Tehnologii Energetice II

Tehnologii energetice partea II

Convesia fotovoltaică a energiei solare GENERALITĂŢI

• Introducere

Deşi conversia fotovoltaică este încă puţin răspândită, industria de profil înregistrează creşteri anuale de aproximativ 25%, în unele ţări ca Japonia, atingând chiar valori de ordinul 63%. Cu toate acestea, este foarte clar că energia solară nu este valorificată la întregul potenţial. Unele din motivele utilizării încă reduse a panourilor fotoelectrice şi a răspândirii reduse a centralelor fotoelectrice sunt: - principalul motiv al slabei exploatări este cel economic. Pentru ca acest tip de conversie să capete o largă răspândire, trebuie ca să devină avantajoasă din punct de vedere economic. Pentru aceasta, preţul de producţie (a energiei) trebuie să scadă, iar randamentul instalaţiilor să crească. Tehnologia nu este încă maturizată suficient, eficienţa nu este suficient de mare. - absenţa unei cereri masive pe piaţă a acestei tehnologii este o cauză ascunsă. Dacă cererea ar fi masivă, atunci şi numărul producătorilor ar creşte şi ar putea livra echipamentele la un preţ acceptabil. Dacă cererea ar fi mai mare, tehnologiile fotovoltaice s-ar dezvolta şi exploata mai rapid, devenind astfel eficiente. În ciuda absenţei unor reale investiţii masive, atât din partea consumatorilor, cât şi a guvernelor (în comparaţie cu investiţiile alocate producerii energiei din surse convenţionale), randamentul panourilor solare continuă să se îmbunătăţească. La început (1954), randamentul celulelor fotovoltaice era de 6%, iar preţul de 600 $ / W. Există în prezent celule de laborator cu randament de 24 %, şi variante industrializate cu randament de 15%. Creşterea randamentului, cumulată cu reducerea preţului, poate contribui la utilizarea mai largă a acestui tip de conversie. Alte motive care ar putea duce la creşterea producţiei de energie fotovoltaică stau în promovarea fiscală, fiabilitatea fluctuantă a capacităţilor clasice de producţie, conştientizarea pericolelor efectelor negative ale utilizării combustibililor fosili. Aceste evoluţii pot fi observate deja pe piaţa de echipamente fotovoltaice. În SUA, spre exemplu, piaţa a crescut într-un an (1999 faţă de 1998) cu 52%. Se estimează, până în 2020, o creştere anuală cu 25 %. Energia solară reprezintă o opţiune foarte bună în ţările în curs de dezvoltare, datorită costurilor mari pe care le presupune electrificarea (linii de transport a energiei, transportul combustibilului). O treime din populaţia globului (majoritatea în ţările în curs de dezvoltare) nu beneficiază încă de energie electrică. Utilizarea tehnologiei fotovoltaice ar putea fi o soluţie la cererea din ce în ce mai mare de energie electrică în astfel de zone. Firma BPSolar (fosta Solarex) a încheiat două proiecte de câte 30 milioane $, unul în Filipine, altul în Indonezia şi derulează un altul de 48 milioane $, care va asigura alimentarea cu energie electrică a 114 sate. Exemplele de aplicaţii nu se limitează doar la ţările în curs de dezvoltare. De exemplu, în Spania, la Murcia, firma AstroSolar construieşte o centrală fotovoltaică cu puterea de 13 MW. Panourile vor ocupa o suprafaţă de dimensiunea a 57 de terenuri de fotbal. Japonia investeşte de 10-20 de ori mai mult decât SUA pentru comercializarea panourilor fotovoltaice, sperând ca până în 2010 să deţină o putere instalată de 4.600 MW. Deşi însă creşterile sunt semnificative, ponderea energiei solare fotovoltaice rămâne încă nesemnificativă. În SUA, doar 0,1 % din energia electrică produsă este de natură solară (80% pe baza combustibililor fosili, 52 % pe bază de cărbune - cel mai poluant cu plumb, mercur, CO2, NOx, SO2).

Producţia de energie fotoelectrică depinde de expunerea la Soare a locaţiei şi de temperatură, deci de situare geografică, de anotimp şi de ora zilei: producţia este maximă la amiază (ora solară), cu cer senin. Valoarea maximă înregistrată este de aproximativ 1000 W/m2 (valoare, numită "de referinţă"). Aceasta înseamnă că pentru o instalaţie de 20 m2, se poate obţine o producţie zilnică de aproximativ 2,8 kWv, respectiv 5 - 8 kWh, ceea ce ar putea acoperi nevoile unei locuinţe de patru persoane. Instalaţiile fotoelectrice sunt inegal dezvoltate în Europa şi, contrar aşteptărilor, nu ţările care se bucură de cea mai puternică însorire sunt cele mai dezvoltate din acest punct de vedere.

Helio electricitatea a apărut în 1930, odată cu dezvoltarea celulei cu oxid de cupru şi apoi a celei cu seleniu. Abia în 1954 însă, odată cu realizarea în laboratoarele companiei Bell Telephone a primelor celule fotoelectrice cu siliciu, se întrevede posibilitatea obţinerii de energie electrică. Foarte rapid utilizate pentru alimentarea vehiculelor spaţiale, dezvoltarea şi progresele rapide au fost determinate de programele spaţiale. Pe parcursul anilor 1980, tehnologia fotoelectrică terestră a progresat cu regularitate, prin punerea în funcţiune a mai multor centrale de câţiva megawaţi şi prin foarte familiarele produse cu consum redus, cum ar fi ceasuri, calculatoare de buzunar, balize radio şi meteo, pompe şi frigidere solare. Au contribuit şi evenimente cum ar fi cursele de vehicule solare, care oferă imaginea înaltei tehnologii ecologice a viitorului. Evoluţia tehnologiei şi a pieţei de produse fotoelectrice este în general pozitivă. Ameliorarea metodelor de fabricaţie, ca şi creşterea volumului de producţie, au condus la reducerea

costurilor. Producţia mondială de module fotoelectrice a crescut de la 5 MW-vârf (MWv) în 1982 la 60 MWv în 1992. În prezent, 90% din producţia mondială de module se realizează în Japonia, Statele Unite şi Europa, în special de mari companii ca Siemens, Sanyo, Kyocera, Solarex şi BP Solar, care deţin 50% din piaţa mondială. Restul de 10% al producţiei mondiale este realizat în Brazilia, India şi China, care sunt principalii producători de module fotoelectrice din ţările în curs de dezvoltare.

Tipuri de sisteme fotovoltaice

Există trei tipuri de sisteme fotoelectrice: sisteme autonome, hibride şi conectate la reţea.

Sisteme autonome Sistemele autonome se bazează doar pe energia solară pentru a asigura necesarul de energie electrică. Aşa cum s-a arătat mai înainte, ele pot conţine acumulatori, care înmagazinează energia produsă pe timpul zilei, furnizând-o pe durata nopţii sau când radiaţia solară este insuficientă. Acest tip de sistem, poate, de asemenea, să corespundă nevoilor unei aplicaţii (cum ar fi pomparea apei), fără să se utilizeze acumulatori. Ca regulă generală, sistemele FV autonome se instalează acolo unde reprezintă sursa cea mai economică de energie electrică. Oricând se poate opta, din motive de mediu, sau pentru a asigura un sistem mai fiabil fără conectare la reţea, pentru un sistem hibrid.

Sistem de pompare jără acumulatori.

Sisteme hibride Sistemele hibride, care sunt, de asemenea, independente de reţeaua electrică de distribuţie, se compun dintr-un generator fotoelectric, asociat cu o eoliană sau grup electrogen cu motor cu ardere internă, sau cu ambele. Un astfel de sistem se dovedeşte util în cazul aplicaţiilor care necesită alimentarea continuă cu putere relativ mare, în cazul în care nu este suficientă lumină pe durata unor perioade ale anului sau pentru reducerea investiţiei în ceea ce priveşte modulele fotoelectrice şi bateriile de acumulatori.

Sistem hibrid cu grup electrogen. Sisteme conectate la reţea Sistemele de producere a energiei fotoelectrice, conectate la reţea, sunt rezultatul tendinţei de descentralizare a reţelelor electrice. Energia este produsă mai aproape de locul unde se consumă şi nu numai în termocentrale sau hidrocentrale mari. În timp, sistemele conectate, vor reduce necesitatea creşterii capacităţii liniilor de transport şi distribuţie. Un sistem conectat la reţea asigură necesarul local de energie electrică, iar eventualul excedent îl debitează în reţea; acest transfer, elimină necesitatea achiziţionării şi întreţinerii bateriilor de acumulatoare. Sistemele mai mari presupun un invertor de putere mare ce poate fi conectat la mai multe panouri (ca în cazul sistemelor neconectate la reţea). Curentul continuu este transformat în curent alternativ, sincronizat cu reţeaua. Aceasta se comportă ca o baterie de acumulatori fără limită de capacitate. Cea mai mare parte a costului unui sistem conectat la reţea o reprezintă fabricaţia modulelor fotoelectrice din componenţa acestuia. Aceste costuri au cunoscut reduceri importante pe parcursul ultimilor ani şi este de aşteptat ca această tendinţă să continue. În consecinţă, acest tip de sistem devine din ce în ce mai abordabil: • În unele regiuni urbane cu climat cald, costul kWh de electricitate produsă de sistemele fotoelectrice conectate la reţea, este comparabil cu cel produs prin alte metode "clasice". • În regiunile cu radiaţie solară redusă, acest tip de sistem este mai puţin interesant. Există un cert potenţial al pieţei de sisteme rezidenţiale fotoelectrice conectate la reţea, dar trebuie ca preţul lor să mai scadă, pentru a putea deveni competitive economic cu distribuţia "clasică" de energie, relativ ieftină şi disponibilă.

Sistem fotoelectric conectat la reţea.

Componentele unui sistem fotovoltaic Componentele unui sistem fotoelectric depind de aplicaţie: locuinţă izolată sau în apropierea reţelei, utilizarea unei baterii sau doar a enrgiei solare, existenţa convertoarelor statice de putere.

• Un sistem fotoelectric cuprinde: Celulele solare Baterii de acumulatoare Regulatoare de sarcină Convertoare statice Alte componente

Celulele solare vor fi detaliate ulterior. Acestea nu pot fi asimilate cu nici un alt tip de generator clasic de energie electrică de curent continuu. Aceasta deoarece, celula fotoelectrică nu este nici sursă de tensiune constantă, nici sursă de curent constant. În prezent, randamentul conversiei energiei solare în energie electrică este slab (cel mai adesea, sub 12 %). Aceasta înseamnă că, într-o zonă cu expunere nominală de 1000 W/m2, sunt necesari 12 m2 de panouri FE pentru a furniza 1 kWv, ceea ce determină un cost ridicat al wattului-vârf. 1. Bateriile de acumulatoare În sistemele electrice autonome, stocarea energiei este asigurată, în general, de baterii de acumulatoare. Acestea sunt esenţiale pentru buna funcţionare a sistemelor autonome. Elementele de stocare reprezintă 13 - 15% din investiţia iniţială, pentru o durată de exploatare de douăzeci de ani. Bateriile de acumulatoare sunt de tipul plumb-acid. Există două tipuri de astfel de baterii cu plumb: • Baterii cu electrolit lichid • Baterii cu electrolit stabilizat 1.1. Baterii cu electrolit lichid Aceste baterii sunt constituite dintr-un recipient în care se alternează plăci pozitive şi negative, separate de distanţoare izolante. Recipientul este închis cu un dop, pentru a evita corodarea internă şi scurgerea electrolitului. Avantaj: Construcţie simplă, deci ieftine. Dezavantaj: Bateriile trebuiesc păstrate şi utilizate în poziţie orizontală, altfel electrolitul se scurge prin orificiul de egalizare a presiunii din dop, plăcile nemaifiind scufundate în electrolit. 1.2. Baterii cu electrolit stabilizat Aceste baterii se mai numesc cu recombinare a gazului. În cazul acestora, electrolitul nu mai este lichid, ci sub formă de gel. Avantaje: Acest tip de baterii nu necesită întreţinere, pe toată durata de viaţă, asigură etanşeitate totală, deci nu există degajări de gaze. Dezavantaj: Produsul este mai tehnic (gelul), deci mai scumpe. Bateriile se utilizează în cazul în care există un decalaj între perioadele când este solicitată energie şi perioadele însorite. Alegerea tipului de baterie se face în funcţie de puterea medie zilnică şi în funcţie de timpul necesar de stocare.

După cum se vede din figura de mai sus, caracteristica bateriilor se adaptează destul de bine celor ale generatoarelor fotoelectrice, deoarece ele funcţionează la tensiune cvasi-constantă. Este suficient să se dimensioneze bateria pentru a plasa punctul de funcţionare în punctul de putere maximă, deoarece tensiunea sa Upmax (tensiunea corespunzătoare puterii maxime) se modifică puţin în funcţie de iluminare. 2. Regulatoarele de sarcină În sistemele fotoelectrice se pot utiliza mai multe tipuri de regulatoare. Acestea controlează fluxul de energie, trebuind să protejeze bateria de supraîncărcare (solară) şi de descărcare gravă (consumatori). De asemenea, regulatoarele asigură supravegherea şi siguranţa instalaţiei. Există trei categorii principale de regulatoare:

• Regulatoare serie, care conţin un întreruptor între generatorul fotoelectric şi bateria de acumulatoare, pentru întreruperea încărcării.

