.

Analitic, economia de combustibil ?B realizata prin producerea combinata a energiei electrice si a caldurii in CET, fata de producerea lor separata in CTE si respectiv CT, este exprimata de relatia:
?B=Bs - Bt ; (1) unde:
Bs este consumul de combustibil in cazul producerii separate a caldurii si energiei electrice;
Bt - consumul de combustibil in cogenerare.
Valorile se pot referi la diverse perioade de timp.In general perioada de referinta este un an. Stabilirea economiei de combustibil ?B are la baza ipoteza egalitatii energiei electrice si a cantitatii de caldura, primita de consumatori; se tine seama de randamentul producerii lor, cat si de cel al transportului si distributiei (pierderile care apar la transport) pana la punctul de consum.

Reducerea emisiilor
Orice reducere a consumului de combustibil primar duce la scaderea emisiilor de poluanti in atmosfera , ca urmare a reducerii consumului de combustibil; tot ca urmare a reducerii consumului de combustibil, se reduce poluarea determinata de activitatile de extractie, transport si manipulare a combustibilului.
In prezent cogenerarea diminueaza cu aproximativ 350 milioane tone emisiile de dioxid de carbon in Europa si reduce consumul de resurse cu 1200 PJ/an, fiind considerata o solutie de baza privind reducerea emisiilor poluante si a impactului global asupra mediului. De aici ideea ca extinderea cogenerarii poate fi un mijloc de reducere a poluarii si mai ales a emisiilor de CO2 pentru care prin “Protocolul de la Kyoto” cele mai multe state si-au asumat obiective de reducere progresiva pana in 2012.

Siguranta in alimentarea cu energie.
In unele zone urbane, sarcina termica coexista cu un necesar de energie electrica, pe care cogenerarea il poate acoperi local.Astfel se evita pierderile cauzate de transportul energiei electrice prin reteaua nationala pana la locul de consum. Ca atare , cogenerarea poate merge alaturi cu conceptul de producere distribuita a energiei electrice.

Dezavantajele cogenerarii fata de producerea separata

Dependenta calitativa si cantitativa reciproca a celor doua forme de energie.
Aceasta este influentata de:
- tipul, structura si variatia simultana in timp a formelor de energie produse simultan;
- tipul si caracteristicile din punct de vedere ale tehnologiei de cogenerare folosita, din punct de vedere al performantelor lor energetice si al dependentei intre productia de energie electrica si cea de caldura;
- modul de dimensionare a capacitatii nominale a instalatiilor propriu-zise de cogenerare: problemele minimului tehnic al instalatiilor utilizate fata de cererile minime de energie ale cosumatorilor.
- valoarea absoluta mai mare a investitiei initiale, fata de investitia numai intr-o centrala termica pentru alimentarea cu caldura;
- dependenta eficientei tehnice si economice a solutiei de performantele tehnico-economice ale sistemului de transport si distributie a caldurii

De introdus schema din oferta Victoria pentru clarficarea cifrelor si a textului

Capitolul 2

Descrierea mecanismelor flexibile elaborate prin Protocolul de la Kyoto

2.1. Elemente generale privitoare la Protocolul de la Kyoto
Ca urmare a sesizarilor privind schimbarile climatice, in 1988, Programul de Mediu al Natiunilor Unite (United Nations Environmental Program - UNEP) si Organizatia Meteorologica Mondiala (World Meteorological Organisation - WMO) au infiintat in comun Comitetul Interguvernamental pentru Schimbari Climatice (Intergovernmental Panel on Climate Change - IPCC), cu scopul de a evalua toate informatiile stiintifice disponibile despre schimbarile climatice, impactul socio-economic al schimbarilor climatice si potentialele strategii de reactie.
Ca raspuns la activitatile IPCC, in 1992, la “Earth Summit” din Rio de Janeiro, 154 de state au adoptat Conventia Natiunilor Unite pentru Schimbari Climatice (UNFCCC). Conventia furnizeaza un cadru legal international si un set de principii acceptabile pentru aproape toate tarile implicate. Conventia recunoaste fenomenul schimbarilor climatice ca fiind o problema serioasa si asigura statele in curs de dezvoltare ca, in prezent, abordarea acestui fenomen este responsabilitatea , in principal, a tarilor industrializate.
UNFCCC a intrat in vigoare in martie 1994. Statutul sau de Conventie Cadru inseamna ca pot fi adaugate protocoluri pentru a specifica obiectivele de reducere sau anumite masuri de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera.
In urma negocierilor de la Rio, din 1992, au fost constituite doua grupuri de tari in jurul carora s-au polarizat actiunile privind Schimbarile Climatice:
- 35 tari din Anexa I (24 tari OECD, plus 11 tari din fosta Uniune Sovietica si Estul Europei - tari cu economie in tranzitie);
- 132 tari din Non-Anexa I (tari in curs de dezvoltare)

