Licenta Finala

UNIVERSITATEA “CONSTANTIN BRÂNCUȘI” din Tîrgu-Jiu FACULTATEA DE INGINERIE

PROIECT DE DIPLOMĂ

Coordonator Științific: Conf. univ. dr. Bogdan DIACONU Absolvent: Mihai - Adrian GHERGHIN

2013

UNIVERSITATEA “CONSTANTIN BRÂNCUȘI” din Tîrgu-Jiu FACULTATEA DE INGINERIE

Posibilități de Valorificare a Potențialului Hidraulic

al Apelor Colectate în Jompurile Colectoare din Cariera Roșia

Coordonator Științific: Conf. univ. dr. Bogdan DIACONU Absolvent: Mihai - Adrian GHERGHIN

2013

UNIVERSITATEA “CONSTANTIN BRÂNCUȘI” DIN TÂRGU JIU

FACULTATEA DE INGINERIE

3

CUPRINS

ARGUMENT…… ............................................................................ Ошибка! Закладка не определена.

CAPITOLUL 1: POLITICA NAȚIONALĂ ÎN DOMENIUL ENERGIEI PROVENITĂ

DIN SURSE REGENERABILE ................................................................................ 5

1.1. Considerații generale privind politica națională în domeniul energiei

provenită din surse regenerabile .................................................................................................. 5

1.2. Potențialul energetic al surselor regenerabile de energie din România, în contextul

Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie ....................................................... 6

1.3. Coordonate stratetgice și tendințe în ceea ce privește producția de energie electrică

din surse regenerabile la nvielul României ................................................................................. 8

1.4. Elemente caracteristice ale pieței energiei provenită din surse regenerabile

la nivelul României ................................................................................................................... 12

CAPITOLUL 2: COORDONATE REFERITOARE LA AMPLASAMENTUL ȘI

GEOLOGIA CARIEREI ROȘIA DE JIU ............................................................. 17

2.1. Date și informații introductive ................................................................................................... 17

2.2. Date referitoare la geologia zăcământului ................................................................................. 18

2.3. Metode de exploatare utilizate în cariera Roșia de Jiu .............................................................. 21

2.4. Informații referitoare la necesitatea așezării zăcământului ........................................................ 22

2.5. Evacuarea apelor din carieră ...................................................................................................... 24

CAPITOLUL 3: ASPECTE CONSTRUCTIVE PRIVIND MICROHIDROCENTRALELE ...... 33

3.1. Elemente introductive ................................................................................................................ 33

3.2. Aspecte teoretice ale valorificării energiei hidro ....................................................................... 34

3.3. Aspecte tehnice și funcționale ale valorificării energiei hidro ................................................... 38



4

3.4. Aspecte economice ale aplicațiilor care utilizează energia hidro .............................................. 48

3.5. Tipuri de risc pentru proiectele care utilizează energia hidro .................................................... 55

CAPITOLUL 4: AMENAJAREA HIDROENERGETICĂ DIN CARIERA ROȘIA ...................... 61

4.1. Descrierea constructivă, funcțională și tehnologică .................................................................. 61

4.2. Dimensionarea echipamentelor ................................................................................................. 64

4.3. Situația existentă a utilităților .................................................................................................... 73

CAPITOLUL 5: EVALUAREA IMPACTULUI AMENAJĂRII HIDROENERGETICE

DIN CARIERA ROȘIA ........................................................................................... 76

5.1. Aspecte privind impactul asupra mediului ................................................................................ 76

5.2. Aspecte privind impactul asupra biodiversității ........................................................................ 78

CONCLUZII…… ................................................................................................................................... 83

BIBLIOGRAFIE SELECTIVĂ ............................................................................................................ 85



5

CAPITOLUL 1:

POLITICA NAȚIONALĂ ÎN DOMENIUL ENERGIEI

PROVENITĂ DIN SURSE REGENERABILE

1.1. Considerații generale privind politica națională în domeniul energiei provenită din surse regenerabile

Politica naţională a României în domeniul energiei din surse regenerabile a fost elaborată

şi implementată în contextul dificil al fenomenelor economice specifice tranziţiei de la economia

centralizată la economia de piaţă şi, în ultimii ani, posttranziţiei. În deceniul trecut, principalele

preocupări şi activităţi ale factorilor de decizie la nivel naţional au vizat restructurarea

economică şi demonopolizarea, privatizarea şi introducerea mecanismelor economiei de piaţă. În

această perioadă, valorificarea SRE a avut un rol secundar. Pe fondul restructurărilor industriale

şi a transferurilor de proprietate (de la sectorul de stat la cel privat) s-a înregistrat de multe ori

fenomenul de distrugere fizică a unor instalaţii de valorificare a SRE realizate în perioada

economiei centralizate. Valorificarea SRE a devenit o componentă importantă a politicii

energetice la nivel naţional la inceputul actualului deceniu, pe fondul depăşirii perioadei de

tranziţie şi al apropierii de UE. Semnarea tratatului de aderare (în aprilie 2005) şi dobândirea

statutului de mebru UE (cu incepere de la 1 ianuarie 2007) au reprezentat momente importante în

istoria contemporană a României. Adoptarea aquis-ului comunitar în domeniul energiei a avut

efecte importante privind valorificarea SRE.

România a fost prima ţară din Anexa 1 a UNFCCC care, prin Legea nr. 3/2001, a ratificat

Protocolul de la Kyoto, avand obligatia de reducere cu 8% a emisiilor de gaze cu efect de seră

comparativ cu anul de bază 1989, pentru prima perioadă de angajament 2008-2012.

Pentru a putea participa în cadrul mecanismelor flexibile ale Protocolului de la Kyoto, Romania

trebuie sa indeplinesca criteriile de eligibilitate, definite în Acordurile de la Marrakesh (aprobate

la cea de-a VII-a Conferinţă a Părţilor la UNFCCC şi intrate în vigoare în anul 2005, după Prima

Conferinţă a Părţilor la Protocolul de la Kyoto) dupa cum urmeaza:

Ratificarea Protocolului de la Kyoto,

Calcularea şi înregistrarea cantităţii atribuite, în conformitate cu Deciziile relevante,



6

Înfiinţarea unui sistem naţional pentru estimarea emisiilor de GHG provenite de la

surse şi reţinerilor prin sechestrare,

Înfiinţarea unui registru naţional,

Transmiterea celui mai recent inventar,

Transmiterea informaţiilor suplimentare cu privire la cantitatea atribuită şi

efectuarea ajustărilor necesare.

În contextul negocierilor de aderare la UE a fost elaborată Foaia de parcurs din

domeniul energetic din Romania, aprobată de guvern prin HG 890/2003. În document se

arată că SRE vor fi încurajate; acestea reprezintă o sursă internă ce poate ajuta la reducerea

importurilor şi îmbunătăţeşte siguranţa alimentării cu energie cu respectarea condiţiilor de

protecţie a mediului. Costurile investiţiilor iniţiale în acest domeniu sunt foarte mari, ceea ce

reprezintă un factor restrictiv în dezvoltarea lor. Pentru a depăşi acest obstacol, se va demara un

program stimulator ce va include şi o componentă financiară.

În concluziile documentului se precizează că utilizarea pe scară mai largă a SRE

reprezintă una din cele trei direcţii majore de dezvoltare a sectorului energetic în perspectiva

anului 2015 (celelalte două direcţii majore fiind reducerea intensităţii energetice în economie şi

respectiv rezolvarea tranzacţiilor de energie electrică care depăşesc graniţa uneia sau a mai

multor ţări).

1.2. Potențialul energetic al surselor regenerabile de energie din România, în contextul Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie

Un rol important l-a avut Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie,

aprobată prin HG 1535/2003. Tipul de resurse şi potenţialul energetic al surselor regenerabile

de energie din România sunt prezentate sintetic în Tabelul 1.1.

Tabelul 1.1. Potenţialul energetic al surselor regenerabile de energie din Romania

Sursa de energie

regenerabilă

Potențialul energetic

anual

Echivalent economic

energie (mii tep)

Aplicație

Energie solară:

- termică 60*106 GJ 1433,0 Energie termică



7

Sursa de energie

regenerabilă

Potențialul energetic

anual

Echivalent economic

energie (mii tep)

Aplicație

- fotovoltaică 1.200 GWh 103,2 Energie electrică

Energie eoliană 23.000 GWh 1.978,0 Energie electrică

Energie hidro, din

care: 40.000 GWh 3.440,0 Energie electrică

-sub 10 MW 6.000 GWh 516,0 Energie electrică

-biomasă 318 * 106 GJ 7.597,0 Energie termica

-energie geotermală 7 * 106 GJ 167,0 Energie termica

Potențialul utilizabil al acestor surse este mult mai mic, datorită limitărilor tehnologice,

eficienței economice și restricțiilor de mediu.

Obiectivele generale ale Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie au

constat în:

integrarea surselor regenerabile de energie în structura sistemului energetic naţional,

diminuarea barierelor tehnico-functionale şi psiho-sociale în procesul de valorificare

a surselor regenerabile de energie, simultan cu identificarea elementelor de cost şi de

eficienţa economică,

promovarea investiţiilor private şi crearea condiţiilor pentru facilitarea accesului

capitalului străin pe piaţa surselor regenerabile de energie,

asigurarea independenţei consumului de energie al economiei naţionale,

asigurarea, după caz, a alimentarii cu energie a comunităţilor izolate prin

valorificarea potenţialului surselor regenerabile locale,

crearea condiţiilor de participare a României la piaţa europeană de "Certificate verzi"

pentru energie din surse regenerabile.

A fost analizat distinct fiecare SRE în parte (energie solară, energie eoliană, hidroenergie,

biomasă şi energie geotermală) şi prezentate obiective specifice. Conform Strategiei, principalele



8

opţiuni pe termen mediu şi lung trebuie orientate în următoarele direcţii principale:

transferul de tehnologii neconvenţionale de la firme cu tradiţie şi experienţa în

domeniu, cu norme de aplicare, atestare şi certificare conform standardelor

internaţionale în vigoare,

elaborarea şi implementarea cadrului legislativ, instituţional și organizatoric adecvat,

atragerea sectorului privat şi public la finanţarea, managementul şi exploatarea în

condiţii de eficienţă a tehnologiilor energetice moderne,

identificarea de surse de finanţare pentru susţinerea şi dezvoltarea aplicaţiilor de

valorificare a surselor regenerabile de energie,

stimularea constituirii de societaţi tip joint-venture, specializate în valorificarea

surselor regenerabile de energie

elaborarea de programe de cercetare-dezvoltare orientate în direcţia accelerării

procesului de integrare a surselor regenerabile de energie în sistemul energetic

naţional.

1.3. Coordonate stratetgice și tendințe în ceea ce privește producția de energie electrică din surse regenerabile la nvielul României

Strategia stabilea ca ţinte, ponderi ale E-SRE în producţia de energie electrică de circa

30,0% în anul 2010, respectiv de 30,4% în anul 2015. Aceste ţinte au fost ulterior modificate în

sens crescător, valorile actuale fiind de 33% pentru anul 2010, 35% pentru anul 2015 și 38%

pentru anul 2020, după cum reiese din situația prezentată în Tabelul 1.2.

Tabelul 1.2. Producţia prognozată de energie electrică din surse regenerabile de energie estimată în anul

2015 prin raportare la producția aferentă anului 2010

Surse regenerabile de energie 2010 (GWh) 2015 (GWh)

Energie solară 1.860 11.600

Energie eoliană 314 1001

Energie hidro - total, 18.200 18.700



9

Surse regenerabile de energie 2010 (GWh) 2015 (GWh)

din care: hidroen. mică

putere (max 10 MW)

1.100 1.600

Biomasă 1.134 3.654

Energie geotermală - -

Total 19.650 23.367

Pondere ESRE în consumul

de energie electrică 30,00% 30,40%

Unele valori prezentate au fost ulterior reevaluate. Reevaluările au vizat în cele mai multe

cazuri creşterea nivelului cantitativ al obiectivelor stabilite, în concordanţă cu obiectivele

generale la nivel UE şi cu angajamentele asumate de România pe parcursul negocierilor de

aderare.

O comparaţie între evaluările iniţiale pentru anul 2010 şi realizările efectiv obţinute nu

este încă posibilă din lipsă de date statistice. Ýnformaţii privind realizările efectiv obţinute în

ultimii ani vor fi prezentate ulterior.

HG 1892/2004 (modificată prin HG 958/2005 şi prin HG 1538/2008) a introdus sistemul

de cote obligatorii combinat cu tranzacţionarea certificatelor verzi drept mecanism suport de

promovare a producţiei de electricitate din SRE. Documentul conţine prevederi privind modul de

aplicare a acestui sistem. Au fost stabilite 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% și, începând cu anul 2010, 8,3%.

Pentru a accelera creşterea producţiei de E-SRE, Parlamentul Romaniei a adoptat Legea

220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din SRE. Legea

modifică nivelul tintelor anuale și numărul de CV emise pentru energia electrică produsă din

SRE, introducând diferenţieri pe tipuri de surse. Legea a fost modificată/completată prin Legea

Legea 134 din 18 iulie 2012 (Legea 134/2012) Lege pentru aprobarea Ordonantei de urgenta a

Guvernului nr. 88/2011 privind modificarea si completarea Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea

sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie.



10

Valorificarea SRE este considerata o sub-prioritate în cadrul primei prioritati. Datorita

faptului că energia produsă pe baza resurselor regenerabile de energie este energie “curata”,

valorificarea acestora oferă o alternativă la energia produsă pe baza combustibililor fosili.

Totodată, valorificarea resurselor regenerabile de energie disponibile va contribui la intrarea în

circuitul economic a unor zone izolate. România îşi va intensifica acţiunile de valorificare a

resurselor regenerabile și este preocupată, mai ales pe termen mediu şi lung, de valorificarea

resurselor energetice regenerabile pentru producerea de energie electrică şi termică, contribuind

astfel la încurajarea dezvoltării tehnologice inovative şi la utilizarea noilor tehnologii în practică.

Conform acquis-ului privind Politica de Coeziune a Uniunii Europene, Romania a elaborat

Cadrul Strategic Naţional de Referinţă 2007-2013 (CSNR), ca document de referinţă pentru

programarea Fondurilor Structurale şi de Coeziune în perioada de referinţă.

CSNR face legătura între priorităţile naţionale de dezvoltare, stabilite în Planul Naţional

de Dezvoltare 2007-2013, şi priorităţile la nivel european. CSNR preia şi sintetizează elementele

principale incluse în Analiza şi Strategia PND, dar acestea sunt reorganizate în funcţie de cele 3

Priorităţi şi cele 11 Direcţii de acţiune (Guidelines) din Orientările Strategice Comunitare,

reflectând astfel încadrarea

CSNR în principiile europene ale Politicii de Coeziune. Ca diferenţă majoră între PND şi

CSNR, este de menţionat că, din punct de vedere al finanţării, CSNR este susţinut exclusiv din

Fondurile Structurale şi de Coeziune şi cofinanţarea naţională aferentă, în timp ce PND include

şi alte finanţări (programe de investiţii naţionale şi locale, credite externe, fonduri europene

pentru dezvoltare rurală şi pescuit etc.).

Utilizarea surselor regenerabile de energie are un impact semnificativ asupra sistemului

electroenergetic national, fiind necesare:

o studii privind impactul preluării energiei electrice realizate cu turbine eoliene,

microhidro și prin cogenerare utilizând biomasă, în reteaua electrică de transport și

distributie (tensiuni mai mari sau egale cu 110 kV), în diferite scenarii, în zone cu

potential ridicat;

o dezvoltarea retelelor de transport și distributie în concept de smart grid;

o constructia de noi capacităti de producere a energiei electrice cu flexibilitate

ridicată în functionare și dezvoltarea pietei de capacităti, pentru contracararea și/sau

limitarea efectelor negative ale variabilitătii necontrolabile a energiei eoliene și

microhidro.



11

Strategia prezinta o prognoza a productiei și consumului final brut de energie electrică,

principalele date fiind prezentate în Tabelul 1.3.

Tabelul 1.3. Prognoza productiei de energie electrică TWh pe orizontul 2012-2020, pornind de la datele

istorice din perioada 2005-2012

An

Indicator 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2015 2020

Total productie de energie electrica 59,41 65,5 67,7 70,6 72,2 74,5 89,5 100

Consum intern brut de energie

electrica 56,48 62,5 64,2 66,1 67,7 69,5 74,5 85

Productia de E-SRE 20,21 18 19,5 21,7 22,3 23 26 32,5

Productia de energie electrica în

centrala nucleara 5,54 10,8 10,8 10,8 10,8 10,8 21,6 21,6

Productia de energie electrica în

termocentrale 33,66 36,7 37,4 38,1 39,1 40,7 41,9 45,9

Pondere E-SRE în total consum

intern % 35,8 28,8 30,4 32,8 32,9 33,1 34,9 38,2

Strategia stabileste mai multe masuri cu caracter general pentru indeplinirea obiectivelor

prioritare (inclusiv pentru valorificarea SRE), printre care:

o îmbunătătirea cadrului institutional și legislativ, în conditii de transparentă, în acord

cu cerintele de asigurare a competitivitătii, protectiei mediului și a sigurantei în

furnizarea energiei, precum și cu cerintele de atragere și sustinere a investitiilor în

sectorul energetic și de valorificare a resurselor de cărbune;

o îmbunătătirea politicii de preturi pentru combustibili, energie termică și energie

electrică, având în vedere principiile de nediscriminare, transparentă și

obiectivitate, precum și introducerea și perfectionarea treptată a mecanismelor

concurentiale;

o asigurarea unui nivel de pregătire a personalului conform cerintelor tehnico-

economice actuale;



12

o dezvoltarea tehnologică a sectorului energetic prin stimularea și sprijinirea

cercetării și inovării;

o atragerea capitalului străin și autohton;

o dezvoltarea pietelor concurentiale de energie electrică și gaze naturale pe principii

de transparentă și integrarea acestora în pietele regionale și, ulterior, în piata unică

europeană.