Întreruptorul de încărcare este în serie cu bateria. El se deschide când bateria este încărcată.

Avantaj: tensiunea la bornele întreruptorului este mică.

Dezavantaj faţă de regulatoarele de tip paralel: întreruptorul determină o cădere de tensiune suplimentară între panouri şi baterie.

• Regulatoare paralel, care scurtcircuitează generatorul fotoelectric la finalul încărcăriibateriei de acumulatoare.

Schema de principiu a regulatorului paralel.

Pe durata încărcării, panourile solare sunt conectate direct la baterii. Când acestea sunt încărcate, panourile sunt scurtcircuitate. Dioda de separare trebuie neapărat să fie prevăzută în schemă, pentru a nu scurtcircuita bateria atunci când întreruptorul este închis. Această diodă asigură şi blocarea curentului nocturn, ce ar putea să apară între baterie şi panou. Întreruptorul static este de cele mai multe ori un tranzistor MOSFET Dezavantaje: - Întreruptorul este solicitat de întreaga tensiune a panoului, putând deci apare probleme de protecţie la supratensiuni. - Solicitarea termică a întreruptorului poate fi importantă la valori mari ale curentului. • Regulatoare ce urmăresc punctul de putere maximă (MPPT - Maximum Power Point

Tracking), care permit extragerea din câmpul de celule, în permanenţă, a maximului de putere.

Regulatoarele MPPT sunt concepute pentru a asigura extragerea puterii maxime din panourile solare. Aceasta permite recuperarea maximului de energie, indiferent de temperatură şi iluminare. În permanenţă, tensiunea şi curentul sunt măsurate, pentru deducerea puterii extrase din panou. Puterea este comparată cu valoarea anterioară a acesteia. În urma comparării, tensiunea la bornele panoului este crescută sau redusă. Avantaj: Funcţionează într-o plajă foarte largă de temperaturi, ceea ce asigură recuperarea excesului de energie pe durata iernii. Dezavantaj: Investiţia devine rentabilă în urma analizei pierderilor induse de regulatorul MPPT şi de convertoarele c.c.-c.c. 3. Convertoarele statice În funcţie de aplicaţie, se utilizează convertoare statice pentru adaptarea puterii generate la necesităţile sarcinii. În principal, există convertoare c.c.-c.c., care adaptează tensiunea de c.c. furnizată de panourile fotoelectrice la necesităţile sarcinii şi convertoare c.c.-c.a., care transformă energia de c.c. în c.a., pentru alimentarea sarcinilor corespunzătoare.

• Convertoare c.c.‐c.c. Aceste convertoare, (Variatoare de Tensiune Continuă - VTC), transformă o tensiune continuă (a bateriei), tot în tensiune continuă, cu valoare medie diferită, pentru alimentarea sarcinilor de c.c. Există două tipuri de astfel de VTC: ridicător şi coborâtor.

VTC ridicător

Intreruptor static

Condensator

Schema de principiu a unui VTC ridicător. Pe intervalele când întreruptorul este închis, în bobină se înmagazinează energie de la baterie. La deschiderea întreruptorului, tensiunea de autoinducţie a bobinei, împreună cu sursa, determină apariţia unei supratensiuni, ce este transferată condensatorului şi sarcinii. Dioda (numită "de separare") împiedică descărcarea condensatorului pe intervalele când întreruptorul este închis. Condensatorul filtrează tensiunea continuă la ieşire, reducându-i pulsaţiile. Randamentul unor astfel de convertoare este de 70%, putând atinge 85 - 90% pentru cele mai performante.

• VTC coborâtor Tensiunea la ieşire este mai mică decât a bateriei, fiind utilizate pentru alimentarea sarcinilor cu tensiune mai mică decât a bateriei (aparate radio).

Diodă Condensator întreruptor static Schema de principiu a unui VTC coborâtor.

Sarcină Pe intervalele când întreruptorul este închis, bateria debitează curent sarcinii, ce parcurge bobina. Când întreruptorul este deschis, energia înmagazinată în bobină, asigură menţinerea nenulă a curentului, ce se va închide pe aceste intervale, prin diodă (numită "de nul"). Randamentul acestor convertoare este de 80 - 90%. 4. Alte componente În această categorie intră elementele conexe, dar care sunt indispensabile bunei funcţionări a sistemelor fotoelectrice: protecţiile contra descărcărilor atmosferice, disjunctoare şi siguranţe fuzibile. Deoarece panourile solare sunt echipamente scumpe, ele trebuie protejate pentru a evita deteriorarea lor. Pericolele sunt multiple: • Perturbaţii induse de comutaţiile elementelor din componenţa convertoarelor statice de putere. Se pot utiliza filtre pentru eliminarea armonicilor. • Funcţionarea sarcinii: panourile se deteriorează repede dacă absorb putere electrică. Se pot utiliza diode care să împiedice circulaţia curentului în sensul nedorit. • Descărcări atmosferice.

Celula fotoelectrică

1. Principiu O celulă fotoelectrică poate fi asimilată cu o diodă fotosensibilă, funcţionarea ei bazându-se pe proprietăţile materialelor semiconductoare. Celula fotoelectrică permite conversia directă a energiei luminoase în energie electrică. Principiul de funcţionare se bazează pe efectul fotoelectric. Efectul fotoelectric, respectiv transformarea energiei solare ("foton") în energie electrică ("volt") a fost descoperit în 1839 de fizicianul A. Becquerel. Acest efect se bazează pe trei fenomene fizice simultane, strâns legate între ele: • Absorbţia luminii de către materiale • Transferul de energie de la fotoni la sarcinile electrice • Colectarea sarcinilor

a) Absorbţia luminii Fotonii compun lumina. Aceştia pot penetra anumite materiale, sau chiar să le traverseze. În general, o rază de lumină care atinge suprafaţa unui mediu, poate suporta trei fenomene optice: • Reflexia: lumina este "întoarsă" de către suprafaţă; • Transmisia: lumina traversează obiectul; • Absorbţia: lumina penetrează obiectul şi nu îl mai părăseşte, energia fiind restituită într-o altă formă. Într-un material fotoelectric, o parte a energiei fluxului luminos va fi restituită sub formă de energie electrică. Trebuie deci ca materialul să aibă capacitatea de a absorbi lumina vizibilă, aceasta fiind ceea ce se doreşte a se converti: lumina solară sau a altor surse artificiale. b) Transferul de energie de la fotoni la sarcinile electrice Sarcinile elementare ce vor determina apariţia unui curent electric în urma iluminării, sunt electroni (sarcini negative elementare, conţinuţi de materialele semiconductoare). Fotonii vor ceda energia lor, electronilor periferici, ceea ce le va permite să se elibereze de atracţia exercitată de nucleu. Aceşti electroni eliberaţi vor putea forma un curent electric, dacă sunt extraşi din material. c) Colectarea sarcinilor Pentru ca sarcinile eliberate prin iluminare să genereze energie, trebuie ca acestea să circule. Trebuie deci extrase din materialul semiconductor şi creat un circuit electric. Această extracţie a sarcinilor se realizează prin intermediul unei joncţiuni create special în semiconductor. Scopul este de a crea un câmp electric în interiorul materialului, care va antrena sarcinile negative într-un sens, iar pe cele pozitive în celălalt sens. Aceasta se realizează prin doparea semiconductorului. Joncţiunea unei fotocelule cu siliciu este constituită dintr-o parte dopată cu fosfor (P), numită de tip "n", alipită unei părţi dopate cu bor (B), numită de tip "p". Doparea unui material semiconductor reprezintă introducerea în structura materialului a unor sarcini excedentare, pentru se ameliora conductivitatea materialului.

La frontiera celor două părţi se creează câmpul electric care separă sarcinile pozitive şi cele negative. De fapt, o celulă este constituită din două straturi subţiri de material semiconductor. Cele două straturi sunt dopate diferit: • Pentru stratul N, aport de electroni periferici • Pentru stratul P, deficit de electroni. Intre cele două straturi va apare o diferenţă de potenţial electric. Energia fotonilor luminii, captaţi de electronii periferici (stratul N) le va permite acestora să depăşească bariera de potenţial şi să creeze astfel un curent electric continuu. Pentru colectarea acestui curent, se depun, prin serigrafie, electrozi pe cele două straturi semiconductoare. Electrodul superior este o grilă ce permite trecerea razelor luminoase. Pe acest electrod se depune apoi un strat antireflectorizant, pentru creşterea cantităţii de lumină absorbită.

Schema unei celule elementare. 2. Tehnologii ale celulelor solare Cel mai utilizat material pentru realizarea fotopilelor sau a celulelor solare este siliciu, un semiconductor de tip IV. Acesta este tetra-valent, ceea ce înseamnă că un atom de siliciu se poate asocia cu patru alţi atomi de aceeaşi natură. Se mai utilizează arseniură de galiu şi straturi subţiri de CdTe (telură de cadmiu), CIS (cupru- indiu-diseleniu) şi CIGS. Există mai multe tipuri de celule solare: • Celule monocristaline • Celule policristaline • Celule amorfe • Celule CdTe, CIS, CIGS

• Celule monocristaline Acest tip de fotopile sunt primele care au fost realizate, pe baza unui bloc de siliciu cristalizat într-un singur cristal.

Ele se prezintă sub forma unor plachete rotunde, pătrate sau pseudo-pătrate. Randamentul lor este de 12 - 16%. Totuşi, ele au două dezavantaje: • Preţul ridicat • Durată mare de amortizare prin energia furnizată

• Celule policristaline Acest tip de celule se realizează pe baza unui bloc de siliciu cristalizat în mai multe cristale, care au orientări diferite. Randamentul lor este de 11 - 13%, dar presupun un cost de producţie mai redus decât cel al celulelor monocristaline.

• Celule amorfe Aceste celule sunt realizate dintr-un suport de sticlă sau material sintetic, pe care se depune un strat subţire de siliciu (organizarea atomilor nu este regulată, ca în cazul unui cristal). Randamentul lor este de 5 - 10%, mai mic decât al celulelor cristaline, dar preţul este bun. Ele sunt utilizate în mici produse comerciale (ceasuri, calculatoare), dar pot fi utilizate şi în instalaţiile solare. Ele au avantajul de a se comporta mai bine la lumina difuză şi la cea fluorescentă, fiind mai performante le temperaturi mai ridicate. Celule CdTe, CIS, CIGS

Tehnologiile CdTe, CIS şi CIGS sunt în curs de dezvoltare sau de industrializare. Mai precis, • Celulele cu CdTe se bazează pe telura de cadmiu, material interesant datorită proprietăţii de absorbţie foarte mare. Totuşi, dezvoltarea lor riscă să fie frânată datorită toxicităţii cadmiului. • Celulele cu CIS (CuInSe2) se bazează pe cupru, indiu şi seleniu. Acest material se caracterizează printr-o bună stabilitate sub acţiunea iluminării. Ele au proprietăţi de absorbţie excelente. • Celulele cu CIGS sunt realizate din aceleaşi materiale ca şi cele cu CIS, având ca particularitate alierea indiului cu galiu. Aceasta permite obţinerea unor caracteristici mai bune. In tabelul următor sunt sintetizate valorile randamentului tipic şi teoretic ce poate fi obţinut cu aceste diferite tehnologii._________________________________________________________

Tehnologie Randament tipic [%] Randament teoretic [%] Monocristaline 12-16 24

Policristaline 11-13 18,6

Amorfe 5-10 12,7

Randamentele diferitelor tehnologii.

Caracteristicile fotocelulelor In figurile de mai jos sunt prezentate caracteristicile unei diode şi ale unei fotocelule în două situaţii: când este expusă iluminării şi când iluminarea este nulă.

Când celula este iluminată, ea produce un curent cu atât mai mare cu cât iluminarea este mai intensă. Curentul este deci, proporţional cu iluminarea. Caracteristicile sunt similare, dar decalate în jos cu curentul Iph (fotocurent), corespunzător intensităţii iluminării. Trebuie observat că, pentru a se obţine caracteristica curent-tensiune ca în figurile de mai sus, se consideră ca sens de referinţă al curentului, sensul opus lui Id (Figura 4), respectiv sensul fotocurentuluiI Iph.

Se poate obţine, de asemenea, caracteristica de putere P = f(U), care, pentru anumite condiţii de iluminare şi temperatură, pune în evidenţă un punct de funcţionare la puterea maximă, aşa cum se poate observa în de mai jos.

Caracteristica curent-tensiune poate fi determinată experimental, conectând celula la o rezistenţă variabilă, prin modificarea valorii acesteia putându-se obţine diferite puncte de funcţionare. Parametrii Randamentul energetic al unei celule este raportul dintre puterea electrică maximă şi puterea incidentă:

SEP×

=η în care: • E - iluminarea [W/m2]; • S - suprafaţa activă a panourilor [m2]. • Pm - puterea maximă măsurată în condiţiile STC (Standard Test Conditions), respectiv în spectrul AM1.5, la o temperatură de 25°C şi iluminare de 1000 W/m2. AMx desemnează condiţiile atmosferice în care se desfăşoară determinările, în funcţie de grosimea straturilor traversate de razele soarelui, constituţia lor etc. Exemple: • AM0: fără atmosferă, la mare altitudine, 1353 W/m2; • AM1: Soarele la zenit (A=90°); • AM1.5: Soarele la 48°, 833 W/m2; • AM2: Soarele la 30°. NASA a evaluat fluxul energetic incident la nivelul Pământului (fără atmosferă) la 1367 W/m2. Practic, radiaţia ajunsă pe Pământ, la nivelul solului, nu este decât cel mult 1000 W/m2, iar această valoare se poate obţine, la latitudinea noastră, doar pe durata a câtorva zile pe an.

