Managementul Surselor de Energie Regenerabile

13. MANAGEMENTUL SURSELOR

REGENERABILE DE ENERGIE Gabriel Paul NEGREANU, Cristian ŢÎNŢĂREAN,

Nicolae GOLOVANOV, Petru POSTOLACHE 13.1. Definiţii Din categoria surselor regenerabile de energie (SRE) fac parte următoarele

forme de energie non-fosile [1], [2], [3]: energia vântului (eoliană); energia solară; energia geotermală; energia căderilor de apă (hidraulică); energia valu-rilor; energia mareelor; biomasa; gazul de fermentare a deşeurilor (gaz de depozit); gazul de fermentare rezultat din tratarea apelor uzate; biogazul.

Din punctul de vedere al energiei hidraulice, în acest capitol sunt tratate numai aplicaţiile de mică putere, cu puteri instalate de cel mult 10 MW („hidro mic”), criteriu considerat în legislaţia europeană specifică pentru promovarea SRE.

Prin biomasă se înţelege fracţiunea biodegradabilă a produselor, deşeurilor şi reziduurilor din agricultură (inclusiv substanţe vegetale şi animale), silvicultură şi sectoare conexe precum şi cota biodegradabilă de deşeuri industriale şi urbane, incluzând fracţia rezultată din lucrările de peisagistică urbană.

Uzual, se foloseşte termenul de biogaz pentru toate categoriile de gaze com-bustibile rezultate din fermentarea unor deşeuri şi dejecţii animale.

Energia eoliană, hidraulică, cea a valurilor şi a mareelor pot fi convertite în energie electrică, iar celelalte SRE pot fi folosite atât pentru producerea energiei electrice cât şi a căldurii.

Prin convenţie, în sens mai larg, biocombustibilii fac parte şi ei din categoria surselor regenerabile de energie.

Utilizarea surselor regenerabile de energie este o prioritate politică a Uniunii Europene, deoarece răspunde unor obiective strategice: securitatea alimentării cu energie, protecţia mediului (respectarea obligaţiilor din Protocolul de la Kyoto rati-ficat la 5 martie 2002) şi creşterea competitivităţii [4].

Obiectivul strategic european a fost deja propus în 1997 în Cartea Albă şi constă în dublarea până în anul 2010 a aportului SRE, care trebuie să crească de la 6 % la 12 % din consumul total de energie [5].

Managementul SRE se focalizează pe crearea unui cadru de reglementare pentru susţinerea utilizării lor pe piaţa energiei, şi pe tehnologiile de integrare a energiei produse din SRE în sistemul energetic. O componentă importantă a mana-gementului SRE este şi aceea a promovării acestor tehnologii în faţa opiniei pub-lice (care trebuie să le accepte costurile mai ridicate în favoarea beneficiilor ambientale realizate) şi comunităţii de afaceri (care trebuie să sesizeze importanţa

2 MANAGEMENTUL ENERGIEI

implementării lor în contextul epuizării continue a resurselor de combustibili fosili).

13.2. Potenţialul SRE şi tehnologiile aplicabile 13.2.1. Potenţialul SRE în România Potenţialul teoretic reprezintă valoarea maximă a energiei primare regenera-

bile existente într-o arie geografică, estimat prin evaluări sau măsurători de durată. Potenţialul valorificabil este cel relevant, ca fiind energia ce poate fi obţinută din SRE la un anumit orizont de timp, în condiţiile tehnologice şi economice definite de acel moment. În funcţie de perfecţionarea tehnologiilor în timp, potenţialul valorificabil tinde asimptotic către potenţialul teoretic.

Pentru România, potenţialul estimat al SRE este prezentat în tabelul 13.1. Tabelul 13.1. Potenţialul energetic al surselor regenerabile de energie din România [23]

Sursa Potenţialul anual Destinaţia Energie eoliană 23,0 TWh Energie electrică

Energie solară 60,0 PJ/an 1,2 TWh

Energie termică Energie electrică

Energie geotermală 7,0 PJ Energie termică Energie hidraulică (din care sub 10 MW)

36,0 TWh (3,6 TWh) Energie electrică

Biomasa şi biogaz 318,0 PJ Energie termică Energie electrică

Potenţial eolian favorabil se află în zonele: Zona Dobrogei, inclusiv fâşia litoralului; Zona de deal înalt şi de munte, la altitudini, în general între 600 şi 1100 m, în amplasamente deschise, situate spre vârful unor înălţimi golaşe.

Celelalte regiuni din România au resurse eoliene sărace. Totuşi, pot fi găsite punctual amplasamente cu un potenţial bun (beneficiind de efectul de curgere peste vârfurile de deal, efectul de canalizare a curenţilor de aer etc.). Încă din anii '80 a fost semnalată posibilitatea folosirii platformei continentale a Mării Negre pentru aplicaţii eoliene a căror putere cumulată poate fi de 2 000 MW. Din motive de protecţie a mediului este puţin probabilă amplasarea instalaţiilor de conversie în Delta Dunării.

Potenţialul solar prezintă o densitate medie diurnă de energie a radiaţiei solare incidente în plan orizontal de circa 3 kWh/(m2 zi). Mai mult de jumătate din suprafaţa României beneficiază de un flux mediu anual de energie cuprins între 1100 şi 1300 kWh/(m2 an). În aceste condiţii, un captator solar termic funcţio-nează, în condiţii de siguranţă şi eficienţă normale din luna martie până în luna octombrie, cu un randament cuprins între 40 şi 90%. Celulele fotovoltaice din structura modulelor solare asigură conversia directă a energiei solare în energie electrică. Un panou fotovoltaic cu suprafaţa de 1 m2, având puterea instalată de 120_W, poate furniza circa 130 kWh/an.

Potenţialul geotermal este de joasă şi medie entalpie, cu ape de adâncime de temperaturi între 25 şi 60°C şi, respectiv, ape mezotermale, cu temperaturi de la 60

MANAGEMENTUL SURSELOR REGENERABILE DE ENERGIE 3

la 125°C. Limita economică de foraj pentru ape geotermale nu depăşeşte, în gene-ral, 3300 m şi a fost atinsă doar în anumite zone (bazinul geotermal Bucureşti Nord – Otopeni, perimetrele Snagov şi Baloteşti). În prezent, există aproape 70 de sonde geotermale pentru producţia de căldură (apă caldă cu temperatura peste 60°C) în diferite perimetre şi un potenţial exploatabil de circa 100 mii tep/an.

Potenţialul hidroenergetic poate fi valorificat prin amenajarea a circa 800 centrale hidroelectrice de mică putere însumând o putere de 2150 MW şi o produc-ţie de energie de 6000 GWh/an. Potenţialul micro-hidroelectric este pregnant în mai multe bazine geografice, dintre care cele mai importante sunt Someşul Cald-Criş, Drăgan-Iad, Argeş-Dâmboviţa-Râul Târgului, Sebeş, Cerna-Motru-Tismana-Jiu.

România are un ridicat potenţial de biomasă şi biogaz. Se estimează urmă-toarea repartizare: 49 PJ – resturi rezultate din exploatări forestiere şi lemn de foc; 20 PJ – deşeuri lemnoase (coajă, rumeguş, rămăşiţe); 200 PJ – deşeuri agricole (paie, tulpini de porumb, corzi de viţă de vie etc.); 24 PJ – biogaz; 23 PJ – deşeuri urbane.

Biocombustibilii intră în categoria surselor regenerabile de energie din bio-masă şi în afară de utilizarea clasică în transporturi pot fi folosiţi şi în producerea de energie electrică şi/sau termică. România are zone agricole propice (suprafeţe, compoziţia solului, insolaţie, experienţă de exploatare) producerii materiei prime (rapiţă, floarea soarelui, sfeclă de zahăr etc.) din care se fabrică biodieselul sau bioetanolul. La nivelul anului 2010 se estimează că 2 milioane hectare teren agricol vor fi disponibile pentru diferite culturi tehnice. De exemplu, pentru biodiesel, o cantitate de rapiţă de 2500 kg recoltată de pe un hectar de cultură asigură producerea a circa 900 kg de ulei crud care poate fi rafinat prin transesterificare, sau utilizat chiar direct, în motoarele diesel. Potenţialul de producere în România de biodiesel se estimează la circa 400 mii tone în 2010.

13.2.2. Potenţialul de producere a energiei electrice şi termice din SRE

în UE, pe termen mediu (2020) Cu excepţia aplicaţiilor hidroenergetice care aproape şi-au epuizat poten-

ţialul, celelalte surse regenerabile abia au început să se dezvolte. Energia eoliana are cel mai mare potenţial, cu circa 510 TWh/an numai în

ţările EU-15. Energia eoliană poate avea în medie o contribuţie de 40% din totalul producţiei de energie electrica din SRE. Hidroenergia are a doua contribuţie pe termen mediu, dar potenţialul este aproape valorificat. Electricitatea din biomasa solida are al treilea potenţial în EU-15, cu circa 270 TWh/an, în ordinea Franţa, Germania, Marea Britanie, Spania şi Italia.

Electricitatea din biomasă are un potenţial valorificabil de mai mult de 60 TWh/an şi este prima ca şi contribuţie la nivelul anului 2020. Hidroenergia de mică putere are un potenţial valorificabil de circa 6 TWh/an în 2020 faţă de o pro-ducţie de 2,4 TWh/an în 2001. Energia eoliană pe platforma continentală, energia valurilor şi a fluxului au un potenţial de circa 5 TWh/an fiecare. Energia eoliană pe platforma continentală va fi dezvoltată mai ales în ţările adiacente Marii Baltice: Estonia, Lituania, Letonia şi Polonia.


România are deja cel mai important potenţial SRE valorificat, din cauza cen-tralelor hidroelectrice de mare putere. Polonia şi România au cel mai important potenţial valorificabil pe termen mediu, în principal, datorită biomasei.

Figura 13.1. Potenţialul estimat pentru Figura 13.2. Potenţialul estimat pentru producerea electricităţii în ţările UE-15 producerea electricităţii în ţările UE-12 în anul 2020 faţă de situaţia din 2001. în anul 2020 faţă de situaţia din 2001.

Potenţialul valorificabil de conversie a energiei termice până în 2020 este de 184 Mtep, dintre care 148 Mtep vor proveni din ţările UE-15 şi 36 Mtep din ţările UE-12 (figura 13.3).

Figura 13.3. Potenţialul estimat în 2020 pentru producerea căldurii în ţările UE-12, faţă de situaţiadin 2001 [6].

Germania are cel mai ridicat potenţial cu circa 30 Mtep în 2020, pornind de la 6 Mtep valorificaţi în 2001. Al doilea potenţial îl are Franţa cu o producţie anuală posibilă de 28 Mtep în anul 2020 faţă de 10 Mtep în 2001, urmată de Italia, Marea Britanie, Spania, Suedia. Potenţiale importante şi comparabile cu cel al biomasei sunt disponibile atât pentru căldura solar-termală cât, şi geotermală.

Dintre ţările UE-25, Polonia cu o producţie de 2,5 Mtep/an în 2001 poate produce 11,5 Mtep/an până în 2020. Al doilea potenţial ca importanţă este cel al României, care pornind de la 2,6 Mtep/an în 2001, poate produce 7,6 Mtep/an în


2020 (318 PJ). Spre deosebire de ţările UE-15, căldurile solar-termală şi geoter-mală vor avea o cotă mai mică în coşul producerii de căldură din SRE. România apare cu următoarea distribuţie a SRE pentru căldură în anul 2020: biomasă 53%, geotermală 25% , solară 24%.

13.3. Legislaţia şi politica de promovare a SRE 13.3.1. Legislaţia Uniunii Europene În Uniunea Europeană, SRE se află de mai mulţi ani în atenţia factorilor de

decizie. Motivele sunt multiple, de la siguranţa alimentării cu energie, până la redu-cerea emisiilor de CO2 şi dezvoltarea locală.

În 1997 Comisia Europeană a prezentat Cartea Albă privind SRE [5]. Docu-mentul a propus căile de creştere a utilizării SRE la nivelul producerii a 12% din consumul brut de energie în UE la nivelul anului 2010. Dezvoltarea necesară este precizată pentru diferite resurse şi tehnologii, conform tabelului 13.2.

Tabelul 13.2. Energia electrică produsă din SRE în anul 2010, conform obiectivelor propuse în Cartea Albă

Energie primară Energie electrică, TWh Energia eoliană 80,0 Hidro 355,0 de mare putere 300,0 de mică putere 55,0 Fotovoltaică 3,0 Biomasă 230,0 Geotermală 7,0 Total 675,0

Al doilea document de mare importanţă este Directiva 2001/77 privind promo-varea energiei electrice produse din SRE. După ani de negocieri, aceasta a fost adoptată în septembrie 2001. Ţările membre au implementat directiva în legislaţia naţională până la sfârşitul anului 2003.