Măsurile avute în vedere pentru promovarea surselor regenerabile de energie sunt:

cresterea gradului de valorificare, în conditii de eficientă economică, a resurselor

energetice regenerabile pentru productia de energie electrică și termică, prin facilităti

în etapa investitională, inclusiv prin facilitarea accesului la reteaua electrică;

perfectionarea pietei de certificate verzi, și imbunatatirea schemei suport în vederea

atragerii capitalului privat în investitiile din domeniul surselor regenerabile (în acest

scop a fost promovata Legea 220/2008 și amendamentele aprobate în 2010);

promovarea unor mecanisme de sustinere a utilizării resurselor energetice

regenerabile în producerea de energie termică și a apei calde menajere

utilizarea de fonduri structurale.

Conform documentului analizat, cele mai convenabile resurse regenerabile (în functie de

costurile de utilizare și volumul de resurse) și tehnologii utilizate pentru producerea energiei

electrice sunt centralele hidroelectrice, inclusiv microhidrocentralele, turbinele eoliene și

centralele cu cogenerare care utilizează biomasă, iar pentru producerea de energie termică sunt

biomasa și energia solară.

1.4. Elemente caracteristice ale pieței energiei provenită din surse regenerabile la nivelul României

În zonele rurale există o diversitate de forme de energie regenerabilă care pot fi utilizate

în alimentarea cu energie a acestor zone sau a zonelor urbane, după cum urmează:

- biomasa este principalul combustibil rural, fiind folosit mai ales pentru încălzirea

spatiului și a apei, precum și pentru gătit; biomasa acoperă circa 7% din cererea de

energie primară și circa 50% din potentialul de resurse regenerabile al României;

- energia geotermală se poate utiliza pentru încălzirea spatiului și a apei; datorită

amplasării, principalul potential de folosire se află în zone rurale - locuințe, sere,



13

acvacultură, pasteurizarea laptelui - în amplasamente aflate la distante de până la 35

km de locul de extragere;

- energia solară se poate utiliza în special pentru prepararea apei calde menajere,

rezultând o reducere a consumului de combustibilii fosili utilizati la încălzirea apei;

- microhidrocentralele pot reprezenta o optiune de bază pentru alimentarea zonelor

rurale neconectate la retele de energie electrică;

- generatoarele eoliene pot de asemenea acoperi necesarul de energie electrică din

zonele rurale greu accesibile, neelectrificate.

În ceea ce priveste promovarea utilizarii biocarburantilor, tintele stabilite în această

privință sunt următoarele:

până la sfârsitul anului 2010, procentul de utilizare a biocarburantilor din totalul

continutului energetic al carburantilor utilizati în transport va fi de cel putin 5,75%;

până în anul 2020, procentul de utilizare a biocarburantilor va fi de cel putin 10%,

în conditiile utilizării noilor generatii de biocarburanti.

Evolutia consumului intern brut de energie regenerabila în perioada 2000-2007 este

prezentata în Tabelul 1.4.

Tabelul 1.4. Consumul intern brut de energie regenerabila

Surse de

energie UM 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Biomasa și

deseuri

mii

tep 2.763 2.135 2.351 2.844 3.134 3.185 3.185 3.360

Biogaz mii

tep 0 0 0 0 0 0 0 0

Energie

geotermala

mii

tep 7 5 17 18 13 18 18 20

Deseuri

industriale

mii

tep 96 225 112 89 90 85 81 106

Solar mii

tep 0 0 0 0 0 0 0 0

Hidro

GWh 14.778 14.923 16.046 13.259 16.688 20.282 18.355 15.966

mii

tep 1.270,7 1.283,1 1.379,7 1.140,1 1.434,9 1.743,9 1.578,2 1.372,8



14

Surse de

energie UM 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

din care:

sub 1 MW

GWh 0 0 54 72 86 77 71 90

mii

tep 0 0 4,6 6,2 7,4 6,6 6,1 7,7

intre 1 și

10 MW

GWh 0 0 382 398 688 675 622 514

mii

tep 0 0 32,8 34,2 59,2 58,0 53,5 44,2

peste 10

MW

GWh 14.778 14.923 15.610 12.789 15.914 19.530 17.662 15.362

mii

tep 1.270,7 1.283,1 1.342,2 1.099,7 1.368,4 1.679,3 1.518,7 1.320,9

Eolian

GWh 0 0 0 0 0 0 1 3

mii

tep 0 0 0 0 0 0 0,1 0,3

TOTAL mii

tep 4.136,7 3.648,1 3.859,7 4.091,1 4.671,9 5.031,9 4.862,3 4.860,1

Sursa: EUROSTAT

Datele statistice publicate de ANRE privind productia de E-SRE în 2008 (ultimul an

pentru care au fost publicate astfel de date până în prezent) sunt prezentate în tabelul 1.5.

Tabelul 1.5. Producția de E-SRE în 2008

Productie totala de E-SRE

din care: 16.918 GWh 100%

Hidro peste 10 MW 16.144 95,4%

Hidro intre 1 și 10 MW 661 3,9%

Hidro sub 1 MW 102 0,6%

Total hidro: 16.907 99,9%



15

Eolian 11 GWh 0,1%

Sursa: ANRE

Se remarca faptul ca la nivelul anului 2008 E-SRE era produsa practic exclusiv în

centrale hidroelectrice. Ponderea centralelor eoliene era nesemnificativa.

Pe de alta parte, ultimele informatii de care dispunem arata ca masurile luate incep sa-și

demonstreze eficacitatea, chiar în conditii de criza economica. În tabelul 1.6. se prezinta evolutia

producatorilor de E-SRE licentiati de catre ANRE și calificati pentru productie prioritara pentru

energie eoliana, solara și biomasa.

Tabelul 1.6. Evoluția producatorilor de E-SRE licentiați de către ANRE și calificati pentru producție

prioritară pentru energie eoliană, solară și biomasă.

Ianuarie 2008 Ianuarie 2009 Ianuarie 2010

Energie eoliană

numar producatori 8 12 15

putere instalata (MW) 7,754 10,92 14,155

Energie solară


putere instalata (MW) 0 0 0,0088

Biomasa


putere instalata (MW) 0 0 8,080

Sursa: ANRE

Tendinta de crestere a numarului de producatori și a puterii instalate este deja evidenta și

ea se va accentua substantial în viitor.

În perioada 2008-martie 2010 TRANSELECTRICA a incheiat trei contracte de racordare

pentru centrale eoliene cu o putere totala de 600 MW și a emis 18 avize tehnice de racordare la

sistemul de transport al energiei electrice pentru grupuri eoliene cu o putere totala 2823 MW.

Sunt în curs de executie lucrarile de constructiimontaj ale instalatiilor respective, punerea în

functiune fiind prevazuta intr-un viitor relativ apropiat. La acestea se adauga contractele de

racordare incheiate, respectiv avizele tehnice de racordare acordate de principalii OD la nivel



16

national. O situatie sintetica este prezentată în tabelul 1.7, datele fiind valabile pentru inceputul

lunii aprilie 2010.

Tabelul 1.7. Contracte de racordare și avize tehnice de racordare pentru centrale eoliene

incheiate/acordate în perioada 2008-2010

Operatorul de rețea

Contracte de racordare Avize tehnice de racordare

Numar

producători

Putere instalată

(MW)

Numar

producatori

Putere instalată

(MW)

TRANSELECTRICA 3 600 18 2823

Enel Dobrogea 58 1.538,56 19 522

FDEE Electrica

Distributie Muntenia Nord

30

376,03 14 430,9

E.ON Moldova 7 16,69 8 300,6

Enel Banat 3 89 2 160

CEZ 1 1,8 0 0

TOTAL 102 2.622,08 61 4.236,5

Sursa: Transelectrica

Posibilitatile de accesare a fondurilor structurale europene au dat un impuls considerabil

realizarii unor proiecte mari vizand valorificarea SRE. Introducerea unor stimulente pentru

realizarea proiectelor de producere a caldurii din SRE (inclusiv a proiectelor de mici dimensiuni)

va contribui substantial la realizarea obiectivelor strategice stabilite.

În viitor vor trebui depuse eforturi semnificative pentru a valorifica biomasa (inclusiv

lemnele de foc) cu randamente superioare și a valorifica și alte surse regenerabile de care

dispunem (energia eoliana, dar nu numai).



17

CAPITOLUL 2:

COORDONATE REFERITOARE LA AMPLASAMENTUL ȘI GEOLOGIA

CARIEREI ROȘIA DE JIU

2.1. Date și informații introductive

Exploatarea de carieră Roşia aparţine Societăţii Naţionale a Lignitului Oltenia, având ca

obiect de activitate exploatarea lignitului, conform Licenţei de exploatare nr. 3496/2002

eliberată de către A.N.R.M. Bucureşti.

Cariera Roşia de Jiu este situată în bazinul minier Rovinari , pe raza comulelor Farcaseşti

şi Bîlteni, în vecinătătea oraşului Rovinari, la distanţa de 30Km sud de oraşul reşedinta de judet

Târgu Jiu.

Perimetrul este delimitat astfel:

- la N, o linie convenţională care urmareşte firul văii Timişeni, limita sudică a

depozitului de cărbune şi traseul căii ferate Filiaşi –Târgu Jiu

- la NE, o linie convenţională paralelă cu digul Jiului regularizat

- la SE, o linie conventională care delimitează haldele exterioare ale carierelor

Peşteana Nord şi Roşia de Jiu,

- la S, o linie conventională care urmăreşte firul văii Piriului şi latura de NE a

localităţilor Farcaşeşti şi Farcăşeşti Moşneni,

- la V, o linie conventională care uneşte Valea Pârâului cu Valea lui Ionaşcu şi cu

Valea Timişeni.

Din punct de vedere morfologic, perimetrul carierei face parte din Podişul Getic iar din

punct de vedere geografic , din platforma Jiului.

Situată în interfluviul dintre Jiţ și Jiu, cariera se dezvoltă pe 1/3 din suprafaţă în lunca

Jiului şi pe restul de 2/3 în zona colinară.

Astfel, perimetrul cuprinde două zone:



18

- zona de luncă situată între cursul regularizat al Jiului şi localităţile Fărcăşeşti,

Fărcăşeşti Moşneni, Roşia de Jiu şi Rovinari.

- Zona colinară, delimitată de Valea Timişeni la nord şi Valea Pârâului la sud.

2.2. Date referitoare la geologia zăcământului

Cercetarea geologică a zăcământului de lignit Roşia de Jiu s-a realizat cu foraje de

explorare, executate de la suprafata, datele de cunoaştere fiind ulterior completate cu rezultatele

obţinute prin lucrări de deschidere şi exploatare.

Dacianul cuprinde o succesiune de argile, argile nisipoase şi nisipuri de vîrstă geţiană,

între care sunt dispuse stratele I-VII.

Stratele I-III au dezvoltare lenticulară cu grosimi în general reduse, neexplotabile.

Intervalul dintre ele este în majoritate constituit din nisipuri acvifere.

Stratul IV este primul strat cu extindere regională în perimetru. Este constituit din 1÷3

bancuri cărbunoase cu grosimi cuprinse între 0,05 ÷2,30 m.

Intervalul dintre stratele III – IV este alcatuit din nisipuri cu granulaţie medie şi grosieră

în care este localizat orizontul artezian principal, aflat în comunicare hidraulică cu nisipurile din

culcuşul stratului III. Intervalul dintre stratele IV și V este constituit din argile între care sunt

intercalate două – trei nivele nisipoase.

Stratul V este unul din cele mai importante strate de lignit din perimetru. Este un strat

complex care atinge grosimea maximă de peste 7,0 m. Caracteristic acestui strat este ramificarea

sa în două bancuri (stratul V inferior şi stratul V superior) aproape întreaga arie a perimetrului.

Stratul V superior are grosimi cuprinse intre 0,15 m și 4,0 m, iar stratul V inferior în jur

de 1,0 m.

Intervalul stratigrafic dintre V inferior şi V superior variază de la grosimi decimetrice

pînă la peste 20 m şi este constituit din argile cu intercalaţii nisipoase care în anumite zone pot

ocupa întreg intervalul.

Peste stratul V superior urmează o succesiune de depozite predominat nisipoase formând

un pachet de cca.20 m.



19

Raportul steril/util, de cca. 6,0 mc/t pentru întreg perimetrul până la culcuşul stratului V,

recomandă acest strat pentru extragerea în carieră, ca ultimul strat supus exploatării.

Stratul VI este unul dintre principalele strate exploatabile din zonă, fiind mult mai

uniform decât stratul V.

Se dezvoltă în întreg perimetrul, cu excepţia unei mici zone din nord-vestul perimetrului

unde a fost îndepărtat prin eroziune.

Stratul VII aşa cum s-a menţionat mai sus, se dezvoltă împreună cu stratul VI, având

practic aceeaşi zonă de extindere.

Individualizat numai în zona colinară, este constituit din 1÷5 bancuri de cărbune cu

grosimi exploatabile ce variază în jurul valorii de 2,00 m. Intervalul dintre stratele VII și VIII

variază ca grosime în limite foarte largi de la cca.2,0 m până la 20÷30 m şi este alcătuit dintr-o

serie de depozite argiloase cu intercalaţii nisipoase.

Stratul VIII se dezvoltă în întreg perimetrul cu excepţia zonelor unde a fost îndepărtat

prin eroziune în lungul văilor ce străbat regiunea. Acest strat se dezvoltă în general individualizat

prezentând însă o zonă, în vestul perimetrului, în care apare alcătuit din două bancuri cu grosimi

exploatabile despărţite printr-un interval argilos ce nu depăşeşte 1,0 m.

Grosimea stratului VIII variază între 3,0 m şi 4,0 m. Este constituit din 1 până la 9

bancuri de cărbune, în ele dezvoltându-se de regulă argile şi argile cărbunoase.

Intervalul stratigrafic dintre stratul VIII şi IX este constituit din argile, argile nisipoase cu

intercalaţii, nisipoase mai frecvente în partea estică a perimetrului. Grosimea lui atinge 24 m cu o

medie de 7÷8 m.

Stratul IX are grosimi mai reduse decât stratul VIII şi arie de extindere asemănătoare.

Este compus din 1÷7 bancuri de cărbune cu grosimea medie totală situată în jurul valorii

de 2,0 m.

În acoperişul acestui strat se dezvoltă o succesiune de depozite argiloase cu numeroase

intercalaţii subţiri de argile cărbunoase şi nisipuri cu dezvoltare lenticulară. Grosimea medie a

intervalului este de 14 m.

Stratul X ocupă aproape intreaga suprafaţă în care se dezvoltă cariera cu excepţia

zonelor de aflorare din lungul văii Roşia şi afluenţilor săi, unde este erodat.



20

Este unul din cele mai importante strate din punct de vedere economic. În general, se

dezvoltă pe două nivele. Stratul X inferior are grosimi subunitare şi nu prezintă importantă

economică.

În acoperişul lui, la distanţa de 2÷4 m, se dezvoltă stratul X superior, cel mai adesea

constituit de 5÷7 bancuri în alternanţă cu nivele de argilă cărbunoasă şi cărbune argilos,

constituind astfel cel mai neomogen strat din punct de vedere litologic.

Grosimea stratului X superior se menţine la valori mari în tot cuprinsul perimetrului

depaşind 7,0 m, cu o medie oscilând în jurul valorii de 4,0m.

În acoperişul stratului X se dezvoltă o alternanţă de nisipuri şi argile cu o grosime

cuprinsă între 5 m şi 15 m.

Stratul XI are dezvoltare redusă în cadrul perimetrului, datorită eroziunii ocupând zonele

înalte ale interfluviilor văilor. Este constituit din 1÷5 bancuri cu o grosime medie situată sub 1,0

m. Între stratele XI și XII se găseşte un pachet de depozite argiloase şi nisipoase de cca. 10÷15

m.

Stratul XII se dezvoltă doar în zona colinară a carierei ca şi stratul XI. Este constituit din

1÷6 bancuri de cărbune cu grosimi în general de 1,0 m.

Stratul XIII are extindere şi grosime nesemnificative, fiind dispus doar pe culmile înalte

din perimetru, ca şi stratele XIV şi XV. Nu prezintă importanţă pentru exploatare. Depozitele

sterile care le separă şi le acoperă sunt, în general, argiloase cu frecvente intercalaţii de nisipuri.

Orizonturile acvifere din complexul cărbunos- sunt formate din lentile de nisip cu

dezvoltare neregulată intercalate între stratele de cărbune. Aceste orizonturi acvifere au fost

iniţial cu nivel ascensional, în prezent trecând în general la nivel liber datorită lucrărilor de

asecare executate până în prezent şi drenării naturale în taluz.

- Orizontul acvifer din intervalul stratelor IX-X are dezvoltare continuă în perimetru.

A fost sub presiune cu nivel hidrostatic iniţial ascensional , situate intre cotele 153-

176 m

- Orizontul acvifer din intervalul statelor VIII-IX are grosimi cuprinse intre 5-13 m.

- Orizontul acvifer din intervalul stratelor VI-VII și VIII este cantonat într-un pachet

de nisipuri a căror grosime variază în limite foarte largi de la 2 la 12 m. Nivelul

hidrostatic a fost tot ascensional situându-se între 151-161 m, cu o tendinţă uşoară

de creştere pe măsura afundării stratelor spre est.



21

- Orizontul acvifer din intervalul V-VI-VII prezintă o mare neuniformitate

granulometrică cu trecere laterală de facies, de la nisipuri prăfoase argiloase, la

nisipuri fine, medii sau grosiere. Grosimea medie a acestui acvifer este de 19 m.