Randamentul unei celule este, în general, destul de scăzut, de ordinul 10 - 20%. Au fost obţinute randamente mai bune cu materiale noi (în laborator, arseniura de galiu AsGa oferă un randament mai mare de 25%), cu tehnologii experimentale (tehnologia multistraturi), deseori dificile şi costisitoare pentru a fi puse deocamdată în practică. În aceste condiţii, materialul fotoelectric cel mai utilizat este siliciul, care reprezintă o soluţie economică. Pentru astfel de celule, randamentul energetic nu depăşeşte 15%. Totuşi, firma SunPower produce în mod curent panouri cu randament 22%, ceea ce face ca un sistem tipic de 4kW (c.a. nominal), să poată fi realizat cu doar 15 panouri de 315 W, ce ocupă

2 2

o suprafaţă de 24,6 m , faţă de panourile „clasice" de 160 W, care ar ocupa 38 m (30 panouri). Pe baza caracteristicilor curent-tensiune şi putere-tensiune, se pot obţine şi alţi parametrii: • Curentul de scurtcircuit Icc, respectiv curentul debitat de celulă, atunci când tensiunea la bornele sale este nulă. Practic, acest curent este foarte apropiat de fotocurentul Iph. • Tensiunea în gol Vc0, respectiv, tensiune la bornele celulei, atunci când curentul debitat este nul. • Intre cele două extreme, există un optim care oferă puterea maximă Pmax sau MPP (Maximum Power Point). • Factorul de formă, care arată cât de apropiată este caracteristica reală de cea ideală, respectiv raportul:

IccVcoP

FF m

×=

Influenţa temperaturii Temperatura este un parametru important, deoarece celulele, fiind expuse radiaţiei solare, se încălzesc. Fiecare grad de încălzire a celulei, determină o pierdere a randamentului de ordinul a 0,5 %. (http://www.em.ucv.ro/eLEE/RO/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/Panneaux Photovoltaiques/Cellule/Temperature.htm) In plus, o parte din energia absorbită nu este convertită în energie electrică ci se disipă sub formă de căldură. Din aceste motive, temperatura celulelor este întotdeauna mai ridicată decât a mediului ambiant, fiind luate măsuri tehnologice pentru limitarea acesteia. Influenţa iluminării Cum este de aşteptat, iluminarea influenţează esenţial caracteristicile celulelor. (http://www.em.ucv.ro/eLEE/RO/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/Panneaux Photovoltaiques/Cellule/Eclairement.htm) In figurile de mai jos sunt prezentate familii de caracteristici I-U şi P-U, pentru diferite valori ale iluminării. Se poate considera că tensiunea U este constantă, deoarece variaţia valorii Upmax în funcţie de iluminare, este infimă. Pierderea de putere din acest motiv nu este semnificativă.

Pentru creşterea iluminării celulelor, este de dorit ca acestea să fie orientate astfel încât, razele Soarelui să cadă perpendicular pe ele. De exemplu, pe timpul iernii, un panou plasat orizontal este de două ori mai puţin eficient decât un panou înclinat, astfel încât incidenţa radiaţiei să fie perpendiculară pe acesta.

http://www.em.ucv.ro/eLEE/RO/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/Panneaux

http://www.em.ucv.ro/eLEE/RO/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereSolaire/Panneaux

In condiţii standard STC (1000W/m2, 25°C, AM1.5), puterea maximă a unei celule de siliciu de 10 cm? va fi de aproximativ 1,25 W. Celula fotoelectrică elementară reprezintă, deci, un generator electric de foarte mică putere, insuficient pentru majoritatea aplicaţiilor casnice sau industriale. In consecinţă, generatoarele fotoelectrice sunt realizate prin conectarea în serie şi/sau în paralel a unui număr mare de celule elementare. Aceste grupări se numesc module, care la rândul lor vor forma panourile. Această conectare trebuie să se realizeze cu respectarea anumitor criterii precise, ţinând cont de dezechilibrele care se creează în timpul funcţionării într-o reţea de fotocelule. Practic, chiar dacă numeroasele celule care formează un generator, sunt teoretic identice, datorită inevitabilelor dispersii de fabricaţie, ele au caracteristici diferite. Pe de altă parte, iluminarea şi temperatura celulelor nu este aceeaşi pentru toate celulele din reţea. Din aceste motive trebuiesc luate măsuri pentru evitarea deteriorării celulelor (diode de protecţie). Conectarea în serie a celulelor face ca tensiunea la bornele ansamblului să fie mai mare, curentul fiind acelaşi în toate celulele. Conectarea în paralel determină creşterea curentului debitat, tensiunea la bornele ansamblului fiind aceeaşi.


Convesia fotovoltaică a energiei solare INSTALATII SI ECHIPAMENTE

- 1 -

Energia solară fotovoltaică

1. Introducere

Energia solară poate fi folosită pentru generarea energiei electrice. Radiaţia solară se transformă în energie termică la temperaturi mari, apoi se obţin vapori, care produc în turbină energie mecanică, în sfârşit, antrenând un generator, obţinem energie electrică.

Capitolul ce urmează este consacrat conversiei directe a radiaţiei solare în energie electrică. Tehnologia conversiei directe exclude transformările intermediere: radiaţia solară în energie termică, energia termică în energie mecanică, energia mecanică în energie electrică de curent alternativ. Conversia directă se realizează cu ajutorul materialelor solide semiconductoare, folosind efectul fotovoltaic. Generatorul fotovoltaic, aşa numita celulă fotovoltaică, spre deosebire de generatorul electromecanic, produce energie electrică de curent continuu. Excluderea din lanţul tehnologic a transformărilor intermediare, lipsa mişcării, zgomotului, vibraţiilor, construcţie modulară, durata de exploatare de peste 25 de ani, ne face să afirmăm că viitorul energeticii descentralizate va aparţine tehnologiei fotovoltaice. Nu întâmplător revista engleză The Economist din 31 August 1991 menţiona referitor la conversia fotovoltaică a energiei solare: "Din toate sursele alternative de energie — vântul, valul de mare, maree, geotermică — probabil cea mai promiţătoare conversie a energiei solare în electricitate este cea fotovoltaică".

După un scurt istoric a dezvoltării tehnologiei fotovoltaice sunt descrise proprietăţile şi caracteristicile celulelor şi modulelor fotovoltaice, apoi urmează analiza unui sistem fotovoltaic şi componentelor acestuia.

De asemenea, se prezintă principiul general de dimensionare a unui sistem fotovoltaic completat cu exemplu numeric, domeniile de utilizare a energiei electrice fotovoltaice, accentul punându-se pe eventualii consumatori de energie electrică PV din Republica Moldova. Sunt descrise succint sisteme PV elaborate la catedra de Electromecanică a UTM.

Capitolul se finalizează cu analiza economică a sistemelor PV pe baza metodei LCC - Life Cycle Cost - costul pe durata de viaţă. În cazul Republicii Moldova s-a calculat costul per unitate a energiei electrice produsă de module PV şi un grup electrogen. Se prezintă şi o comparaţie cu a treia variantă alternativă de alimentare a consumatorilor - extinderea reţelelor electrice publice de joasă sau medie tensiune. Analiza se face în funcţie de consumul diurn de energie electrică.

- 2 -

- 2 -

2. Scurt istoric a tehnologiei fotovoltaice

Termenul „fotovoltaic” derivă din combinaţia cuvântului grec photos ceia ce înseamnă lumină şi numele unităţii de măsură a forţei electromotoare – volt. Astfel, tehnologia fotovoltaică (PV) descrie generarea electricităţii cu ajutorul luminii.

Descoperirea efectului fotovoltaic este atribuită lui fizicianului francez Edmond Becquerel, care în anul 1839, efectuând experimente cu „bateria umedă” a observat că tensiunea generată de baterie creşte dacă placa de argint este expusă radiaţiei solare. Primul raport asupra efectului fotovoltaic sau fotoelectric, cum era numit la timpul respectiv, a fost făcut de savanţii din Cambridge W.Adams şi R. Day în 1877 unde sunt descrise schimbările care au loc într-o placă de selenium expusă luminii. În experienţele sale Heinrich Hertz a observat în anul 1887, că o placă din zinc se încarcă cu sarcină pozitivă dacă este expusă unei radiaţii ultraviolete. Fenomenul se datorează aceluiaşi efect fotoelectric: sub acţiunea razelor ultraviolete din metal sunt dezbătuţi electroni, ca rezultat metalul se încarcă pozitiv.

Prima celulă PV a fost construită de electricianul american Charles Fritts în 1883 pe bază de selenium. Construcţia celulei a fost patentată în anul 1884. Trebuie de menţionat, că construcţia celulei era foarte asemănătoare cu celulele de astăzi. Dar eficienţa celulei era mai mică de un procent şi nu a obţinut o utilizare industrială.

La mijlocul secolului XX savanţii şi inginerii au revenit asupra studiului efectului fotovoltaic care are loc în semiconductoare. În anul 1953 echipa de ingineri de la Telephone Laboratories (Bell Labs) D. Chapin, C. Fuller şi G. Pearson creează celula PV din siliciu dopat cu o eficienţă cu mult mai mare decât celula din selenium. În următorul an aceiaşi echipă construiesc o celulă din siliciu cu un randament de 6 %. În acelaşi timp apar şi primii consumatori de energie fotovoltaică – sateliţii artificiali. În anul 1958 celulele PV au fost instalate la bordul satelitului american Vanguard 1 şi serveau pentru alimentarea unui emiţător radio. Până în prezent celulele PV sunt cele mai indicate surse de energie pentru tehnica spaţială.

Competiţia între SUA şi ex-URSS din anii ’60 ai secolului trecut în domeniul surselor de alimentare cu energie electrică a sateliţilor a condus la o dezvoltare spectaculoasă a tehnologiei PV şi s-a produs o ruptură în dependenţa rigidă a energeticii descentralizate de sursele tradiţionale: grupuri electrogene, baterii de acumulatoare sau baterii uscate. S-a început o nouă competiţie – pentru aducerea generatorului PV înapoi pe pământ. Guvernele ţărilor industrializate şi numeroase companii particulare au investit miliarde de dolari în progresul tehnologiei PV. În figura 4.1 se prezintă evoluţia producerii mondiale de celule şi

Surse regenerabile de energie

- 3 -

module PV şi a costului unui watt în perioada 1990 – 2004. După anul 1996 constatăm o creştere extraordinară a producerii mondiale. În ultimii trei ani, 2002 – 2004, creşterea în raport cu anul precedent a fost, respectiv egală cu 28.2, 79 şi 60,5 %. Pe o perioadă de 15 ani capacitatea mondială de producere a modulelor PV a crescut de circa 25 ori. Această tendinţă se va amplifica în anii următori deoarece în noile programe naţionale se implică din ce în ce mai mult marile companii petroliere (Shell, British Petroleum). Concomitent cu creşterea volumului de producere are loc scăderea costurilor celulelor fotovoltaice. Pe o perioadă de 10 ani costul unui watt a scăzut de 2,35 ori. După anul 2000 se constată o creştere a costului unui watt ce se explică prin formarea unui decalaj dintre capacităţile mondiale de producere a celulelor şi de asamblare a modulelor PV şi producerea de materie primă – a siliciului pur. În prezent, la nivel mondial, se atestă o penurie de materie primă.

Principalul material semiconductor care se foloseşte pentru producerea celulelor PV este siliciul. Cota parte pe piaţa mondială a diferitor tehnologii de producere a celulelor PV este prezentată în figura 4.2. Peste 84% din producţia mondială de celule PV este bazată pe siliciu policristalin şi

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

MW

; %

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Euro

/Wc

Capacitatea de producere, MW/anCreşterea relativă în raport cu anul 1990, %Costul unui watt, Euro

Figura 4.1. Evoluţia producţiei mondiale de module PV

Sipolicristalin

50,2%

Alte0,7%

Si în straturisubţiri 5,6%

Si cristalin34,6%

Si amorf8,9%

Figura 4.2. Divizarea pieţei mondiale în dependenţă de tehnologia folosită pentru producerea celulelor PV


- 4 -

cristalin. În prezent tehnologia siliciului policristalin şi cristalin este cea mai avansată, asigură producerea de module PV la scară industrială cu un randament de 14 –17 % şi cu o durată de viaţă a modulelor de 30 de ani. Dar această tehnologie are un dezavantaj esenţial – potenţial limitat de scădere în viitor a costurilor de producere a celulelor PV. Experţi în domeniu consideră, că costul unui watt nu va scădea mai jos de 2 Euro [36-38]. Din acest punct de vedere, tehnologia siliciului amorf şi a siliciului în starturi subţiri are o perspectivă mai promiţătoare. Costurile unui watt produs cu aceste tehnologii va scădea până la 1 W - cost limită la care energia electrică PV devine mai ieftină decât energia electrică produsă din surse fosile. Presupunem, că din aceste motive în ultimii ani se constată o redistribuire a pieţei mondiale în favoarea tehnologiei siliciului amorf şi în straturi subţiri.