Principalele prevederi ale directivei sunt: stabilirea unor ţinte indicative pentru cota electricităţii din SRE în totalul consumului brut, pentru fiecare din ţările membre, astfel încât să se obţină în anul 2010 o cotă globală europeană de 22%; este o creştere semnificativă şi coerentă cu obiectivul Cărţii Albe; aplicaţiile hidro-energetice de mare putere sunt incluse; accesul producătorilor din SRE la reţea şi prioritatea în transportul şi distribuţia energiei electrice din SRE; introducerea unor scheme adecvate de asigurare a suportului de finanţare a investiţiilor; criterii obiective şi transparente privind costul conectării la reţea al instalaţiilor valori-ficând SRE; reducerea barierelor administrative; emiterea unor documente de certificare a originii energiei electrice din SRE.

În privinţa mecanismului de promovare, cele mai importante variante sunt prezentate în figura 13.4. Unele mecanisme sunt proiectate să stimuleze producţia din SRE, altele se adresează consumului.


Directiva nu recomandă alegerea preferenţială a unuia sau altuia dintre cele două mecanisme-suport: comercializarea certificatelor verzi asociate unei cote obli-gatorii de energie produsă din SRE (un mecanism mai apropiat de o piaţă liberă) şi tariful fix (care favorizează investiţiile).

Figura 13.4. Mecanisme-suport pentru promovarea SRE pe piaţă.

Ţările membre îşi aleg tipul de mecanism, dar Comisia are posibilitatea să propună mai târziu, dacă este cazul, un mecanism armonizat. Un alt compromis al Directivei este că ţintele fiecărei ţări în parte sunt voluntare, dar dacă ţinta globală nu se va îndeplini, atunci Comisia poate propune ţinte obligatorii. Evaluarea din luna mai 2004 a progreselor făcute în dezvoltarea SRE [7] a ajuns la următoarele concluzii:

• au fost stabilite ţintele naţionale pentru energia electrică produsă din SRE, dar politica actuală nu va duce decât la realizarea unei cote globale europene de 18-19% în 2010, adică un deficit de circa 120 TWh faţă de ţintă;

• dezvoltarea energiei eoliene a fost un succes; în 2003 aceasta a acoperit 2,4% din cererea de electricitate din UE;

• electricitatea din biomasă s-a dezvoltat mai încet decât aşteptările şi rata de creştere din prezent de 7% pe an trebuie să fie mărită la 18% pe an;

• în 2004 când directiva a intrat în vigoare, 9 ţări au eliminat total sau par-ţial taxele la biocombustibili şi penetrarea biocombustibililor pe piaţă a fost de 0,6%;

• se constată diferenţe mari între ţări; unele îşi vor atinge obiectivele, altele sunt departe de acest lucru.

Şi datele privind emisiile gazelor cu efect de seră demonstrează că reducerile obţinute în UE-15 sunt departe de a fi în acord cu obiectivul Kyoto.

Evaluarea din decembrie 2005 [8], privind mecanismele naţionale de suport al SRE a arătat că:

• Pentru energia eoliană, care a fost tehnologia SRE cu cel mai mare succes pentru producerea electricităţii, mecanismul cu tarif fix a fost cel mai eficient în ceea ce priveşte creşterea numărului de aplicaţii în funcţiune. În cazul în care politica unui stat (de exemplu, Danemarca) a înlocuit mecanismul cu tarif fix cu cel cu cote obligatorii de energie şi certificate verzi, investiţiile s-au redus, ba chiar au stagnat.

• Dezvoltarea valorificării biogazului a fost promovată, în egală măsură, cu succes atât de tarifele fixe cât şi de certificatele verzi.


• Tarifele fixe aduc producătorului un profit relativ limitat, iar sistemul cu certificate verzi poate conduce la profituri mai mari.

• Tarifele fixe pentru electricitatea din biomasă duc, în general, la rezulta-tele dorite, dar alţi factori par să fie mai importanţi decât tipul suportului, ca, de exemplu, infrastructura, gestionarea pădurilor, mărimea instalaţiilor ş.a.

• Mecanismele suport sunt prea puţin atractive într-un sfert din ţările UE pentru a încuraja aplicaţiile eoliene şi în jumătate dintre ţări pentru a încuraja valorificarea biomasei pentru electricitate.

• Mecanismele suport cresc preţul electricităţii la consumatori cu 4 − 5% în Germania, Spania şi Marea Britanie şi cu până la 15% în Danemarca, unde SRE acoperă mai mult de 20% din cerere.

În general, implementarea cea mai de succes a mecanismelor suport a avut loc în Germania, Spania, Danemarca, Austria şi Olanda. Alte ţări au scheme de succes numai pentru anumite resurse, cum este cazul biomasei pentru cogenerare (Suedia şi Finlanda), al gazului de depozit în Marea Britanie. Unele ţări au tarife fixe avantajoase, dar lipsesc procedurile potrivite pentru implicarea factorilor locali (de exemplu, în Franţa).

În privinţa evoluţiei SRE pentru producerea căldurii se pot trage următoarele concluzii:

• Aplicaţiile solare termice progresează. Recent, noile reglementări pentru clădiri au adus un plus de interes; totuşi, în actualele condiţii, nici ţinta pentru biomasa solidă nu este sigur că va fi îndeplinită. Creşterea puternică observată după 2004, prin apariţia Planului de acţiuni pentru biomasă din decembrie 2005 [9], arată că, în ciuda unor întârzieri, este încă posibil de îndeplinit ţinta propusă. Plantaţiile de culturi energetice nu s-au introdus atât de repede pe cât se dorea, în schimb, se dezvoltă o piaţă de transfer a biomasei din Europa Centrală şi de Est.

• Pentru noile ţări admise în UE se observă o creştere importantă în valorificarea biomasei, sprijinită într-o anumită măsură de fondurile structurale. În multe situaţii este vorba de înlocuirea gazului natural pentru încălzire cu biomasă.

• Încălzirea geotermală şi cea bazată pe biogaz se dezvoltă insuficient. În ultimii ani au început discuţii pentru stabilirea unei ţinte de 20−22%

pentru energia din SRE faţă de resursele primare de energie la nivelul anului 2020. CE a cerut o analiză în vederea stabilirii în 2007 a unei astfel de ţinte.

13.3.2. România Directiva 2001/77 a fost transpusă în legislaţia română prin HG 443/2003. În ceea ce priveşte mecanismul-suport al implementării SRE, deşi ANRE a

emis încă în ianuarie 2004 documentul [17] în care se precizează că „se recomandă pentru îndeplinirea ţintei propuse aplicarea opţiunii sistem mixt tarif fix şi cote obligatorii”, ca schemă de sprijin, şi anume:

• până în 2007 aplicarea sistemului tarife fixe (feed-in tariff), în scopul sti-mulării investiţiilor în domeniu şi creşterii cotei de E-SRE în producţia de energie electrică;


• după 2007, pe măsura consolidării pieţei de E-SRE, trecerea la sistemul de cote obligatorii, sistem compatibil cu principiile pieţei liberalizate de energie electrică.

Din motive de ordin social-politic s-a adoptat încă din 2005 mecanismul suport cu comercializare a certificatelor verzi, care nu a constituit un imbold pentru investitorii în proiecte SRE. De asemenea, a fost elaborată Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie, aprobată prin HG 1535/2003 [3] .

Prin HG 958/2005 s-au adus modificări în ceea ce priveşte mărimea contri-buţiei electricităţii din SRE, inclusiv din exploatările hidroenergetice cu puterea instalată mai mare de 10 MW („hidro mare”), din consumul brut de electricitate. Această cotă a fost stabilită la 33% pentru anul 2010. În paralel, s-au precizat cotele pentru SRE fără „hidro mare” până în 2012 [10].

Strategia privind SRE trebuie reactualizată pentru a asigura îndeplinirea acestor noi cote. Este necesară o producţie de electricitate de 4,5−5 TWh din SRE fără „hidro mare”, pentru a îndeplini cotele, ceea ce înseamnă o putere nou instalată de aproape 1700 MW, în special, în aplicaţii hidraulice de mică putere şi eoliene. Pe de altă parte, se impune o reconsiderare a contribuţiei fiecărei tehno-logii SRE. De exemplu, energia care se poate produce din aplicaţii eoliene poate avea un rol mult mai important decât cel prevăzut în strategie.

Au fost stabilite [10] următoarele cote obligatorii, ca valori procentuale anuale din consumul brut de energie electrică: pentru anul 2006 - 2,2 %, pentru anul 2007 - 3,74 %, pentru anul 2008 - 5,26 %, pentru anul 2009 - 6,78 % şi începând cu anul 2010 - 8,4 %.

13.4. Situaţia actuală şi de perspectivă în domeniul

utilizării SRE 13.4.1. Situaţia actuală pe plan mondial O balanţă procentuală a producţiei de energie din SRE în Uniunea Europeană

(15 + 10), la momentul 2001, este prezentată în figura 13.5 [6]. Se remarcă ponde-rea importantă a hidroenergiei de mare capacitate, energiei eoliene, biomasei şi biogazului.


Figura 13.5. Balanţa producerii energiei electrice şi termice din SRE la nivelul UE în 2001.

■ Energia eoliană. În 2006 mai mult de 13 000 MW au fost instalaţi în centrale eoliene în lume, ducând puterea instalată la 72 628 MW. În ţările UE, puterea instalată a fost la sfârşitul lui 2006 de 48 042 MW [11].

Pieţele din America de Nord şi Asia cunosc creşterile cele mai mari. Pe lângă mai vechii actori ai pieţei de energie eoliană (Danemarca şi Olanda), Germania şi Spania sunt ţările cu creşterile cele mai mari din UE, dar o dezvoltare au cunoscut în ultimul timp şi pieţele din Marea Britanie, Portugalia, Italia şi chiar Franţa. În tabelul 13.3 se regăsesc producţiile de energie electrică pe bază eoliană din diferite ţări şi zone ale lumii.

Tabelul 13.3. Producţiile de electricitate din energie eoliană în anul 2006 în UE-25

Ţara Producţia de electricitate, TWh Ponderea,%

Germania 30,35 37,31 Spania 23,98 29,48 Danemarca 6,104 7,50 Marea Britanie 3,724 4,58 Italia 3,215 3,95 Olanda 2,754 3,39 Portugalia 2,542 3,12 Franţa 2,200 2,70 Restul ţărilor 6,483 7,97

Total UE+25 81,352 100,0

Cei mai mari producători europeni de echipamente sunt Vestas şi Gamesa. Următoarele firme, în funcţie de cota de piaţă, sunt Enercon, GE Wind, Siemens Suzlon, Repower etc. Industria europeană nu mai depinde de piaţa de desfacere locală. Exemplul convingător este firma daneză Vestas, care produce şi exportă 3200 MW, cu o cifră de afaceri 3,58 miliarde euro în 2005. Puterea unitară a turbi-nelor creşte continuu, ca exemplu puterea medie unitară a turbinelor instalate în Germania în 2006 a fost de 1,849 MW. Cei care exploatează turbinele înlocuiesc grupurile mai vechi, funcţionând în amplasamentele favorabile, cu variante mai mari şi mai eficiente. Noile grupuri Vestas sunt cele cu diametru rotoric de 80 m,


90 m şi 100 m, cu putere unitară de 3 MW. Gamesa comercializează grupul G90 de 2 MW pentru amplasamente cu potenţial eolian mediu.

■ Energia solară. Aplicaţii solar-termice.Piaţa aplicaţiilor solar-termice în Europa a ajuns la 3 milioane m2 în 2006. Creşterea în 2006 a fost de 44,3 %, echivalentul a 2159,7 MWth şi s-a făcut simţită mai ales în Germania, Franţa, Austria şi Grecia.

Capacitatea totală instalată în UE la sfârşitul lui 2006 este 14 280 MWt, cores-punzând unei suprafeţe de panouri de 20 400 mii m2. Totuşi, în comparaţie cu liderul mondial China, cu un total de 52 900 MWt la finele anului 2005 [18], valoarea pare mică. Germania are partea cea mai importantă: 8 574 mii m2, adică peste 6 000 MWt instalaţi, urmată de Grecia cu 3 287 mii m2 şi Austria cu 2 838 mii m2. Producătorii de echipamente cu desfacerea cea mai mare sunt BBT Termotecknik, Viessmann, Ritter Solar, KBB Kollektorbau.

Aplicaţii fotovoltaice. În tabelul 13.4 se pot vedea producţiile mondiale de energie electrică din aplicaţii fotovoltaice, lideri detaşaţi fiind Japonia, Statele Unite şi Germania. Ca şi în cazul energiei eoliene, se remarcă prezenţa în top a Indiei şi Chinei.

În lume, în 2005, s-au produs panouri cu celule fotovoltaice în sumă de 1727 MWv, adică cu 44,5% mai mult faţă de 2004, o creştere surprinzătoare având în vedere dificultăţile de aprovizionare cu siliciu.

În 2006 existau în UE 3400 MWv instalaţi în panouri fotovoltaice. Numai în anul 2006 s-au instalat 1246 MWv. Germania deţine prima piaţă mondială de panouri fotovoltaice, cu circa 1153 MWv instalaţi (2006).