2.3. Metode de exploatare utilizate în cariera Roșia de Jiu

Pe parcursul exploatării zăcământului au fost adoptate următoarele metode de exploatare :

- Metoda de exploatare cu transportul rocilor sterile în halde exterioare,

- Metoda de exploatare cu transportul rocilor sterile la haldele interioară şi exterioară,

- În prezent la cariera Roşia de Jiu este aplicata “Metoda de exploatare combinată, cu

transportul parţial al sterilului în halda interioară şi transbordarea parţială în halda

interioară“ având la baza tehnologia de extragere în flux continuu cu utilaje de mare

capacitate.

Metoda de exploatare aplicată la cariera Roşia de Jiu respectă urmatoarele cerinţe

principale:

- securitate deplină a muncii,

- înalta eficienţă economic,

- pierderi şi diluţii minime la excavarea selectivă a carbunelui,

- nivel tehnic ridicat,

- protecţia zăcământului şi obiectivelor de la suprafaţă,

- protecţia mediului înconjurator.

Cariera are în prezent o dotare cu utilaje conducătoare (excavatoare, maşini de haldat, benzi

transportoare) care este suficientă pentru continuarea activităţii în limitele perimetrului aprobat,

astfel incît nu se mai pune problema alegerii unei alte metode de exploatare. Se utilizează

sistemul continuu de extragere, transport şi haldare a sterilului.

Excavarea - încărcarea se realizează cu excavatoare cu rotor tip Srs 2000, Erc 1400 şi Srs 1300.

Transportul se realizează cu transportoare cu bandă montate la sol care însumează o lungime

totală de 30500 ml. Haldarea se realizează cu maşinile de haldat tip A2RsB 12500-95, tip

A2RsB 6300-95, A2RsB 6500-90 şi MH 4400-170. Sterilul excavat se depozitează în halda

interioară a carierei.



22

2.4. Informații referitoare la necesitatea așezării zăcământului

În ansamblu, perimetrul Roşia de Jiu se încadrează într-un bazin hidrogeologic de mari

dimensiuni, în care se întâlnesc o serie de orizonturi și complexe acvifere, cu caracteristici

hidrogeologice dependente de poziţia batimetrică a stratelor poros permeabile în raport cu baza

locală de eroziune, de caracteristicile litologice ale rocilor permeabile, de grosimea bancurilor

nisipoase, de variaţia granulometriei nisipurilor.

Lucrările de prospecţiune şi explorare geologică şi hidrogeologică executate au condus

la evidenţierea în cadrul perimetrului Roşia atât a apelor freatice cât şi a apelor de adâncime.

Lucrările de descopertare şi ulterior excavaţiile executate pentru exploatarea stratelor V-

XII de lignit au confirmat prezenţa acestor acvifere .

Zăcământul din zona de luncă a perimetrului Roşia de Jiu, amplasat pe flancul sudic al

anticlinalului Strimba Rovinari, se află în condiţii hidrogeologice foarte grele determinate în

afară de scufundarea în trepte a zăcământului, şi de alţi factori, şi anume variaţia mare

litologică, existenţa pe suprafeţe mari a unor orizonturi nisipoase cu grosimi importante,

poziţionate sub cota bazei locale de eroziune.

Prin lucrările hidrogeologice de cercetare executate s-a urmărit obţinerea de date

suficiente privind răspândirea orizonturilor acvifere şi determinarea caracteristicilor

hidrogeologice ale acestora.

Datele furnizate de lucrările de cercetare hidrogeologiocă executate în perimetru au arătat

că în zona şesului aluvionar al Jiului, în orizonturile permeabile cuaternare sunt cantonate

importante resurse de apa subterană care au creat dificultaţi deosebite în exploatarea lignitului în

carieră, fapt ce a impus executarea de lucrări speciale de captare şi evacuare a apelor orizontului

acvifer freatic.

Astfel, pe malul drept al râului Jiu cariera este protejată de infiltraţiile apelor freatice şi

superficiale printr-un ecran impermeabil.

Încadrarea zăcământului Roşia de Jiu în categoria zăcămintelor cu condiţii complicate

(grele) din punct de vedere hidrogeologic este justificată datorită faptului ca exploatarea

rezervelor a fost posibilă numai în condiţiile executării unui mare volum de lucrări hidrotehnice

şi realizarea lucrărilor de asecare şi detensionare a orizonturilor acvifere.



23

Aceste lucrări au fost realizate înainte de începerea construcţiei carierei şi continuate în

perioada de exploatare cu devansarea suficientă a fronturilor de lucru.

Schema de asecare a câmpului carierei Roşia de Jiu a fost elaborată pe baza analizei

concrete a tuturor materialelor hidrogeologice obţinute prin cercetările efectuate.

În condiţiile caracteristicilor hidrogeologice ale orizonturilor acvifere din perimetrul

carierei Roşia de Jiu, lucrările de asecare au urmărit:

- asecarea orizonturilor acvifere din acoperişul stratului V,

- preluarea afluxului de apă din exteriorul perimetrului,

- reducerea presiunii orizontului acvifer artezian, din culcuşul stratului V,

- evacuarea apelor din vechea albie a Jiului,

- colectarea şi dirijarea apelor provenite din infiltraţii şi precipitaţii de pe taluzele

definitive, de lucru şi de pe vatra carierei spre staţiile de pompe.

Având în vedere că lucrările de asecare se execută în avansul exploatării fiind necesară

totodată corelarea cu fluxul tehnologic, etapele de asecare constituie un tot unitar care asigură

rezolvarea parametrilor proiectaţi dacă se realizează în totalitate lucrările propuse.

Situaţia hidrogeologică creată de prezenţa orizonturilor acvifere din intervalul stratelor

de cărbune V-XII, a impus incă de la proiectarea deschiderii carierei Roşia de Jiu la stabilirea

unei scheme de asecare, soluţia adoptată fiind cea cu foraje de drenare executate pe conturul

carierei şi în interiorul carierei.

Cariera Roşia de Jiu a fost prima carieră din zona de luncă în care s-au executat lucrări de

asecare preliminară pe o zonă de 2000 m X 2000m cu foraje de drenare cu diametru mare

echipate cu pompe submersibile. Aceste foraje au fost proiectate pentru orizonturile acvifere

situate în acoperişul stratului V cărbune în linii paralele cu fronturile de lucru.

S-au executat 10 linii de foraje cu distanţa între linii de 200 m iar intre forajele din

aceeaşi linie distanţa fiind de 100 m. Pe lângă forajele în reţea s-au mai executat şi foraje de

drenare a orizontului freatic şi artezian. Adâncimea medie a acestor foraje a variat între 110-120

m, iar denivelarea după 3 ani a fost pentru întregul sistem de cca. 25 m. Grosimea medie a

orizonturilor acvifere deschise prin forajele de drenare a variat în forajele executate intre 35-50

m.

Dupa anul 1990 avându-se în vedere comportamentul diferit privind capacitatea de cedare



24

şi afluxul diferit al apei din orizontul acvifer V-VI faţă de celelalte orizonturi acvifere, s-au

realizat foraje de drenare special pentru acest orizont, amplasate pe 6 linii de drenare. În prezent,

aceste foraje sunt dezafectate, în această zonă fiind depus sterilul din halda interioară.

Dintre toate orizonturile acvifere, orizontul artezian este cel mai important având în vedere

suprafaţa mare de infiltraţie, caracterul permanent al surselor de alimentare şi

dezvoltarea sa regională, condiţii care au permis acumularea unor imense resurse

de apă sub presiune, exploatarea stratului V neputând fi realizată fără

detensionarea apelor arteziene.

În faţa frontului de haldare, pe vatra carierelor, se execută lucrări de drenare a apelor acumulate.

Formaţiunile acvifere din culcuşul şi acoperişul zăcămintelor de cărbune creează

dificultăţi în exploatarea acestora prin pericolul de inundaţie a fronturilor de

lucru şi a lucrărilor miniere, a împotmolirii utilajelor din fluxurile tehnologice

sau prin alunecarea şi surparea treptelor şi taluzelor de lucru şi definitive din

cariere.

Pentru înlăturarea neajunsurilor este necesară asecarea sau detensionarea formaţiunilor

acvifere, reprezentând procesul de drenare şi evacuare a apelor din interiorul maselor de roci

sterile şi cărbune, în vederea exploatării lor în condiţii normale de lucru. Îndepărtarea apei din

carieră se face cu ajutorul staţiilor de pompe amplasate în punctele de cote cât mai mici.

Colectarea apei se face prin conducte şi canale transversale şi longitudinale, săpate pe treptele

de lucru. Evacuarea se face cât mai departe de spaţiul carierei, prin conducte metalice, pentru ca

apele colectate să nu se infiltreze şi să revină în carieră.

În concluzie, perimetrul Roşia de Jiu se încadrează într-un bazin hidrogeologic de mari

dimensiuni, în care se întâlnesc o serie de orizonturi şi complexe acvifere, cu caracteristici




Pentru menţinerea presiunii admisibile a artezianului se execută şi în prezent foraje de

detensionare pe vatra carierei, cu curgere liberă, pe acoperişul stratului V cărbune.

2.5. Evacuarea apelor din carieră

Cariera Roşia de Jiu este situată pe raza comunei Fărcăşeşti în vecinătatea oraşului

Rovinari, la distanţa de 25 km sud de municipiul Tg. Jiu, judeţul Gorj. În cariera Roşia de Jiu sunt



25

în exploatare 5 straturi de cărbune: X, IX, VIII, VI-VII şi V. Capacităţile de producţie puse în

funcţiune până în prezent sunt de 4.950.000 tone, obţinute din straturile prezentate anterior cu

următoarele menţiuni: în cursul anului 2002 stratul X este scos din exploatare; în zona colinară este

atacată treapta IV de excavare în zona S - V a carierei. Dotarea cu utilaje a carierei cuprinde:

- utilaje de excavare: 3 buc. SRs2000-30/7, 3 buc. SchRs/ERCl 400-30/7 şi 1 buc. SRs

1300-26/3,5;

- utilaje de haldat şi distribuţie: 2 buc. A2RsB 12500x95,1 buc. A2RsB 6300x95, 1 buc.

MH 6500x90, 1 buc. A2Rs 4400x170, 3 buc. DSB 1600-20/30 şi 1 buc. MHD 4400;

- circuite de transport masă minieră, echipate cu TMC-uri B = 1400 - 2250 mm, care

realizează transportul cărbunelui la depozit şi al sterilului în haldă.

Orizonturile acvifere superioare stratului VII de cărbune au fost asecate printr -un

sistem de 10 linii de foraje. Apa din lentilele acvifere secţionate de lucrările de excavare este

drenată gravitaţional pe taluze şi prin canale la jompurile staţilor de pompe. Apa din orizontul

acvifer din intervalul V-VI cărbune, curge liber spre jompul din vestul carierei, care

colectează şi apa provenită din forajele de drenare a artezianului. Apele provenite din stratul V

sunt evacuate prin foraje de detensionare şi asecare. Apa provenită din infiltraţii, precipitaţii

şi orizontul artezian este drenată şi colectată în jompurile a 16 staţii de pompe. O vedere

generală a carierei, pe care se poate observa şi poziţionarea jomp-ului şi a unei staţii de

pompe se poate urmări în Figura 2.1.

Figura 2.1. Vedere generală carieră

Jomp colector

Agregate de

pompare

Sistem local de achiziţie,

modul de comunicaţie



26

Apa din carieră, provenită din infiltraţii, precipitaţii şi artezian este drenată şi colectată în

jompurile celor 16 staţii de pompe şi evacuată în canalele de gardă prin conducte de refulare.

În halda interioară a carierei sunt 4 staţii de pompe, respectiv staţia 5 (107), staţia 9, 9

bis, şi staţia 2 F, care sunt echipate cu 5 pompe 14 NDS şi 1 pompa Cerna 200 însumând o

capacitate de evacuare de 7850 mc/h. Capacitatea jompurilor de la aceste staţii de pompe

însumează 13200 mc.

Pe treptele carierei sunt amplasate 5 staţii de pompe, respective: staţia 8bis, 8 c, 7a, 11 şi

12 care sunt echipate cu 5 pompe 8 NDS, 2 pompe RDP-400, 2 pompe 12 NDS şi 2 pompe 14

NDS însumând o capacitate de evacuare de 10770 mc/h.

Capacitatea jompurilor de la aceste staţii de pompe însumează 24150 mc.

Pe vatra carierei apa provenită din infiltraţii, precipitaţii şi artezian este drenată către

staţiile de pompe 3Vest, 5 Vest şi 6 vest care au 8 pompe RDP 400 care pot evacua un volum de

apă de 10000 mc apă/h. Capacitatea jompurilor executate de excavatorul E 06 de la aceste staţii

de pompe este de 40500 mc.

Apa este evacuată prin 4 conducte de refulare de D=508 mm în canalul Valea Părăului.

Pe taluzele definitive ale carierei Roşia sunt amplasate 4 staţii de pompe, respectiv staţia nr.10,

nr.7, 1F şi PRAM care sunt echipate cu 3 pompe 8NDS şi 2 pompe Cerna 200, care pot evacua

un volum de apă de 2350 mc/h iar în jompurile lor poate fi colectat un volum de 9500 mc apă.

Din cariera Roşia, prin staţiile pompe este evacuată apă care provine din:

- rezerva statică a orizonturilor acvifere situate între stratele V -XII deschise prin

treptele I-VI,

- infiltraţiile de apă în orizonturile acvifere prin capetele de strat ce apar la zi sau din

ape curgătoare care au erodat formaţiunile litologice

- precipitaţiile, atât din interiorul carierei cât şi mai ales afluxul din exteriorul carierei

- infiltraţii provenite din orizontul acvifer artezian

- apa de la forajele de detensionare executate pe vatra carierei, care au interceptat

orizontul acvifer artesian şi care curg liber.

Datele cu privire la amplasarea şi echiparea statiilor de pompe, din cariera Roşia, se

regasesc în Tabelul 2.1.



27

Tabelul nr. 2.1. Situaţia staţiilor de pompe pentru evacuarea apelor din cariera Roşia

Nr.crt. Denumire

staţie

Amplasament

Tip pompă Debit pompa

mc/h

Capacitate evacuare

statie mc/h Capacitate jomp mc

x y z

1

3 Vest

377.112

356.357

62

RDP 1.250

3.750 19.000 RDP 1.250

RDP 1.250

2 5 Vest 377.091 356.321 62

RDP 1.250

3.750

21.500

RDP 1.250

RDP 1.250

3 6 Vest 377.072 356.280 61

RDP 1.250

2.500

RDP 1.250

4 5(107) 377.067 357.137 122

14NDS 1.500

3.000 4.200

14NDS 1.500



28

5 9 377.119 357.452 121 14NDS 1.500 1.500 4.500

6 9Bis 377.024 358.758 115

14NDS 1.500

3.000 2.000

14NDS 1.500

7 10 378.100 355.323 164 8NDS 550 550 1.200

8 2F 378.725 357.447 135 C200 350 350 2.500

9 8Bis 378.871 356.943 139

8NDS 550

1.100 1.750

8NDS 550

10 8C 377.791 355.491 104

RDP 1.250

2.500 8.500

RDP 1.250

11 PRAM 378.823 357.327 112

8NDS 550

1.100 4.000

8NDS 550

12 7 378.578 356.474 128

8NDS 550

1.100 3.200

8NDS 550



29

13 7A 378.505 356.507 112

8NDS 550

1.100 2.000

8NDS 550

14 11 378.334 355.963 129 8NDS 550 550 1.400

15 12 377.334 354.893

154

12NDS 1.260

5.520 12.500

12NDS 1.260

14NDS 1.500

14NDS 1.500

16 1F 377.000 353.200 145 C200 350 350 1.100

Total carieră 30

pompe

30.970 30.970 87.350



30

Cele 16 staţii de pompe, dotate cu 30 pompe, însumează o capacitate nominală de

evacuare de 30970 mc/h. Capacitatea nominală proiectată pentru cariera Roşia este de 29500

mc/h.

Volumul de apă evacuat din perimetrul carierei Roşia de Jiu, prin staţiile de pompe, în

perioada 2000-2011 (01.07.) este prezentat în tabelul 2.2.

Tabelul 2.2. Volume de apă evacuate în perioada 2000-2011

Anul Volumul de apă evacuat (mc)

din care din artezian

(mc) (%)

1 2 3 4

2000 30.814.104 23.981088 77,80

2001 21.798.180 15.540.966 71,30

2002 23.596.040 11.985.134 50,70

2003 16.650.196 9.047.668 54,30

2004 27.070.276 14.641.876 54,10

2005 18.859.132 15.275.897 81,00

2006 18.313.891 15.383.668 84,00

2007 20.669.694 17.155.846 83,00

2008 18.528.250 12.043.363 65,00

2009 16.887.111 14.016.302 83,30

2010 15.742.092 14.400.000 78,76

2011

(la data de 01.07.2011) 7.454.921 6.221.262 83,36

Total 236.383.887 167.470.070 70,84

Volumele de apă evacuate lunar în anul 2010 sunt prezentate în Tabelul nr. 2.3., iar



31

cele evacuate lunar în anul 2011 sunt prezentate în Tabelul nr.2.4.