Domeniile de utilizare în ţările dezvoltate şi în ţările în curs de dezvoltare sunt diferite (figurile 4.3 şi 4.4). De exemplu, în ţările UE se evidenţiază sistemele conectate la reţea cu 68 %, iar în ţările în curs de dezvoltare – pot fi evidenţiate trei domenii principale de utilizare a energiei electrice PV: electrificarea rurală, ocrotirea sănătăţii şi pomparea apei, Toate aceste sisteme funcţionează în regim autonom, altfel spus, sunt sisteme descentralizate şi dispersate teritorial.

59%16%

15%10%

Acoperişe şi faţade (conectate la reţea)Case isolate (neconectate la reţea)Întreprinderi isolate (neconectate la reţea)Centrale electrice (conectate la reţea)

Figura 4.3. Aplicaţiile sistemelor PV în ţările

dezvoltate

Elictrificarea rurală66%

Sănătate16%

Educaţie1% Comunicaţii

1%Pomparea

apei16%

Figura 4.4. Aplicaţiile sistemelor PV

în ţările în curs de dezvoltare


- 5 -

Puterea instalată la nivel mondial a constituit în anul 2004 circa 1194 MWc, primele trei locuri fiind ocupate de Japonia cu 51,8 %, urmată de UE cu 25,8 % şi SUA cu 11,5 % (figura 4.5). Energia electrică PV este cu mult mai scumpă şi în majoritatea cazurilor nu concurează cu energia obţinută din surse fosile. Excepţie fac sistemele PV de pompare şi cele destinate alimentării consumatorilor mici şi dispersaţi teritorial, în caz, dacă le comparăm cu

grupurile electrogene sau cu extinderea reţelelor electrice publice. Din această cauză în diferite ţări ale lumii, în cadrul programelor naţionale de promovare a energiei PV, au fost elaborate diferite metode de susţinere şi subvenţionare a energiei electrice PV (vezi tabelul 4.1).

Tabelul 4.1. Principalele programe naţionale de promovare a energiei PV şi subvenţiile acordate

Ţara Programul naţional Tariful de cumpărare,

euro/kWh Subvenţii, euro/Wc

Japonia 70 000 acoperişuri solare 0,3 1,13

SUA 1 000 000 acoperişuri

solare n.d. Diferă de la stat la stat

Germania 100 000 acoperişuri solare 0,5 0,75-1,0

Marea Britanie 70 000 acoperişuri solare n.d. n.d.

se preconizează 32 mln. euro

Austria - 0,72 Diferă de la regiune la

regiune

Spania - 0,47 5,5 sisteme autonome 2,6 conectate la reţea

Italia 10 000 acoperişuri solare 0,35-0,40 70 % din cost Franţa - 0,15-0,3 4,6 Elveţia - 0,3-0,6 1,3-2,7

n.d. – valoarea nu este disponibilă

Japonia51%

UE26%

SUA12%

Restullumii11%

Figura 4.5. Distribuţia puterii instalate PV în anul

2004 la nivel mondial


- 2 -

2. Scurt istoric a tehnologiei fotovoltaice

Termenul „fotovoltaic” derivă din combinaţia cuvântului grec photos ceia ce înseamnă lumină şi numele unităţii de măsură a forţei electromotoare – volt. Astfel, tehnologia fotovoltaică (PV) descrie generarea electricităţii cu ajutorul luminii.

Descoperirea efectului fotovoltaic este atribuită lui fizicianului francez Edmond Becquerel, care în anul 1839, efectuând experimente cu „bateria umedă” a observat că tensiunea generată de baterie creşte dacă placa de argint este expusă radiaţiei solare. Primul raport asupra efectului fotovoltaic sau fotoelectric, cum era numit la timpul respectiv, a fost făcut de savanţii din Cambridge W.Adams şi R. Day în 1877 unde sunt descrise schimbările care au loc într-o placă de selenium expusă luminii. În experienţele sale Heinrich Hertz a observat în anul 1887, că o placă din zinc se încarcă cu sarcină pozitivă dacă este expusă unei radiaţii ultraviolete. Fenomenul se datorează aceluiaşi efect fotoelectric: sub acţiunea razelor ultraviolete din metal sunt dezbătuţi electroni, ca rezultat metalul se încarcă pozitiv.

Prima celulă PV a fost construită de electricianul american Charles Fritts în 1883 pe bază de selenium. Construcţia celulei a fost patentată în anul 1884. Trebuie de menţionat, că construcţia celulei era foarte asemănătoare cu celulele de astăzi. Dar eficienţa celulei era mai mică de un procent şi nu a obţinut o utilizare industrială.

La mijlocul secolului XX savanţii şi inginerii au revenit asupra studiului efectului fotovoltaic care are loc în semiconductoare. În anul 1953 echipa de ingineri de la Telephone Laboratories (Bell Labs) D. Chapin, C. Fuller şi G. Pearson creează celula PV din siliciu dopat cu o eficienţă cu mult mai mare decât celula din selenium. În următorul an aceiaşi echipă construiesc o celulă din siliciu cu un randament de 6 %. În acelaşi timp apar şi primii consumatori de energie fotovoltaică – sateliţii artificiali. În anul 1958 celulele PV au fost instalate la bordul satelitului american Vanguard 1 şi serveau pentru alimentarea unui emiţător radio. Până în prezent celulele PV sunt cele mai indicate surse de energie pentru tehnica spaţială.

Competiţia între SUA şi ex-URSS din anii ’60 ai secolului trecut în domeniul surselor de alimentare cu energie electrică a sateliţilor a condus la o dezvoltare spectaculoasă a tehnologiei PV şi s-a produs o ruptură în dependenţa rigidă a energeticii descentralizate de sursele tradiţionale: grupuri electrogene, baterii de acumulatoare sau baterii uscate. S-a început o nouă competiţie – pentru aducerea generatorului PV înapoi pe pământ. Guvernele ţărilor industrializate şi numeroase companii particulare au investit miliarde de dolari în progresul tehnologiei PV. În figura 4.1 se prezintă evoluţia producerii mondiale de celule şi


- 7 -

corespunzător o energie mai mare (unda electromagnetică cu frecvenţă mică pătrunde în material la adâncimi mai mari şi invers).

Purtătorii de sarcină noi apăruţi sunt supuşi acţiunii câmpului electric al joncţiunii p-n caracterizat printr-un anumit potenţial de barieră U0 şi care în dependenţă de tipul semiconductorului folosit este de ordinul 0,2 - 0,7 V. Aici sarcina spaţială a joncţiunii va avea rolul de separator de sarcini libere - perechi electroni-goluri. Electronii vor fi dirijaţi spre zona n, golurile - spre zona p a celulei. Acesta este motivul pentru care sub influenţa luminii zona p se încarcă pozitiv, zona n se încarcă negativ, ceea ce conduce la apariţia unui curent electric prin joncţiune, determinat de conversia fotovoltaică a radiaţiei solare. Acest curent, circulând prin joncţiune dinspre zona n spre zona p (figura 4.6 din stânga) duce la o cădere de tensiune U pe sarcina externă R, conectată la contactele din spate şi contactul-grilă de la suprafaţă (figura 4.6 din dreapta). Tensiunea U în raport cu joncţiunea p-n acţionează în sens direct şi, la rândul său, va determina prin joncţiune curentul diodei Id de sens opus curentului fotovoltaic Is, care se determină cu expresia cunoscută din cursul „Electronica”:

,1exp0

−

=

kTeUIId (4.2)

unde: I0 este intensitatea curentului de saturaţie; k - constanta lui Boltzmann; T - temperatura absolută; e - sarcina electronului.

3.2. Caracteristicile celulei fotovoltaice

Caracteristicile principale ale celulei PV sunt: caracteristica amper-volt I(U) sau volt-amper U(I) şi caracteristica de putere P(U). Curentul în circuitul exterior I se determină ca diferenţa dintre curentul fotovoltaic Is şi curentul diodei Id [27,40,41]:

,1exp

−

−=−=

kTeUIIIII osds (4.3)

Ecuaţiei (4.3) îi corespunde schema echivalentă simplificată a celulei PV, reprezentată în figura 4.7 a. Dacă se ţine seama de rezistenţa Ri de scurgeri prin izolaţia celulei PV şi de Rs a elementelor conectate în serie, se poate întocmi o schemă echivalentă completă a celulei PV (figura 4.7 b). Cu tehnologiile moderne se obţin celule cu Ri ~ şi Rs ~ 0, încât schema echivalentă simplificată este satisfăcătoare.


- 8 -

Figura 4.7. Scheme echivalente ale celulei PV: a - simplificată; b – completă; c – caracteristicile celulei

Puterea electrică cedată sarcinii R a unei celule PV este:

−

−== 1exp

kTeUIIUUIP os . (4.4)

Valoarea maximă a acestei puteri se obţine într-un punct M al caracteristicii curent-tensiune, ale cărui coordonate sunt rezultate din condiţia dP/dU=0:

,1

,1ln

0

0

TM

M

ssM

T

MTM

UUU

IIII

UUUUU

+

+=

+−=

(4.5)

unde UT = kT/e.

Pentru o sarcină pasivă valoarea optimă a rezistenţei sarcinii va fi


- 9 -

.M

MM I

UR = (4.6)

3.3. Parametrii celulelor şi modulelor PV

Producătorii de celule şi module PV indică în cartea tehnică a produsului parametrii ridicaţi în condiţii standard:

• Radiaţia solară globală pe suprafaţa celulei, G=1000 W/m2; • Temperatura celulei, TC= 25 0C; • Masa convenţională de aer, AM=1,5

În mod obligatoriu în cartea tehnică se prezintă: curentul de scurt circuit, Isc; tensiunea de mers în gol, U0; puterea maximală sau critică, Pc; tensiunea şi curentul în punctul critic, UM şi IM. Pe lângă aceşti parametri pot fi indicaţi suplimentar: factorul de umplere (Fill Factor), FF, randamentul celulei sau modulului PV, Temperatura Normală de Funcţionare a Celulei NOCT, coeficienţii de variaţie a tensiunii de mers în gol şi a curentului de scurt circuit cu temperatura.

Curentul de scurt circuit. Se obţine la scurcircuitarea bornelor sarcinii R din figura 4.7. Pe caracteristica I-U acesta-i punctul cu coordonatele U=0, I=Isc. Din expresia (4.3), pentru U=0, obţinem Isc = Is. Puterea furnizată este egală cu zero.

Tensiunea de mers în gol. Corespunde punctului de pe caracteristica I-U cu coordonatele I=0, U=U0. Puterea debitată în acest punct este egală cu zero. Tensiunea de mers în gol poate fi determinată din (4.3) pentru I=0:

.lnln00

00 I

Ie

kTI

IIe

kTU ss ≈+

= (4.7)

Pentru o celulă din siliciu raportul Is/I0 este de circa 1010, factorul kT/e, numit şi tensiune termică, este egal cu 26 mV, Astfel U0= 0,6 V.

Puterea critică sau maximală. Este produsul curentului la tensiunea în punctul M a caracteristicii I-V. În engleză acest parametru se numeşte peak power şi se notează PC.

MMC IUP ⋅= . (4.8)

Geometric, puterea critică PC, corespunde punctelor de tangenţă a hiperbolelor P = UI = constant către caracteristicile amper – volt I-U (vezi figura 4.7 d).


- 10 -

Factorul de umplere (Fill Factor). Se determină ca raportul dintre suprafeţele dreptunghiurilor OUMMIM şi OU0KIsc (figura 4.7 c) sau

sc

MM

IUIUFF

0

= , (4.9)

de unde

scC IUFFP ⋅⋅= 0 . (4.10)

Factorul de umplere este măsura calităţii celulei PV. Cu cât este mai mică rezistenţa internă a celulei PV cu atât FF este mai mare. De obicei FF > 0,7.

Randamentul celulei sau modulului PV. Se determină cu raportul puterii generate de celula sau modulul PV în punctul optimal de funcţionare M la o temperatură specificată către puterea radiaţiei solare

GAPC

⋅=η , (4.11)

unde PC este puterea livrată în W; A este suprafaţa celulei sau modulului în m; G – radiaţia globală incidentă pe suprafaţa celulei sau modulului în W/m2.

În condiţii de laborator s-au obţinut celule din siliciu cristalin cu un randament de 13-25 % în dependenţă de suprafaţa celulei, iar în condiţii de fabrică – 12-14 %. Randamentul celulei din siliciu policristalin este de 17-20 % în condiţii de laborator şi 11-13 % în condiţii de fabrică. Celulele comercializate din siliciu amorf posedă un randament cuprins între 7 şi 11 % , iar în condiţii de laborator – 16 %. Limita teoretică a randamentului din siliciu cristalin este de 37 %, celui din siliciu amorf – 28 % [41].