Tabelul 13.4. Producţiile de electricitate din aplicaţii fotovoltaice în anul 2004


Japonia 1,200 36,93 Statele Unite 0,931 28,67 Germania 0,459 14,13 India 0,118 3,64 Australia 0,069 2,11 China 0,063 1,95 Spania 0,054 1,66 Italia 0,034 1,04 Olanda 0,033 1,02 Mexic 0,033 1,02 Restul lumii 0,254 7,83 Total mondial 3,248 100,0

Japonia şi-a întărit poziţia de lider al producătorilor de celule, cu 833 MWv, adică 48,2% din producţia mondială. Industria europeană a progresat, fiind încurajată de creşterea pieţei germane şi şi-a păstrat cota de 26,2% din producţia mondială. China este a treia mare regiune producătoare din lume, înaintea S.U.A. Cele mai mari companii sunt Sharp, Q-Cells, Kyocera şi Sanyo. Printre companiile europeane, Q-Cells din Germania este cea mai importantă.


Energia geotermală. Resursa geotermală este a patra în filiera de producere a electricităţii din SRE după hidro, biomasă şi eoliană. La sfârşitul anului 2004 ea reprezenta 0,3% din producţia de electricitate mondială, adică 54,7 TWh dintr-un total de 17 387 TWh. Puterea instalaţiilor geotermale a ajuns în 2007 la 9737,0 MWe. Puterea în funcţiune este 8011,6 MWe. Cea mai multă electricitate se produce în S.U.A., 2687 MWe şi Asia, 3291 MWe. Cifrele producţiei mondiale de energie electrică din resurse geotermale sunt prezentate în tabelul 13.5. La sfârşitul lui 2006, puterea electrică instalată în aplicaţii geotermale în UE era 854,6 MWe. Italia deţine principalele resurse geotermale de temperatură ridicată, în cuantum de 810,5 MWe instalaţi. Producţia este concentrată în cele trei amplasamente Larderello (100 ani de exploatare) cu 543 MWe, Travele Radiocondelli cu 160 MWe şi Montamiata cu 87 MWe. Tot aici se prevede construcţia a încă 100 MWe, graţie sistemului de promovare cu certificate verzi (în 2004 valoarea unui certificat era de 93,79 euro/MWh).

Tabelul 13.5. Producţiile de electricitate din aplicaţii geotermale în anul 2004


Statele Unite 14,36 26,2 Filipine 10,28 18,8

Indonezia 6,70 12,2 Mexic 6,58 12,0 Italia 5,43 9,9

Japonia 3,43 6,3 Noua Zeelandă 2,53 4,6

Islanda 1,48 2,7 Restul lumii 3,95 7,2

Total mondial 54,74 100,0 După Italia urmează Portugalia cu 28 MWe şi Franţa cu 14,7 MWe. În urma

ordonanţei din 13 martie 2002, tariful la care se cumpără în Franţa energia electrică geotermală este de 76,2 euro/MWh, plus o primă de eficienţă de până la 30 euro/MWh.

În Germania există câteva aplicaţii ale tehnologiei cu ciclu binar. Tariful de cumpărare este de 150 euro/MWh pentru instalaţii până la 5 MWe şi 140 euro/MWh pentru instalaţii până la 10 MWe.

În ceea ce priveşte producerea căldurii, la sfârşitul anului 2004, în geotermia de temperatură medie şi joasă erau instalaţi 12 103 MWt. Potenţialul utilizabil al acestor surse este estimat la un echivalent de 4,2 Mtep. Cea mai mare parte a aplicaţiilor este destinată încălzirii băilor şi piscinelor, apoi urmează încălzirea clădirilor, care a folosit 30,3 % din energia geotermală extrasă.

În UE 27, puterea geotermală de temperatură medie şi joasă se cifrează la începutul anului 2007 la 2490,7 MWt, cu o utilizare de 793 ktep. Aplicaţiile legate de încălzirea băilor şi piscinelor totalizau 752 MWt, pentru încălzirea clădirilor erau alocate 734 MWt, iar pentru încălzirea serelor 386 MWt. Ungaria are aplicaţiile cele mai dezvoltate, cu o putere instalată de 725 MWt şi o energie


prelevată de 189,6 ktep. Urmează Italia cu 176,7 ktep, Franţa, Slovacia, Germania, Grecia.

Resursa geotermală poate fi folosită şi pentru răcire, folosind tehnologii cu ciclu de absorbţie. Cea mai dinamică tehnologie în geotermie este cea cu pompe de căldură, care valorifică resursele de foarte joasă temperatură. Puterea instalată în pompe de căldură este actualmente de 13 815 MWt, puterea medie a unei unităţi fiind de 12 kWt. Energia geotermală prelevată prin pompe de căldură a fost de circa 1,45 Mtep în 2004.

În UE puterea pompelor de căldură totalizează 4531 MWt în 380 mii unităţi care extrag 0,58 Mtep. Suedia are numărul cel mai mare de unităţi, cumulând în jur de 1700 MWt. Urmează Germania, Austria, Franţa. Piaţa cea mai importantă pentru pompe de căldură este în Suedia, Franţa, Germania. IVT Industrier, BBT Thermotechnik, Nibe Heating, Thermia Varme AB, Ochsner sunt câteva din firmele importante producătoare de pompe de căldură.

■ Energia hidraulică de mică putere. În EU-25, la sfârşitul lui 2005 erau circa 11 650 MW instalaţi în amenajări sub 10 MW. Dintre aceştia, cea mai mare parte se află în Italia cu 2592 MW instalaţi, Franţa 2040 MW, Spania 1788 MW, Germania şi Austria. În ceea ce priveşte producţia în 2005, aceasta a atins 43,1 TWh în 2005, instalaţiile hidro de mică putere reprezentau 11,2% din totalul hidro şi furnizau 14,8% din producţia totală hidro (fără instalaţiile de acumulare prin pompare).

Industria europeană deţine supremaţia în lume privind producerea echipa-mentelor hidroenergetice de mică putere. Cifra de afaceri estimată este între 150 şi 180 milioane euro. Există circa 50 de producători de echipamente, cei mai impor-tanţi fiind companiile multinaţionale Alsthom Power Hydro, VATech/Andritz, Voitech Siemens, GE Energy.

■ Biomasa. Cifra resurselor primare de energie din biomasă forestieră şi agricolă în 2005 era 58,7 Mtep de biomasă solidă în UE. Contribuţia biomasei solide în consumul total de energie primară al UE a fost de 3,2%.

Franţa, Suedia, Finlanda, Germania valorifică cea mai multă biomasă. Finlanda este un exemplu în valorificarea biomasei. Sistemele locale de încălzire au 170 centrale termice cu putere unitară mai mare de 1 MW. De asemenea, există 45 centrale cu cogenerare totalizând 3500 MWt şi 1380 MWe. Succesul utilizării acestei resurse în Finlanda se explică prin mai multe mecanisme de suport financiar: taxa asupra CO2 şi tariful suplimentar de 4,2 euro/MWh pentru electrici-tatea din biomasă.

Utilizarea biomasei solide pentru producerea electricităţii cunoaşte o creştere rapidă în UE şi anume 16,1 % în 2005. Cei mai importanţi producători de echipament sunt Kvaerner, Heizkessel ş.a. Arderea în strat fluidizat este tehnologia uzual folosită. În tabelul 13.6 sunt prezentaţi liderii mondiali la acest capitol.

Tabelul 13.6 Producţiile de electricitate din aplicaţii pe biomasă în anul 2004


Statele Unite 52,9 32,20 Brazilia 13,2 8,07


Finlanda 10,1 6,13 Germania 9,3 5,66 Japonia 9,3 5,65 Canada 9,1 5,57 Marea Britanie 7,3 4,45 Spania 6,2 3,78 Restul lumii 46,8 28,49 Total mondial 164,2 100,0

■ Biogazul. Biogazul rezultă prin fermentarea naturală a deşeurilor sau prin fermentare anaerobă controlată. În total s-au produs în UE în 2006 circa 5346 ktep biogaz ca resursă primară., din care în gaz de depozit 3116,2 ktep, în staţii de epurare 949,5 ktep iar în alte sisteme 1281,1 ktep. Marea Britanie şi Germania sunt cele mai importante ţări care utilizează această resursă cu 1923 ktep, respectiv 1696 ktep producţia primară de biogaz.

La utilizare, căldura brută produsă este 631,1 ktep, iar cea de electricitate de 17,3 TWh. Căldura este produsă în centrale termice (280,8 ktep) şi în cogenerare (350,2 ktep). Principalele ţări producătoare de electricitate din biogaz sunt Germania, Marea Britanie, Franţa şi Italia. Procedurile de obţinere a biogazului diferă de la companie la companie, de unde tehnologiile Valorga, Linde BRV, Dranco, BTA sau Kompogas.

13.4.2. Situaţia SRE în România Ponderea SRE în producţia de electricitate a României între 2001 şi 2007

este prezentată în tabelul 13.7 [23]. Tabelul 13.7 Ponderea SRE în producţia de electricitate a României între 2001 şi 2007

Anul Energia primară,TWh

2003 2004 2005 2006 2007 Hidro + SRE 13,6 16,8 20,2 17,8 16,0 Nucleară 4,9 5,6 5,5 5,6 7,0 Combustibili fosili 38,2 34,1 33,7 39,1 39,7 Total producţie 56,6 56,5 59,4 62,4 62,7 Ponderea Hidro+SRE , % 21,4 29,7 34,0 28,5 25,5

În România, în prezent, puterea instalată în grupuri eoliene este

nesemnificativă (circa 2 MW), dar mai multe proiecte mari se află în faza de analiză. Potenţialul eolian din Dobrogea şi zonele adiacente este verificat în aproape 25 de puncte, prin instalarea de către investitori a unor stâlpi de măsură specializaţi de 60 m înălţime sau mai mult.

Aplicaţiile solar-termice au o dezvoltare redusă, dar piaţa este în continuă creştere, de exemplu, pentru apa caldă a unor a unor unităţi hoteliere şi de alimen-taţie publică. Aplicaţiile fotovoltaice sunt limitate la proiecte demonstrative şi punctuale. Puterea instalată în panouri fotovoltaice era de 50 kW în 2003 [12]. Aplicaţii importante sunt cele de la Universitatea Valahia din Târgovişte şi Universitatea Politehnica din Bucureşti.


Aplicaţiile geotermale se dezvoltă în zonele cu resurse de acest tip. Un exemplu reprezentativ este zona Oradea, unde 12 puţuri se află în limita oraşului, 6 lângă Băile Felix şi 5 lângă Borş.

Căldura recuperată este folosită pentru încălzirea spaţiilor de locuit (3000 apartamente), a serelor (1,8 ha), a apei calde de uz sanitar şi menajer (6000 apar-tamente) sau industrial. Cea mai cunoscută aplicaţie este dubletul de la Nufărul, unde temperatura la ieşirea din zăcăminte este cuprinsă între 70 şi 105°C cu debite de la 5 la 25 l/s. Capacitatea instalată este de circa 25 MWt şi căldura folosită de circa 216 000 GJ/an. Şi la Călimăneşti este în exploatare un punct termic care deserveşte locuinţele şi stabilimentele balneo-climaterice din zonă, având tempe-ratura la sursă de 95 − 100°C.

Centralele hidraulice de mare sau mică putere ocupă în prezent fără concu-renţă prima poziţie în producerea de electricitate din SRE. Capacitatea instalată în centralele hidroelectrice sub 10 MW se estimează la 300 MW, dar o parte impor-tantă din această capacitate nu funcţionează şi, în orice caz, necesită lucrări de modernizare. Energia produsă de centralele hidro mici este de circa 350 GWh/an. Este însă foarte probabil ca fermele eoliene să detroneze în viitorul apropiat cen-tralele hidroelectrice de mică putere în acest clasament, având în vedere declara-ţiile de intenţie ale investitorilor români şi străini, care, pe baza măsurătorilor de durată (1 − 3 ani) ale vitezei şi profilului vânturilor pe amplasamente din Dobrogea şi zonele sub carpatice, speră să instaleze unităţi individuale şi ferme eoliene în gama de putere 1 − 100 MWe.

Biomasa solidă este de departe cea mai utilizată sursă pentru încălzire în România. În funcţie de condiţiile climatice, biomasa are o contribuţie de circa 100 − 120 PJ în balanţa de resurse primare. Folosirea biomasei pentru încălzire şi apă caldă se face cu preponderenţă în mediul rural, în tehnologia (puţin eficientă) de ardere în sobe tradiţionale. În afara celor 14 milioane de sobe, există peste 600 cazane industriale care ard deşeuri şi zeci de cazane de apă caldă, cu puteri de la 0,7 la 7 MWt, pentru încălzire locală.