Tabelul nr. 2.3. Volume de apă evacuate lunar în anul 2010

Volume de apă

evacuate în anul 2010

Volume de apă din orizont

acvifer artezian [m3]

Volume de apă din

orizonturi acvifere

superioare [m3]

Total

Ianuarie 1.082.691 241.313 1.324.004

Februarie 1.142.400 238.495 1.380.895

Martie 1.156.323 210.768 1.367.091

Aprilie 1.094.741 166.213 1.260.954

Mai 1.060.469 214.546 1.275.015

Iunie 1.076.533 207.281 1.283.814

Iulie 1.083.496 212.874 1.296.370

August 1.066.895 220.607 1.287.502

Septembrie 1.062.076 206.792 1.268.868

Octombrie 1.074.392 222.201 1.289.924

Noiembrie 1.076.266 213.658 1.289.924

Decembrie 1.065.556 210.625 1.276.181

Tabelul nr. 2.4. Volume de apă evacuate lunar în anul 2011

Volume de apă

evacuate în anul

2011

Volume de apă din orizont

acvifer artezian [m3]

Volum de apă din

orizonturi acvifere

superioare [m3]

Total

Ianuarie 1063414 210404 1.273818

Februarie 1069840 214196 1.284036



32

Martie 1061808 203980 1.265788

Aprilie 1013077 203981 1.217058

Mai 1000047 198873 1.198920

Iunie 1013076 202225 1.215301

În tabelul nr. 2.5. sunt prezentate caracteristicile tehnice ale pompelor utilizate pentru

evacuarea apelor din Cariera Roşia.

Tabelul nr. 2.5. Caracteristicile tehnice ale pompelor utilizate pentru evacuarea apelor din Cariera Roşia

Nr.crt. Tip

pompa

Debit pompă

[m3/h]

Înălţimea de

refulare [m]

Putere motor

[kW]

Tensiune de

alimetare [V]

Turaţii

[rot/min]

1 RDP 400 1.250 120 630 6.000 1.500

2 14NDS 1.500 100 500 6.000 1.500

3 12NDS 1.260 100 500 6.000 1.500

4 8NDS 550 80 200 6.000 1.500

5 Cerna 200 350 30 55 380 1.500



33

CAPITOLUL 3:

ASPECTE CONSTRUCTIVE PRIVIND MICROHIDROCENTRALELE

3.1. Elemente introductive

Utilizarea apei este cunoscută de mii de ani. De cel puţin două mii de ani apa a fost

folosită în foarte multe părţi ale lumii, în special pentru măcinarea cerealelor şi pentru

producerea energiei. În toată Europa şi America de Nord au fost construite mori de apă, în

primele decade ale revoluţiei industriale, pentru a produce energie utilizată într-o varietate de

scopuri, de la procesarea inului până la tors şi ţesut, de la piuă şi până la prelucrarea lemnului.

Conversia energiei hidraulice în energie electrică nu este poluantă, presupune cheltuieli

relativ mici de întreţinere, nu există probleme legate de combustibil şi constituie o soluţie de

lungă durată.

Centralele hidroelectrice au cele mai reduse costuri de exploatare şi cea mai mare durată

de viaţă în comparaţie cu alte tipuri de centrale electrice.

Există o experienţă de peste un secol în realizarea şi exploatarea CHE, ceea ce face ca ele

să atingă niveluri de performanţă tehnică şi economică foarte ridicate.

Prima hidrocentrală din lume este Cragside, în Rothbury, Anglia, construită în 1870

(figura 3.1). Cragside era o casă ţărănească în apropiere de Rothbury. A fost prima casă din

lume care a utilizat energia hidroelectrică.

Construită într-o zonă muntoasă, a fost casa de vacanţă a lordului WilliamGeorge

Amstrongşi după 1870 a trecut în grija NationalTrust. Cragside, numită după dealul Cragend, a

fost construită în 1863 ca o modestă casă ţărănească cu două etaje, dar a fost extinsă,

transformându-se într-o adevărată vilă în stilul Tudor, de arhitectul NormanShaw.

La un moment dat, clădirea includea un observator astronomic şi un laborator ştiinţific.

În 1868 a fost instalat un motor hidraulic utilizat în spălătoria de rufe, în rotiserie şi

pentru acţionarea liftului hidraulic. În 1870 apa din unul din lacurile deţinute pe proprietate a fost

utilizată pentru a învârti un dinam (maşină electrică rotativă, generatoare de curent continuu)

Siemens, aceasta fiind probabil prima centrală hidroelectrică din lume.



34

Figura 3.1. Centrala hidroelectrică Cragside, Anglia.

A doua hidrocentrală din lume a fost construită, în 1882, în Wisconsin, SUA, Appleton,

pe râul Fox, fiind utilizată pentru a lumina două mori de hârtie şi o casă, la doi ani după ce

ThomasEdisona prezentat lampa cu incandescenţă.În anul 1885, se construieşte a treia

hidrocentrală din lume, de către Asociaţia Schmidtşi Dachler.În decursul anului 1896 prima

centrală combinată hidro şi termo din România a fost dată în exploatare pe valea râului Sadu,

fiind denumită Sadu I (Figura 3.2). Vechea turbină cu ax vertical a fost înlocuită în 1905 cu o

turbină Franciscare a funcţionat până în 1929.

Figura 3.2. Centrala hidroelectrică SaduI

3.2. Aspecte teoretice ale valorificării energiei hidro

Energia de origine hidro face parte din categoria energiilor regenerabile. Prin potenţial

hidroenergeticse înţelege energia echivalentă corespunzătoare unui volum de apă într-o perioadă



35

de timp fixată (1 an) de pe o suprafaţă (teritoriu) precizată.Potenţialul hidroenergetic se poate

clasifica în mai multe categorii:

-potenţial hidroenergetic teoretic (brut):

de suprafaţă;

din precipitaţii;

din scurgere;

potenţial teoretic liniar (al cursurilor de apă);

-tehnicamenajabil;

-economicamenajabil;

-exploatabil.

Potenţialul hidroenergetic teoretic de suprafaţă din precipitaţii reprezintă energia

echivalentă volumului de apă provenită din precipitaţii într-un an pe o suprafaţă (în general se

consideră suprafaţa unui bazin hidrografic). Potenţialul hidroenergetic de suprafaţă din scurgere

reprezintă energia echivalentă corespunzătoare volumului de apă scurs pe o suprafaţă într-un

interval de un an.

Potenţialul hidroenergetic liniar reprezintă energia echivalentă a volumului de apă scurs

pe un râu într-un an.

Pentru toate aceste categorii, potenţialul hidroenergetic teoretic se consideră energia

echivalentă volumului de apă fără a se introduce pierderile de energie asociate utilizării practice

a acestui potenţial, ca şi cum randamentul de transformare în energie mecanică şi/sau electrică ar

fi 100 %.

Potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil reprezintă producţia de energie electrică care

s-ar obţine prin amenajarea unui curs de apă (integral sau pe un tronson) corespunzător unui

anumit stadiu de dezvoltare al tehnologiilorasociate.

Potenţialul hidroenergetic economic amenajabil reprezintă acea parte a potenţialului

tehnic amenajabil care poate fi valorificat prin amenajări eficiente economic. Potenţialul

hidroenergetic economic amenajabil este o mărime supusă cel mai des modificării, fiind

influenţată de progresul tehnic, tipul de centrale, dinamica acestora, amplasarea teritorială a

surselor de energie primară şi în principal condiţiilor economice ale ţării sau regiunii respective.

De aceea valoarea acestui potenţial trebuie raportată la o anumită dată, iar evaluarea trebuie

reluată periodic.

Potenţialul hidroenergetic exploatabil reprezintă partea din potenţialul economic

amenajabil care poate fi efectiv exploatată dacă se ţine cont şi de restricţii de impact asupra



36

mediului ambiant.

Utilizarea potenţialului unui sector de râu în vederea amenajării acestuiaPentru a putea

utiliza potenţialul unui râu pe un sector 1-2 este nevoie să se realizeze o concentrare a energiei în

secţiunea 2 (figura 3.3). Concentrarea se referă la factorul intensiv (căderea).

Figura 3.3.Schiţa unei amenajărihidroenergetice.

Potenţialul teoretic (brut) liniar al unu sector de râu (1-2), reprzinta energia (sau puterea)

maximă care se poate obţine pe sectorul respective, fara a ţine cont de pierderile care apar

prin amenajarea acestuia (randamentul hidrauluc şi randamentul electro-mecanic).

Potenţialul calculate pe baza debitului mediu este:

𝑃 = 9,81 𝑥𝑄1+𝑄2

2 𝑥 (𝑍1 − 𝑍2) [kW]

𝐸 = 9,81 𝑥𝑄1 + 𝑄2

2 𝑥 𝑍1 − 𝑍2 𝑥 8760 [

𝑘𝑊ℎ

𝑎𝑛]

unde:

𝑄1 este debitul mediu multiannual al parţii amonte (iniţiale) a sectorului amenajat

𝑄2 este debitul mediu multiannual al parţii aval (finale) a sectorului amenajat



37

𝑍1 este cota amonte a sectorului de râu şi 𝑍2 este cota aval a sectorului de râu

8760 reprezintă numărul de ore dintr-un an (timpul)

Potenţialul teoretic liniar este mărimea invariabilă în timp si independetă de condiţiile

tehnice sau economice. De aceea, deşi prezintă dezavantajul de a nu fi o mărime fizica reală,

potenţialul hidroenergetic este folosit pentru studii comparative.

Potenţialul teoretic liniar se calculează, în general utilizându-se debitul mediu multianual al

cursului de apa analizat.În acest caz relaţiile de mai sus devin:

𝑃 = 9,81 𝑥 𝑄𝑚 x (𝑍1 − 𝑍2) [kW]

𝐸 = 9,81 𝑥 𝑄𝑚 x 𝑍1 − 𝑍2 x 8760 [𝑘𝑊ℎ

𝑎𝑛

Potenţialul tehnic amenajabil reprezintă acea parte a potenţialului teoretic care poate fi

valorificată prin transformarea energiei hidraulice a cursurilor de apă în energia electrică prin

amenajarea hidroenegetică a sectorului de râu analizat.

Dacă se calculează potenţialul termic al aceluiaşi sector de râu se obţine:

𝐸 = 9,81𝑥 𝜂𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑥 𝑄𝑚 𝑥 𝑍1 − 𝑍2 𝑥 𝑇

unde:

𝑄𝑚 este debitul mediu multiannual pe sectorul respective

𝑇 este timpul de calcul (pentru energia anuală se utilizează 8760 ore)

𝜂𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 este randamentul total pe central si este format din:

𝜂𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝜂 ℎ 𝑥 𝜂 𝑡

𝑥 𝜂 𝑔

𝜂 ℎ 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑢𝑙 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑎𝑢𝑙𝑖𝑐

𝜂 𝑡 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑢𝑙 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑒𝑖



38

𝜂 𝑔 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑢𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑢𝑙𝑢𝑖

E exprimă valoarea energiei care ar putea fi produsă utilizându-se un sector de râu.

3.3. Aspecte tehnice și funcționale ale valorificării energiei hidro

Într-o MHC energia potenţială disponibilă sau căderea brută este convertită în energie

electrică prin intermediul principalelor componente ale sistemului hidroenergetic, sistem

reprezentat schematic în figurile 3.3 şi 3.4. Principalele componente unei MHC sunt următoarele:

Acumularea: constituie o formă de stocare a energiei potenţiale disponibile.

Sistemul de transfer: include priza de apă (echipată cu grătar) şi circuitul de transfer

(canalul, conducta forţată, galeriile şi evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este

convertită în energie cinetică.

Turbina hidraulică: este componenta centralei unde energia apei este convertită în

energie mecanică.

Rotorul generatorului: energia mecanică transmisă prin intermediul arborelui către rotor

conduce la producerea de energie electrică, conform legilor electromagnetice.

Linia de legătură la reţea: prin intermediul acesteia MHC este conectată la reţea pentru a

furniza energie electrică consumatorilor.



39

Figura 3.4. Schema unei microhidrocentrale

Puterea pe care o hidrocentrală o poate produce depinde de cădere, de exemplu

înălţimea H[m] de la care vine apa (vezi figura 3.5. [10]) şi de debitul de apă turbinatQ [m3/s].

Căderea determină energia potenţială disponibilă al unui amplasament.

Debitul râului reprezintă volumul de apă [m3] care trece printr-o secţiune transversală a

râului într-o secundă. Puterea brută teoretică (P[kW]) disponibilă poate fi apoi calculată folosind

o relaţie simplificată:

P= 9,81 ×Q×H, în [kW].

Totuşi, întotdeauna se pierde energie atunci când aceasta este convertită dintr-o formă în

alta. Turbinele mici de apă au rareori randamente mai mari de 80%. Puterea va fi, de asemenea,

pierdută în conducta prin care circulă apa către turbină din cauza pierderilor prin frecare.

Printr-o proiectare atentă, această pierdere poate fi redusă însă într-o foarte mică măsură.

Într-o aproximare dură, pentru sistemele mici, de câţiva kW, randamentul global se poate

considera 50%. Ca atare, puterea teoretică ce se calculează trebuie înmulţită cu 0,50 pentru a

obţine un rezultat mai realist.



40

Figura 3.5. Schema unei hidrocentrale

Amenajările pe firul apei se referă la modul de operare în care hidrocentrala foloseşte

doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului. Amenajările pe firul apei sugerează că nu

există acumulări de apă sau inundări, iar puterea fluctuează odată cu debitul râului (figura 3.6.).

Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurile

hidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un sistem electric mai

mare. Individual, ele nu asigură, în general, foarte multă capacitate fermă.

De aceea, comunităţile izolate care folosesc micro-hidrocentrale au nevoie deseori de o

putere suplimentară.

O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunităţi

izolate sau ale unei industrii dacă debitul minim al râului este suficient pentru a întâmpina

cerinţele vârfului necesar de energie electrică.



41

Figura 3.6. Microhidrocentrală pe firul apei.

Microhidrocentralele "pe firul apei" pot implica necesitatea devierii traseului râului.

Devierea este deseori necesară pentru a se putea exploata avantajele unei mai bune căderi. În

general, proiectele de deviere conduc la o reducere a debitului râului dintre priza de apă şi

centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a devia debitul către priza de apă este necesar un stăvilar.

Amenajările cu acumulare

Pentru ca o centrală hidraulică să livreze la comandă, sau pentru a realiza o încărcare

variată, sau pentru a furniza putere la vârful graficului zilnic de sarcină, apa trebuie să poată fi

stocată într-un rezervor. Dacă un lac natural nu poate fi închis, asigurarea spaţiului de depozitare

implică construirea unui baraj sau a mai multor baraje şi crearea unor noi lacuri. Aceasta are

impact asupra mediului local într-un sens pozitiv şi într-unul negativ, deşi scara dezvoltării

deseori măreşte impactul negativ.

Pentru microhidrocentrale nu este, în general, fezabilă din punct de vedere economic

crearea noilor lacuri de acumulare, poate doar cu excepţia amplasamentelor izolate unde valoarea

energiei este foarte mare. Stocarea, pentru o microhidrocentrală este în general limitată la mici

volume de apă dintr-un lac de acumulare nou sau ale unuia existent. Termenul folosit pentru a

descrie acumulări cu volume mici de apă este bazin compensator. Acestea pot aduce beneficii

microhidrocentralelor prin creşterea producţiei de energie şi/sau creşterea veniturilor.

Alte clasificări

Schemele microhidrocentralelor pot fi de înaltă cădere mare sau de cădere mică,

depinzând de caracteristicile geografice ale zonei disponibile. Pentru un râu care parcurge un

relief abrupt pentru o parte din cursul său, diferenţa de nivel poate fi utilizată prin devierea totală

sau parţială a debitului şi prin returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină



42

(schema de înaltă cădere, vezi Figura 3.7). Apa poate fi adusă de la captare direct în turbină

printr-o conductă sub presiune.

Figura 3.7. Schemă tipică de MHC de înaltă cădere.

În scheme de cădere mică, există două configuraţii posibile. Una utilizează stăvilare cu o

schemă foarte asemănătoare cu cea de mai sus, deşi canalul este, de regulă, scurt şi conducta

forţată mică sau inexistentă (Figura 3.8.a. [6]). Cealaltă configuraţie presupune un baraj cu o

priză de apă integrală şi clădirea centralei (Figura 3.8.b).

Figura 3.8.a. Schemă cu baraj de derivaţie şi conductă forţată scurtă



43

Figura 3.8.b. Schemă cu un baraj cu priză de apă integrală şi clădirea centralei

Un caz particular îl reprezintă amenajările hidroenergetice complexe, care au producerea

de energie electrică subordonată altor folosinţe ca: irigaţii, alimentarea cu apă a proceselor

industriale, alimentarea cu apă a populaţiei sau evacuarea apelor uzate. Astfel, deşi utilă,

producţia de energie nu reprezintă principalul obiectiv al amenajării.

În general, puterea instalată a acestor micro-hidrocentrale este de până la 100 kW. O

schemă posibilă de asemenea amenajare este prezentată în Figura 3.9.

Figura 3.9. Schemă de amenajare hidroenergetică complexă cu MHC



44

O microhidrocentrală poate fi descrisă sub forma a două mari categorii: lucrări civile

(construcţia propriu-zisă) şi echipamente mecanice şi electrice.

Lucrări civile

Principalele lucrări civile la o amenajare a unei microhidrocentrale sunt: barajul sau

stăvilarul, conductele pentru transportul apei şi clădirea centralei electrice (vezi figura 3.4.). În

principiu, pentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele mai

importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent pe construcţii

civile practice şi uşor de efectuat.

Barajul sau stăvilarul realizează un lac de acumulare, direcţionează apa într-un canal,

într-un tunel, într-o vană sau la intrarea în turbină. Costul unui baraj pentru realizarea unei

acumulări mari de apă nu poate fi în mod normal justificat pentru proiecte de microhidrocentrale,

în consecinţă se foloseşte o construcţie mai simplă, un baraj mic, de derivaţie, sau un stăvilar.