Temperatura Normală de Funcţionare a Celulei. Corespunde temperaturii celulei PV la funcţionare în gol, la temperatura mediului de 20 0C, radiaţia globală de 800 W/m2 şi viteza vântului mai mică de 1 m/s. Pentru celule uzuale NOCT se situează între 42 şi 46 0C. Dacă cunoaştem NOCT putem determina temperatura celulei TC în alte condiţii de funcţionare caracterizate de temperatura mediului TA şi radiaţia globală G [27]

GNOCTTT AC ⋅

−

+=8,0

20 . (4.12)


- 11 -

3.4. Influenţa radiaţiei solare şi temperaturii asupra caracteristicilor celulelor şi modulelor PV

Caracteristicile celulei PV pentru diferite valori ale radiaţiei solare sunt prezentate în figura 4.8 a. Constatăm, că curentul fotovoltaic de scurtcircuit este direct proporţional cu radiaţia solară, iar tensiunea de mers în gol variază puţin deoarece, conform (4.7), tensiunea U0 depinde logaritmic de radiaţia solară (Is este proporţional cu radiaţia) şi adesea în calcule

Figura 4.8. Caracteristicile celulei PV la variaţia radiaţiei solare (a) şi a temperaturii (b)

practice această variaţie se neglijează. Curentul de scurt circuit, pentru diferite valori ale radiaţiei solare G, poate fi determinat cu o aproximaţie satisfăcătoare cu formula

,scstst

sc IGGI ⋅= (4.13)

unde Iscst – este curentul de scurtcircuit a celulei corespunzător radiaţiei standard Gst=1000 W/m2. Temperatura celulei PV influenţează semnificativ asupra tensiunii de mers în gol şi cu mult mai puţin asupra curentului de scurtcircuit (vezi figura 4.8 b). Odată cu creşterea temperaturii tensiunea de mers în gol scade. Pentru celule din siliciu coeficientul de variaţie a tensiunii cu temperatura KT este egal cu 2,3 mV/0C. Astfel parametrul U0 pentru temperaturi diferite de cea standard se va calcula cu expresia

),25(0023,00250 −−= tUU (4.14)

unde U025 este tensiunea de mers în gol a celulei PV la temperatura standard; t – este temperatura curentă a celulei, 0C. În calculele de proiectare variaţia curentului de scurtcircuit şi a factorului de umplere FF cu temperatura este neglijată.


- 12 -

4. Module fotovoltaice

Celulele fotovoltaice de construcţie modernă produc energie electrică de putere ce nu depăşeşte 1,5-2 watt la tensiuni de 0,5-0,6 V. Pentru a obţine tensiuni şi puteri necesare consumatorului celulele PV se conectează în serie şi/sau în paralel. Cea mai mică instalaţie electrică formată din celule PV interconectate în serie şi/sau în paralel, încapsulate pentru a obţine o rezistenţă mecanică mai mare şi a proteja celulele împotriva mediului se numeşte modul fotovoltaic. Un număr de module PV asamblate mecanic ca o unitate mai mare şi conectate electric, se numeşte panou sau câmp de module. În acord cu standardele Comisiei Internaţionale de Electrotehnică (IEC) se utilizează termenul “array” - ceea ce înseamnă sistem, reţea. Expresiile “modul fotovoltaic”, “panou fotovoltaic” sau “câmp de module” deseori au una şi aceeaşi semnificaţie.

La proiectarea modulelor PV se ia în consideraţie folosirea frecventă a modulelor PV pentru încărcarea acumulatoarelor electrice, tensiunea cărora este de 12 -12,5 V. Astfel, în condiţii de radiaţie standard, tensiunea UM trebuie să fie 16-18 V iar tensiunea de mers în gol 20-22,5 V. O singură celulă generează în gol circa 0,6 V şi trebuie să conectăm în serie 33-36 celule pentru a obţine tensiunea necesară. Puterea modulului va varia între 50 şi 100 W.

Construcţia modulului PV (figura 4.9 a) este, de obicei, dreptunghiulară, suportul se confecţionează din aluminiu anodizat şi separat de structura laminată a celulelor cu căptuşeală, care nu permite pătrunderea umezelii. Celulele PV sunt protejate de acţiunea condiţiilor nefavorabile, care pot interveni pe parcursul exploatării: ploaie, grindină, zăpadă, praf etc., de un sistem ce constă dintr-un strat de sticlă şi minimum din două straturi (din faţă şi din spate) din etilen vinil acetat EVA sau polivinil butirol PVB (figura 4.9 b). Fotografia unui modul PV cu puterea PC=25 WC produs de firma BP Solar este prezentată în figura 4.10.

1

2

3

B C

a)

b)

Sticlă

EVA

EVA

Celulă PV

A

Figura 4.9 Construcţia modulului PV (a) şi încapsularea celulei PV (b): 1 – suport; 2 - găuri pentru

asamblare în panouri; 3 - cutie de borne.


- 13 -

Pentru a obţine tensiunea şi puterea necesară consumatorului de energie electrică modulele PV pot fi conectate în serie, paralel sau serie-paralel (vezi figura 4.11 a, b, c). La conectarea în serie a două module PV identice, curentul debitat consumatorului rămâne acelaşi, iar tensiunea creşte de două ori. În figura 4.11 a modulele PV1 şi PV2 conectate în serie încarcă bateria de acumulatoare GB. Punctul de funcţionare a sistemului module PV-GB este punctul de intersecţie M a caracteristicilor respective: a două module conectate în serie şi a bateriei de acumulatoare. Diodele VD1 şi VD2, numite diode de ocolire sau by-pass se

conectează în paralel cu fiecare modul sau cu un grup de module conectate în paralel (vezi figura 4.11 a). În regim de funcţionare normală diodele VD1 şi VD2 nu consumă energie. Ele limitează încălzirea celulelor PV şi nu permite micşorarea intensităţii curentului dacă un modul din circuitul consecutiv este mai puţin performant sau este umbrit. Evident tensiunea circuitului în serie se va micşora. Dioda VD2, numită anti-retur se conectează în serie cu sarcina. Această diodă evită situaţia, când modulul PV poate deveni receptor, dacă tensiunea generată va fi mai mică decât a acumulatorului. Este evident că ea introduce o cădere de tensiune de circa 0,5V şi corespunzător pierderi de energie. În figura 4.11 b se prezintă conectarea în paralel a două module identice. Tensiunea generată rămâne aceiaşi, iar curentul creşte de două ori. Punctul de funcţionare al sistemului module PV- rezistenţa R este punctul de intersecţie M a caracteristicilor amper-volt ale modulelor şi consumatorului – I = (1/R)·U. Diodele anti–retur VD11 şi VD12 nu permit ca un modul sau un grup de module unite în paralel să treacă în regim de receptor, atunci, când nu sunt identice sau când sunt umbrite.

În schema din figura 4.11 c modulele PV1-PV2, PV3-PV4 şi PV5-PV6 sunt unite în serie, dar între ele - în paralel. Astfel, se obţine majorarea de două ori a tensiunii şi de trei ori a curentului. Evident, puterea instalaţiei creşte de şase ori. Diodele VD1-VD6 sunt diode de ocolire, iar VD12, VD34, VD56 – anti–retur.

Figura 4.10. Module PV produse de firma japoneză Kyocera [42]


- 14 -

Parametrii unui modul PV sunt determinaţi de parametrii celulelor din care este confecţionat. În continuare vom analiza un exemplu numeric pentru a determină parametrii modulului PV, care funcţionează în codiţii meteorologice specificate (vezi boxa 4.1).

Boxa 4.1. Parametrii unui modul PV. Exemplu numeric

Să se determine parametrii modulului PV format din 36 celule. Modulul funcţionează în următoarele condiţii: radiaţia globală G = 800 W/m2, temperatura mediului Ta = 30 0C. Producătorul de module PV garantează următorii parametri în condiţii de exploatare standard:

• Curentul de scurtcircuit, Iscst = 3 A; • Tensiunea la mers în gol U0st = 20,5 V; • Puterea critică (maximală), PCst = 50 W; • Temperatura Normală de Funcţionare a Celulei, NOCT = 45 0C.

Rezolvare 1. Curentul de scurtcircuit

Conform (4.13) Isc(G) = G/Gst·Iscst = 800/1000·3 = 2,4 A. 2. Temperatura celulei

În conformitate cu (4.12) GNOCTTT AC ⋅

−

+=8,0

20=30 +25 = 55 0C.

3. Tensiunea la mers în gol Folosim expresia (4.14) U0(55 0C) = U0st–0,0023·nc·(TC-25) = 20,5–0,0023·36·30 = 18,0 V.

4. Factorul de umplere

Conform (4.9) 81,05,203

50

0

=⋅

==scstst

C

IUPFF

5. Puterea maximală Se determină în ipoteza că factorul FF nu depinde de radiaţia solară şi temperatura celulelor PV PC = FF·U0(55 0C)· Isc(G) = 0,81·18·2,4 = 35 W.

Date tehnice ale modulelor PV produse de Kyocera [42]. Tip modul

Date tehnice KC35 KC40 KC45 KC50 KC60 KC70 KC80 KC120

Puterea maximală, WC 35,0 40,0 45,0 50,0 60,0 70,0 80,0 120,0 Tensiunea în punctul maximal, V 15,0 16,9 15,0 16,7 16,9 16,9 16,9 16,9 Curentul în punctul maximal, A 2,33 2,34 3,00 3,00 3,55 4,14 4,73 7,10 Tensiune la mers în gol, V 18,8 21,5 19,2 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 Curentul de scurtcircuit, A 2,50 2,48 3,10 3,10 3,73 4,35 4,97 7,45 Lungimea, mm 471 526 573 639 751 865 976 1425 Lăţimea, mm 652 652 652 652 652 652 652 652 Grosimea, mm 52 52 54 54 52 56 52 52 Masa, kg 4,0 4,5 4,5 5,0 6,0 7,0 8,0 11,9


- 15 -

Figura 4.11. Interconexiunea modulelor PV: a – în serie; b – în paralel; c – în serie - paralel


- 16 -

5. Sisteme fotovoltaice

5.1. Structura unui sistem fotovoltaic

Celulele sau modulele PV nu sunt unicele componente a unui sistem PV. Pentru asigurare continuă a consumatorului cu energie electrică multe sisteme PV conţin acumulatoare de energie electrică. Modulul PV prezintă un generator de curent continuu (c.c.), dar adesea consumatorul de energie este de curent alternativ. Energia electrică PV are un caracter variabil, alternanţa zi/noapte, cer senin/ser acoperit provoacă variaţia intr-o gamă mare a fluxului de energie şi a tensiunii generate de modulul PV. Astfel, apare necesitatea condiţionării fluxului de energie, folosind convertoare electronice: c.c./c.c., care îndeplineşte şi funcţia de monitorizare a procesului încărcare/descărcare a acumulatorului, c.c./c.a pentru transformarea curentului continuu în curent alternativ. Pentru a evita supradimensionarea generatorului fotovoltaic, adesea se foloseşte o sursă auxiliară de energie, fie un grup electrogen, fie un generator eolian sau chiar reţeaua electrică publică.

Toate aceste componente trebuie să fie interconectate, dimensionate şi specificate pentru a funcţiona într-un sistem unic, numit sistem fotovoltaic. În figura 4.12 este prezentată structura unui sistem PV. Principalele componente sunt:

• Modulul, panoul, câmpul de module sau, altfel spus, generatorul fotovoltaic. În paragraful 4.4. au fost analizate caracteristicile şi parametrii generatorului PM;

• Bateria de acumulatoare; • Subsistemul pentru condiţionarea energie electrice, care includ inclus şi elemente de

măsurare, monitorizare, protecţie, etc.; • Sursa auxiliară de energie, de exemplu, un grup electrogen (back-up generator), care

funcţionează pe benzină sau motorină. În acest caz sistemul PV se mai numeşte sistem PV hibrid.

Sistemele PV se divizează în două categorii principale: conectate la reţea (grid-connected) sau care funcţionează în paralel cu reţeaua electrică publică şi sisteme PV autonome (stand - alone PV system). Cea mai simplă sistemă este sistema PV pentru pomparea apei, în care se utilizează pompe cu motoare de c.c. Acest sistem nu conţine acumulatoare electrice (rezervorul de apă serveşte ca acumulator) şi nici convertoare de c.c./c.a.

Sistemele PV conectate la reţea pot fi divizate în cele, în care reţeaua electrică publică joacă rolul de sursă auxiliară de energie (grid back-up), cele, în care excesul de energie PV este furnizată în reţea (grid interactive PV system) şi centrale electrice PV (multi MW PV system)

Figura 4.12. Structura unui sistem fotovoltaic


- 17 -

furnizată în reţea (grid interactive PV system) şi centrale electrice PV (multi MW PV system) care furnizează toată energia produsă în reţea.

În continuare, se va face o succintă caracteristică a componentelor principale ale unui sistem PV – acumulatoarelor de energie electrică, elementelor de condiţionare a energiei, grupurilor electrogene. Generatorul PV este descris în paragraful 4.4.