UNFCCC este bazata pe patru principii fundamentale:
1. echitatea -; modul echitabil de distribuire intre state a sarcinii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera, avand in vedere ca, pana in prezent, emisiile au provenit in special din tarile industrializate din Europa si America de Nord;
2. actiunea precautionara -; climatologia se bazeaza pe prognoze ce presupun anumite nivele de incertitudine. Partile trebuie sa actioneze acum pentru a proteja clima si nu trebuie sa astepte pana la obtinerea unor dovezi stiintifice absolute asupra impactului exact al schimbarilor climatice;
3. eficienta -; politicile si masurile de abordare a schimbarilor climatice trebuie sa fie eficiente din punct de vedere al costului, pentru a asigura beneficii globale la cele mai mici costuri posibile;
4. dezvoltarea durabila -; definita ca “dezvoltarea ce satisface toate necesitatile prezentului fara a pune in pericol capacitatea generatiilor viitoare de a le satisface pe ale lor”

Conventia presupune angajamentul tuturor Partilor:
- sa dezvolte, sa actualizeze periodic, sa publice si sa puna la dispozitie Conferintei Partilor inventare nationale de surse si bazine de absortie a emisiilor de gaze cu efect de sera
- sa formuleze, sa implementeze, sa publice si sa actualizeze regulat programele nationale si regionale de masuri de limitare a schimbarilor climatice si de facilitare a adaptarii corespunzatoare la schimbarile climatice, inclusiv transferul de tehnologii, practici si procese , educatie, instruire si constientizare publica
- sa coopereze in pregatirea pentru adaptarea la impactul schimbarilor schimbarilor climatice; sa dezvolte si sa elaboreze planuri integrate adecvate pentru managementul zonelor de coasta, al resurselor de apa si al agriculturii si pentru protectia si reabilitarea zonelor afectate de seceta si desertificare, in special in Africa, precum si a zonelor afectate de inundatii
- sa transmita Conferintei Partilor infromatii privind implementarea.

Protocolul de la Kyoto a fost adoptat formal in cadrul Sesiunii a-III-a a Conferintei Partilor (COP-3) la 11 Decembrie 1997. Protocolul va intra in vigoare 90 zile dupa ratificarea de catre cel putin 55% din tari, care trebuie sa reprezinte cel putin 55% din totalul emisiilor aferente Anexei I. Principala realizare a acestui Protocol este stabilirea unor constrangeri privind emisiile de gaze cu efect de sera ale tarilor industrializate.
Tabelul 2.1. prezinta valorile emisiilor de referinta de la care s-a plecat in stabilirea reducerilor aferente fiecarei regiuni semnatare. De asemenea, in tabel au fost introduse si valorile estimate ale emisiilor de gaze cu efect de sera in lipsa functionarii Protocolului (conform WEO, 2000). Dupa cum se observa, cel mai mare decalaj intre valoarea tinta si cea estimata se inregistreaza pentru America de Nord. Un caz special este Rusia care, alaturi de Ucraina si tarile est-europene, va atinge un nivel mult mai scazut decat cel impus prin Protocol.