Construcţia poate fi din beton, din lemn, din cărămizi, din materiale locale sau dintr-o

combinaţie a acestor materiale. În continuare se depun eforturi considerabile pentru a scădea

costul barajelor şi stăvilarelor pentru proiectele microhidrocentralelor, deoarece deseori, costul

acestuia poate face un proiect nerentabil.

Traseul hidraulic într-o microhidrocentrală cuprinde:

O priză de apă care include grătarul pentru plutitori, o poartă şi o intrare într-un canal,

într-o conductă forţată sau direct în turbină, în funcţie de tipul amenajării. Priza de apă este în

general, construită din beton armat, grătarul din oţel, iar poarta din lemn sau oţel.

Un canal şi/sau tunel de aducţiune şi/sau conductă forţată care conduc apa la centrala

electrică la amenajările la care aceasta este situată la o distanţă oarecare în aval de priza de apă.

Canalele sunt, în general, excavate şi urmăresc conturul terenului. Tunelelesunt subterane şi sunt

excavate prin forare, prin explozii sau prin folosirea unei maşini de forare. Conductele forţate

care transportă apă sub presiune pot fi din oţel, fier, fibră de sticlă, polimer, beton sau lemn.

Intrarea şi ieşirea din turbină, care includ vanele şi porţile necesare opririi accesului apei

către turbină, pentru oprirea centralei şi revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general,

fabricate din oţel sau fier. Porţile din aval de turbină, dacă sunt necesare pentru revizii, pot fi

fabricate din lemn

.Canalul de fugă care transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu. Acesta este

realizat prin excavare, asemenea canalului de aducţiune.



45

În sfârşit, clădirea centralei conţine turbina sau turbinele şi majoritatea echipamentului

mecanic şi electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât

mai mici posibile, având totuşi o fundaţie puternică, acces pentru întreţinere şi siguranţă.

Construcţia este din beton şi din alte materiale de construcţie.

Echipamente mecanice şi electrice

Principalele componente mecanice şi electrice ale unei microhidrocentrale sunt turbina

(turbinele) şi generatorul (generatoarele).

O turbină transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri

de turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei depinde în principal de

căderea disponibilă şi de debitul instalat în microhidrocentrală.

Turbinele sunt în general împărţite în trei categorii (tabelul 3.1): în funcţie de căderea pe

care o prelucrează: de înaltă cădere, de cădere medie şi de cădere mică; după presiunea pe palele

turbinei: cu acţiune şi cu reacţiune.

Diferenţa dintre acţiune şi reacţiune poate fi explicată prin faptul că turbinele cu acţiune

transformă energia cinetică a jetului de apă prin aer în mişcare prin lovirea paletelor turbinei, nu

există reduceri de presiune apa având aceeaşi presiune pe ambele feţe ale paletelor, presiunea

atmosferică. Pe de altă parte, palele unei turbine cu reacţiune sunt complet imersate în apă, iar

momentul unghiular al apei, ca şi cel liniar, este transformat în putere la arbore, presiunea apei

care iese din rotor fiind egală sau chiar mai mică decât cea atmosferică.

Tabelul 3.1. Clasificarea tipurilor de turbine

Turbinele folosite pentru căderi mici sau medii sunt cel mai descu reacţiune şi includ

turbine Francis şi turbine Kaplancu pale fixe sau variabile (Figura 3.10).



46

Figura 3.10. Scheme pentru turbina Kaplan

Turbinele folosite pentru amenajări de înaltă cădere sunt cele cu acţiune. Acestea includ

turbinele Pelton(figura 3.11), Turgoşi Banki (curgere transversală).

Figura 3.11. Turbină Pelton verticală

Turbina care are curgere transversală, numită Banki (Figura 6.12), este folosită pentru o

gamă largă de căderi, acoperind atât turbinele Kaplan, Franciscât şi Pelton. Este potrivită în

special pentru curgeri cu debite mari şi căderi mici.



47

Figura 3.12. (1) Turbina Banki; (2) secţiune transversală a turbinei, (3) lamele turbinei

Tipul selecţiei, geometria şi dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de

debitul defluentşi de viteza rotorului. Figura 6.13. prezintă gama de acţiune a diferitelor tipuri de

turbine ca o funcţie de cădere şi debitul instalat.

Figura 3.13. Nomogramă de selecţionare a turbinelor pentru microhidrocentrale



48

Cu privire la generatoare, există două tipuri de bază folosite în general în

microhidrocentrale şi anume cele sincrone şi cele de inducţie (asincrone). Un generator sincron

poate fi operat izolat în timp ce unul de inducţie trebuie operat legat cu alte generatoare.

Alte componente mecanice şi electrice ale microhidrocentralelor includ:

regulator de turaţie pentru a potrivi viteza de rotaţie ideală a turbinei cu cea a

generatorului (dacă este nevoie);

vane de închidere a accesului apei la turbine

porţi de control şi de by-pass pentru râu (dacă este nevoie);

sistem de control hidraulic pentru turbine şi valve;

sistem de control şi de protecţie electrică;

comutator electric;

transformatoare pentru serviciile interne şi pentru transmiterea puterii;

serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea şi puterea necesară

funcţionării sistemelor de control şi a comutatorului;

sisteme de răcire şi de lubrifiere (dacă este necesar);

sursă de putere de rezervă;

sistem de telecomunicaţii;

sisteme de alarmă împotriva incendiilor şi de siguranţă (dacă sunt necesare).

3.4. Aspecte economice ale aplicațiilor care utilizează energia hidro

Proiectarea microhidrocentralelor necesită studii tehnice şi financiare fundamentale

pentru a determina dacă un amplasament este fezabildin punct de vedere tehnic şi economic.

Aceste studii sunt legate de:

Topografia şi geomorfologia amplasamentului.

Evaluarea resurselor de apă şi potenţialului acestora.

Alegerea amplasamentului şi aranjamente de bază.

Turbinele şi generatoarele hidraulice şi echipamentele de control asociate.



49

Măsuri legate de protecţia mediului şi de micşorare a impactului.

Evaluare economică a proiectului şi a potenţialului financiar.

Cadrul instituţional şi procedurile administrative pentru a obţine autorizaţiile

necesare.

Alegerea debitului instalat.

Pentru a decide dacă o schemă este viabilă este necesar să se înceapă evaluarea resurselor

de apă existente în amplasament. Potenţialul energetic al schemei este proporţional cu produsul

debitului şi al căderii. Căderea brută poate fi considerată în general constantă, dar debitul variază

în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a ise estima

potenţialul şi pentru a calcula producţia anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a

debitului.

Primul lucru îl constituie obţinerea de înregistrări cu privire la regimul precipitaţiilor şi la

debitul râului pentru o perioadă de timp cât mai lungă pe suprafaţa bazinului hidrografic de

interes. Înregistrări privind apele de suprafaţă şi regimul precipitaţiilor sunt colectate şi publicate

anual în fiecare ţară de către una sau mai multe agenţii guvernamentale. Cu ajutorul unui

hidrograf al debitelor furnizat de către agenţia corespunzătoare şi prin aranjarea datelor în ordine

descrescătoare şi nu cronologic, poate fi obţinută o curbă de durată a debitelor ca cea din Figura

3.14. Aceasta face posibilă estimarea potenţialului amplasamentului.

Curba de duratã a debitelor evidenţiazã în procente, timpul în care debitul este egal sau

depãşeşte anumite valori şi oferã un mijloc de determinare rapidã a cantitãþii din resursa de apã

disponibilã care poate fi acestea folositã de turbine de diferite dimensiuni.

Fãcând referire la Figura 3.14, care este curba de duratã debitelor a unui râu într-un

amplasament al unei amenajãri hidroenergetice, puterea (P) disponibilã a râului variazã în timp

odatã cu variaþia debitului Q.

Nu toatã puterea poate fi folositã. Mai întâi, trebuie înlãturatã din curba de duratã a

debitului rezerva de debit, având în vedere faptul cã râul trebuie sã îşi continue curgerea în albia

naturalã. Haºura de la baza curbei de duratã a debitului din figura 6.14. reprezintã aceastã

curgere.

Debitul utilizabil rămâne în suprafaţa de deasupra acesteia. Totuşi, dacă ar fi instalată o

turbină destul de mare pentru a folosi toată această suprafaţă, aceasta ar fi foarte mare şi scumpă

şi ar funcţiona la întreaga ei capacitate pentru o foarte scurtă perioadă de timp.



50

Energia câştigată, în comparaţie cu unele capacităţi mai mici, n-ar conta în comparaţie cu

costurile adiţionale ale echipamentelor şi conductelor.

Mai există un motiv pentru care se alege o capacitate mai mică: nici o turbină nu poate

funcţiona de la un debit zero la debitul instalat.

Multe pot funcţiona doar până la valori de minim 60% din debitul instalat, iar chiar cele

mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu atât

va fi mai mare întreruperea funcţionării datorită debitelor mici.

Figura 3.14. Exemplu de curbă de durată a debitelor

-Randamentul turbinei

Randamentul unei turbine este definit ca raportul între puterea furnizată de turbină

(puterea mecanică transmisă la arborele turbinei) şi puterea absorbită (puterea hidraulică

echivalentă debitului măsurat corespunzător căderii nete). Pentru a estima randamentul global,

randamentul turbinei trebuie înmulţit cu randamentul amplificatorului de viteză (dacă se

foloseşte aşa ceva) şi al alternatorului.

După cum se observă în figura 3.15., care evidenţiază randamentul mediu pentru diferite

tipuri de turbine, randamentul turbinei scade rapid sub un anumit debit turbinat. O turbină este

proiectată să funcţioneze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim, de regulă pe la



51

80% din debitul maxim, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul

turbinei hidraulice scade.

Figura 3.15. Randamente medii pentru diferite tipuri de turbine

Intervalul de debite care pot fi utilizate, în consecinţă energia produsă, variază dacă:

schema trebuie să alimenteze cu energie o reţea mică,

schema a fost proiectată pentru conectarea la o reţea mare de distribuţie.

În primul caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât să se permită producerea de energie

în aproape tot cursul anului. În cel de-al doilea caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât

venitul net obţinut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.

TurbineleKaplanşi Peltoncu dublu reglaj pot funcţiona satisfăcător într-o gamă mult mai

mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus).

TurbineleKaplancu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime, iar

turbinele Francis de la o jumătate din debitul instalat în sus. Sub 40% din debitul instalat,

funcţionarea turbinelor Francis ar putea deveni instabilă, putând apărea vibraţii sau şocuri

mecanice. Turbinele cu aparat director fix şi pale fixe pot funcţiona satisfăcător doar într-o plajă

foarte redusă de debite.



52

În timpul operării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra

fluxului de venituri şi cheltuieli. Acestea sunt:

reducerea producţiei de energiefaţă de media stabilită în etapa de proiectare, din

cauza slabei calităţi a datelor hidrologice sau a supraevaluării acestora;

nerealizarea parametrilor garantaţipentru echipament (putere, randament,

comportament pe termen lung la funcţionare, costuri mari în legătură cu

întreţinerea, reparaţii ale stricăciunilor etc.), datorate calităţii slabe a activităţii de

proiectare, de asamblare şi montaj;

scăderea producţiei de energie din cauza unei perioade secetoase (precipitaţii

reduse).

Dacă operatorul microhidrocentralei nu este capabil să furnizeze cantitatea de energie

contractată de consumatori, acesta ar putea fi penalizat. O altă posibilitate pentru operatorul

microhidrocentralei este să cumpere electricitate scumpă din alte surse (de exemplu

termocentrale pe cărbuni) şi să o revândă cu un preţmai mic clientului pentru a-şi îndeplini

sarcinile din contract.

Bineînţeles, această variantă va cauza pierderi financiare importante;

ruperea barajului reprezintă un accident major cu importante consecinţe cum ar fi

închiderea microhidrocentralei pentru o lungă perioadă de timp. Statistic,

combinaţia dintre o inundaţie în amonte de baraj şi defecţiuni la deversor sunt cele

mai frecvente cauze ale accidentelor. Cauzele secundare sunt erori de fundaţie sau

infiltraţii ale apei. La niveluri ridicate ale apei în lacul de acumulare, alunecări de

teren sau prăbuşiri de stânci în lac pot determina valuri atât de mari încât apa să se

reverse peste toată lungimea barajului sau doar parţial. Dacă barajul este un con

de rambleu, aceasta ar putea duce chiar la deteriorarea barajului. Altă cauză care

ar putea conduce la distrugerea barajului o reprezintă cutremurele;

colmatarea, are loc datorită efectului de sedimentare a suspensiilor solide, care

conduce la creşterea depunerilor pe fundul lacului de acumulare. Rezultatul constă

în micşorarea cantităţii de apă care poate fi stocată şi, prin urmare, reducerea

cantităţii de energie posibil a fi produsă.



53

aspectele ecologice cauzate de activităţile de producere a energiei, întreţinere şi

reparaţii. Sunt costuri asociate cerinţelor de a micşora, limita şi chiar de a înlătura

impactul acestor consecinţe ecologice.

Principalele probleme legate de mediu pentru microhidrocentrale sunt:

impactul ecologic al debitul de apă deviat şi nevoia de a menţine un debit

suficient prin albia naturală a râului;

impactul vizual negativ a prizei de apă, a barajului (sau stăvilarului) şi a clădirii

centralei;

orice pagubă adusă peştilor sau altor organisme care trec prin turbine odată cu

apa;

impactul unei faze din perioada de construcţie, când pot fi necesare baraje

temporare; există de asemenea riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului

şi/sau depozitarea materialelor de construcţii în apă;

orice schimbare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului (sau stăvilarului).

Trebuie specificat faptul că schemele la scară redusă care nu implică acumularea apei în

spatele barajului sau în lacuri de acumulare au un impact mult mai mic asupra mediului

înconjurător.

Aspecte asociate uzurii premature a echipamentelor care intră în contact cu apa, în

prezenţa unei eroziuni mixte ale curgerii cu sedimente solide sau cauzate de către agresiuni

chimice ale apei şi aspecte corespunzătoare unor activităţi inadecvate de producţie de energie, de

întreţinere şi reparaţii. În ambele cazuri, randamentul şi disponibilitatea echipamentului scad, iar

producţia de electricitate scade, având un impact major asupra venitului companiei.

În comparaţie cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un capital

iniţial foarte mare. Aceste costuri depind în mare măsură de amplasament şi de condiţiile

climatice ale ţării şi sunt foarte variate.

Costurile pentru investiţii includ:

construcţia (barajul, canalul natural, clădirea centralei);

echipamentele utilizate la generarea energiei electrice (turbina, generatorul,

transformatorul, liniile de curent);



54

altele (tehnologia, proprietăţile solului, punerea în funcţiune).

Microhidrocentralele de înaltă cădere sunt, în general, soluţii mai puţin costisitoare din

moment ce cu cât este mai înaltă căderea cu atât este necesară mai puţină apă pentru a furniza o

anumită putere. Se pot lua în considerare următoarele valori de investiţii specifice:

între 1500 şi 9000 Euro/kW pentru căderi între 2,3 şi 13,5 m;

între 1000 şi 3000 Euro/kW pentru căderi între 27 şi 350 m.

Totuşi, căderile înalte tind să se situeze în locuri cu densitate mică a populaţiei unde

cerinţele de energie sunt mici, iar transportul la distanţe mari, către principalele centre de

populaţie, pot anula avantajul costurilor scăzute ale sistemelor izolate cu căderi înalte.

În consecinţă, echipamentele pentru căderi şi debite mici sunt foarte costisitoare, iar

costurile echipamentelor reprezintă între 40 şi 50% din costul total al instalaţiilor hidroenergetice

convenţionale. Cât priveşte partea de costuri ale construcţiilor civile, nu se pot enunţa unităţi de

cost standard. Barajele, canalele şi prizele de apă pot avea structuri foarte diferite ale costurilor

totale de la un amplasament la altul. Acestea depind foarte mult depinde de topografie şi

geologie, şi, de asemenea, de metoda de construcţie aplicată şi de materialele utilizate.

Doar pentru a menţiona câteva exemple, costul total pentru microhidrocentrale în

Germania a fost de 5000 -9000 Euro/kWşi au fost împărţite, în cele mai multe cazuri, astfel: 35%

construcţii civile, 50% piese electrice, 15% altele. Mai există, desigur, şi diferenţe între ţări. De

exemplu costul unei turbine tip Bankicu regulator de 8 kWîn Cehia, este de aproximativ 3500

Euro, sau 450 Euro/kW.

Costuri de mentenaţăşi operareÎn fluxul de venituri şi cheltuieli apar şi alte costuri, după

punerea în funcţiune. Pentru a rezulta indicatori satisfăcători în cazul unei investiţii într-o

microhidrocentrală, indicatori care “dau verdictul”în cazul analizei economice şi respectiv a

realizării efective a obiectivului în cauză, costurile medii anuale de exploatare ar trebui să se

situeze în intervalul 0,8 –1,5 %din investiţie.

Costurile de exploatare sunt alcătuite din:

salarii;

costuri de mentenanţă;

alte costuri (rechizite etc.).



55

3.5. Tipuri de risc pentru proiectele care utilizează energia hidro

Gestionarea riscului în domeniul amenajărilor hidroelectrice este o problemă complexă,

care se abordează foarte diferit, în funcţie de participanţii la un asemenea proiect de mare

anvergură.

Riscurile sunt numeroase. O parte din ele se pot acoperi prin garanţii emise de autoritatea

publică (garanţii privind respectarea acordului de vânzare a energiei emis de guvern şi banca

centrală), sau de evenimente recunoscute ca fiind caz de Forţă Majoră, sau simplu, acoperite

printr-o asigurare (risc de schimb, risc politic etc.).