5.2. Acumulatoare pentru stocarea energiei electrice

Bateria de acumulatoare serveşte pentru stocarea energie produsă de modulul PV. Stocarea energiei este necesară atunci când există decalajul în timp între cererea de energie şi aportul energetic al soarelui. Într-o instalaţie PV bateria îndeplineşte următoarele trei funcţii importante:

1. Autonomie – se realizează alimentarea cu energie electrică independent de variaţia radiaţiei solare;

2. Sursă de curenţi de suprasarcină – bateria de acumulatoare poate furniza pe o durată scurtă de timp un curent de suprasarcină care depăşeşte cu mult curentul generat de modulul PV. O astfel de situaţie apare la pornirea motoarelor electrice, fie de c.c. sau c.a.;


- 18 -

3. Stabilizator de tensiune – bateria asigură o tensiune constantă şi o bună funcţionare a consumatorilor.

În instalaţiile PV mai frecvent se utilizează două tipuri de acumulatoare: cu plumb – acid (Pb - acid) şi acumulatoare nichel – cadmiu (Ni - Cd) sau nichel – fier (Ni - Fe). Construcţia şi proprietăţile acestor două tipuri de acumulatoare sunt diferite. Bateriile de acumulatoare Pb – acid sunt cunoscute cititorului datorită folosirii frecvente a acestora, deja pe o perioadă de 150 de ani, pentru demararea motoarelor cu ardere internă a automobilelor şi ca forţă de tracţiune a vehiculelor electrice. Acumulatoarele Ni – Cd au fost elaborate mai târziu ca un răspuns la necesitatea păstrării energiei electrice pe o perioadă mai mare, în condiţii de funcţionare extreme şi cu cheltuieli minime de exploatare.

Cele mai importante diferenţe între proprietăţile acumulatoarelor Ni – Cd şi Pb – acid sunt: 1. Celulă acumulatorului Ni-Cd generează o tensiune nominală de 1,25 V, iar Pb-acid –

de 2,0 V. Tensiunea acumulatorului Ni-Cd variază puţin în dependenţă de gradul de încărcare.

2. Caracteristicile electrolitului acumulatorului Ni-Cd nu variază pe parcursul încărcării şi descărcării. Aceasta înseamnă că:

• Densitatea electrolitului sau greutatea specifică nu variază şi acest parametru nu poate servi pentru identificarea gradului de încărcare;

• Nu există problema stratificării electrolitului. 3. Punctul de congelare nu depinde de gradul de încărcare. 4. Capacitatea acumulatorului Ni-Cd variază relativ puţin în dependenţă de viteza de

descărcare. 5. Acumulatorul Ni-Cd permite un grad de descărcare mai mare decât acumulatorul Pb-

acid. Factorul de descărcare poate fi egal cu 1 pentru Ni-Cd şi maximum 0,5 pentru Pb-acid.

6. Acumulatoarele Ni-Cd oferă diverse avantaje: durata de viaţă de 20 ani, întreţinere minimală, rezistenţă la supraîncărcare, randament bun la temperaturi ridicate, proprietatea de a fi păstrat încărcat sau descărcat fără stricăciuni. Durata de exploatare a acumulatoarelor Pb-acid nu depăşeşte 7 ani.

7. Costul acumulatoarelor Ni-Cd este de 2 - 3 ori mai mare decât a acumulatoarelor Pb-acid.

Regimuri de încărcare a acumulatoarelor. Viteza proceselor electrochimice care au loc în acumulatoare depinde de mărimea curentului de încărcare şi respectiv de descărcare. Un


- 19 -

acumulator descărcat admite un curent de încărcare mai mare la prima etapă, apoi odată cu creşterea gradului de încărcare curentul trebuie să fie micşorat. Variaţia optimală a curentului pe durata de încărcare trebuie să fie invers proporţională cu gradul de încărcare, figura 4.13. În dispozitivele uzuale alimentate de la reţea se realizează următoarele trei metode de încărcare a acumulatoarelor:

1. Încărcarea cu curent constant pe întreaga perioadă de încărcare. În acest scop se reglează manual sau automat tensiunea sursei de curent. Încărcarea poate fi efectuată şi în câteva trepte, de obicei două, trei. Pe durata fiecărei trepte curentul de încărcare se menţine constant. Avantajul acestei metode constă în posibilitatea încărcării acumulatorului până la capacitatea nominală, dezavantajul – degajare abundentă de gaze şi pericolul supraîncărcării. 2. Încărcarea la o tensiune constantă a sursei de alimentare se caracterizează prin menţinerea tensiunii constante pe întreaga perioadă de încărcare. Curentul de încărcare se micşorează o dată cu creşterea gradului de încărcare. Avantaje: decade necesitatea reglării, dispare degajarea abundentă de gaze şi pericolul supraîncărcării. Dezavantajul principal – gradul maximal de încărcare care poate fi atins este de 95-97 %.

3. Metoda combinată de încărcare în care la prima etapă încărcarea se realizează cu curent constant, iar la etapa a doua – cu tensiune constantă.

Pentru ambele tipuri de acumulatoare se recomandă mărimea curentului de încărcare în amperi egal cu 0,25 C, unde C este capacitatea nominală a acumulatorului. Acest regim de încărcare se numeşte regim normal şi durează 6 ore. Se admite majorarea curentului de încărcare până la (0,8-1,0) C pe o durată de 3 ore. Acest regim se numeşte accelerat. Spre sfârşitul încărcării tensiunea unei celule Pb-acid nu va depăşi 2,75 V şi 1,75 V - pentru celula Ni-Cd.

Petru acumulatoare Ni-Cd se recomandă şi încărcarea cu curenţi mici valoarea cărora nu depăşesc 0,1 C. Durata de încărcare se măreşte, dar se exclud supraîncărcările şi

0102030405060708090

100

0 0,5 1 1,5 2 2,5Ore

%

Gradul de încărcare, %Curentul de încărcare, %

Figura 4.13. Variaţia optimală a curentului pe durata de încărcare


- 20 -

deteriorările acumulatorului. Această metodă este binevenită în cazul utilizării ca sursă de curent un modul PV.

a) b)

Figura 4.14. Caracteristicile de descărcare ale acumulatoarelor Pb-acid (a) şi Ni-Cd (b

Regimuri de descărcare a acumulatoarelor. În figura 4.14 sunt prezentate caracteristicile de descărcare a acumulatoarelor Pb-acid (a) şi Ni-Cd (b). Tensiunea minimală admisibilă la descărcare pentru acumulatorul Pb-acid nu va depăşi 1,75 V şi 1,0 V pentru acumulatorul Ni-Cd. Din figura 4.14 a constatăm că pentru acumulatorul Pb-acid coeficientul de descărcare nu va depăşi 50-60 %. Acumulatorul Ni-Cd admite o descărcare mai profundă ce poate atinge chiar 100 %.

Durata de viaţă sau numărul de cicluri a acumulatorului depinde într-o mare măsură de gradul de descărcare a acumulatorului. Unii producători furnizează date cu privire la numărul de cicluri suportate de acumulator ca funcţie de gradul de descărcare. În figura 4.15 sunt prezentate

0,70,80,9

11,11,21,31,41,51,6

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20t, h

U, V

Td=20 h Td=10 hTd=8 h Td=5 h

1,75

1,8

1,85

1,9

1,95

2

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3t, h

U, V

Id=3,6 A Id=6 A Id=9 AId=11 A Id=18,5 A

0102030405060708090

0 1000 2000 3000 4000 5000Cicluri

Gra

dul d

e de

scăr

care

, %

Pentru tracţiunePentru demararea automobilelor

Figura 4.15. Influenţa gradului de descărcare asupra duratei de viaţă

a acumulatorului


- 21 -

caracteristicile a două tipuri de acumulatoare Pb-acid - pentru tracţiune şi demararea motoarelor autovehiculelor.

Boxa 4.2. Exemplu de dimensionare a unei baterii de acumulatoare

În figura 4.14 a sunt prezentate caracteristicile de descărcare a unui acumulator Pb – acid cu capacitatea de 36 Ah. Să se dimensioneze o baterie de acumulatoare, care ar alimenta un grup de consumatori în următoarele condiţii:

• Două posturi de iluminat, durata de funcţionare 3 h/zi, tensiunea 24 V, puterea 12 W (lămpi fluoriscente compacte - LFC);

• Televizor color, 4 h/zi, tensiunea 220 V, puterea 80 W; • Frigider cu un consul diurn de 600 Wh, tensiunea 220 V.

Sistemul trebuie să funcţioneze cel puţin 250 zile/an pe o durată totală de 7 ani.

Rezolvare.

1. Numărul de acumulatoare conectate consecutiv care formează o baterie:

Ncons.=24/2 = 12;

2. Consumul de energie pe zi: Czi = 3·12 + 4·80 + 600 = 956 Wh/zi;

3. Capacitatea bateriei de acumulatoare:

AhUK

CCconvacd

ziac 1,104

9,085,0245,0936

=⋅⋅⋅

=⋅⋅⋅

=ηη

unde Kd = 0,5 - gradul de descărcare; ηac= 0,85 – randamentul acumulatorului.

4. Numărul de baterii conectate în paralel:

Nb par.= Cac/36 = 104,1/36 = 2,9.

Alegem 3 baterii de acumulatoare conectate în paralel. Fiecare baterie conţine 12 celule conectate în serie.

5. Numărul de cicluri încărcare – descărcare Ncicl = 250 h-1.

6. Numărul de cicluri încărcare – descărcare pe durata de 7 ani: N = 7 Ncicl = 1750.

7. Verificăm dacă pentru gradul de descărcare Kd = 0,5 numărul de cicluri este egal sau mai mare decât cel necesar:

Pentru gradul de descărcare Kd = 0,5 din figura 4.15 determinăm numărul de cicluri încărcare – descărcare:

N = 2500>1750.


- 22 -

5.3. Funcţionarea în sarcină a modulului PV

În paragraful 4.3 s-a menţionat, că celula PV, respectiv modulul PV, are cele mai bune performanţe în punctul M (vezi figura 4.7) unde puterea debitată pe sarcină este maximală.

Totodată, variaţia radiaţiei globale şi a temperaturii provoacă modificarea caracteristicii I-V a modulului PV. De asemenea, diferiţi consumatori posedă diferite caracteristici I-V. Ca

rezultat, punctul de funcţionare a subsistemului modul PV - sarcină (punctul de intersecţie a caracteristicilor I-V ale modulului şi sarcinii) nu va coincide cu punctul M. În figura 4.16

Figura 4.16. Caracteristicile I-V ale modulului PV şi diferitor consumatori

sunt prezentate caracteristicile I-V a trei din cei mai răspândiţi consumatori: rezistor, motor de c.c. cu magneţi permanenţi şi un acumulator. Se prezintă şi caracteristica unui consumator ideal pentru care punctul de funcţionare întotdeauna coincide cu punctul optimal M. Caracteristicile I-V se descriu cu următoarele expresii analitice:

• Rezistor UR

I 1= ; (4.15)

• Motor de c.c. ii R

kUR

EUI ΩΦ−=

−= ; (4.16)

• Acumulator int

0

REUI −

= , (4.17)


- 23 -

unde U este tensiunea modulului PV; k – constanta motorului; Φ – fluxul de excitaţie; Ω - viteza de rotaţie; Ri – rezistenţa indusului; E0 – tensiunea la mers în gol a acumulatorului; Rint – rezistenţa interioară a acumulatorului.

La pornirea motorului de c.c. curentul absorbit de la modul este maximal şi este aproape de cel de scurtcircuit. Deşi tensiunea pe indus este minimală, pornirea are loc datorită cuplului creat de produsul kΦIsc.

Dacă U = E0 acumulatorul este încărcat şi nu va consuma curent, în caz contrar curentul de încărcare va creşte odată cu creşterea radiaţiei globale, respectiv cu tensiunea. Odată cu creşterea curentului de încărcare creşte căderea de tensiune IRint.

Din figura 4.16 se constată că sarcina de tip rezistor sau motor de c.c. nu va funcţiona în punctul optimal la variaţia radiaţiei. Va trebui să modificăm caracteristica I-V a modulului PV sau a sarcinii pentru a urmări punctul de funcţionare optimală. În acest scop se folosesc

convertoare electronice c.c./c.c. numite MPPT (din engleză Maximum Power Point Tracker). MPPT se conectează între modulul PV şi sarcină şi el modifică tensiunea la ieşire astfel ca să se asigure urmărirea punctului optimal de funcţionare. În figura 4.17 sunt puse

în evidenţă două cazuri de urmărire a punctului maximal – folosind tehnologia MPPT

Figura 4.17. Explicativa privind urmărirea punctului de putere maximală: a) – folosind tehnologia MPPT; b) – prin modificarea caracteristicii sarcinii

(figura 4.17 a) şi prin modificarea sarcinii (figura 4.17 b). În primul caz avem două sarcini cu caracteristici I-V diferite, care pentru simplitate se admit liniare. Pentru ambele sarcini constatăm o deviere esenţială a punctelor de funcţionare A, B şi D, C de la punctele optimale M1 şi M2. În aceleaşi coordonate sunt trasate hiperbolele I=Pmax1/U şi I=Pmax2/U. În orice


- 24 -

punct al hiperbolelor menţionate, puterea Pmax1 sau Pmax2 sunt mărimi constante şi respectiv egale cu puterea maximală debitată în punctul M1 sau M2.

Fie că subsistemul modul PV – Sarcina 1 funcţionează în punctul B în condiţii de radiaţie globală egală cu G1. Pentru a obţine de la modul o putere maximală ar trebui să modificăm caracteristica I-V a sarcinii astfel ca să se intersecteze în punctul M1. Acelaşi rezultat poate fi obţinut dacă micşorăm tensiunea şi mărim curentul în comparaţie cu punctul M1 deplasându-ne pe hiperbolă în punctul Bmax. Analog procedăm dacă se micşorează radiaţia de la G1 la G2. În cazul sarcinii 2 pentru a urmări punctul maximal va trebui să procedăm invers – să majorăm tensiunea şi să micşorăm curentul (compară punctul Cmax cu C sau Dmax cu D). Convertorul electronic MPPT trebuie să modifice tensiunea şi curentul, astfel, ca la ieşire produsul acestora să fie constant şi egal cu puterea maximală generată de modulul PV expus radiaţiei globale G.