Un proiect pilot pentru deschiderea pieţei de energie termică spre tehnologii avansate de utilizare a biomasei este Sawdust 2000. Cu o investiţie de circa 13 milioane euro s-au construit centrale termice moderne folosind rumeguş, în oraşele Vlăhiţa, Vatra Dornei, Huedin, Gheorghieni, Întorsura Buzăului.

Figura 13.6. Amfiteatrul „“fotovoltaic” de la Figura 13.7. Electrificarea unei gospodării Universitatea Valahia, Târgovişte. ţărăneşti în comuna Surducel-Bihor.


Figura 13.8. Primul grup eolian în funcţiune în Figura 13.9. Cazan pilot pentru arderea

Dobrogea (comuna Baia, Tulcea). biomasei (pastile de rumeguş) de la SC Pifati SA. În figurile 13.6 − 13.9 se pot vizualiza realizările din domeniul conversiei

energiilor regenerabile în electricitate şi căldură, aflate la faza de prototip sau pilot. 13.5. Costuri, planificare, riscuri 13.5.1. Costurile energiei produse în aplicaţii ale SRE Costurile de producţie a energiei electrice prin diferite tehnologii sunt pre-

zentate în tabelul 13.8.

Tabelul 13.8. Comparaţia între costurile de producere a energiei electrice

Investiţie specifică

Durată de funcţionare

Cost combustibil

Cost de exploatare şi mentenanţă

Cost energie electrică Tehnologie

euro/kW h/an euro/kWh euro/kWh euro/(kW an) euro/kWh Cărbune

(cicluri ultra supra critice)

1100 7250 ~ 0,01 0,0045 18 ~ 0,04

Cicluri mixte gaze-abur 430 8000 ~ 0,025 0,0025 9 ~ 0,036

Cogenerare gaz natural 500 6000 ~ 0,023 0,0055 7 ~ 0,031

Energie eoliană 1000 2000−2500 – – 88 0,07 − 0,10

Biomasă 2000 7000 0,01 − 0,06 0,0045 10 − 15 0,011 Nuclear 2000 8000 ~ 0,004 0,0080 32 ~ 0,05


Figura 13.10. Costurile marginale de producţie a energiei electrice din SRE [6] şi prognoza lor [21].

Se remarcă faptul că, deşi sunt dependente de factorii geografici şi climatici, tehnologiile SRE sunt competitive cu tehnologiile clasice şi nucleare de conversie a energiei, mai ales dacă sunt sprijinite de mecanismele-suport de finanţare. O detali-ere a costurilor de producere a energiei electrice din SRE este prezentată în figura 13.10. Se poate trage concluzia că, pe măsură ce preţul hidrocarburilor va creşte în viitorul apropiat, atât din cauza epuizării stocurilor naturale, cât şi din considerente de natură politică, accesul comercial al tehnologiilor de conversie a energiei din surse regenerabile va creşte din ce în ce mai mult.

O prognoză a costurilor investiţionale faţă de anul 2002 este prezentată în figura 13.11 [13].

Un factor de mare importanţă în formarea costului energiei electrice din SRE îl reprezintă durata de utilizare a puterii instalate, respectiv timpul de exploatare la puterea nominală. Acest indicator este raportul dintre cantitatea de electricitate produsă într-un an şi numărul de ore calendaristice ale acestuia (de regulă, 8 760 ore). În figura 13.12 este reprezentată corelaţia costului electricităţii faţă de acest indicator într-o aplicaţie eoliană [14].


Figura 13.11. Prognoza costurilor investiţionale în proiectele de conversie a SRE.

Figura 13.12. Dependenţa dintre costul electricităţii produse de o

turbină eoliană şi durata de utilizare a puterii sale instalate.

13.5.2. Obstacole şi riscuri de implementare a proiectelor SRE Problemele actuale pe care un investitor în energetica surselor regenerabile

de energie le întâmpină se împart în două mari categorii, potrivit perioadei de timp care caracterizează activitatea în proiect, aşa cum se poate vedea în figura 13.13 [20].

Deşi există un cadru legislativ generos, efortul de investigare şi promovare a unor investiţii întâlneşte în practică numeroase bariere :


CONSTRUCŢIA EXPLOATAREA

Probleme tehnice

Probleme adminstrative

Racordarea la reţea

Cadrul dereglementare

Figura 13.13. Structura problemelor apărute în calea investitorilor în proiecte eoliene.

− Probleme tehnice. Lipsa sau limitarea dotărilor necesare operaţiilor de construcţii-montaj specifice instalaţiilor de puteri mari, în speţă macarale, trolii etc. Lipsa unor servicii calificate de întreţinere şi reparaţii în exploatare, care poate

determina diminuarea disponibilităţii şi compromiterea succesului investiţiilor. Partea electronică a aplicaţiilor SRE poate fi deosebit de complexă, iar asigurarea pieselor de schimb pentru un număr redus de unităţi se poate face doar de la uzina-mamă, rezervarea fiecărei piese in-situ fiind prohibitivă.

− Probleme administrative şi de practică comună. Lipsa de informare a potenţialilor parteneri locali asupra posibilităţilor şi oportunităţilor de valorificare a resurselor regenerabile de energie. Preţuri neadecvate şi nerealiste cerute pentru lucrările de construcţii-montaj. Lipsa de cooperare şi uneori dezinteresul unor autorităţi locale cu atribuţii de autorizare în realizarea proiectului. Greutăţi în procurarea informaţiilor utile (de exemplu, hărţile de detaliu ale teritoriului şi ale celor de cadastru imobiliar). Informaţiile şi autorizaţiile trebuie obţinute din mai multe surse, dispersate şi necorelate. Lipsa unei singure autorităţi pentru primirea şi prelucrarea avizelor (biroul unic). Coordonarea între responsabilii care dau avize (de exemplu, organul coordonator de avize − primăria/prefectura, consiliul judeţean/ local − ar trebui să ceară avizele de la celelalte organe − pompieri, mediu, sanitar etc.). Nespecificarea unei liste concrete a avizelor necesare, unică pe ţară (număr de avize, de la ce autorităţi trebuie să provină, pe baza căror documente se face eliberarea etc.). Nu se cunosc costurile necesare pentru eliberarea acestor avize; termen nespecificat în care avizele trebuie date (nefuncţionarea legii aprobării tacite). Nu există un registru centralizat al zonelor în care nu este permisă construc-ţia obiectivelor energetice (rezervaţii naturale, zone de atracţie turistică, zone de protecţie sanitară etc.). Taxele de schimbare a destinaţiei terenului din teren agricol sunt diferite de la zonă la zonă şi, în unele cazuri, sunt necunoscute. Lipsa normelor care să precizeze distanţa faţă de alte clădiri la care se pot construi instalaţiile SRE.

− Racordarea la reţea. Problema construirii conexiunii de legătură cu sistemul energetic naţional. Problema punctului de racordare (proprietatea asupra acestuia, obligaţia exploatării şi întreţinerii acestuia).


La realizarea proiectelor de investiţii în instalaţii de conversie energetică a SRE pot apărea o serie de riscuri, care ar diminua efectul economic prognozat. În mod general, instituţiile financiare examinează patru tipuri de riscuri: politice, valutare, de creditare şi riscurile realizării proiectului [19].

− Riscul politic corespunde grupului de riscuri controlat de conducerea ţării. Un astfel de risc poate apărea, de exemplu, la modificarea legislaţiei în vigoare a ţării, a tipului de proprietate etc. În actualele condiţii ale aderării României la UE, acest risc este minor.

− Riscul valutar ar putea deriva din cel politic şi din factori economici, în urma devalorizării monedei naţionale etc.

− Riscul de credit survine ca urmare a incapacităţii cumpărătorului de a plăti pentru marfa procurată sau a diminuării cererii, în cazul dat, la energie electrică.

− Riscul realizării proiectului survine în urma unor evenimente sau cauze care ar împiedica executarea proiectului, inclusiv a cazurilor de forţă majoră.

Primele trei tipuri de risc vor fi minime în cazul unei stabilităţi politice în ţară, având în vedere interesul deosebit manifestat de factorii de conducere, reflectat în legislaţia în vigoare, referitor la implementarea surselor de energie regenerabilă. Riscul realizării proiectului trebuie examinat în detaliu, făcând com-paraţie cu proiectele asemănătoare desfăşurate în energetica clasică (de exemplu, construcţia unei centrale termoelectrice).

Pe lângă riscurile de bază, ar putea surveni şi alte riscuri, precum ar fi: • Riscul ecologic, care presupune creşterea cheltuielilor legate de protecţia

mediului. Acest risc este exclus, dat fiind faptul că centrala eoliană este o sursă de energie „curată”, în regim reglementat, precum şi în caz de avarie.

• Riscul social. În acest caz, instalaţiile de conversie a SRE în electricitate şi căldură pot fi surse potenţiale de accidente în producţie. Urmând regulile prescrise de protecţie a muncii, riscul accidentării se reduce la minim, fiind de zeci de ori mai mic în comparaţie cu cel existent la centralele electrice clasice.

• Riscul tehnologic şi riscul de transport se referă la posibilitatea reducerii producţiei de energie din cauza lipsei de combustibil, apă, vânt, soare şi a altor consumabile.

• Riscul de producţie este legat de reducerea cantităţii de energie electrică produsă din cauza ieşirii din funcţiune a agregatelor sau a infrastructurii electrice. Firmele producătoare de agregate SRE dau garanţii pentru producţia lor, identice cu cele ale utilajului pentru termocentrale.

• Riscul de forţă majoră poate apărea în cazul unor circumstanţe neobiş-nuite de tipul îngheţurilor (caz în care producţia de energie electrică din mini-hidrocentrale se poate diminua) sau lipsei vânturilor dominante (caz în care pro-ducţia de electricitate din energie eoliană poate fi mai mică decât cea estimată).

Pentru a analiza efectele factorilor de risc pentru o investiţie de valorificare a SRE, se face o clasificare orientată pe două componente, importanţa şi predictibili-tatea factorului (figura 13.14).


Figura 13.14. Evaluarea factorilor de risc la o investiţie privind SRE [6]: 1 – foarte important …; 5 – neimportant; 1– foarte nesigur …; 5 – sigur.

În această structură se observă că factorii de risc tehnici se încadrează mai mult în cadranul stânga sus, în care elementele sunt considerate importante şi uşor de prezis, deci prezintă un risc scăzut. Factori politici se află în cadranul stânga jos, unde factorii sunt importanţi şi dificil de prezis. Factorii de risc de piaţă se înca-drează şi ei în cadranul de risc ridicat, cu excepţia ratei de schimb care este neglija-bilă ca risc.

13.6. Conversia şi utilizarea descentralizată a SRE Pentru a reduce pierderile datorate transportului energiei electrice şi termice

de la locul de producere la cel de utilizare, se poate adopta cu succes producerea descentralizată a energiei electrice şi termice din SRE. Două tipuri de aplicaţii sunt de succes în prezent:

■ Apropierea SRE de mediul urban. O primă aplicaţie este integrarea în clădiri a panourilor fotovoltaice şi a colectoarelor solar-termice (figura 13.15).

Clădirile proiectate pentru încălzire solară pasivă conţin ferestre largi pe faţada sudică şi materiale de construcţie termoabsorbante. Se pot obţine reduceri ale facturii de încălzire cu până la 50%. Aceste proiecte pot include şi ventilaţia naturală în scop de răcire.


Figura 13.15. Colectoare solar-termice şi fotovoltaice integrate în clădiri.

Turbinele eoliene amplasate în mediul urban trebuie să producă un procent semnificativ din cererea anuală de energie a clădirii în care sunt instalate şi a celor din vecinătate. Aceste clădiri trebuie să fie eficiente din punct de vedere energetic, altfel turbinele riscând să devină doar un factor estetic.

Vitezele vântului pentru care se preconizează asemenea instalaţii sunt cuprinse între 2 şi 5 m/s, tipice pentru majoritatea locaţiilor urbane din Europa.

Există trei tendinţe în implementarea turbinelor eoliene în mediul urban: Montarea turbinelor eoliene de sine stătătoare în mediul urban (figura 13.16); Retehnologizarea clădirilor şi introducerea turbinelor în/pe clădire; Integrarea

totală, ceea ce presupune proiectarea clădirii [15], astfel încât turbinele decid forma arhitecturală a clădirii (figura 13.17).

Figura 13.16. Încadrarea turbinelor eoliene în peisajul urban.

■ Sisteme hibride de energie pentru alimentarea localităţilor din mediul rural. În gospodăriile din mediul rural, serviciile energetice sunt inferioare calitativ si din punctul de vedere al disponibilităţii faţă de mediul urban, mai ales dacă aşezările sunt depărtate de infrastructura energetică (conducte de gaze naturale, staţii de transformare şi reţelele electrice, drumuri naţionale etc.). În plus, la finele anului 2005, în România erau 75 981 gospodării rurale neelectrificate, amplasate în 1998 localităţi, preponderent în Delta Dunării şi Munţii Apuseni, unde trăiesc 450 000 locuitori (2% din populaţie).