Tabelul 2.1.
Cerintele de reduceri de emisii si estimarile cantitatilor de emisii

Regiune Emisii CO2 referinta aMt CO2 i Emisii reduse, % fata de referinta cf. Kyoto Emisii -tinta 2010
aMt CO2 i Emisii estimate de WEO 2010
aMt CO2 i Decalaj estimari fata de tinta
(%)
America de Nord 5 301 93,1 4 935 6 817 +38,1
Europa de Vest 3 961 92,5 3 664 4 295 +17,2
Pacific 1 350 96,8 1 307 1 625 +24,3
Rusia 2 357 100 2 357 1 449 -38,5
Ucraina si Europa de Est 1 188 96,8 1 150 750 -34,8
Total global 14 158 94,7 13 413 14 936 11,4

Din datele prezentate, rezulta ca este foarte greu sa se realizeze cerintele impuse fara o colaborare intre parti. Pornind de la aceasta situatie, Protocolul de la Kyoto stipuleaza in articolul 6 ca orice parte inclusa in Anexa 1 a Conventiei poate transfera catre, sau achizitiona de la, oricare alta parte unitati de reducere a emisiilor rezultate din proiecte ce au ca scop evitarea emisiilor de gaze cu efect de sera. Protocolul a introdus mai multe instrumente capabile sa minimizeze costurile atingerii tintelor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera. Acestea sunt: Comertul cu emisii (Emissions Trading - ET), Mecanisme de dezvoltare curata (Clean Development Mechanism - CDM) si Proiecte bazate pe implementarea comuna (Joint Implementation - JI).

2.2. Mecanismele de reducere a emisiilor de CO2 descrise de Protocolul de la Kyoto.

In timpul celei de a VII-a Sesiuni a Conferintei Partilor (COP-7) de la Marrakesh (29 Octombrie-10 Noiembrie 2001), SUA au anuntat ca nu vor ratifica Protocolul. „Grupul Umbrela” (Rusia, Japonia, Austria, Canada, Noua Zeelanda, Norvegia, Islanda si Ucraina) intentioneaza sa-l ratifice. Acordul de la Marrakesh reprezinta un progres in ceea ce priveste procesul de negociere, deoarece au fost clar definite instrumentele de functionare a Protocolului (ET, CDM si JI). Strategii din tarile Anexei I trebuie sa decida cati bani trebuie sa se investeasca si care dintre mecanismele Protocolului este mai eficient.

Mecanismele CDM si JI permit transferul de tehnologie catre Rusia si unele tari in curs de dezvoltare in vederea realizarii obiectivelor Protocolului de la Kyoto cu costuri minime. In cadrul lucrarilor de la reuniunea COP-7, a fost stabilit principiul suplimentaritatii, prin care tarilor industrializate le revine responsabilitatea de a-si reduce emisiile de gaze cu efect de sera prin mijloace locale, folosirea mecanismelor flexibile urmand sa se faca doar pentru pentru o parte din aceste emisii.
JI si CDM sunt mecanisme bazate pe proiecte si permit tranzactionarea emisiilor de gaze cu efect de sera care ar aparea in cazul in care proiectele nu ar fi implementate. Aceste proiecte trebuie sa se concretizeze in beneficii cuantificabile pe termen lung, in cadrul eforturilor contra schimbarilor climatice.