Totuşi, numeroase riscuri nu sunt asigurabile, sau nu pot face obiectul unei garanţii

satisfăcătoare. Acestea sunt cazurile exemplificate de riscul de concepţie, de calitate a execuţiei,

sau de condiţiile naturale ale amplasamentului obiectivului. Printre acestea din urmă se numără

evident datele hidrologice (debitele maxime pentru siguranţa lucrărilor, debitul mediu pentru

aprecierea producţiei de energie), datele seismice, sau datele geologice, realizarea lucrărilor

subterane, care toate au implicaţii importante asupra costului obiectelor amenajării

hidroelectrice.

Depăşirea valorii de investiţie iniţiale conduce la diminuarea beneficiului. De asemenea

nerespectarea duratei de execuţie cauzate de executarea unor lucrări suplimentare, conduce la

amânarea termenului de punere în funcţiune, cu consecinţe asupra returnării creditelor şi inclusiv

înrăutăţirea indicatorilor tehnico-economici.

Trebuie notat că şi în cazul în care apare un eveniment neprevăzut, ca de exemplu un

cutremur de intensitate mare, război etc., încadrate ca “Forţă Majoră”, se poate acorda o

prelungire a duratei de execuţie, dar această situaţie conduce la majorarea costurilor.

Factorul principal care poate afecta eficienţa economică a unui proiect hidroenergetic este

tocmai rentabilitatea acestuia, altfel spus,faptul că un capital investit trebuie să conducă la

câştiguri atrăgătoare pe durata de exploatare a centralei, sau chiar pe o perioadă de timp mai

scurtă. Însă, pentru o centrală nouă, sau aflată în execuţie, când apare un eveniment generator de

“risc”, rentabilitatea nu poate fi garantată.

Factori care afectează finanţarea

Se doreşte punerea în evidenţă o stare de fapt existentă în ţara noastră, după 1989, în

domeniul hidroenergetic, în raport cu finanţarea investiţiilor aflate în execuţie, sau a altor



56

amenajări hidroenergetice noi, care prezintă indicatori tehnico-economici şi de rentabilitate

favorabili.

Abordarea acestui subiect se face prin analiza factorilor de risc, care pot reduce eficienţa

lucrărilor hidroenergetice. Evident că realizarea unor amenajări noi este utilă, dacă aceasta

prezintă indicatori tehnico-economici favorabili. La stabilirea acestora trebuie să se ţină seama

de o serie de factori comuni comunităţii internaţionale, precum reducerea noxelor rezultate din

arderea combustibililor, epuizarea într-un viitor mai apropiat sau mai depărtat a acestora,

eventuale schimbări sociale şi politice, imposibilitatea de a importa combustibil etc. În cazul

României trebuie menţionat că, pentru echilibrarea balanţei de resurse primare trebuie să se

apeleze la import de combustibil sub diferite forme, combustibil care trebuie plătit în valută, iar

costul acestui combustibil poate varia foarte mult.

Toate acestea trebuie analizate în comparaţie cu resursele hidroenergetice ale ţării, care

deşi au o valoare relativ modestă (valoare apreciată ca maximală la cca. 40 TWh/an) constituie o

resursă internă şi este regenerabilă.

De asemenea în condiţiile actuale ale ţării noastre, care se află într-o perioadă de tranziţie

către economia de piaţă, este greu de stabilit cu suficientă aproximaţie factorii care intervin în

stabilirea eficienţei economice a diferitelor soluţii de asigurare a consumului intern de energie

electrică. De aceea, pentru cunoaşterea riscurilor ce pot apărea la executarea unui obiectiv

trebuie ca fiecare factor ce intervine, începând chiar cu datele de bază (hidrologice, topografice,

geologice etc.), proiectare, finanţare, termenul de punere în funcţiune, exploatare etc. să facă

obiectul unor analize detaliate prin care să se stabilească prin calcule de “sensibilitate”modul

cum variaţia acestora influenţează economicitatea şi oportunitatea realizării proiectului respectiv.

Elementele necesare a fi examinate pentru reducerea riscurilor.

›Timpul de recuperare al fondurilor investite

Timpul de recuperareal fondurilor investite într-un anumit proiect în prezenta unor

incertitudini puternice ca riscuri comerciale (produsul este vandabil si la ce pret), risc politic

major, risc tehnologic etc.

Timpul de recuperare poate fi calculat începând de la momentul punerii în functiune a

primei capacitati realizate în cadrul proiectului respectiv, în valori actualizate sau neactualizate.

În toate cazurile trebuie avut în vedere sa nu se realizeze proiecte la care investitia se

recupereaza într-o durata de timp care depaseste momentul pâna la care se pot face prevederi



57

reale asupra elementelor de piata care influenteaza timpul de recuperare (costuri, vandabilitatea

produsului etc.). Un inconvenient al acestui criteriu este bineînteles caracterul sau arbitrar.

›Analizele de sensibilitate

Analizele de sensibilitate trebuie efectuate în mod obligatoriu într-un studiu economic

pentru a analiza cum variază indicatorii tehnico-economici, în special rentabilitatea, când variază

fiecare din componentele fluxurilor financiare.De exemplu în cazul amenajărilor hidroenergetice

sunt multe elemente care prezintă un grad mai mic sau mai mare de incertitudine:condiţiile

naturale (geologice, topo, hidrologice);mărimea investiţiei, durata de realizare a

lucrării;cantitatea de energie produsă, în perioada de recuperare a fondurilor investite funcţie de

caracterul real al perioadei respective;costurile de producţie şi preţurile de valorificare şi evoluţia

lor în perioade de analiză şi în special în perioada de returnare a eventualelor

împrumuturi;evoluţia restricţiilor impuse de condiţiile de mediu;cantitatea de apă posibil a fi

scoasă din circuitul energetic pentru asigurarea diverşilor consumatori etc.

Pentru a stabili “riscul”proiectului respectiv, în calculele de “sensibilitate” trebuie să se

examineze modul cum variaţia fiecărui element influenţează economicitatea proiectului respectiv

precum şi situaţia în care se pot modifica simultan mai mulţi factori independenţi. De

exemplu în cazul amenajărilor hidroenergetice este posibil prelungirea duratei de execuţie

datorită unor accidente geologice neprevăzute iniţial, iar după terminarea execuţiei să urmeze o

perioadă hidrologică deficitară. Evident că în acest caz returnarea eventualilor bani împrumutaţi

devine dificilă, se pot plăti dobânzi penalizatoare etc. şi, în consecinţă, rentabilitatea proiectului

poate scade, sau la limită proiectul poate deveni nerentabil.

›Probabilitatea

Probabilitatea –(speranţa matematică) trebuie luată în considerare atunci când nu se

poate presupune o variaţie uniformă sau după o lege oarecare a unui parametru, în cazul

amenajărilor hidroenergetice, acesta este cazul mărimii producţiei anuale de energie care este

funcţie directă de hidraulicitatea ce variază de la un an la altul. În acest caz, ţinând seama de

datele înregistrate în trecut trebuie reţinute mai multe posibilităţi, fiecare cu probabilitatea

respectivă (rezultată din analiza datelor trecute înregistrate) calculându-se astfel “speranţa

matematică”de a se obţine o anumită producţie de energie, iar de aici obţinându-se “speranţa

matematică”a venitului obţinut pe o anumită perioadă. În acelaşi mod este posibil să se calculeze

“speranţa matematică”pentru un venit, un cost actualizat, un preţde valorificare etc. Nu este însă



58

posibil să se calculeze “speranţa matematică” pentru anumite mărimi ca de exemplu rata internă

de rentabilitate.

Rentabilitatea poate fi estimată plecând de la frecvenţele unor şiruri din trecut, care

influenţează mărimea respectivă. În cazul amenajărilor hidroenergetice şirul debitelor

înregistrate pe o perioadă din trecut pot defini o lege de probabilitate de apariţie a unor debite

maxime necesare la dimensionarea descărcătorilor barajelor sau a scurgerii medii pentru

stabilirea producţiei medii de energie.În anumite cazuri, ca de exemplu când este vorba de

preţuri de vânzare, de rata de creştere a economiei, de evoluţia politică a ţării, nu este posibilă

referirea la frecvenţa înregistrată în trecut. În aceste cazuri se pot defini probabilităţi subiective.

Acestea caracterizează gradul de verosimilitate pe care îl asociază un expert evenimentului

cercetat. Expertul (sau experţii respectivi) estimează probabilitatea din experienţa sa în cazuri

asemănătoare. În anumite situaţii probabilitatea subiectivă poate fi îmbunătăţită prin obţinerea

unor informaţii suplimentare (de exemplu probabilitatea de a se lungi durata de execuţie a unei

galerii din cauza unor accidente geologice) poate fi corijată prin lucrări de studii suplimentare.

Se utilizează deseori simularea pentru fiecare fenomen considerat aleator. Cel mai

frecvent se utilizează metoda “Monte –Carlo”pentru generarea unor şiruri hidrologice. Repetând

operaţia de un număr suficient de mare de ori (de peste o sută) se poate de exemplu obţine un

eşantion suficient de mare de realizări artificiale posibile ale venitului care după aceea permit o

examinare statistică. Dacă mărimea eşantionului este suficientă, metoda permite să se stabilească

legea de probabilitate a venitului actualizat şi de aici estimarea “speranţei matematice”de a se

obţine venitul aşteptat.

›Fezabilitatea

Fezabilitatea unui proiect de amenajare hidroenergetică este determinată de informaţiile

privind situaţia generală economică a ţării noastre, inclusiv resursele primare de energie, date de

consumurile actuale şi în perspectivă şi în general de toate datele pentru subsistemul energetic.

Aceste date vor fi folosite pentru calcularea:

Ratelor financiare;

Ratei cost/beneficiu;

Ratei de revenire simplă;

Perioada de rambursare;

Venitul net actualizat;



59

Rata internă de revenire;

Toate aceste elemente se evaluează la studiul de prefezabilitateşi se precizează la studiul

de fezabilitatedându-se o atenţie deosebită elementelor financiare cerute de băncile

(organizaţiile, investitorii) creditoare.

De regulă se cer mai multe tipuri de evaluare:

Evaluare instituţională;

Evaluare tehnică;

Evaluarea economică şi financiară;

Evaluarea riscurilor – care examinează:

o Riscul iniţiatorului proiectului respectiv prin care se analizează experienţa,

seriozitatea şi activitatea trecută (experienţa) etc.;

o Riscul finalizării se referă la evenimente care pot apare înaintea, în timpul

executării proiectului (depăşirea costului, a termenului de punere în

funcţiune) etc.;

o Riscul tehnologic implică examinarea experienţei iniţiatorului în domeniul

tehnic respectiv;

o Riscul aprovizionăriicu toate materialele necesare execuţiei proiectului la

termene sigure şi la un cost ferm;

o Riscul funcţionării corespunzătoare a instalaţiilor după punerea în

funcţiune, examinarea cunoştinţelor personalului de exploatare;

o Riscul obţinerii tuturor aprobărilorpentru realizarea şi aprobarea

funcţionării;

o Riscul legat de posibilităţile de valorificare a producţiei la preţurile

consideratela justificarea proiectului.

În vederea reducerii riscurilor trebuie de la început să se acorde o deosebită atenţie

întocmirii contractelor utilizate în general în lumea comercială ce se ocupă de proiectele de

producere a energiei electrice:contractul de concesiunecare constituie baza celorlalte contracte.

Concesiunea este o licenţă acordată de guvern proiectului respectiv pentru construirea şi

exploatarea obiectivului pe o anumită durată de timp; contractul de cumpărare a energieicare este



60

un contract esenţial. Din punct de vedere al societăţii care a primit concesiune, aceasta trebuie să

se asigure că prin tariful stabilit va putea să-şi asigure suficiente venituri pentru a acoperi toate

costurile proiectului.

Prin acest contract trebuie să se asigure trei condiţii:

să asigure creditorii că se vor produce suficiente venituri pentru a restitui

datoriile;

să asigure investitorii că îşi vor recupera investiţia şi că vor obţine un beneficiu

(costul capitalului propriu);

să permită o împărţire corectă a beneficiilor între investitori şi cumpărătorul

energiei.

În afara acestor două contracte esenţiale mai trebuie avute în vedere şi întocmirea şi a

altora printre care:

contractul de construcţie;

contractul de exploatare şi întreţinere;

contractul de furnizare a echipamentelor, inclusiv performanţele şi costul

acestora;

contracte de asigurare;

contracte de consultanţă şi de rezolvare a litigiilor.

În cele de mai sus s-au evidenţiat câteva elemente principale care trebuie avute în vedere

la promovarea unor noi obiective pentru a examina rentabilitatea proiectului respectiv, în

condiţiile apariţiei unor schimbări în elementele de bază luate în considerare în evaluările

iniţiale. S-au examinat riscurile care pot interveni şi modul cum ele pot interveni în modificarea

indicatorilor tehnic-economici şi a rentabilităţii proiectului respectiv.

În economia de piaţă, care treptat începe să-şi impună principiile şi în sistemul energetic,

trebuie să se acorde o atenţie deosebită calculelor energo-economice prin care diverşi investitori

şi creditori să fie convinşi că îşi vor recupera banii investiţi cu profitul corespunzător.



61

CAPITOLUL 4:

AMENAJAREA HIDROENERGETICĂ DIN CARIERA ROȘIA

4.1. Descrierea constructivă, funcțională și tehnologică

Proiectul are ca scop valorificarea potențialului hidraulic al apelor evacuate din cariera

Roșia. In acest mod se pot realiza următoarele:

Producerea unei cantități de energie din surse regenerabile,

Obținerea unor beneficii concretizate în certificate verzi în conformitate cu sistemul

de promovare a producerii de energie din surse regenerabile,

Crearea de noi locuri de muncă.

Amenajarea hidroenergetica a carierei Rosia presupunea realizarea următoarelor lucrări

de amenajare:

Construcția unui bazin intermediar și a unei stații intermediare de pompare pe

canalul de evacuare a apei la râul Jiu existent,

Conducta de aducțiune a apei din bazinul intermediar până în bazinul de acumulare,

Bazinul de acumulare al micro-hidrocentralei,

Conducta forţată din bazinul de acumulare până la micro-hidrocentrală,

Microhidrocentrala,

Instalații și lucrări aferente alimentării cu energie electrică a stației de pompare,

Instalații și lucrări aferente racordării generatorului micro-hidrocentralei la rețeaua

de alimentare cu energie electrică a consumatorilor proprii.

Avantaje:

Traseul conductei de aducțiune a apei în bazinul de acumulare are lungimea mai mică (de

aproximativ 300 m). Rezultă pierderi mai mici de presiune și volum mai mic de investiții.



62

Dezavantaje:

Creşterea de cotă geodezică ar hh este de 34 m.

Construcţia unei microhidrocentrale poate fi descrisă sub forma a două categorii de

lucrări:

lucrările civile,

echipamentele mecanice şi electrice.

Principalele lucrări civile la o amenajare a unei microhidrocentrale sunt: barajul de

derivaţie sau stăvilarul, conductele pentru transportul apei şi centrala hidroelectrică.

În principiu, pentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele mai

importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent pe construcţii

civile practice şi uşor de efectuat.

Clădirea centralei conţine turbina sau turbinele şi majoritatea echipamentului mecanic şi

electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici

posibile, având totuşi o fundaţie puternică, acces pentru întreţinere şi siguranţă. Construcţia este

din beton şi din alte materiale de construcţie convenţionale.

Echipamente mecanice şi electrice

Principalele componente mecanice şi electrice ale unei microhidrocentrale sunt: turbina

(turbinele) şi generatorul (generatoarele).



63

Turbina transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri de

turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei va depinde în principal de

căderea disponibilă şi de debitul instalat în microhidrocentrală. Tipul selecţiei, geometria şi

dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de debitul defluent şi de viteza rotorului. În

Figura 4.1. se prezintă gama de acţiune a diferitelor tipuri de turbine ca o funcţie de cădere şi

debitul instalat.

Fig. 4.1. Nomogramă de selecţionare a turbinelor pentru microhidrocentrale

Cu privire la generatoare, există două tipuri de bază folosite în general în

microhidrocentrale şi anume cele sincrone şi cele asincrone (de inducţie). Un generator sincron

poate funcționa izolat în timp ce unul asincron funcţionează doar legat cu alte generatoare.

Alte componente mecanice şi electrice ale microhidrocentralelor includ:

• regulator de turaţie pentru a potrivi viteza de rotaţie ideală a turbinei cu cea a

generatorului (dacă este nevoie),

• vane de închidere a accesului apei la turbine,

• porţi de control şi de by-pass pentru râu (dacă este nevoie),

• sistem de control hidraulic pentru turbine şi valve,

• sistem de control şi de protecţie electrică,

• comutator electric,

• transformatoare pentru serviciile interne şi pentru transmiterea puterii,



64

• serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea şi puterea necesară

funcţionării sistemelor de control şi a comutatorului,

• sisteme de răcire şi de lubrifiere (dacă este necesar),

• sursă de putere de rezervă,

• sistem de telecomunicaţii,

• sisteme de alarmă împotriva incendiilor şi de siguranţă (dacă sunt necesare),

• sistem de interconectare sau de transmitere şi de distribuţie.

Schematizat, o amenajare hidroenergetică cu acumulare este reprezentată în figura 4.2. Pe

figură sunt puse în evidenţă principalele uvraje ale unei asemenea amenajări: barajul care

formează în amonte o acumulare, aducţiunea apei către centrală, aducţiune care este de fapt o

conductă forţată întrucât prin ea curgerea are loc sub presiune, clădirea microhidrocentralei care

adăposteşte echipamentele hidraulice şi electrice necesare funcţionării, liniile de evacuare a

curentului electric din centrală şi debuşarea aval.