Figura 13.17. World Trade Figura 13.18. Componenţa unui sistem hibrid de energie. Center din Bahrein.

Pe lângă conectarea localităţilor rurale la Sistemul Energetic Naţional, există şi soluţii alternative de alimentare cu energie electrică şi termică a consumatorilor din zonele rurale. Este vorba de producerea descentralizată a energiei în cadrul sistemelor hibride de energie. Acestea sunt compuse din două sau mai multe sub-sisteme de conversie energetică sau doi sau mai mulţi combustibili pentru acelaşi subsistem. Ele sunt superioare sistemelor monovalente de conversie, în sensul flexibilităţii, siguranţei în alimentare, eficienţei sau emisiilor.

După evidenţierea tipologiilor de localităţi rurale, se pot inventaria tehnolo-giile energetice constând din cogenerarea descentralizată (motoare cu ardere internă si microturbine cu gaze, eventual pe biocombustibili), în combinaţie cu utilizarea SRE (hidraulică, eoliană, fotovoltaică şi biomasă pentru electricitate, respectiv solară-termic şi biomasă pentru căldură) [21]. În figura 13.18 este prezentată structura unui sistem hibrid de energie.

13.7. Căldură şi frig din SRE Sursele şi purtătorii de energie regenerabilă pot fi utilizate pentru producerea

şi livrarea de căldură, electricitate şi frig (tabelul 13.8). Există o legătură strânsă între valoarea produsului sau serviciului energetic

livrat sau prestat, complexitatea tehnologică şi cost. De exemplu, căldura este un produs energetic de joasă temperatură disponibil la costuri relative coborâte în comparaţie cu cele ale electricităţii, care este un produs cu valoare energetică ridicată. Utilizarea biomasei, energiei solare sau geotermale în scopuri de încălzire sau răcire face posibilă coborârea costurilor serviciilor în comparaţie cu tehnologiile bazate pe combustibili fosili.

Temperatura este un indicator al “valorii energetice” a căldurii, clasificată ca înaltă (peste 250°C), medie (80°C - 250°C) şi joasă ( sub 80°C). Atunci când o cantitate de căldură necesară satisfacerii unui serviciu energetic de joasă


temperatură (încălzirea spaţiului rezidenţial) este livrată dintr-o sursă de temperatură înaltă, calitatea energiei (exergia) este pierdută în mod ireversibil. În consecinţă, energia de calitate superioară nu-şi atinge efectul maxim posibil în sistemul energetic în care este utilizată.

Tabelul 13.8 Produse şi servicii energetice din surse regenerabile de energie [18]

SRE Tehnologia Căldură Frig Electricitate Arderea pentru încălzire X - - Arderea pentru cogenerare X - X Arderea pentru trigenerare X X X Incinerarea deşeurilor menajere X - X

Biomasa

Arderea biogazului din dejecţii şi deşeuri

X - X

Temperatură înaltă X - X Geotermală Temperatură joasă X X - Răcirea pasivă a clădirilor - - Încălzirea pasivă a clădirilor X - - Încălzirea activă a clădirilor X - - Răcire solară asistată X X - Colectoare integrate fotovoltaic-termic

X - X

Solară termic

Căldură solară concentrată (CSH) X X X

Încălzire. Pentru utilizarea SRE în scopul încălzirii din perspectivă calitativă, se poate instaura o ordine de merit, din punctul de vedere a eficienţei energetice şi economice:

1. Eficienţa energetică în clădiri şi sectoare industriale; 2. Proiecte de încălzire solară pasivă a clădirilor; 3. Solar termic sau/şi geotermal acolo unde există resurse suficiente; 4. Pompe de căldură, antrenate cu ajutorul energiei electrice din SRE; 5. Biomasă în sisteme energetice integrate pentru cogenerare sau trigenerare; 6. Arderea biomasei, incinerarea deşeurilor şi arderea biogazului din dejecţii

şi deşeuri numai pentru obţinerea căldurii. Răcire. În baza aceloraşi consideraţii decurge şi ordinea de merit pentru

tehnologiile de răcire: 1. Eficienţa energetică în clădiri şi sectoare industriale; 2. Răcirea pasivă a clădirilor (ventilaţia în timpul nopţilor de vară fără

consum de energie electrică suplimentară); 3. Răcirea pasivă a clădirilor, utilizând surse de energie suplimentare (turnuri

de răcire, apă freatică); 4. Energie solară sau geotermală de joasă temperatură pentru sisteme active

de răcire (absorbţie); 5. Sisteme integrate pe biomasă (trigenerare) pentru producţia de frig. 6. Sisteme active de răcire prin compresie acţionate de electricitate din SRE.


13.8. Biocombustibili Conform legislaţiei europene, până în 2010, toate statele UE trebuie să

folosească din totalul carburanţilor, minimum 5,75 % biocombustibili şi în special biodiesel. Şi asta în condiţiile în care, la nivelul UE au fost adoptate o serie de acte normative care sprijină promovarea biocarburanţilor (Biofuels Directive/2003/30/EC) şi directive (Energy Taxation Directive/2003/96/EC) prin care se acordă facilităţi fiscale (scutiri sau reduceri de taxe producătorilor de biocarburanţi. De asemenea, o altă măsură a UE este şi norma de calitate a biodiesel-ului (EN14214), urmând să apară un act asemănător şi în privinţa bioetanolului. În 2005, producţia totală de biodiesel la nivelul UE s-a majorat cu 65%, până la un nivel de 3,18 milioane tone. Din această cantitate, o pondere de peste 50% a fost asigurată de Germania (1,67 milioane tone, fiind urmată de Franţa şi Italia. România a adoptat directiva UE prin Hotărârea de Guvern 1844/2005, asumându-şi astfel obiectivul ca la 1 ianuarie 2007 să înregistreze o cotă de consum de biocarburanţi de 2 % din totalul combustibililor consumaţi la nivel naţional, cota urmând să crească gradual până la 5,75 % pentru 2010 şi până la 20% pentru 2020. Directiva nu are însă caracter obligatoriu şi, implicit, nu conţine măsuri coercitive. Producţia biocombustibililor din România a înregistrat în 2007 o cantitate de circa 100 000 t, urmând ca în următorii ani ea să se cifreze la o valoare cuprinsă între 500 000 – 600 000 t.

Se semnalează în acest context apariţia termenului „biorafinărie” [25], care este o entitate economică ce integrează procesele de conversie a biomasei cu echipamentul necesar producerii biocombustibilului, energiei şi produselor chimice pe baza surselor diferite de biomasă. Ea reprezintă deci o interfaţă între agricultură şi industrie, valorificând surse regenerabile de energie şi generând cantităţi reduse de poluanţi. Filierele de extragere a biocombustibililor sunt diverse, dar esenţiale sunt două: plantele oleaginoase pentru obţinerea biodieselului şi plantele cu conţinut mare de zahăr pentru obţinerea metanolului.

13.9 Conectarea la reţeaua electrică a SRE

Conectarea surselor de energie regenerabilă, la reţeaua electrică, ridică

probleme de natură tehnică (dificultăţi în reglajul şi controlul sistemului) şi de natură economică (dacă nu este subvenţionată, energia electrică provenită din sursele regenerabile nu este competitivă pe piaţa de energie). De asemenea, conectarea SRE la sistemul electric poate determina apariţia de perturbaţii electromagnetice în reţeaua electrică, în cazul în care nu se iau măsuri adecvate de limitare a acestora. În mod obişnuit pot să apară perturbaţii sub formă de armonice, interarmonice, fluctuaţii de tensiune, nesimetrie şi supratensiuni. Se recomandă ca înainte de conectarea la reţea a surselor distribuite să se analizeze nivelul perturbaţiilor din reţeaua electrică pentru a cunoaşte, atât contribuţia unităţilor SRE la creşterea nivelului de perturbaţii, cât şi influenţa pe care perturbaţiile din reţea o pot avea asupra parametrilor de performanţă ai instalaţiei SRE.


Nivelul perturbaţiilor determinate de funcţionarea unităţilor SRE este depen-dent de caracteristici ale procesului de conversie a energiei primare în energie electrică şi de modul de conectare a unităţilor SRE la reţeaua electrică. Conectarea directă a unităţii SRE la reţeaua electrică conduce, de cele mai multe ori, la nivelul cel mai ridicat de perturbaţii. În cazul obişnuit al conectării prin intermediul unui transformator are loc diminuarea perturbaţiilor, în special eliminarea armonicelor de rang multiplu de trei, dacă transformatorul are una dintre înfăşurări conectată în triunghi. Conectarea unităţilor SRE prin intermediul unui circuit electronic cu convertor performant de frecvenţă determină cele mai reduse perturbaţii.

Cunoaşterea perturbaţiilor care pot să apară şi condiţiile specifice în care acestea apar permite adoptarea celor mai eficiente măsuri pentru limitarea perturbaţiilor în reţeaua electrică publică. Acestea pot fi însoţite de daune la consumatorii conectaţi în aceeaşi reţea, dar şi de penalizări ale furnizorilor de energie electrică pentru nivelul redus al calităţii energiei electrice.

De asemenea, limitarea perturbaţiilor determinate de funcţionarea unităţilor SRE poate fi importantă pentru promovarea acestor surse, reducând nivelul intervenţiilor critice la adresa acestora.

13.9.1 Conectarea la reţeaua electrică a instalaţiilor eoliene O dezvoltare deosebită au avut-o, în ultimii ani, sursele de energie electrică

care utilizează energie cinetică a maselor de aer în mişcare, ajungându-se astăzi la unităţi de câţiva MW şi parcuri eoliene cu zeci de unităţi. Având in vedere faptul că, în următorul deceniu, în România vor fi instalate probabil unităţi cu putere totală de peste 3500 MW, prezintă un interes deosebit, atât analiza problemelor tehnice de operare, control, protecţie, mentenanţă, cât şi a celor privind asigurarea calităţii energiei electrice furnizată consumatorilor din reţeaua de distribuţie la care sunt conectate aceste instalaţii.

Principalele probleme sunt: • solicitările suplimentare ale reţelei electrice în regim normal de funcţionare

şi în regim de scurtcircuit (creşterea curentului electric de scurtcircuit în reţeaua de distribuţie);

• rezolvarea problemelor de calitate a energiei electrice; • modificarea profilului de tensiune în reţeaua de distribuţie, modificarea

circulaţiei de putere activă şi reactivă precum şi modificarea procedurilor de control a tensiunilor în nodurile reţelei;

• stabilirea modului în care sistemele de generare distribuită răspund la perturbaţiile normale din reţeaua electrică;

• modificarea schemelor de protecţie din reţeaua electrică; • insularizarea şi operaţiile de restabilire a sincronismului; • securitatea muncii în sistemele de generare distribuită. Schema cea mai simplă de conectare a grupurilor eoliene este schema

directă (figura 13.19) [18, 19].


Soft Starter

A B C Pa

lele

inst

alaţ

iei

Mul

timpl

icat

or d

evi

tez ă

Gen

erat

or a

sinc

ron

Con

dens

atoa

re p

entru

prod

ucer

e pu

tere

reac

tivă

Soft

Star

ter

T

rans

form

ator

0,69

/20

kV; 5

0 H

z

Reţ

ea d

e m

edie

tens

iune

MA

C

T

20 kV; 50 Hz

Figura 13.19. Conectarea directă la reţeaua electrică a unui generator asincron.

Utilizarea acestei scheme permite transmiterea directă în reţeaua de

alimentare a tuturor perturbaţiilor determinate de funcţionarea instalaţiei SRE. Ea este caracterizată de un nivel ridicat al fluctuaţiilor de tensiune, pentru toate cele trei componentele ale acestei perturbaţii:

• variaţiile ale tensiunii la borne datorate variaţiilor lente ale vitezei vântului; • fluctuaţii de tensiune determinate de fenomene specifice procesului de

conversie (de exemplu, fenomen de „umbrire” la trecerea palelor în dreptul turnului, conectări şi deconectări succesive ale instalaţiei);

• fluctuaţii rapide determinate, în special, de procese care au loc pe durata pornirii instalaţiei.

Utilizarea unei scheme de tipul indicat în figura 13.19 în cazul parcurilor de instalaţii eoliene poate determina importante perturbaţii sub formă de fluctuaţii de tensiune datorită „sincronizării” tuturor generatoarelor asincrone şi deci apariţiei fluctuaţiilor de tensiune la acelaşi moment.

Schema din figura 13.19 este caracterizată şi de o eficienţă relativ redusă, având în vedere faptul că viteza de antrenare a maşinii asincrone, dependentă de viteza de rotaţie a palelor nu poate fi menţinută permanent, astfel că micile abaterile de la viteza normată, generează pierderi, care se disipă în rotorul maşinii sau sunt preluate de sistemul de frânare (calare) al instalaţiei.

Schema menţionată în figura 13.19, nu determină, în cazurile normale, armonice şi nici nesimetrie având în vedere faptul că maşina este astfel realizată încât să asigure la borne tensiuni sinusoidale şi simetrice. Această schemă este însă sensibilă la perturbaţii sub formă de armonice sau nesimetrie în curbele de tensiune din nodul în care este conectată instalaţia.