Un proiect de tip JI reprezinta un program de transfer de tehnologie, prin care se doreste reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera aferente realizarii unui anumit produs. Proiectele de tip JI pot sa fie implementate in tari in tranzitie (tari din Anexa I a UNFCCC). Aceasta implica cel putin doua tari care sa fi acceptat tintele de reduceri de emisii. Reducerile provenite dintr-un proiect JI se numesc unitati de reducere de emisii (ERU) si provin din tara in care proiectul se implementeaza (tara gazda). Rezultatele implementarii unui proiect JI sunt reprezentate de transferul de unitati ERU de la o tara la alta, suma emisiilor celor doua tari ramanand constanta. Datorita acestui fapt, proiectele de acest tip sunt supuse unei proceduri de control mai putin stricta, in conformitate cu acordul de la Marrakech.
Protocolul de la Kyoto a stabilit ca proiectele de tip CDM sa fie realizate in tari in curs de dezvoltare (tari din Non-Anexa I care au tinte stabilite privind emisiile de gaze cu efect de sera). Tarile din cadrul Anexei I pot folosi credite CDM pentru a-si mari emisiile de CO2 pe perioada in care se realizeaza proiectul. Implementarea proiectelor CDM este supervizata de conducerea UNFCCC, care este abilitata sa ofere certificate de credite CDM (CER).
Desi tarile semnatare ale Protocolului de la Kyoto sunt responsabile de atingerea obiectivelor propuse, ar fi de asteptat ca sectorul privat sa fie cel care sa accelereze folosirea acestor mecanisme. Pana in momentul de fata, sectorul privat a fost reticent fata de aceste mecanisme, din cauza incertitudinii legate de ratificarea Protocolului. Cei mai importanti factori care au condus la reticentele sectorului privat au fost riscurile asociate unei implementari prea timpurii a proiectelor de tip JI sau CDM si lipsa de capacitate a institutiilor din potentialele tari gazda de a analizaa si aproba aceste proiecte. In plus, atat timp cat companiile private nu fac obiectul unor discutii privind reducerea emisiilor proprii de gaze cu efect de sera, este probabil ca angajamentul companiilor private sa ramana destul de modest. De mentionat faptul ca, in SUA, mari corporatii industriale americane au semnat o intelegere numita “Carbon Down, Profit Up” prin care se angajeaza sa promoveze tehnologii care sa asigure reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera.
Romania a fost prima tara cuprinsa in Anexa I a Conventiei care a ratificat prin Legea nr 3/2001 acest Protocol, obligandu-se astfel la o reducere de 8% in perioada 2008-2012, fata de anul de baza 1989, in vederea armonizarii cu masurile Uniunii Europene de reducere cu acelasi procent.
Prin HG nr.1275/1996, s-a infiintat Comisia Nationala pentru Schimbari Climatice, organism interministerial, a carui activitate este coordonata de MMGA, cu scopul de a promova masuri si actiuni necesare aplicarii unitare pe teritoriul Romaniei a obiectivelor si prevederilor Conventiei Cadru.

2.3. Modelul matematic care sta la baza pietei de emisii de CO2
In cazul in care avem de studiat un sistem infinit mare, este indicat sa se foloseasca o analiza marginala. Aceasta consta in evaluarea impactului adaugarii/eliminarii unei unitati fundamentale la sistemul studiat. Mediul inconjurator poate fi considerat un sistem infinit mare. Este practic imposibil de determinat care este impactul total al tuturor emisiilor dintr-o regiune, dar este posibil sa se calculeze costul reducerii emisiilor pentru fiecare sursa luata independent.
Curbele de reducere marginala (Marginal Abatement Curves - MAC) reprezinta un model matematic, bazat pe analiza de costuri marginale, folosit pentru studierea costului reducerilor emisiilor de CO2. Acest model poate evidentia beneficiile pietei de emisii, in conditiile trasate de Protocolul de la Kyoto.
Preturile-umbra reprezinta un rezultat al analizei de costuri marginale, luand in considerare o constrangere privind emisiile de CO2, intr-o regiune R, pe o perioada de timp T. Un exemplu de astfel de constrangere poate fi o reducere de 10%, care trebuie realizata in 5 ani. Pretul-umbra indica un cost pentru reducerea ultimei tone de emisii CO2 in vederea indeplinirii constrangerii. O curba a costurilor marginale a reducerii emisiilor este reprezentarea grafica a preturilor-umbra care corespund unor constrangeri din ce in ce mai severe, in perioada de timp T.
Un punct M de coordonate (qM,pM) de pe curba reprezinta costul marginal pM, pentru o regiune R, aferent reducerii unitatii de CO2 din cantitatea qM, in timpul T. Suprafata hasurata reprezinta costul total al reducerii emisiilor de CO2.

Figura 2.1. Reprezentarea grafica a costului total al reducerii unei cantitati de emisii pentru regiunea R, in timpul T

2.4. Folosirea MAC pentru analize de piata

Orice reducere de emisii pentru o regiune poate fi reprezentata pe curba costurilor sale marginale. Daca mai multe regiuni ale aceluiasi sistem isi propun sa reduca emisiile in acelasi timp, este foarte posibil ca preturile-umbra asociate acestor reduceri sa fie diferite.
Costul total al reducerii emisiilor poate sa fie mai mic daca regiunea cu pretul-umbra al reducerii mai mic va reduce mai mult decat cea cu pretul-umbra al reducerii mai ridicat. Reducind mai mult decat este constransa, regiunea cu costuri mai reduse creaza „dreptul de a emite” sau permisul de emisii, care poate fi vandut regiunii cu costuri mai ridicate ale reducerii. Reducerea totala a emisiilor poate fi realizata la costuri mai mici atunci cand cele doua regiuni tranzactioneaza pana cand costurile marginale devin egale.