În unele cazuri specifice urmărirea punctului de putere maximală poate fi realizat prin modificarea caracteristicii I-V a sarcinii, aşa cum este ilustrat în figura 4.17 b. Pentru radiaţia solară maximală şi egală cu G1 subsistemul modul PV- sarcina R1 va funcţiona în punctul M1, în acest caz contactele K1 şi K2 sunt închise. La o valoare medie a radiaţiei solare egală cu G2, contactul K2 se deschide, caracteristica sarcinii I-V se modifică şi subsistemul va funcţiona în punctul M2. Dacă radiaţia solară continuă să se micşoreze, se deschide contactul K1 şi subsistemul va funcţiona în punctul M3.

Subsistemul modul PV – acumulator nu necesitatea utilizarea tehnologiei MPPT, deoarece, dacă deplasăm caracteristica I-V spre dreapta (figura 4.16) ea va fi aproape de cea ideală. În schimb, acumulatorul necesită o supraveghere automată a gradului de încărcare şi descărcare pentru a evita deteriorarea acestuia.

Decizia proiectantului de-a utiliza sau nu tehnologia MPPT se va face în rezultatul calculului economic. Trebuie să luăm în consideraţie costul convertorului MPPT, pierderile de energie în MPPT (randamentul convertoarelor moderne c.c./c.c. este de 90-95 %), respectiv câştigul de putere la funcţionarea subsistemului MPPT în regim optimal. Conform datelor disponibile [27], urmărirea punctului de putere maximală în sistemele PV de pompare, ridică debitul cu minimum 20 %.

În continuare v-om analiza principiul de funcţionare ale convertoarelor c.c./c.c., care asigură realizarea urmăririi punctului de putere maximală. Adesea aceste convertoare sunt numite amplificatoare liniare de curent, în engleză – Linear Current Booster (LCB).


- 25 -

5.4. Convertoare c.c./c.c. pentru realizarea tehnologiei MPPT

Adaptorul de sarcină sau blocul de urmărire a punctului maximal de putere MPPT se realizează pe baza convertorului de c.c./c.c. principiul de funcţionare a căruia s-a studiat în cursul de Electronică. În figurile 4.18 şi 4.19 se prezintă două scheme simplificate – prima asigură micşorarea tensiunii (buck converter) şi respectiv majorarea curentului, a doua – majorarea tensiunii şi respectiv micşorarea curentului (boost converter) [43]. Trebuie să menţionăm, că aici nu sunt folosite transformatoare, fie de coborâre sau ridicare, în ambele scheme se foloseşte principiul de modulaţie în durată a impulsurilor (Pulse Width Modulation - PWM). Tranzistorul VT conectează sau deconectează cu frecvenţă mare (de circa 20 kHz) inductanţa L la ieşirea modulului PV. Apoi energia acumulată este cedată sarcinii R conectată în paralel cu condensatorul C.

Fie că pe durata de timp td tranzistorul VT este deschis (vezi figura 4.18). Modulul PV este conectat la sarcină prin intermediul inductanţei L. Curentul care curge prin circuitul este notat cu iLd (vezi diagrama i(t) ). O parte din energia livrată de modulul PV este acumulată în câmpul magnetic al inductanţei L, în condensatorul C, care se încarcă, iar restul cedată sarcinii R. Ecuaţia de funcţionare a circuitului PV-VT-L-C-PV în ipoteza că toate elemente sunt ideale se va scrie astfel

CLd

PV udt

diLu += pentru 0≤ t ≤td, 0>dt

diL Ld . (4.18)

de unde rezultă că tensiunea dt

diLuu LdPVC −= .

Pe durata de timp tî tranzistorul VT este închis (blocat), curentul prin inductanţa L continuă să curgă prin circuitul VD-L-ramura C-R, ecuaţia de funcţionare fiind

Clî u

dtdiL +=0 pentru td≤ t ≤tî, 0<

dtdiL Lî . (4.19)

de unde rezultă că tensiunea .dt

diLu LîC −=

Astfel, tensiunea la ieşire (pe condensatorul C, respectiv pe sarcina R) se determină ca tensiunea la intrare uPV minus tensiunea de autoinducţie a inductanţei L. Pentru regimul de curenţi neîntrerupţi tensiunea pe condensator şi curentul de sarcină se determină cu relaţiile

./, DiiDuu PVSPVC =⋅= (4.20)


- 26 -

Figura 4.18. Schema convertorului c.c./c.c. de coborâre (buck converter)


- 27 -

undeîd

d

tttD+

= variază între 0 şi 1 şi se numeşte durata relativă de funcţionare a

tranzistorului VT.

În convertorul din figura 4.19 tranzistorul VT este conectat în paralel cu sarcina. Pe durata de timp td tranzistorul VT este deschis, tensiunea între punctele a şi b este egală cu zero,

Figura 4.19. Schema convertorului c.c./c.c. de ridicare (boost converter)


- 28 -

curentul iLd curge prin inductanţa L, energia produsă de modulul PV se înmagazinează în câmpul magnetic. Când tranzistorul VT se închide (durata de timp tî) curentul iLî generat de modulul PV curge prin dioda VD şi sarcina R încărcând condensatorul C. Energia acumulată în inductanţa L, de asemenea, este cedată sarcinii. Ecuaţiile de funcţionare ale schemei pe cele două durate de timp sunt următoarele

dt

diLu LdPV = pentru 0≤ t ≤td, 0>

dtdiL Ld . (4.21)

CLî

PV udt

diLu += pentru td≤ t ≤tî, 0<dt

diL Lî , (4.22)

din care rezultă că tensiunea pe sarcină pentru 0≤ t ≤td este egală cu zero, iar pentru td≤ t ≤tî,

- cu suma tensiunii uPV a modulului PV şi tensiunii de autoinducţie dt

diL Lî (vezi diagrama

uC(t)). În acest caz tensiunea la ieşire creşte, curentul scade şi se determină cu formulele

).1(,1

DiiD

uu PVSPV

C −⋅=−

= (4.23)

Dacă în schema din figura 4.18 dioda VD şi inductanţa L sunt schimbate cu locurile şi dioda este inclusă invers faşă de tranzistorul VT, atunci convertorul va realiza ambele funcţii ale celor două scheme: pentru D<0,5, uC < uPV, iar pentru D>0,5, uC > uPV. Tensiunea şi curentul la ieşire se determină cu formulele

PVSPVC iD

DiuD

Du −=

−=

1,1

. (4.24)

În schemele analizate duratele de timp td şi tî sunt modificate în dependenţă de curent şi tensiune. Frecvenţa sau perioada T rămâne constantă. Blocul de comandă BC este dotat cu microprocesor şi traductoare de curent şi tensiune.

Convertoarele analizate pot fi utilizate ca regulatoare pentru monitorizarea gradului de descărcare şi respectiv încărcare a acumulatorului. În schemele 4.18 şi 4.19 acumulatorul substituie circuitul R-C. Descărcarea excesivă este prevenită prin monitorizarea tensiunii acumulatorului. Dacă tensiunea acumulatorului Pb-acid este mai mică decât 10,5 V sau 10,0 V pentru Ni-Cd, consumatorul este deconectat şi va fi reconectat din nou dacă tensiunea acumulatorului este mai mare decât o valoare minimă prescrisă. În cazul încărcării acumulatorului, regulatorul deconectează modulul PV de la acumulator dacă tensiunea depăşeşte valoarea de 16,5 V pentru acumulatorul Pb – acid şi 17,5 V pentru Ni-Cd.


- 29 -

5.5. Invertorul

Invertorul face parte din subsistemul de condiţionare a energiei electrice al sistemului PV (vezi figura 4.12) şi este componenta principală a convertorului c.c./c.a. Invertorul transformă energia de c.c., generată de modulele PV sau stocată în acumulatoare, în energie de c.a. de o frecvenţă prestabilită. Deja există convertoare care asigură parametrii de calitate ai energiei electrice la acelaşi nivel ca şi reţelele publice: frecvenţă şi tensiune stabilă, forma sinusoidală a undei de tensiune şi curent.

În dependenţă de cerinţele impuse de sarcină privind forma undei de tensiune, factorul de suprasarcină, randament sunt disponibile diferite tipuri de invertoare, parametrii cărora sunt prezentaţi în tabelul 4.1.

Tabelul 4.1. Parametrii de performanţă a principalelor tipuri de invertoare [27] Parametri Tensiune

dreptunghiulară Cvasi - sinusoidală

sau în trepte Modularea

impulsurilor în durată Puterea nominală, kW Până la 1000 Până la 2,5 Până la 20,0 Factorul de suprasarcină Până la 20 Până la 4 Până la 2,5 Randamentul, % 70-98 >90 >90 Distorsiunea armonică, % Până la 40 >5 <5

Randamentul indicat corespunde funcţionării invertorului la o sarcină de 75-100 % din puterea nominală. La alegerea invertorului este important să cunoaştem caracteristica randamentului ca funcţie de sarcină. Motoarele electrice necesită un curent de pornire cu mult mai mare decât cel nominal. Este important ca factorul de suprasarcină a invertorului să corespundă acestei necesităţi.

Invertorul cu undă dreptunghiulară are cea mai simplă schemă, o eficienţă relativ bună, este cel mai ieftin, dar provoacă o distorsiune armonică cea mai mare, ceea ce cauzează supraîncălzirea motoarelor. Acest tip de invertor se recomandă în sisteme PV de mică putere pentru iluminare, încălzire la tensiuni diferite de cea de c.c., de asemenea în componenţa convertoarelor c.c./c.c., acţionări electromagnetice. Invertorul cu undă cvasi – sinusoidală este mai complicat, dar relativ eficient. Modularea impulsurilor în durată este o tehnologie mai nouă, schema de comandă a invertorului este cu mult mai complicată, costul invertorului este mai mare, dar asigură eficienţă înaltă şi distorsiuni armonice minimale.

Invertorul cu undă dreptunghiulară. Schema convertorului monofazat de tensiune cu tranzistoare bipolare este prezentată în figura 4.20. Diodele VD1-VD4 conectate în paralel şi invers cu tranzistoarele VT1-VT4 asigură curgerea neîntreruptă a curentului cu caracter inductiv atunci când tranzistoarele conectează sarcina activ-inductivă la sursa de tensiune.


- 30 -

Dacă tranzistoarele VT1-VT2 şi VT3-VT4 sunt în stare de conducţie pe durata de jumătate de perioadă şi apoi blocate, atunci între punctele a şi b va fi generată o undă de tensiune dreptunghiulară (vezi diagrama u(ωt)). Unda curentului este compusă din porţiuni de exponentă şi în cazul sarcinii activ – inductive este defazată în raport cu tensiunea. Din această cauză, în momentul blocării tranzistoarelor VT1-VT2 sau VT3-VT4 (momentele de timp π şi respectiv 2π) curentul este preluat de diodele VD3-VD4 şi respectiv VD1-VD2. Dacă se blochează tranzistoarele VT1-VT2, curentul va continua să curgă pe următoarea cale: a-R-L-VD3-C-VD4-a, iar în cazul blocării tranzistoarelor VT3-VT4 - pe calea b-L-R-VD1-C-VD2-b.

Invertorul cu undă cvasi – sinusoidală sau în trepte. Astfel de undă de tensiune poate fi obţinută în schema trifazată prezentată în figura 4.21. Pentru simplitate se admite o sarcină activă. Tranzistoarele VT1-VT4 formează unda de curent a fazei A, VT3-VT6 – unda de curent a fazei B şi VT5-VT2 - unda de curent a fazei C. În acest scop, trnzistoarele fiecărei faze se află în stare de conducţie sau sunt blocate succesiv cu un defazaj de 1800, iar între faze, respectiv - 1200. Din diagramele curenţilor constatăm, că sunt în stare de conducţie concomitent trei tranzistori din şase şi pe perioadă sunt şase intervale (I,II,III,IV,V,VI) cu diferite stări ale tranzistoarelor. Pe durata primului interval sunt în conducţie tranzistoarele VT1, VT6 şi VT5. Curentul curge prin fazele A şi C conectate în paralel şi faza B conectată consecutiv, formând schema din figura 4.21 c. Pentru celelalte durate de timp se formează aceiaşi schemă dar cu diferite combinaţii ale fazelor. În consecinţă, pe fază va fi generată o undă în formă de trepte, amplitudinea căreia este egală cu 2/3U.

Invertorul cu modularea impulsurilor în durată. Pentru a micşora pierderile de energie în motoarele asincrone alimentate de la module PV este necesar ca forma curentului să fie

Figura 4.20. Invertorul monofazat cu undă dreptunghiulară


- 31 -

Figura 4.21. Schema convertorului trifazat cu undă de tensiune în trepte: a - schema; b – diagramele curentului şi tensiunii pe fază; c – schema conexiunii fazelor sarcinii pentru I – ul

interval de timp


- 32 -

Figura 4.22. Schema convertorului monofazat cu modularea impulsurilor în durată


- 33 -

sinusoidală. Totodată, variaţia frecvenţei trebuie să fie însoţită de variaţia proporţională a tensiunii. Aceste funcţii pot fi realizate cu ajutorul invertorului cu modularea impulsurilor în durată M.I.D., în engleză – Pulse Width Modulation sau PWM.