Schema cu dublă alimentare (figura 13.20) permite recuperarea pierderilor datorate abaterilor vitezei de antrenare faţă de viteza necesară realizării puterii normate printr-o legătură a rotorului la reţeaua electrică de alimentare. Având în vedere existenţa frecvenţelor diferite (în rotor frecvenţa este foarte redusă şi egală cu fr = s⋅fs unde s este alunecarea maşinii, iar fs = f = 50 Hz este frecvenţa din


stator), legătura între reţeaua cu frecvenţa de f = 50 Hz şi rotorul bobinat al maşinii parcurs de curenţi de frecvenţa fr = s⋅fs se face prin intermediul unui circuit convertor bidirecţional. În cazul în care viteza de antrenare a maşinii este superioară vitezei sincrone, puterea de pierderi din rotorul maşinii este transferată în reţeaua electrică prin circuitul de conversie. Dacă viteza maşinii scade sub viteza de sincronism atunci prin intermediul convertorului este suplimentată puterea necesară, prin injecţie în rotor. În acest mod de funcţionare maşina are o compor-tare de maşină sincronă.

Soft Starter

A B C

MA

T

20 kV; 50 Hz

Figura 13.20. Schema cu dublă alimentare a unui generator asincron.

Convertor bidirecţional

fs = 50 Hz

fr = s⋅fs

f = 0

fs = 50 Hz

Filtru

Schema cu dublă alimentare realizează o creştere a eficienţei conversiei din

energia cinetică a vântului în energia electrică a generatorului asincron, nu determină nesimetrie în reţeaua electrică, dar poate produce fluctuaţii de tensiune la acelaşi nivel ca şi schema din figura 13.19. Funcţionarea convertorului în circuitul rotorului (deşi convertorul este de putere nominală mult redusă faţă de puterea nominală a maşinii asincrone) poate fi însoţită de apariţia de armonice şi inter-amonice de frecvenţă redusă (egală sau multiplu al frecvenţei curenţilor din rotor). În mare măsură, tipul de filtru din circuitul intermediar dintre cele două convertoare (filtru de tensiune, cu condensator, sau filtru de curent electric, cu bobină) determină nivelul de perturbaţii armonice în reţeaua electrică la care este conectată instalaţia (în lipsa filtrului la ieşirea spre transformatorul de reţea a convertorului bidirecţional).

Schemele din figurile 13.19 şi 13.20 sunt caracterizate de prezenţa a doi arbori cu viteză de rotaţie diferită.

Schema cu generator sincron (figura 13.21) asigură legătura cu reţeaua electrică prin intermediul unui convertor de frecvenţă; se utilizează un singur arbore de viteză redusă şi generator sincron cu un mare număr de poli.


Soft Starter

A

MS

T

20 kV; 50 Hz

Figura 13.21. Schema de conectare la reţeaua electrică a unei instalaţii eoliene cu generator sincron.

Redresor Invertor

fs f = 0 f = 50 Hz

Filtru

C B

Se asigură separarea electrică a tensiunii alternative, de frecvenţă variabilă fs,

de la bornele generatorului sincron, faţă de tensiunea alternativă, de frecvenţă fixă (f = 50 Hz) a reţelei electrice la care este conectată instalaţia. În acest fel, fluctuaţiile rapide de tensiune de la bornele generatorului sincron se transmit ate-nuat până la reţeaua electrică de alimentare. De asemenea, la o funcţionare normală a invertorului nu apare nesimetrie în nodul de conectare la reţeaua electrică de medie tensiune.

Prezenţa convertorului de frecvenţă determină însă posibilitatea apariţiei de armonice în reţeaua electrică de MT [20]. Prin utilizarea controlului PWM (Pulse Width Modulation) al invertorului instalaţiei şi a filtrului de la ieşirea invertorului (inclusiv inductivitatea de scăpări a transformatorului ridicător T) se asigură controlul nivelului armonicelor transmise în reţeaua electrică la valori sub cele admise în reţea. Utilizarea controlului PWM pentru comanda invertorului impune însă necesitatea analizei problemelor de compatibilitate electromagnetică pentru fe-nomenele care apar la sintetizarea curbei tensiunii alternative cu frecvenţa de 50 Hz. Schema din figura 13.21 este utilizată în soluţiile moderne utilizând genera-tor sincron cu poli realizaţi din magnet permanent.

13.9.2 Conectarea la reţeaua electrică a instalaţiilor fotoelectrice Energia generată de instalaţiile fotoelectrice depinde de radianţa solară

(kW/m2), care depind de momnetul zilei şi de gradul de ecranare a instalaţiei (nori, ceaţă, zăpadă etc.). Energia electrică generată de unităţile fotoelectrice este transferată la reţeaua electrică publică prin intermediul unui circuit de interfaţă specific

Conectarea la reţeaua electrică a instalaţiilor fotoelectrice dar, în egală măsură, şi a instalaţiilor cu celule cu combustibil (figura 13.22) impune existenţa unor sisteme de conversie de la tensiunea continuă generată, la tensiunea alternativă, cu frecvenţa de 50 Hz a reţelei electrice publice [21].


=~

+−

F N PE

Reţea publică 230 V; 50 Hz

kWh

Panou fotoelectric

Invertor

Contor de energie electrică al

utilizatorului

Utilizator

Figura 13.22. Conectarea la reţeaua electrică monofazată a unei instalaţii fotoelectrice de putere redusă.

kWhContor de energie electrică generată

Utilizarea instalaţiilor fotoelectrice şi a celor cu celule de combustie, de

putere redusă, de către consumatori care doresc să utilizeze energie „verde” impune realizarea unei scheme de conectare cu posibilitatea măsurării energiei generată de instalaţia SRE sau a energiei preluată de la reţeaua electrică pentru a completa necesarul de energie în perioadele în care SRE nu este disponibilă datorită lipsei sursei primare de energie sau în perioadele în care producţia din aceste surse nu este este suficientă pentru a acoperi sarcina consumatorului.

Prezenţa convertorului de frecvenţă între panoul fotoelectric sau celula cu combustibil şi reţeaua electrică publică determină posibilitatea transmiterii în reţea a unor perturbaţii sub formă de armonice. Utilizarea unui sistem de comandă PWM a invertorului ar putea limita în mare măsură nivelul perturbaţiilor transmise, însă costul relativ ridicat al sistemului, în raport cu puterea generată a instalaţiei, face ca cele mai multe dintre aceste instalaţii să cuprindă un invertor simplu care determină armonice de curent electric în reţeaua electrică publică. În mod obişnuit, instalaţiile de acest tip au putere redusă, iar curenţii electrici armonici generaţi determină tensiuni armonice de valoare redusă care nu afectează major calitatea energiei electrice. Instalaţiile fotoelectrice şi cele cu celule cu combustibil de putere mare (peste 10 kW) sunt realizate în mod obişnuit în construcţie trifazată, iar invertoarele sunt prevăzute cu circuite de control PWM.

Stocarea energiei în orele cu radianţă mare şi redarea acesteia în orele cu radianţă redusă permit alimentarea consumatorilor în bune condiţii. În prezent, în cele mai multe cazuri, reţeaua electrică la care se conectează, acţionează ca un element de stocare şi rezervă a energiei electrice. Deşi energia solară are un potenţial ridicat, utilizarea pe scară largă, ca sursă de energie electrică, necesită încă rezolvarea unor dificile probleme tehnologice şi economice.


13.9.3. Încadrarea SRE în reţeaua electrică publică Analiza de încadrare a instalaţiilor SRE în reţeaua electrică publică are o

deosebită importanţă în realizarea unei funcţionări performante a acestora, cu perturbaţii minime în reţeaua electrică la care sunt conectate. Conectarea instala-ţiilor SRE într-un nod al reţelei electrice publice, caracterizat de un curent electric de scurtcircuit important, asigură premizele unor influenţe reduse a instalaţiei în reţeaua electrică.

Limitarea perturbaţiilor sub formă de armonice poate să fie necesară în cazul instalaţiilor SRE cu conectare prin intermediul unui circuit convertor de frecvenţă. În general, instalaţiile de conversie, de putere mare, cuprind un invertor comandat PWM, cu un număr ridicat de pulsuri, ceea ce asigură realizarea unui curent electric practic sinusoidal, injectat în reţeaua electrică.

Instalaţiile de putere redusă, utilizează sisteme de invertare simple, însă valorile reduse ale curenţilor electrici injectaţi în reţeaua electrică publică, asigură ca, în mod obişnuit, nivelul de perturbaţii generat să fie sub valorile admisibile. Perturbaţiile sub formă de armonice care apar la conectarea prin intermediul unui soft-starter a instalaţiei eoliene la reţeaua electrică au o durată redusă şi nu prezintă importanţă practică pentru reţeaua electrică.

Limitarea perturbaţiilor sub formă de fluctuaţii de tensiune (efect de flicker) este o problemă specifică, în special, sistemelor eoliene cu cuplare directă. Printr-o încadrare corectă a unităţilor DG în reţeaua electrică, în special prin conectarea lor în noduri cu un curent electric de scurtcircuit ridicat, este realizată menţinerea nive-lului fluctuaţiilor de tensiune sub limitele admisibile. În cazul parcurilor eoliene cu unităţi conectate direct la reţea pot să apară valori ridicate ale perturbaţiilor sub formă de fluctuaţii de tensiune. În cazul în care acestea depăşesc limitele admise în reţeaua de MT, este necesară analiza unei soluţii cu conectare la un nivel superior de tensiune sau conectare într-un nod al reţelei de MT caracterizat de un curent electric de scurtcircuit important. La utilizarea instalaţiilor eoliene moderne cu viteză variabilă şi conectare indirectă prin intermediul unui convertor de frecvenţă comandat de frecvenţa tensiunii din reţea, perturbaţiile sub formă de fluctuaţii de tensiune sunt atenuate şi nu depăşesc valorile admise.

Perturbaţiile sub formă de nesimetrie produse, în special, în reţelele de joasă tensiune la care sunt conectate unităţi DG de putere redusă, pot fi limitate local printr-o alegere raţională a schemei reţelei electrice în zonă. Celelalte tipuri de instalaţii SRE sunt realizate în construcţie trifazată şi nu determină perturbaţii sub formă de nesimetrie.

Perturbaţiile sub formă de supratensiuni, determinate de funcţionarea normală a convertorului de frecvenţa, pot fi limitate prin conectarea în serie a unui filtru inductiv. În mod obişnuit, transformatorul ridicător conectat între instalaţia DG şi reţeaua electrică de MT asigură limitatea la valori admise a nivelului supra-tensiunilor.


13.10. Managementul energiei electrice utilizând sisteme de stocare Variabilitatea surselor de energie primară la principalele tipuri de SRE -

instalaţii eoliene, instalaţii fotoelectrice, instalaţii hidroelectrice de putere redusă etc.- şi problemele care apar în reţeaua electrică datorită variabilităţii sarcinii necesită analiza posibilitătilor de stocare a energiei. În general, curba de producere a energiei electrice din SRE nu corespunde curbei de sarcină a consumatorilor. Astfel, sursele fotoelectrice generează putere numai ziua, consumul maxim fiind însă seara, atunci când lipseşte lumina naturală. Este important de remarcat faptul că soluţiile actuale permit implementarea unor soluţii cu stocare pe termen scurt sau pe termen lung pentru a asigura adaptarea procesului de livrare de energie în reţeaua electrică independent de procesul de generare [21].

De asemenea, sistemele de stocare a energiei sunt larg utilizate în cadrul instalaţiilor pentru alimentarea receptoarelor critice care necesită alimentare neîntreruptibilă.

13.10.1. Utilizarea bateriilor de acumulatoare (stocare chimică) Bateriile de acumulatoare reprezintă soluţia cea mai utilizată pentru stocarea

energiei electrice; aceasta se realizează sub formă de energie chimică de reacţie şi soluţia poate fi folosită pentru stocarea unor cantităţi relativ mari de energie. De asemenea, soluţia cu baterii de acumulatoare poate fi folosită pentru acoperirea vârfurilor de sarcină în reţeaua electrică.

Principalul avantaj al acestui sistem de stocare constă în timpul de răspuns foarte redus şi construcţia modulară. Randamentul total de conversie al bateriei de acumulatoare poate avea valori de 90 - 97 % .

Capacitatea bateriei se calculează pentru curba de sarcină furnizată şi pentru durata estimată de funcţionarea a instalaţiei DG la parametri inferiori celor normaţi. Pentru o anumită capacitate a bateriei de acumulatoare, alegerea tipului de acumu-lator impune o analiză atentă, atât a costurilor, cât şi a unor aspecte privind întreţi-nerea, durata de funcţionare, impactul asupra mediului ambiant etc. În tabelul 13.9 sunt indicate caracteristicile bateriilor de acumulatoare utilizate în prezent [22].