Fig. 4.2. Amenajare hidroenergetică cu acumulare pentru MHC

4.2. Dimensionarea echipamentelor



65

Bazinul de acumulare va fi realizat prin depunere de pământ pe perimetrul acestuia, sub

forma unui dig cu o lățime la coronament de 30 m, înălțimea acestuia fiind de 8 m. Bazinul va

avea dimensiunile 120x100 m fiind dimensionat la o capacitate de cca. 60 000 m3.

Impermeabilizarea bazinului se va realiza cu geomembrană.

Stația intermediară de pompe are rolul de a prelua apa din canalul de evacuare și de a o

introduce în bazin.

Se va construi un bazin de aspirație pentru pompe cu dimensiunile 10x5x2,5 m, prin

lărgirea locală a canalului existent.

Pompele vor refula prin două conducte din PEHD cu diametrul de 450 mm. Debitul

vehiculat este de 0,5 m3/s (1800 m

3/h) iar presiunea de refulare a pompelor trebuie să fie minim

36 mCA. Conductele PEHD vor fi montate îngropat.

Casa pompelor va fi realizată din panouri sandwich, pe structură metalică.

Alimentarea cu energie electrică a pompelor va fi asigurată din postul de transformare de 400

kVA, 20/0,4 kV, care va fi racordat la linia electrică aeriană de 20 kV situată în proximitatea

obiectivului de investiții.

Din bazin, apa va fi transportată la centrala hidroelectrică prin conducte din beton

precomprimat cu diametrul de 1200 mm.

Centrala hidro va fi amplasată în apropierea bazei stivei pentru a reduce pierderile de

sarcină hidraulică pe traseu. Construcția va respecta reglementările tehnice privind proiectarea și

executarea construcțiilor hidrotehnice, amenajărilor și regularizărilor de râuri.

Energia produsă va fi utilizată pentru consum propriu. Tensiunea la bornele

generatorului fiind 0,4 kV nu sunt necesare alte echipamente electrice de transformare, ci doar

elemente de racordare și separare vizibilă.

Dimensiuni MHC:

Lungime: 12,25 m,

Lățime: 9,70 m,

Inălțime: 8,90 m,

Suprafața: 119,00 mp

Echipare MHC:



66

Microhidroagregat echipat cu turbina Francis orizontală cu puterea 655 KW și

generator asincron, Qi = 3 mc/s, Hnet = 24 m și dulapurile de protecție și comandă,

Pod rulant cu o sarcina de 32 tf,

Dulap de distributie,

Instalații de legare la pământ,

Sistem de comunicații,

Canal de cabluri.

Elemente exterioare:

Bazin de linistire, cca 30 m lungime,

Conducta de aductiune cu diametru Dn 1200 mm, cca 60 m lungime,

Ziduri de sprijin pentru protectia amenajarii si a acceselor cca 135 m lungime,

Platforme betonate cca 250 mp.

Bazinul de liniștire:

Pentru evacuarea apei turbinate, este prevazut un bazin de liniștire cu o lungime de cca

30 m, dimensionat astfel încât apa să nu depașească viteza de 1m/s și să se asigure racordul cu

bieful aval.

Aducţiunea

Priza de apă si conducta aferenta, are sectiune circulara si diametru Dn=1200 mm,

dimensionată astfel încât să permită circularea unui debit de 3 m3/s la o viteză de intrare în

centrala de cca 2,65m/s.

Partea de instalatii

Pentru asigurarea condițiilor de igienă, confort și siguranță, prevazute de reglementarile

în vigoare se prevăd următoarele instalații:

Instalații de încălzire cu aparate de climatizare.

Instalații electrice. Instalația de iluminat normal se va realiza cu corpuri de

iluminat etanșe, echipate cu lămpi fluorescente, la tensiunea de alimentare

220V/50 Hz. Pentru racordarea consumatorilor portabili vor fi prevăzute:

Prize monofazice și trifazice capsulate,



67

Pentru racordarea unor lămpi portative va fi prevazută o priză tensiune redusă

(24V c.a).

Alimentarea corpurilor de iluminat și a prizelor se va realiza de la un tablou electric de

distribuție. Se va realiza o instalație electrică de protecție împotriva descarcărilor atmosferice pe

sistemul: captare, coborâre, legare la pământ cu respectarea Normativului de proiectare și

execuție a instalațiilor de paratrasnet pentru construcții, I20/02, care se va lega la o priza de

pământ a cărei rezistență de dispersie va fi de maxim 4 Ω. Se va asigura iluminatul exterior al

platformei.

Instalatii electrice interioare:

Cablu de energie CYY-F 3 x 1,5 mm,

Cablu de energie CYY-F 3 x 2,5 mm,

Corp de iluminat pentru lampi fluorescente 10 x 80 W,

Întrerupătoare,

Comutatoare,

Prize,

Tablou electric,

Conducta de captare oțel zincat,

Conducta de legare la pământ a instalației de paratrasnet,

Electrozi din țeava de oțel.

Instalatii electrice exterioare:

Corpuri de iluminat exterior (proiector),

Cablu alimentare proiector,

Stâlp iluminat,

Cablu energie armat pozat în șanț,

Cablu energie nearmat pozat prin stâlp metalic,

Siguranțe automate,

Săpătura pentru fundații stâlpi,



68

Tuburi PVC pentru protecție cabluri,

Lista dotari PSI:

Stingător portativ cu praf și CO2,

Stingător carosabil Cu CO2,

Lada cu nisip 0,5 mc,

Lopata cu coada.

Partea mecanica

Dimensionarea şi alegerea conductelor

Conductele trebuie să asigure transportul unui debit de apă de aproximativ 1800 mc/h (

30,5 /D m sV ) din bazinul tampon al staţiei de pompare, amplasat pe traseul canalului de

evacuare, până în bazinul de acumulare al microhidrocentralei. Pentru transportul apei, valoarea

economică a vitezei de curgere a apei se alege 1,5 m/s. Se vor alege N=2 fire de conducte. Aria

secţiunii de curgere a fluidului se determină cu relaţia:

1 20,166DVA m

N w

Diametrul interior al conductei se determină cu relaţia:

40,460

Ad m

Se aleg conducte standardizate cu diametrul interior mmdSTAS 450

Pentru această valoare standardizată a diametrului interior se recalculează viteza de

curgere a apei în conductă:

11,57 /

2

4

DVw m srN d

STAS

Dimensionarea şi alegerea pompelor

a. Calculul înălţimii de pompare

Înălţimea de pompare pe care staţia de pompare trebuie să o asigure:

a.1. pierderile liniare şi locale de presiune pe traseul conductelor



69

a.2. diferenţa de cotă geodezică între refularea şi aspiraţia pompelor

a.1.1. Pierderile liniare de presiune

Se calculează valoarea criteriului Reynolds:

Re 722255w dr STAS

în care sm /10783,9 27 este vâscozitatea cinematică a apei

Valoarea criteriului Reynolds corespunde regimului turbulent de curgere.

Coeficientul de frecare se calculează cu relaţia:

1 2,512log10

3,7 Ref f

în care:

f - coeficientul de frecare

- rugozitatea relativă dată de relaţia: k

dSTAS

în care k este rugozitatea absolută a conductei. Pentru conducte 0.5k mm .

Prin rezolvarea numerică a ecuaţiei de mai sus rezultă valoarea coeficientului de frecare:

0,0152f

Lungimea traseului de conducte: 300L m .

Cu aceste date se poate calcula valoarea pierderilor liniare de presiune:

1,70p mcap

Pierderile locale de presiune se estimează la un procent (20%) din pierderile liniare. Cu

aceasta, pierderile totale de presiune au valoarea:

1.20 2,04p p mcatotal loc

a.2. Diferenţa de cotă geodezică între refularea şi aspiraţia staţiei de pompare (datele din

teren):

34h mg

Cu aceste date se poate determina înălţimea de pompare:



70

36H mca

b. Calculul puterii pompelor şi alegerea pompelor

Puterea pompelor care vehiculează apa din bazinul tampon al staţiei de pompare până în

bazinul intermediar al microhidrocentralei se calculează cu relaţia:

D pVPpomparepompe

în care:

VD debitul volumic de apă vehiculat de pompe sm /3

p gH creşterea de presiune pe care pompele trebuie să o asigure 2/ mN

pompe randamentul pompelor (se consideră 0,80)

Cu aceste date rezultă o putere a pompelor de 235 kW.

Alegerea turbinei hidraulice

Calculul cantităţii anuale de energie produsă în microhidrocentrală se va efectua în

următoarele condiţii:

- cantitatea zilnică de apă evacuată din carieră este deversată integral în bazinul

intermediar

- apa din bazinul intermediar se turbinează timp de 4 ore/zi

- căderea utilă a amenajării mH 26

- volumul anual de apă evacuat din carieră se consideră cel de la nivelul anului 2010:

- 𝑄𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 15600542 𝑚3 𝑎𝑛

- randamentul micro-hidrocentralei se estimează la valoarea 0.75.

Potenţialul energetic al amenajării se calculează cu relaţia:

[ / ]E g HQ MWh ananual anual

Cu datele de mai sus rezultă o valoare a potenţialului energetic al amenajării:

1105 /E MWh ananual



71

Energia produsă în microhidrocentrală se calculează cu relaţia:

780 /E E MWh anMCHE MCHE anual

Puterea turbinei hidraulice se determină pe baza debitului (apa evacuată din carieră se

acumulează în bazinul microhidrocentralei timp de 20 h/zi iar 4 h/zi se turbinează).

Debitul nominal al turbinei se alege în aceste condiţii 3 mc/s. Căderea netă a amenajării

este 25 m. Pentru aceste date se alege o turbină hidraulică având următoarele caracteristici:

- Model turbina: F335K

- Diametru turbina, 690 mm

- Sarcina de aspiratie turbina, 2 m

- Turatie turbina, 600 rpm

- Turatie de ambalare, 1120 rpm

- Putere turbina, 655 kW

- Diametru de intrare in camera spirala, 910 mm

Cu acești parametrii, puterea nominală a turbinei este de 655 kW.

Părţile componente ale turbinei Francis sunt (fig 4.3 ):

1. Carcasa spirală

- face legătura între vana de admisie şi statorul turbinei;

- crează un cuplu hidraulic, necesar funcţionării turbinei;

- repartizează uniform debitul şi vitezele pe periferia statorului sau a aparatului

director;

- permite racordul regulatorului de presiune;

- prin rezistenţa sa, poate transmite forţe spre fundaţia turbinei, prin palele statorice

fixate la gura caracasei spirale.

2. Statorul turbinei

- distribuie uniform debitul pe periferia aparatului director;

- rigidizează carcasa spirală şi preia forţele care acţionează asupra acesteia.

3. Aparatul director (distribuitorul)



72

- distribuie uniform debitul pe periferia rotorului şi asigură unghiul optim de intrare

a apei în rotor;

- reglează debitul care trece prin turbină, de la zero la valoarea maximă;

- realizează pierderi de sarcină minime prin pale;

- conţine mecanisme de reglaj robuste şi precise.

4. Aspiratorul

- permite aşezarea rotrului în poziţie corectă, conform rezultatelor calculului

hidrodinamic;

- permite devierea curentului de apă după nevoie, din direcţie orizontală în direcţie

verticală, sau invers;

- recuperează o parte din energia cinetică a apei la ieşirea din rotor, sporind

randamentul turbinei;

- evacuează apa spre canalul de fugă al centralei, în condiţii hidrodinamice optime.

Fig.4.3. Turbina Francis orizontală

5. Rotorul turbinei

- este format din inel, coroană şi palete şi este locul în care se produc transformările

energetice;

- paletele rotorului sunt fixe, permiţând reglarea simplă a debitului, numai cu

aparatul director;

Funcţionarea turbinei

http://www.cink-hydro-energy.com/galerie/turbiny/francis/fra_big



73

Apa din distribuitor trece prin paletele de reglaj, care imprimă direcţia de curgere a apei,

înainte ca aceasta să ajungă la rotorul turbinei. După ce loveşte paletele rotorului, apa este

evacuată prin aspirator.Deoarece la ieşirea rotorului presiunea este subatmosferică, aspiratorul

este coborât cu marginea inferioară sub canalul de fugă, asigurându-se astfel evacuarea apei.

Avantajele utilizării turbinei Francis:

- utilizarea completă a căderii de apă;

- funcţionează cu randament maxim în apropiere de sarcina nominală;

- posibilitatea de a utiliza turbina în sens invers, ca pe o imensă pompă de apă care

reumple barajul pentru orele de vârf;

- în caz de avarie si intrare a turbinei in regim de supraturatie are loc o crestere

minimala a debitului de apa care trece prin turbina si ca urmare socul hidraulic

produs este neglijabil si nepericulos ;

- paletele aparatului director si ale rotorului turbinei sint din otel inox cu rezistenta

mare ;

- actionare hidraulica sau electromecanica cu posibilitatea inchiderii 100%;

- randament ridicat pentru debit constant ( intre 50–100% din debitul nominal) .

4.2. Situația existentă a utilităților

Pentru asigurarea condițiilor de igienă, confort și siguranță, prevazute de reglementarile

în vigoare se prevăd următoarele instalații:

Instalații de încălzire cu aparate de climatizare.

Instalații electrice. Instalația de iluminat normal se va realiza cu corpuri de iluminat

etanșe, echipate cu lămpi fluorescente, la tensiunea de alimentare 220V/50 Hz.

Pentru racordarea consumatorilor portabili vor fi prevăzute:

Prize monofazice și trifazice capsulate,

Pentru racordarea unor lămpi portative va fi prevazută o priză tensiune redusă (24V

c.a).

Alimentarea corpurilor de iluminat și a prizelor se va realiza de la un tablou electric de

distribuție. Se va realiza o instalație electrică de protecție împotriva descarcărilor atmosferice



74

pe sistemul: captare, coborâre, legare la pământ cu respectarea Normativului de proiectare și

execuție a instalațiilor de paratrasnet pentru construcții, I20/02, care se va lega la o priza de

pământ a cărei rezistență de dispersie va fi de maxim 4 Ω. Se va asigura iluminatul exterior al

platformei.

Energia consumată anual pentru pompare intermediară (considerând puterea pompelor

de aproximativ 235 kW, reieșită din calculele de dimensionare a conductelor si a puterii

pompelor) este de 2050 (MWh/an).

Dimensionarea postului de transformare ce asigură necesarul de energie electrică aferent

obiectivului energetic.

Având în vedere cele prezentate anterior rezultă o putere aparentă cerută de 294,1176

kVA, care corelată cu un coeficient de încărcare optim al transformatorului (de 0,75), conduce

la o putere totală a postului de transformare de 392,1568 kVA.

Din cataloagele fabricilor constructoare vom alege un post de transformare cu variantă

constructivă de 400 kVA, cu următoarea echipare:

Celulă de linie tip DY803/4 cu izolatia barelor în aer, având componența:

separator de sarcina (24kV; 400A; 12,5kA) cu comutatie in SF6, cu 3 pozitii

(inchis; deschis; pus la pamant), actionare manuala si motorizata (Um=24Vcc);

indicator capacitiv de prezenta tensiune, 2 buc.

Celula de transformator tip DY803/2 cu urmatoarea componenta:

separator de sarcina (24kV; 400A; 12,5kA) cu comutatie in SF6, cu 3 pozitii (

inchis; deschis; pus la pamant), cu separator de sarcina echipat cu suport sigurante

fuzibile, actionare manuala, CLP dupa sigurante (parte din separator), 1 buc,

transformator de putere de 400 kVA, 1 buc., cu următoarele caracteristici:

Transformator tip TTU-AL

Putere nominala: 400 kVA,

Tensiune primara IT: 20.000 V

Tensiune secundara JT - 400 V

In primar=11,5 A

Insec.=578 A

Frecventa: 50 Hz



75

Grupa de conexiuni: Dyn 5

Tensiunea de scurtcircuit: Uk % 6,22

Greutate totala/ulei Kg -1810/430

Lichidul de izolatie - ulei electroizolant tip TR30

Limite reglaj IT - ±5%

Pierderi: - in gol – 930W,

- la scurtcircuit – 4600W,

- curent de mers in gol – 1,9%

Tablou distributie de joasa tensiune, echipat cu un intreruptor, 1 buc.,

Circuite de alimentare consumatori: tablou joasa tensiune este echipat cu un

intreruptor 630A, tip DY3103/2 630/C/16 tip S6/UE, matricola 131083, 1 buc.

Tablou de servicii interne, matricola 160145 aparataj miniatural pentru protectie,

1 buc.

Bareta de curent alternativ (cleme de conexiune).



76

CAPITOLUL 5:

EVALUAREA IMPACTULUI AMENAJĂRII HIDROENERGETICE DIN CARIERA

ROȘIA

5.1. Aspecte privind impactul asupra mediului

Conversia energiei cinetice și potentiale ale apei în energie electrică nu este poluantă,

presupune cheltuieli relativ mici de întreţinere şi nu ridică probleme legate de combustibil,

constituind în acelaşi timp o soluţie de lungă durată.

Micro-hidrocentralele reprezintă o modalitate ecologică de obţinere a energiei electrice

din surse regenerabile de energie.

Sursele de energie regenerabilă au următoarele caracteristici:

- sunt abundente;

- sunt disponibile la nivel local;

- produc poluare redusă sau zero;

- au costuri scăzute;

- există variaţii zilnice şi sezoniere.

Micro-hidrocentralele au impact negativ foarte scăzut asupra mediului, spre

deosebire de hidrocentralele de mari dimensiuni, care ridică probleme de management al

cursurilor de apă, modificări ale peisajului, impact asupra florei şi faunei, emisii de gaze cu efect

de seră (metan eliberat în urma descompunerii anaerobe în zonele inundate), probleme de

calitate a apei (modificări ale nivelului de nutrienţi şi de oxigen, ale temperaturii şi pH-ului,

prezenţa unor substanţe toxice etc.).