Figura 2.2. Beneficiul tranzactiei intre doua regiuni, R1 si R2, supuse constrangerilor

q1 -; reducerea de CO2 pentru R1; q2 -; reducerea de CO2 pentru R2.

In figura 2.2. este ilustrat modul in care se realizeaza un efect benefic in cazul unei tranzactii cu reduceri de emisii de CO2. Presupunand ca exista doua regiuni R1 si R2 care sunt constranse sa reduca fiecare o cantitate de emisii notata q1, respectiv q2, in lipsa oricarei piete, suma reducerilor pentru cele doua regiuni va fi q1+q2. Costurile marginale la care se vor realiza aceste reduceri vor fi, pentru fiecare regiune in parte, p1, respectiv p2. Costul total al reducerii emisiilor de CO2 pentru cele doua zone va fi dat de suma ariilor suprafetelor AOQ1 si BOQ2.
In momentul in care piata se deschide, cele doua regiuni pot sa tranzactioneze. Ca urmare, se va stabili un pret de echilibru p, corespunzator unei reduceri mai mici (q1?) pentru regiunea R1, respectiv unei reduceri mai mari (q2?) pentru regiunea R2. Suma reducerilor pentru cele doua regiuni va ramane constanta (q1?+q2?=q1+q2), conditie impusa prin constrangerile initiale. Costul total al reducerilor, pentru cazul existetei pietei, va fi dat de suma ariilor suprafetelor A?OQ1? si B?OQ2?.

Tabelul 2.2.
Analiza comparativa a situatiilor cu sau fara piata de emisii de CO2
Criteriul comparatiei Situatiile comparate
Fara piata Piata intre R1 si R2
Constrangeri In R1: q1 redus
In R2: q2 redus In R1 si R2: q1+q2 reduse
Cost marginal =
Pretul pietii In R1: p1
In R2: p2 In R1 si R2: p, cand p1?(q1?) = p2?(q2?) = p si q1?+q2?=q1+q2
Costul reducerii In R1: aria AOQ1
In R2: aria BOQ2 In R1: aria A?OQ1?
In R2: aria B?OQ2?
Permise de emisii tranzactionate - R1 cumpara permise de emisii pentru (q1-q1?)
R2 vinde dreptul de emisii pentru q2?-q2=q1-q1?
Cash-flow - R1 plateste p?(q1-q1?)=aria(A?I1Q1Q1?) catre R2
R2 primeste p?(q2?-q2)=aria(B?I2Q2Q2?) de la R1
Cost total In R1: aria AOQ1
In R2: aria BOQ2 R1:aria(A?OQ1?)+aria(A?I1Q1Q1?)<aria(AOQ1)
R2:aria(B?OQ2?)-aria(B?I2Q2Q2?)=aria(BOQ2)
Costuri evitate - In R1: aria colorata (AI1A?)
In R2: aria colorata (BI2B?)

Curbele MAC stau la baza determinarii cererii si ofertei de permisii de emitere in orice piata. Posibilitatea de a vinde sau de a cumpara aceste permise este ilustrata in figura 3. Linia punctata reprezinta cantitatea de CO2 care trebuie redusa pentru o regiune, in conformitate cu Protocolul de la Kyoto. In absenta pietei, intersectia acestei linii cu curba MAC va determina costul marginal.
Daca piata de emisii exista, regiunea poate sa cumpere sau sa vanda permise de emisii in functie de relatia intre pretul pietei si costul marginal, dupa cum urmeaza:
- daca pretul pietei este mai mic decat costul marginal, regiunea va putea vinde permise de emisii;
- daca pretul pietei este mai mare decat costul marginal, regiunea va putea cumpara permise de emisii;
- zonele care nu au constrangeri (de exemplu tarile ex-sovietice) sunt un caz special; costul marginal de reducere a emisiilor lor este foarte redus, deci ele vor fi doar furnizori de permise pe piata, la orice pret pozitiv.