Studiile efectuate, în prezent, urmăresc creşterea densităţii energiei stocate, precum şi reducerea efectelor asupra mediului ambiant ale elementelor componente ale bateriei [23].

Odată cu reducerea costurilor pentru tipurile moderne de baterii de acumu-latoare, acestea sunt incluse în sistemele actuale de stocare a energiei, cu capacitate din ce în ce mai mare.

Necesitatea stocării unor energii mari a condus la elaborarea de echipamente de stocare cu baterii de acumulatoare de până la 15 MW (120 MWh) utilizând acumulatoare de tip REDOX (figura 13.23), cu circulaţie, în care este utilizată o soluţie de polisulfit cu o bromură. Electrolitul este pompat într-o celulă electro-chimică în care are loc un schimb de sarcini electrice prin intermediul unei mem-


brane care separă cei doi electroliţi [22]. De fapt, echipamentul se bazează pe principiul unei celule de combustibil cu recuperare în care are loc reacţia chimică:

3 NaBr + Na2S4 ⇔ 2Na2S2 + NaBr3. Conversia energiei electrice în energie chimică (stocată) şi invers poate fi

realizată într-un număr nedefinit de cicluri, cu un randament ridicat de conversie. Capacitatea de stocare este limitată numai de dimensiunile rezervoarelor electrolitice şi de timpul de încărcare descărcare (cel mult 12 ore).

Celulă

Membrană Electrod

Electrolit Electrolit

Rezervor cu electrolit

Rezervor cu electrolit

Pompă Pompă Borne

a)

Rezervor cu electrolit Transformator

Sistemul de conversie

Module Camera de comandă

a) Figura 13.23. Celulă de acumulator tip REDOX cu circulaţie (a)

şi un mod practic de realizare a instalaţiei de stocare (b).


Tabelul 13.9. Caracteristici ale acumulatoarelor electrice

Elemente

etanşe acid - plumb

NiCd NiMH Li ion

Cost redus mediu ridicat foarte ridicat Densitatea de energie,Wh/kg 30 50 75 100 Tensiunea pe element, V 2,27 1,25 1,25 3,6 Curentul de încărcare redus foarte mare moderat mare Număr de cicluri încărcare/ descărcare 200 - 2000 1500 500 300 - 500

Autodescărcare redusă moderată ridicată redusă Durata minimă de reîncărcare, ore 8 - 16 1,5 2 - 3 3 - 6 Descărcare de verificare la fiecare 180 zile 30 zile 90 zile − Pericol pentru mediul ambiant ridicat ridicat redus ridicat

13.10.2. Stocarea mecanică a energiei

Stocarea mecanică a energiei se foloseşte tot mai mult în instalaţiile industriale

de putere mare, conectate în reţelele electrice în care durata probabilă a întreruperilor este relativ mică [23].

În general, energia cinetică stocată în volant este utilizată pentru pornirea motorului Diesel, utilizat pentru antrenarea sursei de intervenţie. Energia cinetică a volantului poate fi utilizată şi direct, pentru antrenarea generatorului de intervenţie, pe durata întreruperii alimentării din reţeaua electrică publică. Practic numai 5% din energia acumulată în volant poate fi utilizată în acest scop, având în vedere reducerea vitezei de rotaţie şi, deci, reducerea frecvenţei tensiunii la bornele generatorului.

Având în vedere faptul că în reţelele electrice de MT circa 97% dintre defecte (în special datorate descărcărilor sub formă de trăsnet) au o durată sub 3 s, la dimensionarea unui volant − care asigură antrenarea directă a generatorului de intervenţie − este necesar ca energia cinetică a acestuia să scadă cu 5% în cel mult 3 s. Acest mod de dimensionare conduce la dimensiuni exagerate ale volantului

În general, în cazurile practice, apare necesitatea existenţei unei surse de intervenţie, de putere mare, dar pe un interval redus de timp. În acest scop, este utilizată o soluţie în care volantul, care se roteşte cu viteză ridicată (până la 100.000 rot/min), antrenează un generator cu frecvenţă şi tensiune variabilă la borne, dar care, prin intermediul unui circuit redresor-invertor, asigură valorile necesare alimentării consumatorilor pe durata întreruperii. În figura 13.24 este prezentată schema de conectare a unui sistem cu stocare mecanică a energiei [23].

În mod obişnuit, volantul este realizat sub forma rotorului generatorului sincron din schemă. Deoarece energia cinetică este proporţională cu pătratul vitezei de rotaţie, în schemele cu volant ca sursă de energie, acesta are o viteză nominală de rotaţie de 1 050 – 10 500 rad/s (10 000 – 100 000 rot/min) [24]. Pot fi realizate unităţi până la 5 MW, fiind posibilă recuperarea a circa 50% din energia cinetică a volantului. Construcţiile cu volant de mare viteză sunt deosebit de complexe, cu rotor masiv realizat din material magnetic, o atenţie deosebită fiind acordată lagărelor, solicitărilor mecanice şi problemelor de încălzire [23]. Datorită modului de realizare a rotorului nu este posibilă reglarea tensiunii la ieşirea generatorului.


G Reţ

ea e

lect

rică

Util

izat

or

1 2 3 G

Reţ

ea e

lect

rică

Util

izat

or

1 2 3

a) b)

Figura 13.24. Utilizarea volantului ca sursă de energie: a) în regim normal de funcţionare; b) la întreruperea alimentării din reţeaua electrică;

1 − volant; 2 − generator antrenat; 3 − grup redresor invertor (dublu sens).

Construcţiile cu viteză de rotaţie redusă cu 628 rad/s (6000 rot/min), sunt realizate cu puteri până la 2 MVA şi au înfăşurarea de excitaţie pe rotor, ceea ce permite reglarea tensiunii de ieşire a generatorului sincron. Pot asigura energia necesară pe un interval de 1 - 30 s.

După fiecare intervenţie a sistemului şi după revenirea tensiunii de alimentare este necesar ca volantul să ajungă repede la viteza nominală de rotaţie pentru a fi pregătit pentru o eventuală nouă intervenţie.

Construcţiile cu viteză de rotaţie redusă sunt utilizate şi în combinaţie cu grup Diesel de intervenţie pentru asigurarea acoperirii sarcinii critice pe durate mari de timp. În figura 13.25 [20] este prezentată o schemă de acest tip. Pe durata alimentării normale de la reţeaua publică, grupul 4 lucrează ca motor alimentat din reţeaua electrică şi generator pentru schema de redresare-invertare, iar maşina electrică 2 lucrează în regim de motor (cupla 5 este deschisă). La întreruperea alimentării din reţeaua electrică, volantul asigură antrenarea generatorului 2, grupul 4 devine motor alimentat din schema de invertare şi generator pentru sarcina electrică. La închiderea cuplei, intră în funcţiune motorul cu combustibil care preia sarcina după 5 - 20 s (volantul poate asigura alimentare pentru un interval până la 30 s).

G Reţ

ea e

lect

rică

Util

izat

or

1 2 3

Figura 13.25. Utilizarea schemei cu volant şi motor cu combustibil:

1 − volant; 2 − generator antrenat; 3 − grup redresor invertor (dublu sens); 4 − grup motor/generator; 5 − cuplă; 6 − motor

diesel sau turbină cu gaz. în regim normal de funcţionare; în caz de întrerupere a alimentării principale.

G/M

4 5 6


13.10.3. Sisteme neconvenţionale de stocare a energiei În afara metodelor de stocare prezentate mai sus, sunt în curs de analiză

(unele chiar aplicate) soluţii pentru alte sisteme de stocare a energiei: stocare sub formă de aer comprimat (în cavităţi amenjate în sol) [30], de energie electrică sau de energie magnetică. Nivelul actual de stocare şi nivelul relativ al costurilor sunt prezentate în figura 13.26, respectiv, în figura 13.27 [31]. În figurile 13.26 şi 13.27 au fost utilizate notaţiile:

SC (Super capacitors) - Supercondensatoare ; SMES (Super Magnetic Energy Storage) - Stocare în bobine supraconductoare; FW:LS (Flywheel, low speed) - Volant cu viteză de rotaţie redusă; FW:HS (Flywheel, high speed) - Volant cu viteză de rotatie ridicată; VRLA battery (valve-regulated lead-acid) - baterii de acumulatoare cu

plumb şi acid; UPS (Uninterruptible power supply ) - surse de alimentare neîntreruptibilă; FC (Fuel cells) – Celule cu combustibil; CC (Conventinal capacitors) – Condensatoare convenţionale. În figura 13.28 este indicată relaţia între densitatea de energie şi densitatea

de putere, pentru sisteme actuale de stocare. Datele din figura 13.28 permit alegerea tipului de sistem de stocare, în funcţie de aplicaţie, pe axa verticală fiind indicată energia disponibilă în sistemul de stocare, iar pe axa orixontală, cât de repede poate fi furnizată această energie.

Cos

t , e

uro

/kW

Durata de acoperire a sarcinii, s

Figura 13.26. Relaţia dintre costul echipamentelor şi durata de acoperire a sarcinii.


Energie stocată, MWs

Figura 13.27. Relaţia dintre puterea nominală şi energia stocată pentru diferite metode de stocare a energiei.

Pute

re ,

MW

de 1000

100

10

1

0,1

0,01 10 100 1000 10000 dp Figura 13.28. Relaţia dintre densitatea de energie de , Wh/kg şi

densitatea de putere dp , W/kg, pentru sistemele actuale de stocare de energie.

FC VRLA battery

SC

CC

1 oră 1 secundă

10 ore

0,03 secunde

Astfel, pentru alimentarea unei lămpi electrice obişnuite viteza de transfer a

energiei este redusă, dar pentru alimentarea unei lămpi fotografice (blitz) este necesară o viteză mare de transfer.

În figura 13.29 sunt indicate domeniile de putere şi durată posibilă de alimentare cu energie electrică, utilizând diferite sisteme de stocare a energiei.


1kW 10 100 1MW 10 100 1GW P

t , s 108

107 106 105 104 103 102 10 1

10−1

3 ani

3 luni

1 zi 3 ore

2 min

SC

FWVRLA battery

Microturbine

Diesel

Turbinemici

Turbinemari

Figura 13.29. Domenii de utilizare a sistemelor de generare.

Stocarea sub formă de hidrogen este folosită, în special, în unităţile de

producţie din energii regenerabile, pentru a limita variabilitatea energiei electrice transmisă în reţeaua electrică. Folosirea hidrogenului într-o celulă cu combustibil, este una dintre soluţiile de viitor pentru a asigura adaptabilitatea generării la sarcina variabilă a sistemului [26].

Stocarea sub formă de energie potenţială a apei este o metodă larg întâlnită în sistemele electroenergetice, pentru acoperirea vârfurilor de sarcină. Stocarea apei pe durata orelor cu sarcină redusă şi producerea de energie electrică din apa stocată, în orele de vârf de sarcină, este o soluţie larg întâlnită pentru controlul frecvenţei într-un sistem energetic.

Ultracondensatoarele (supercondensatoarele) sunt folosite ca echipamente directe de stocarea a energiei electrice, sub formă potenţială în câmpul electrostatic dintre plăcile condensatorului. Sunt realizate cu electrolit şi pot fi conectate mai multe module, de diferite dimensiuni, pentru a realiza puterea, energia sau tensiunea, cerute într-o gamă foarte largă de aplicaţii. Ele pot suporta sute de mii de cicluri de încărcare/descărcare fără a se degrada şi pot asigura rapid cereri suplimentare (cu variaţie rapidă) de energie electrică. Sunt sisteme cu inerţie foarte mică, având un timp de răspuns foarte mic. Pot fi folosite, cu precădere, în aplica-ţiile unde se cer variaţii rapide şi mari de putere sau un suport de putere redusă pentru sistemele cu memorie critică.

Utilizarea unui supercondensator împreună cu o baterie de acumulatoare combină performanţele primului cu cele de capacitate de stocare a unei energii mai mari ale bateriei de acumulatoare. Se poate, astfel, extinde durata de viaţă a bateriei de acumulatoare, reduce costurile de întreţinere (mentenanţă) şi de înlocuire a acesteia. În acelaşi timp, poate să mărească energia electrică ce poate fi furnizată de ansamblu.

Într-un sistem de stocare magnetică în bobine supraconductoare (SMES) circulaţia curentului electric continuu într-o bobină supraconductoare (închisă), crează un câmp magnetic în care se acumulează energia. Pierderile electrice sunt


neglijabile. În vederea extragerii energiei, calea de circulaţie a curentului este, în mod repetat, deschisă şi închisă cu un întreruptor static. SMES permite transferul energiei în câmpul magnetic al unei bobine, parcursă de un curent electric continuu (care poate fi convertit în curent alternativ dacă este necesar) [31].

Sistemele SMES sunt de dimensiuni mari şi au o gană mare de puteri, de la 1 la 100 MW, dar sunt, în general, folosite pentru intervale scurte de timp: 0,1 - 1 s.