Hidrocentralele captează energia cinetică si potentiala a apei în cădere pentru a genera

energie electrică. Turbina transformă energia apei în energie mecanică de rotaţie pe care

generatorul o transformă în energie electrică. Cantitatea de energie produsă depinde de doi

factori:



77

înălţimea de cădere a apei: cu cât este mai mare, cu atât energia generată este mai

mare;

debitul de apă ce trece prin turbină: energia produsă este direct proporţională cu

volumul de apă ce trece prin turbină.

Principalele probleme legate de mediu pentru microhidrocentrale sunt:

impactul vizual negativ al prizei de apă, a barajului (sau stăvilarului) şi a clădirii

centralei;

orice pagubă adusă peştilor sau altor organisme care trec prin turbine odată cu apa

uzinată;

riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului şi/sau, în perioada de construcţie,

depozitarea materialelor de construcţii în apă;

orice schimbare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului (sau stăvilarului).

Trebuie specificat faptul că schemele la scară redusă care nu implică acumularea apei în

spatele barajului sau în lacuri de acumulare ,au un impact mult mai mic asupra mediului

înconjurător.

Spre deosebire de centralele mari, care necesita un lac de acumulare natural sau artificial,

minicentralele funcţionează ca vechile mori de apa (îmbunătăţite tehnic), folosind direct

curgerea apei pentru a produce o cantitate rezonabilă de energie. Din această perspectivă,

proiectul propus:

promovează şi facilitează utilizarea celor mai bune tehnologii disponibile (BAT);

are ca scop producerea energiei electrice prin înlocuirea combustibililor fosili cu

hidroenergie;

are o abordare „ecologică” a peisajului şi ecosistemelor;

după turbinare, apa este deversată în albie, ceea ce minimizează impactul asupra

florei şi faunei;

se încadrează în Directiva Uniunii Europene privind ”energia verde”. Europenii

pledează pentru investiţii energetice substanţiale, mai ales în sfera energiei

regenerabile a cărei pondere trebuie să ajungă la 20% până în 2020, deşi în prezent

cifra este de 7%. Politica naţională trebuie să acorde o atenţie sporită energiei hidro

şi noilor tehnologii curate;



78

promovează folosirea de turbine şi generatoare de curent moderne, care să

producă zgomot şi vibraţii reduse.

Este cunoscut faptul că, prin utilizarea eficientă a energiei şi valorificarea pe scara largă a

resurselor regenerabile de energie, se reduce producţia de energie în sistem clasic pe baza

combustibililor fosili, contribuind astfel la:

dezvoltarea economică si socială;

conservarea resurselor naturale;

reducerea impactului activităţilor economice asupra mediului prin diminuarea

emisiilor de gaze cu efect de seră.

5.2. Aspecte privind impactul asupra biodiversității

modificări ale suprafeţelor mlaştinilor, zonelor umede, corpuri de apă (lacuri, râuri

etc.), produse de proiectul propus - Nu;

modificarea suprafeţei zonelor împădurite (%, ha), produsă din cauza proiectului

propus; schimbări asupra vârstei, compoziţiei, pe specii şi a tipurilor de pădure,

impactul acestor schimbări asupra mediului - Nu

distrugerea, alterarea habitatelor speciilor de plante protejate naţional şi

internaţional – Nu

modificarea/distrugerea populaţiei de plante – Nu

modificarea compoziţiei pe specii: specii locale sau aclimatizate, răspândirea

speciilor invazive + Nu

modificări ale resurselor speciilor de plante cu importanţă economică – Nu

degradarea florei, din cauza modificării factorilor fizici (lipsa luminii, compactarea

solului, modificarea condiţiilor hidrologice etc.) şi impactul potenţial al acestuia

asupra biodiversităţii ariei naturale protejate – Nu

distrugerea sau modificarea habitatelor speciilor de animale protejate naţional şi

internaţional – Nu

alterarea speciilor şi populaţiilor de păsări, mamifere, peşti, amfibieni, reptile,

nevertebrate - Nu



79

dinamica resurselor de specii de vânat şi a speciilor rare de peşti; dinamica

resurselor animale – Nu

modificarea/distrugerea rutelor de migraţie – Nu

modificarea/reducerea spaţiilor pentru adăposturi, de odihnă, hrană, creştere,

reproducere – Nu

pericolul distrugerii mediului natural, în caz de accident – Nu

mpactul transfrontieră - Nu

Cuantificarea impactului potenţial al proiectului asupra mediului natural din zona de

amplasament are la bază elementele analizate pe factori de mediu privind:

- sursele generatoare de poluanţi ;

- impactul prognozat ;

- starea mediului natural.

CONCLUZII: Impactul prognozat al proiectului asupra biodiversităţii este

nesemnificativ. Efectele asupra faunei şi florei din zona afectată, vor fi nesemnificative.

1. Protecţia calităţii apelor

surse de poluanţi pentru ape: Nu este cazul

staţii şi instalaţii de epurare/preepurare ape uzate: Nu este cazul

2. Protecţia aerului

surse de poluanţi pentru aer: Nu este cazul. În timpul executării

proiectului, vor rezulta noxe în aer, de la utilajele şi procesele tehnologice

utilizate. Cantitatea noxelor si a prafului se va încadra in limite normale,

nesemnificative pentru proiectul evaluat. Pe de altă parte, durata

construcţiei este limitată la maximum 2 ani. În aceste condiţii, se apreciază

că impactul asupra speciilor şi habitatelor va fi nesemnificativ.

instalatii de retinerea si dispersia poluanti in atmosfera : Nu este cazul

3. Protecţia împotriva zgomotului şi vibraţiilor

surse de zgomot si vibraţii

În perioada de exploatare



80

Pentru proiectul propus, în etapa de exploatare, mediul va fi afectat

de zgomotul produs de ansamblul turbogenerator.

amenajari si dotari pentru protectia impotriva zgomotului si vibratiilor

Sursele de zgomot (turbina şi generatorul electric) vor fi amplasate în

interiorul clădirii centralei. Zgomotul propagat spre exterior, va fi atenuat de

elementele de construcţie ale clădirii. Nivelul de zgomot la limita incintei se

va încadra în limitele maxime admisibile stabilite prin legislaţia în vigoare.

4. Protecţia împotriva radiaţiilor

surse de radiaţii : Nu este cazul

amenajări şi dotări pentru protecţia împotriva radiaţiilor: Nu este cazul

5. Protecţia solului si subsolului

surse de poluanţi sol, subsol şi ape freatice : Nu este cazul

lucrări şi dotări pentru protecţia solului şi subsolului: Nu este cazul

6. Protecţia ecosistemelor terestre şi acvatice

identificarea arealelor sensibile ce pot fi afectate de proiect

A. Efectele negative asupra biodiversităţii în perioada de construcţie, vor

fi nesemnificative.

B. Efectele negative asupra faunei din zona limitrofă malurilor cursului de

apă, vor fi de asemenea nesemnificative.

Pentru diminuarea impactului asupra biodiversităţii, se vor aplica următoarele măsuri:

Organizarea şantierului se va face în aşa fel, încât aceasta să fie amplasat

cât mai departe de malul râului, evitându-se astfel deteriorarea albiei şi a

malului;

Scurgerile de pe platformele unde vor fi depozitate utilajele şi materialele

folosite în timpul construcţiei, vor fi adunate în bazine vidanjabile, având

grijă ca acestea să nu fie deversate în râu;



81

Deşeurile generate în perioada de construcţie (ambalaje din hârtie şi

carton, ambalaje de material plastic, beton, cărămizi, ţigle şi material

ceramic, lemn, rumeguş, sticlă etc.) vor fi adunate şi eliminate la depozite

de deşeuri;

După terminarea construcţiei, şantierul va fi ridicat şi se vor efectua

lucrări de reamenajare a terenului, astfel încât urmele şantierului să

dispară pe cât este posibil;

În timpul funcţionării microhidrocentralei, nisipul şi eventual nămolul

adunat în amonte de prag vor fi eliminate în afara perioadei de

reproducere a speciilor prezente (aprilie-iunie respectiv 15 octombrie-

decembrie), în mai multe etape, şi în acele situaţii când debitul rămas pe

râu este mai mare, pentru a preveni tulburarea excesivă a apei, astfel fiind

asigurată una dintre condiţiile de bază pentru supravieţuirea şi

reproducerea speciilor de peşti prezenţi;

Se vor restrânge la minimul posibil suprafeţele acvatice perturbate de

utilajele folosite;

Organizările de şantier se vor reglementa distinct, atât din punct de vedere

al protecţiei mediului, cât si din punct de vedere al gospodăririi apelor;

Se vor lua măsuri de preîntâmpinarea deversărilor de substanţe cu

potenţial toxic sau mutagen (ape menajere, ape tehnologice, carburanţi,

uleiuri, detergenţi, etc.);

Apa menajeră rezultată de la grupurile sanitare va fi colectată şi evacuată

într-un bazin vidanjabil;

Se va interzice circulaţia autovehiculelor în afara drumurilor trasate pentru

funcţionarea şantierului (drumuri de acces, drumuri tehnologice) pentru a

nu deranja comunităţile de ihtiofaună;

Se va interzice staţionarea şi spălarea autovehiculelor în râu sau cu apă din

râu, pe lângă acesta;

Se va interzice reparaţia utilajelor şi mijloacelor de transport în afara

incintelor specializate legale, cu excepţia situaţiilor de necesitate, în acest



82

ultim caz cu luarea tuturor măsurilor de diminuare a impactului activităţii

respective;

7. Protecţia aşezărilor umane şi a altor obiective de interes public

identificarea obiectivelor de interes public : Nu este cazul.

Nu s-au identificat monumente istorice şi de arhitectura sau zone de

interes traditional, specifice zonei. Zona fiind eminamente dezvoltata pe

industria mineritului, este presarata de halde de steril.

lucrări, dotări şi măsuri pentru protecţia aşezărilor umane şi de interes

public: Nu este cazul.

8. Gospodărirea deşeurilor generate pe amplasament

tipuri şi cantităţi de deşeuri de orice natură rezultate: Nu este cazul.

modul de gospodarire a deşeurilor : Nu este cazul.

9. Gospodărirea substanţelor şi preparatelor chimice periculoase

modul de gospodărire a substanţelor şi preparatelor chimice periculoase

utilizate: Nu este cazul.

modul de gospodărire a substanţelor si preparatelor chimice periculoase:

Nu este cazul.

Având în vedere aspectele prezentate, şi anume:

lipsa evacuării de ape uzate tehnologice, atât în perioada de construcţie,

cât şi în cea de exploatare;

utilizarea unei tehnologii eficiente din punct de vedere economic şi

ecologic;

efectele indirecte pozitive ale investiţiei faţă de emisiile de CO2;

anvergura relativ redusă a investiţiei;

cantităţile foarte reduse de poluanţi rezultaţi, atât în perioada de

construcţie cât şi în cea de exploatare;

încadrarea emisiilor de poluanţi în limitele admise;



83

Se consideră că activitatea propusă nu constituie sursă semnificativă de poluare

pentru zona de amplasare, şi în consecinţă nu necesită monitorizarea.

CONCLUZII

Strategia stabilea ca ţinte, ponderi ale E-SRE în producţia de energie electrică de circa 30,0%

în anul 2010, respectiv de 30,4% în anul 2015. Aceste ţinte au fost ulterior modificate în sens

crescător, valorile actuale fiind de 33% pentru anul 2010, 35% pentru anul 2015 și 38% pentru

anul 2020.

Totodată, valorificarea resurselor regenerabile de energie disponibile va contribui la intrarea

în circuitul economic a unor zone izolate. România îşi va intensifica acţiunile de valorificare a

resurselor regenerabile și este preocupată, mai ales pe termen mediu şi lung, de valorificarea

resurselor energetice regenerabile pentru producerea de energie electrică şi termică, contribuind

astfel la încurajarea dezvoltării tehnologice inovative şi la utilizarea noilor tehnologii în practică.

Se remarca faptul ca la nivelul anului 2008 E-SRE era produsa practic exclusiv în centrale

hidroelectrice. Ponderea centralelor eoliene era nesemnificativa.

Cariera Roşia de Jiu este situată în bazinul minier Rovinari , pe raza comulelor Farcaseşti

şi Bîlteni, în vecinătătea oraşului Rovinari, la distanţa de 30Km sud de oraşul reşedinta de judet

Târgu Jiu.

Cercetarea geologică a zăcământului de lignit Roşia de Jiu s-a realizat cu foraje de

explorare, executate de la suprafata, datele de cunoaştere fiind ulterior completate cu rezultatele

obţinute prin lucrări de deschidere şi exploatare.

Cariera are în prezent o dotare cu utilaje conducătoare (excavatoare, maşini de haldat, benzi

transportoare) care este suficientă pentru continuarea activităţii în limitele perimetrului aprobat,

astfel incît nu se mai pune problema alegerii unei alte metode de exploatare. Se utilizează

sistemul continuu de extragere, transport şi haldare a sterilului.

Zăcământul din zona de luncă a perimetrului Roşia de Jiu, amplasat pe flancul sudic al

anticlinalului Strimba Rovinari, se află în condiţii hidrogeologice foarte grele determinate în

afară de scufundarea în trepte a zăcământului, şi de alţi factori, şi anume variaţia mare

litologică, existenţa pe suprafeţe mari a unor orizonturi nisipoase cu grosimi importante,

poziţionate sub cota bazei locale de eroziune.



84

În concluzie, perimetrul Roşia de Jiu se încadrează într-un bazin hidrogeologic de mari

dimensiuni, în care se întâlnesc o serie de orizonturi şi complexe acvifere, cu caracteristici




Prima hidrocentrală din lume este Cragside, în Rothbury, Anglia, construită în 1870 . Cragside

era o casă ţărănească în apropiere de Rothbury. A fost prima casă din lume care a utilizat energia

hidroelectrică.

A doua hidrocentrală din lume a fost construită, în 1882, în Wisconsin, SUA, Appleton, pe râul

Fox, fiind utilizată pentru a lumina două mori de hârtie şi o casă, la doi ani după ce

ThomasEdisona prezentat lampa cu incandescenţă.În anul 1885, se construieşte a treia

hidrocentrală din lume, de către Asociaţia Schmidtşi Dachler.În decursul anului 1896 prima

centrală combinată hidro şi termo din România a fost dată în exploatare pe valea râului Sadu,

fiind denumită Sadu I.

O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunităţi izolate sau

ale unei industrii dacă debitul minim al râului este suficient pentru a întâmpina cerinţele vârfului

necesar de energie electrică.

Conversia energiei cinetice și potentiale ale apei în energie electrică nu este poluantă,

presupune cheltuieli relativ mici de întreţinere şi nu ridică probleme legate de combustibil,

constituind în acelaşi timp o soluţie de lungă durată.

Micro-hidrocentralele reprezintă o modalitate ecologică de obţinere a energiei electrice

din surse regenerabile de energie.

- există variaţii zilnice şi sezoniere.

Micro-hidrocentralele au impact negativ foarte scăzut asupra mediului, spre deosebire

de hidrocentralele de mari dimensiuni, care ridică probleme de management al cursurilor de

apă, modificări ale peisajului, impact asupra florei şi faunei, emisii de gaze cu efect de seră

(metan eliberat în urma descompunerii anaerobe în zonele inundate), probleme de calitate a

apei (modificări ale nivelului de nutrienţi şi de oxigen, ale temperaturii şi pH-ului, prezenţa unor

substanţe toxice etc.).



85

BIBLIOGRAFIE SELECTIVĂ

1. Baican, G. (1998). Contribuţii la dezvoltarea tehnologiilor de exploatare a stratelor de

lignit situate în condiţii hidrogeologice grele, Teza de Doctorat, Petroşani;

2. Barbu, I., Pop, E., Leba, M., (2009). Microsisteme Energetice Durabile, Editura

Didactică şi Pedagogică R.A, Bucureşti;

3. Guvernul României, (2007). HG nr. 638/20 iunie 2007, privind deschiderera integrală a

pieţei de energie electrică şi de gaze naturale;

4. Guvernul României, (2007). Strategia Energetică a României în perioada 2007-2020,

aprobată prin HG nr. 1609/2007;

5. Huidu, E., (2000). Monografia Mineritului din Oltenia. Vol. I , Bazinul Rovinari 1950-

2000, Editura Fundaţiei „Constantin Brâncuşi” Târgu Jiu 2000;

6. Parlamentul României, (2008). Legea nr. 220/27.10.2008, pentru stabilirea sistemului de

promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie modificata si

completata de Legea Legea 134 din 18 iulie 2012 (Legea 134/2012) Lege pentru aprobarea

Ordonantei de urgenta a Guvernului nr. 88/2011 privind modificarea si completarea Legii

nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse

regenerabile de energie;

7. Popescu, L.G., Racoceanu, C., Cruceru, M., & Popescu, C., (2012). Technological

waters from Rosia open mining pit, a source for green energy, 12th International

Multidisciplinary Scientific GeoConference & EXPO Modern Management of Mine

Producing, Geology and Environmental Protection, S G E M 2 0 1 2;

8. Popa, B., (2012), Hidroenergetica, accesat online la adresa : www.hidrop.pub.ro/bpcap6.pdf

9. *** - Valorificarea potenţialului hidraulic al apelor colectate în jompurile colectoare din

cariere, contract de prestări servicii de cercetare ştiinţifică nr. 219/S/15.06.2011, beneficiar

Societatea Naţională a Lignitului Oltenia;

10. *** - www.opcom.ro;

11. *** - http://ec.europa.eu/romania/news/strategie_economica_europa_ro.ht.

http://www.opcom.ro/

Licenta Finala

Documents

Transcript of Licenta Finala