Figura 2.3. Determinarea posibilitatii de vanzare sau de cumparare de permise de emisii pentru o regiune

Pentru cazul in care piata nu functioneaza, costurile marginale pot sa ajunga pana urmatoarele valori:
- Japonia -; 584$/tona CO2,
- UE -; 273$/tona CO2,
- SUA -; 186$/tona CO2.

2.5. Explicarea notiunii de „aer fierbinte”

Tarile dezvoltate vor fi toate cumparatoare de permise, deoarece pretul pietei pentru acestea este mai mic decat costurile lor marginale ale reducerilor. Tarile ex-sovietice vor fi cele care vor acapara in proportie de 90% piata de vanzari de permise. Un pret de echilibru calculat, in cazul in care piata ar fi complet deschisa tuturor actorilor ar fi de 127$/tona.

Figura 2.4. Determinarea grafica a cantitatii de „aer fierbinte”

Rezultatele studiilor care trateaza acest subiect indica faptul ca aproximativ 1/3 din cantitatea de CO2 aferenta permiselor vandute are costul zero, asa numitul ‘’aer fierbinte’’. Restul de 2/3 reprezinta diferenta obtinuta pe baza decalajului dintre pretul pietei si costurile marginale aferente tarilor ex-sovietice. Costul zero sau aerul fierbinte apare pentru tarile ex-sovietice datorita faptului ca ele au un nivel impus de Protocolul de la Kyoto mai mare decat cel pe care il vor putea atinge in 2010.
Curbele de reducere marginala pot fi exprimate prin aproximari polinomiale de forma p= a?q2+b?q. Tabelul 3 ofera coeficientii a si b pentru diverse regiuni ale lumii, in absenta tranzactiilor cu permise.

Tabelul 2.3
Coeficientii aproximarilor polinomiale pentru diverse tari ale lumii

Regiune a b
USA 0,0005 0,0398
Japonia 0,0155 1,816
UE 0,0024 0,1503
Tari din afara OECD 0,0085 -0,0986
Europa de Est 0,00079 0,00486
Tari ex-URSS 0,00023 0,00042
India 0,0015 0,0787

Coeficientii prezentati pot fi folositi pentru a simula diverse modele de piata si pentru a stabili care este pretul de echilibru in cazul tranzactiilor realizate intre doua sau mai multe parti.

Capitolul 3
Analiza tehnica, economica si de mediu a proiectului de cogenerare propus

3.1. Descrierea proiectului (necesarul de energie electrica si termica, tipuri de consumatori alimentati, curbele clasate anuale).

3.1.1. Obiectivul proiectului
Proiectul are ca scop analizarea mai multor solutii de alimentare cu caldura a unei zone rezidentiale, pentru determinarea solutiei optime din punct de vedere tehnico-economic. Nivelul de analiza corespunde unui studiu de prefezabilitate, urmarind prezentarea solutiilor tehnic posibile si selectarea celei mai eficiente dintre ele din punct de vedere economic. In plus, se vor analiza emisiile de gaze cu efect de sera aferente unei solutii de referinta precum si solutiei optime

3.1.2. Descrierea consumatorilor de energie termica

Zona de consum supusa analizei cuprinde un anumit numar de blocuri structurate pe cinci subzone. Blocurile sunt de tip “parter + 4 etaje” si “parter + 10 etaje”, cu 4 apartamente pe nivel, avand o singura scara. Numarul mediu de persoane din fiecare apartament este de 2,5 pers/ap.
Suprafata medie locuibila a fiecarui apartament este de 50 m2. Suprafata echivalenta termic a unui apartament este de 16 m2. In subzona 1 avem un numar de 7 blocuri fiecare avand cate 4 etaje corespunzatoare PT1. In subzona 2 avem 5 blocuri, toate cu cate 10 etaje corepunzatoare PT2. In subzona 3 avem 8 blocuri, 5 cu 4 etaje si 3 cu 10 etaje corespunzatoare PT3. In subzona 4 avem 9 blocuri, 3 cu 4 etaje si 6 cu 10 etaje corespunzatoare PT4. In subzona 5 avem 7 blocuri, toate cu cate 4 etaje corespunzatoare PT5. Reteaua de alimentare este formata dintr-o retea primara la care sunt racordate cele 5 puncte termice prin intermediul carora sunt alimentate cele 5 subzone. Reteaua primara se intinde pe o suprafata de 2000 m, fiind impartita in 5 tronsoane, iar reteaua secundara are 8900 m, aceasta lungime fiind data de suma tuturor tronsoanelor care leaga fiecare bloc dintr-o zona cu punctul termic din zona respective si lungimea tronsoanelor prin care sunt racordate la reteaua principala cele 5 puncte termice. Schema de ansamblu a retelei de alimentare cu caldura a consumatorilor analizati este prezentata in figura de mai jos:

Figura 3.1. Reteaua de alimentare cu caldura a consumatorilor

Dimensiunile retelei.
Lungime tronsoanelor retelei secundare sunt prezentate in tabelele de mai jos.
Subzona 1
Tabelul 3.1
Bloc - PT Lungime tronson ami
Bloc1 - PT1 240
Bloc2 - PT1 80
Bloc3 - PT1 160
Bloc4 - PT1 240
Bloc5 - PT1 320
Bloc6 - PT1 240
Bloc7 - PT1 160
Total 1440

Subzona2
Tabelul 3.2
Bloc - PT Lungime tronson ami
Bloc1 - PT2 320
Bloc2 - PT2 240
Bloc3 - PT2 160
Bloc4 - PT2 160
Bloc5 - PT2 160
Total 1040

Subzona 3
Tabelul 3.3
Bloc - PT Lungime tronson ami
Bloc1 - PT3 160
Bloc2 - PT3 240
Bloc3 - PT3 160
Bloc4 - PT3 160
Bloc5 - PT3 160
Bloc6 - PT3 240
Bloc7 - PT3 160
Bloc8 - PT3 80
Total 1360

Subzona 4
Tabelul 3.4
Bloc - PT Lungime tronson ami
Bloc1 - PT4 320
Bloc2 - PT4 240
Bloc3 - PT4 240
Bloc4 - PT4 80
Bloc5 - PT4 240
Bloc6 - PT4 80
Bloc7 - PT4 160
Bloc8 - PT4 160
Bloc9 - PT4 240
Total 1760

Subzona 5
Tabelul 3.5
Bloc - PT Lungime tronson ami
Bloc1 - PT4 240
Bloc2 - PT4 80
Bloc3 - PT4 160
Bloc4 - PT4 240
Bloc5 - PT4 240
Bloc6 - PT4 240
Bloc7 - PT4 240
Total 1440

Lungimile tronsoanelor retelei primare sunt prezentate in urmatorul tabel:

Tabelul 3.6

Tronson Lungime ami
A - B 320
B - C 480
C - D 240
D - E 560
E - F 400

Caracteristicile fiecarui bloc, respectiv fiecarei zone sunt prezentate in tabelul urmator:

Tabelul 3.7
Zona Nr. Bloc Tip Nr.Ap. Suprafata loc. am2i Suprafata echiv.termicam2i Nr. persoane

Zona 1 Bloc 1 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 2 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 3 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 4 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 5 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 6 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 7 P + 4 20 1000 320 50

Zona 2 Bloc 1 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 2 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 3 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 4 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 5 P + 10 44 2200 704 110

Zona 3 Bloc 1 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 2 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 3 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 4 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 5 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 6 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 7 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 8 P + 4 20 1000 320 50

Zona 4 Bloc 1 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 2 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 3 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 4 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 5 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 6 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 7 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 8 P + 10 44 2200 704 110
Bloc 9 P + 10 44 2200 704 110

Zona 5 Bloc 1 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 2 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 3 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 4 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 5 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 6 P + 4 20 1000 320 50
Bloc 7 P + 4 20 1000 320 50

3.1.3. Determinarea consumului maxim si anual de energie termica pt incalzire.

Alegem o zona climatica cu urmatoarele caracteristici:

• temperatura exterioara de calcul ;
• temperatura medie exterioara in perioada de incalzire tex = 3.40C;
• perioada de furnizare e energiei termice t=190 zile/an.