În CAES (Compressed Air Energy Storage) energia stocatǎ sub formǎ de aer comprimat este utilizatǎ pentru antrenarea unui grup alcătuit din turbinǎ de aer şi generator electric [32]. Sistemul cu aer comprimat este menţinut sub presiune cu ajutorul unui compresor, care funcţionează intermitent atunci când alimentarea utilizatorului de energie electrică este asigurată. Puterea lor variază între câteva zeci şi câteva sute de kVA.

13.10.4. Conectarea sistemelor de stocare chimică la reţeaua electrică Utilizarea largă a sistemelor de stocare chimică a energiei necesită existenţa

unui sistem de invertare, cu controlul amplitudinii tensiunii, controlul formei ten-siunii de ieşire şi controlul frecvenţei, pentru a se asigura conectarea la reţeaua electrică.

Instalaţiile actuale de invertare (figura 13.30) utilizează semiconductoare de putere (de regulă, elemente IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) comandate PWM.

u

t

u

t

a)

Filtru

A

B

C

A B C

3x23

0/40

0 V

; 50

Hz

b)

c)Figura 13.30. Invertor trifazat alimentat de la o baterie de acumulatoare (a), forma

tensiunii la ieşirea invertorului (b) şi forma tensiunii la ieşirea din filtru (c).


Invertorul asigură sintetizarea curbelor de tensiune alternativă, de frecvenţă im-pusă şi cu amplitudine corespunzătoare, prin comenzi adecvate transmise tranzistoare-lor de putere din schemă. Tensiunea de alimentare a bateriei de acumulatoare trebuie să fie egală cu 135 - 140% din valoarea efectivă a tensiunii efective între faze la ieşirea din filtru.

13.10.5. Utilizarea sistemelor de stocare a energiei pentru corectarea curbei de sarcină Curba de sarcină a unor consumatori de energie electrică este caracterizată

de diferenţe mari între orele de zi (ore de vârf de sarcină) şi orele de noapte (ore de gol de sarcină). Având în vedere faptul că energia electrică are tarife diferite în orele de vârf de sarcină şi în cele de gol de sarcină, este posibil să se stocheze energie pe durata nopţii şi să se redea pe durata zilei. În acest fel, consumatorul poate ajunge la o curbă de sarcină practic aplatizată, cu o valoare mai redusă, absorbită in reţeaua electrică publică, pe durata zilei şi cu costuri totale mai reduse. Ca exemplu, se consideră un consumator de energie electrică care lucrează într-un singur schimb determinând o curbă de sarcină cu variaţii mari de putere pe durata unei zile (figura 13.31) [33].

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t , h a)

P, kW 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

P , kW 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 - 200 - 400 - 600 - 800 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t , h b)

Figura 13.31. Curbele de sarcină ale utilizatorului înainte de implementarea sistemului de stocare (a) şi după implementarea acestuia (b).

P1

P2 = P1 − P3

P3


Dacă este implementat un sistem de stocare a energiei electrice pe durata nopţii (figura 13.32) se asigură îmbunătăţirea substanţială a caracteristicilor curbei de sarcină. Astfel, în lipsa măsurilor de aplatizare a curbei de sarcină, aceasta era caracterizată de un factor P1max/P1min = 4,5. Consumul utilizatorului pe timp de noapte (0,00 - 6,00 şi 22,00 - 24) este de circa 5700 kWh, iar pe durata zilei consumă circa 19 200 kWh.

20 kV; 50 Hz

Convertor

Baterie 3750 kWh

0,4 kV; 50 Hz

Receptoare

Figura 13.32. Schema de principiu a instalaţiei de control curbei de sarcină a unui utilizator.

După implementarea sistemului de stocare, pe durata nopţii rezultă un factor

P3max/P3min= 3,6. Consumul pe durata nopţii creşte la 11 800 kWh, iar pe durata zilei scade la circa 14 600 kWh (s-a considerat randamentul sistemului de stocare invertare de circa 93%). Dacă, de exemplu, tariful mediu pe timp de zi ar fi 0,08 euro/kWh, iar tariful pe durata nopţii ar fi 0,05 euro/kWh, utilizatorul ar avea o factură zilnică de 2 205 euro.

După implementarea sistemului de stocare a energiei utilizatorul ar trebuie să achite o factură zilnică de 2 050 euro. Pe durata unui an rezultă o economie de circa 56 500 euro. Având în vedere faptul că costul unei instalaţii de stocare cu puterea nominală de 500 kW este în prezent de circa 300 000 euro, rezultă că într-o primă aproximaţie, investiţia efectuată de către furnizorul de energie electrică poate fi recuperată în circa 5,5 ani.

Analiza efectuată se referă la un caz extrem în care curba de sarcină a utiliza-torului nu poate fi modificată prin mijloace caracterizate de costuri reduse. În cele mai multe cazuri pot fi însă adoptate măsuri cu costuri reduse pentru aplatizarea curbei de sarcină, care asigură şi eficienţa economică a măsurilor adoptate. Existenţa sistemelor SCADA la nivelul utilizatorilor de energie electrică, precum şi cunoaşterea în profunzime a proceselor care se derulează în cadrul întreprinderii, permit operatorului energetic adoptarea celor mai adecvate măsuri pentru aplatiza-rea consumului pe durata zilei, cu evitarea consumurilor pe durata vârfurilor de sarcină.


Acest principiu, de stocare a energiei pe durata nopţii şi generare de energie electrică pe durata orelor de vârf de sarcină este principiul folosit, în prezent, pe scară largă, în centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare.

13.11. În loc de concluzii În vara anului 2006 s-au dat publicităţii datele referitoare la SRE în anul

2005 [16]. Pe parcursul acestui an, s-au investit aproape 38 miliarde dolari S.U.A. în proiecte energetice din surse regenerabile. Dinamica acestor investiţii este prezentată în figura 13.33.

Aceeaşi tendinţă de creşterea robustă a capacităţilor de exploatare şi conver-sie a SRE poate fi remarcată şi analizând cifrele din tabelul 13.10.

La scara planetară, capacitatea instalată în aplicaţii SRE de toate tipurile s-a extins de la 160 GW în 2004 la 182 GW în 2005 [16].

Toate ţările dezvoltate şi-au stabilit politici şi obiective (în special, pentru energia electrică), pe care continuă să le realizeze şi să le perfecţioneze.

Ţările în curs de dezvoltare îşi manifestă interesul pentru SRE prin adoptarea politicilor de implementare şi dezvoltare.

Figura 13.33. Dinamica investiţiilor în proiecte SRE.

Tabelul 13.10. Capacităţile SRE în lume la finalul anului 2005

SRE Pus în funcţiune în 2005 Existent la final 2005 Energie electrică GWe GWe

Hidro mare 12−14 750 Eoliană 11,5 59 Hidro mic 5 66 Biomasă 2 − 3 44

Inve

stiţi

a în

SR

E [m

ld. U

SD]

Anul


Solară fotovoltaic la reţea, GW (locuinţe)

1,1 (200 000)

3,1 (650 000)

Solară fotovoltaic izolat 0,3 2,3 Geotermală 0,3 9,3 Solar-termică ~0 0,4 Maree şi valuri ~0 0,3

Încălzire şi apă caldă GWt GWt Biomasă nu se cunoaşte 220 Colectoare solare, GWth m2 (locuinţe)

13 19 milioane

(7 milioane)

88 GWth 125 milioane (45 milioane)

Geotermală 2,6 28 Biocombustibili miliarde litri miliarde litri

Bioetanol 2,5 33 Biodiesel 1,8 3,9

Toate aceste tendinţe par să continue şi pe viitor, pe fondul epuizării resurselor de combustibili fosili şi a creşterii impactului asupra mediului ambiant creat de utilizarea acestora.

BIBLIOGRAFIE [1] ***, Directiva 77/2001/CE privind promovarea energiei electrice

produse din surse regenerabile de energie pe piaţa internă de energie electrică.

[2]. ***, HG 443/2003. [3]. ***, HG 1535 /2004, Strategia de valorificare a SRE. [4]. ***, Cartea Verde spre o Strategie europeana pentru siguranţa în ali-

mentarea cu energie. [5]. ***, Cartea Albă pentru o Strategie comunitară şi un Plan de acţiune

„Energie pentru viitor: sursele regenerabile [COM(97)599]. [6]. Ragwitz, M., Huber, C., Resch, G., Faber,T., Voogt, M., Cleijne, H.,

Bodo, P., Analysis of the renewable energy’s evolution up to 2020. Bonn – renewables 2004 - 02.06.2004 FORRES 2020.

[7]. ***, The share of renewable rnergy în the EU. COM(2004)366, May 2004.

[8]. ***, The support of electricity from renewable energy sources. COM (2005) 627 final, EC.

[9]. ***, Biomass action plan. COM(2005), EC. [10]. ***, HG 958/2005. [11]. ***, Renewable Energy Barometers. from EurObserv’ER, Systemes

Solaire and EUFORES (2006, 2007). [12]. ***, Status of photovoltaics în the newly associated states PV-NAS

NET. Project PC5, EC, February 2004.


[13]. ***, La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde Collection chiffres et statistiques. Septième inventaire - Edition 2005, Observ’ER – Observatoire des énergies renouvelables, Édition 2005.

[14]. Pirrazzi, L., Wind Energy, E-learning Courses. UNESCO Desire-net project, June 2006.

[15]. de Vries, E., Urban challenges. New reserch on integrating wind energy in buildings. Renewable Energy World, September-October 2006.

[16]. Martinot, E., Renewables global status update. Investment and capacity soar while support policies continue to multiply. Renewable Energy World, July-August 2006.

[17]. ANRE, „Evaluarea cadrului de reglementare şi acţiuni necesare privind producerea energiei electrice din SRE”, ianuarie 2004, www.anre.ro.

[18]. IEA, „Renewable for Heating and Cooling” - Untaped Potential, Prepared as a joint report for the Renewable Energy Technology Deployment. Implementing Agreement and the Renewable Energy Working Party of the International Energy Agency. Paris, France, July 2007.

[19]. Todos, P., Sobor, I., Ungureanu, D., Chiciuc, A., Pleşca, M., "Energia regenerabilă - Studiu de fezabilitate", proiect PNUD Moldova MOL97/G31, ISBN 9975-9581-3-3, Chişinău, 2002.

[20]. ***, “Consilier software pentru investitorul în proiecte de energie eoliană”, Grant CNCSIS 1441/2004. http://www.unesco.pub.ro.

[21]. G. P. Negreanu, I. Bitir-Istrate, M. Scripcariu, “Energy Hybrid System for Insulated Settlements in Romania”, 9th Annual Conference of Environmental Management Accounting and Cleaner Production, April 26-27, 2006, Graz.

[22]. Cabraal, A., Agarwal, S., Takahashi, M., „Rising to the challenge: The whys and whens of renewable energy”, Renewable Energy World, July-August 2007 (http://www.renewable-energy-world.com).

[23]. ***, Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020. Monitorul Oficial al României, nr. 781, 15 noiembrie 2007.

[24]. ***, “Directive 2003/30/EC of 8 May 2003 on the promotion of the use of biofuels or other renewable fuels for transport (OJ L 123, 17.5.2003).”

[25]. Buzdugan, E., Manea, Gh., „Conceptul de biorafinărie şi interesele economiei româneşti”, Raport Institutul Naţional Român pentru studiul amenajării şi folosirii surselor de energie (IRE), 2007.

[26]. ***, Wind turbine generator systems - Part 21: Measurement ans asseseement of power quality characteristics of grid connected turbines, CEI 61400-21.

[27]. Garin, I. ş.a., Low and medium voltage wind energy conversion systems: generator overview and grid connection requirements, CIRED Viena 21-24 mai 2007, Raport 0572.

[28]. ***, Connection criteria at the distribution network for distributed generation, CIGRE Task Force C6.04.01, 2005.

http://www.anre.ro/

http://www.unesco.pub.ro/

http://www.renewable-energy-world.com/


[29]. ***, Terrestrial photovoltaic (PV) power generating systems. General guide. CEI 61277.

[30]. Buonarota, A., Magistris, P., Testa, A., Zagliani, F., Traditional and advanced energy storagy systems for new strategies for the development and the exploitation of MV and LV network, CIRED Barcelona 2003, R4_08.

[31]. Schainker, R. B., Executive Overview: Energy Storage Options For A Sustainable EnergyFuture, PESGM 2004 − 000966.

[32]. Sels, T., Dragu, C., Van Craenenbroeck, T., Belmans, R., Overview of new energy storage systems for an improved power quality and load managing on distribution level, CIRED, Amsterdam 2001, 4_26.

[33]. Oudalov, A., Cherkaoui, R., Beguin, A., Sizing and Optimal Operation of Battery Energy Storage System for Peak Shaving Application, IEEE PowerTech 2007 Lausanne, Rap. 561.

Date post:	18-Jul-2016
Category:	Documents
Upload:	gigijm
View:	59 times
Download:	3 times

Managementul Surselor de Energie Regenerabile

Documents