Pentru determinarea consumului maxim de energie termica pentru incalzire vom folosi urmatoarele formule:

Consumul maxim de energie termica pentru incalzirea unui apartament:

akWti (2)

unde:

Sech,t este suprafata echivalenta termic, considerata egala cu 16 m2; qc -; flux termic specific transmis de unitatea de suprafata a unui schimbator de caldura in apartament care se calculeaza cu formula (2).

akWti (3)

unde W/m2 este fluxul termic de referinta, valoare standardizata prin STAS 11984/ 33. Rezulta:

kWt/m2 (4)

Consumul de energie termica pentru incalzirea unui bloc:
akWti unde : nap este numarul de apartamente dintr-un bloc
Consumul maxim de energie termica pentru incalzire in fiecare punct termic va fi calculat cu formula:
akWti unde: (5)
Nap reprezinta numarul de apartamente din fiecare punct termic

Consumul maxim de energie termica pentru incalzire pentru toata zona se va calcula cu formula:
akWti (6)
Consumul anual de energie termica pentru incalzire:
akWt*h/ani (7)

Pentru determinarea consumului maxim de energie termica pentru prepararea apei calde de consum vom folosi urmatoarele formule:

akWti unde: (8)
- N reprezinta numarul de persoane dintr-un apartament;
- Gzi este consumul zilnic de apa menajera pentru o persoana in l/zi;
- n0 reprezinta durata zilnica a consumului.

Determinarea consumului maxim de energie pentru prepararea apei calde la nivelul unui bloc:

akWti (9)

Determinarea consumului maxim de energie pentru prepararea apei calde de consum la nivelul unui PT:

akWti (10)

Determinarea consumului maxim de energie pentru prepararea apei calde de consum pentru intreaga zona:
akWti (11) unde: nap reprezinta numarul de apartamente din zona rezidentiala.

Consumul anual de energie termica pentru prepararea apei calde de consum este:
akWt*h/ani (12) unde: t este numarul de ore din an in care este furnizata apa calda; a -; coeficient de simultaneitate.

Necesar maxim si anual de energie termica la nivel de bloc

Tabelul 3.8

Nr. Zona qmax,i,bl
aMWti qmax,acc,bl
aMWti qtotal,bl
aMWti Qan,inc
aMWth/ani Qan,acc
MWth/ani Qan,total
aMWth/ani
Subzona 1 0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178

Subzona 2 0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866

Subzona 3 0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178

Subzona 4 0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866
0.34655104 0.04128234 0.38783338 690.329671 256.15691 946.4866

Subzona 5 0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178
0.1575232 0.0187647 0.1762879 313.786214 116.43496 430.221178

Necesarurile maxime si anuale de energie termica la nivel de PT si cartier sunt prezentate in tabelul de mai jos:

Tabelul 3.9

Nr. PT. qmax,inc
aMWti qmax,acc
aMWti qtotal
aMWti Qan,inc
aMWth/ani Qan,acc
MWth/ani Qan,total
aMWth/ani
1 1.102 0.131 1.233 2196.503 570.531 2767.034
2 1.732 0.206 1.938 3451.648 896.549 4348.197
3 1.985 0.217 2.202 3639.92 1350.645 4990.565
4 2.552 0.304 2.856 4141.978 1886.246 6028.224
5 1.102 0.131 1.233 2196.503 570.531 2767.034
Cartier 8.473 0.99 9.463 16881.7 1844.33 18726.03

Construirea curbelor clasate anuale
Trasarea curbelor clasate anuale implica folosirea urmatoarelor formule:

(13) unde: d si t sunt 2 coeficienti care se calculeaza cu urmatoarele formule:

(14)

(15) qi.min este valoarea minima a necesarului de caldura; qi,med -; valoare medie a necesarul de caldura.
Aceste valori la randul lor se calculeaza cu urmatoarele formule:

aMWti; (16)

aMWti (17)
0C valoare standardizata prin STAS 1907-81.
Pentru construirea curbei clasata anuale a necesarurilor de energie termica maxime si anuale vom folosi formula 13 unde vom da valori lui ti obtinand valori ale lui qi pe care le vom trece pe grafic.

BIBLIOGRAFIE

Ing Carmen COMAN - Stadiul actual al sistemelor centralizate de alimentare cu caldura pe plan mondial.Producerea descentralizata Referat doctorat CCEEI, Facultatea de Energetica

Ioan BITIR-ISTRATE -; Impactul ecologic al utilizarii energiei, Notite de curs, 2004

Athanasovici, V. , Sotir-Dumitrescu, I. , Musatescu V. Termoenergetica industriala si termoficare,