Pentru a obţine la ieşirea invertorului o formă de undă a tensiunii cât mai sinusoidală, se compară un semnal de referinţă, uref sinusoidal cu un semnal purtător, up triunghiular. În figura 4.22 este prezentată schema monofazată a invertorului cu tranzistoare IGBT cu modularea impulsurilor în durată şi diagramele de tensiune. Punctele de intersecţie ale semnalelor uref şi up1 sunt folosite pentru impunerea momentelor de comutaţie ale tranzistoarelor VT1 şi VT2, iar a semnalelor uref şi up2 - pentru impunerea momentelor de comutaţie ale tranzistoarelor VT3 şi VT4. Algoritmul de comandă este următor:

• Dacă uref > up1, tranzistorul VT1 este în conducţie, iar VT2 – blocat; • Dacă uref < up1, tranzistorul VT1 este blocat, iar VT2 – în conducţie; • Dacă uref > up2, tranzistorul VT3 este blocat, iar VT4 – în conducţie; • Dacă uref < up2, tranzistorul VT3 este în conducţie, iar VT4 – blocat.

Frecvenţa fp a semnalului purtător stabileşte frecvenţa de comutaţie a tranzistoarelor VT1 – VT4, iar semnalul de referinţă uref, de frecvenţă fr egală cu frecvenţa dorită, este utilizat pentru modularea duratei de conducţie. Frecvenţa fp este mai mare decât frecvenţă fr şi poate atinge valori de până la 20 kHz. În figura 4.22 frecvenţă fp este de trei ori mai mare decât fr.

Dacă tranzistoarele VT1-VT4 sunt comandate în conformitate cu algoritmul de mai sus, atunci în punctele a şi b în raport cu punctul mediu O se vor genera trenuri de pulsuri de diferite durate (vezi diagramele uOa şi uOb ). Diferenţa uOa - uOb este egală cu tensiunea pe sarcină. Fundamentala uf este aproape de forma sinusoidală, iar în cazul sarcinii activ – inductive şi curentul va fi sinusoidal.

Avantajele principale ale invertorului cu modularea impulsurilor în durată sunt: • Posibilitatea de reglare prin comanda invertorului atât a frecvenţei cât şi a

amplitudinii tensiunii la ieşire, ceia ce prezintă o importanţă în cazul când sursa de energie este modulul PV care generează o tensiune constantă;

• Armonicile de frecvenţă joasă sunt eliminate din forma de undă a tensiunii la ieşirea invertorului;

• Încorporarea în invertorul PWM a tehnologiei de urmărire a punctului de putere maximală asigură funcţionarea modulului PV în regim optimal. În cazul sistemelor de pompare solară această funcţie a invertorului conduce la creşterea semnificativă a productivităţii.


- 34 -

6. Dimensionarea unui sistem fotovoltaic

6.1. Principii generale

Principiul general care stă la baza dimensionării instalaţiei PV este următorul: trebuie întotdeauna de respectat echilibrul între energia produsă de generatorul PV şi energia consumată de utilizator. Acest echilibru se realizează pentru o perioadă definită, de obicei o zi sau o lună.

Prezenţa bateriei de acumulatoare permite compensarea deficitului între energia produsă şi cea consumată, deficit care poate fi din cauza timpului noros sau suprasolicitării din partea consumatorului.

Dimensionarea unui sistem PV presupune parcurgerea următoarelor etape principale:

1. Calculul radiaţiei solare disponibile pe suprafaţa modulului PV; 2. Calculul consumului diurn de energie electrică – Ec; 3. Calculul cantităţii de energie electrică necesară de produs de modulul PV - Ep; 4. Calculul puterii critice a modulului PV - Pc şi alegerea acestuia; 5. Calculul capacităţii acumulatoarelor – C şi alegerea acestora; 6. Verificarea echilibrului consumului şi producerii de energia electrică.

În figura 4.23 este prezentată procedura de dimensionare a unui sistem PV cu baterii de acumulare.

Calculul radiaţiei solare disponibile pe suprafaţa modulului PV. Se efectuează în conformitate cu metodica descrisă în paragrafele 2.6.3 şi 3.4.3. Unghiul de înclinaţie a modulului PV faţă de orizont β se determină din condiţia asigurării echilibrului consum / producere energie electrică în lunile cu cea mai mică radiaţie solară.

Calculul consumului diurn de energie electrică. În acest scop, pentru fiecare consumator de curent continuu şi alternativ se determină puterea nominală şi orele de utilizare zilnică. Consumul de energie electrică, EC, se determină ca produsul puterii nominale la numărul de ore

∑ ∑= =

⋅+

⋅⋅

=k

i

m

j CF

jca

nj

AcR

icc

niC

tPtPE1 1 ηηη

, (4.25)


- 35 -

unde k este numărul de consumatori de c.c.; m – numărul de consumatori de c.a.; Pni, Pnj – puterea nominală a consumatorilor de c.c. şi c.a.; ti, tj - durata de funcţionare a consumatorilor respectivi; ηR, ηCF, ηAc – respectiv randamentul regulatorului de încărcare –

Figura 4.23. Procedura de dimensionare a unui sistem PV


- 36 -

descărcare, acumulatorului şi a convertorului de frecvenţă. Pentru calcule prealabile ηR = 0,95-0,98, ηAc = 0,85-0,90, ηCF =0,85 - 0,95. Puterile nominale ale utilajului electrotehnic sunt specificate în cartea tehnică. Totodată, ele pot fi puse la dispoziţia proiectantului de firma producătoare de utilaje respective. Valorile duratelor de funcţionare în zi a utilajelor se decurg din necesităţile declarate ale beneficiarului sau se determină din datele statistice.

În boxa 4.3 sunt prezentate date tehnice estimative privind cei mai uzuali consumatori casnici de energie electrică: puterea nominală, eficienţa, durata de funcţionare, etc. Datele au fost culese din [27, 44, 45] şi adaptate.

Boxa 4.3. Unele date tehnice ale consumatorilor casnici Tabelul 4.3. Surse de iluminare

Sursa de iluminare Puterea, W

Eficienţa, lm/W

Durata de viaţă, h

Bec cu incandescenţă 25 9,0 2500 Bec cu incandescenţă 40 9,0 1000 Bec cu incandescenţă 75 13,0 1000 Bec cu incandescenţă 100 16,0 1000 Bec cu incandescenţă (cuarţ) 50 19,0 2000

Bec compact fluoriscent (LFC)

4 8

13 18

45,0 6000-10 000

Bec fluoriscent T-8 n/d 75-100 12 000-24 000 Lampă cu halogeni n/d 80-115 10 000-20 000 Lampă cu vapori de natriu de joasă presiune 35 128,0 5000 Suprafaţă LED 3,6 130,0 >100 000 Lampă cu vapori de natriu de presiune înaltă n/d 90-140 10 000-24 000

Tabelul 4.4. Valori estimative ale duratelor de funcţionare a consumatorilor de energie electrică pentru o casă izolată

h/zi Lunile anului Consumator

Puterea nominală, W

XII,I,II III,IV,V,IX,X,XI VI,VII,VIII Iluminare bucătărie 2x13 LFC 4,0 3,5 2,0 Iluminare dormitor 3x9 LFC 1,0 1,0 1,0 Iluminare living 2x20 LFC 1,0 1,0 1,0 Iluminare baie 1x18 LFC 1,0 1,0 1,0 Aspirator 1200 0,5 0,5 0,5 Frigider 100 7,0 7,0 7,5 TV color, 54 cm 60 4,0 4,0 4,0 Stereo 60 2,0 2,0 2,0 Cuptor cu microunde 600 0,5 0,5 0,5 Pompă pentru apă 200 1,0 1,0 1,0


- 37 -

Calculul cantităţii de energie electrică necesară de produs de modulul PV. Energia care trebuie să fie produsă de modulul PV

KEE C

P = , (4.26)

unde factorul K ia în consideraţie incertitudinea datelor meteorologice, pierderile în cabluri, abaterea punctului de funcţionare a subsistemului modul PV – sarcina de la cel optimal, etc. Conform [44] valoarea factorului K pentru sistemele PV cu baterii de acumulatoare este cuprinsă între 0,75 şi 0,85.

Calculul puterii critice a modulului PV. Se determină cu formula

ββ GK

EGEP CP

C ⋅== , (4.27)

unde Gβ - prezintă valoarea medie a radiaţiei solare globale pe perioada de interes în localitatea dată pentru unghiul de înclinaţie β a modulului PV. În formula (4.27) Gβ este numeric egal cu numărul de ore pe zi de radiaţie solară standard egală cu 1000 W/m2 şi se notează HRS.

În dependenţă de puterea PC alegem puterea unui modul PV şi numărul de module conectate în serie

m

ccS U

UN = , (4.27)

unde Ucc – este tensiunea nominală a consumatoarelor de c.c.; Um – tensiunea nominală a unui modul PV, care de obicei se consideră egală cu 12 V.

Numărul de module PV conectate în paralel se determină astfel. Se calculează curentul mediu al sarcinii pe parcursul unei zile

cc

Pmed U

EI24

= . (4.28)

Totodată, din condiţia păstrării balanţei de energie într-o zi, putem scrie

ccPVccmed UIHRSUI ⋅⋅=⋅⋅24 sau HRS

II medPV

24= , (4.29)


- 38 -

unde IPV este curentul panoului PV.

Numărul de module PV conectate în paralel va fi

sc

PVP I

IN = , (4.30)

unde Isc este curentul de scurt circuit a unui modul PV şi se consideră aproximativ egal cu curentul în punctul M (vezi figura 4.7)

Calculul capacităţii acumulatoarelor. Se determină cu formula

ccD

C

UKEnC⋅⋅

= , (4.31)

unde n este numărul de zile fără soare; KD - coeficientul de descărcare a acumulatorului (0,5 -0,6 pentru Pb-acid şi 1,0 pentru Ni-Cd).

Numărul de acumulatoare conectate în serie

A

ccAs U

UN = , (4.32)

unde UA – tensiunea nominală a acumulatorului, de obicei egală cu 12 V.

Verificarea echilibrului consumului şi producerii de energia electrică. Verificarea se face prin compararea cantităţii de energie electrică, Ei, care va fi produsă de panoul PV într-o zi pentru fiecare lună din perioada de interes cu cantitatea de energie electrică necesară calculată conform 4.26. Calculele se efectuează cu expresia

Cii PHRSE ⋅= , (4.33)

unde HRSi este numărul de ore pe zi de radiaţie solară standard egală cu 1000 W/m2 pentru luna respectivă.

6.2. Exemplu numeric

Să se dimensioneze un sistem PV, care trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică a următorilor consumatori şi să se facă o estimare a costurilor în comparaţie cu un grup electrogen.

1. Trei puncte de iluminat câte 3 ore/zi cu becuri compacte fluoriscente, puterea 13 W, tensiunea 12 V (pentru lectură);


- 39 -

2. Două puncte de iluminat câte 5 ore/zi cu becuri compacte fluoriscente, puterea 4 W, tensiunea 12 V (iluminat de pază, lampă de pat);

3. Patru ore de vizualizare a televizorului, puterea 60 W, tensiunea 220 V c.a.; 4. Frigider, puterea 100 W, durata de funcţionare 7 h/zi, tensiunea 220 V c.a.

Perioada de exploatare a sistemului: aprilie – octombrie. Numărul de zile într-o săptămână de funcţionare a consumatorilor n = 2. Numărul zilelor fără soare N = 2.

Rezolvare

Sistem PV 1. Consumul săptămânal de energie electrică. Conform formulei (4.25) în cele 2 zile de

funcţionare a utilajului electrotehnic se va consuma:

24569,0

10079,0604

9,095,0452

9,095,013332 =

⋅

+⋅

+⋅⋅⋅

+⋅⋅⋅

=CE Wh/săpt.

2. Energia necesară de produs se determină cu (4.26)

30708,0

2456===

KEE C

P Wh/săpt.

3. Puterea critică a modulului PV se determină cu formula

1,573070

7 ⋅=

⋅=

βGEP P

C = 86 WC,

unde Gβ este radiaţia solară globală diurnă incidentă pe suprafaţa panoului PV. Se presupune acelaşi unghi de înclinaţie ca şi în exerciţiul 23 din capitolul 2 şi deci valoarea Gβ va fi aceiaşi.

Alegem două module PV tip SATURN BS-50/55 cu puterea critică egală cu 50 WC, curentul de scurt circuit Isc = 3,34 A, tensiunea de mers în gol U0 = 21,14 V, curentul în punctul maximal IM = 3,09 A, tensiunea în punctul maximal UM = 16,5 V. Cost module PV: CPV = 4,5·100 = 450 $.

4. Curentul mediu consumat de sarcină pe perioada săptămânii

53,112724

3070724

=⋅⋅

=⋅⋅

=CC

Pmed U

EI A


- 40 -

şi curentul generat de panoul PV

2,71,552,124

7724

=⋅

=⋅⋅⋅

=HRS

II medPV A.

Numărul de module conectate în paralel

09,234,32,7===

sc

PVP I

IN .

5. Capacitatea acumulatoarelor se determină cu formula

682126,0

24562=

⋅⋅

=⋅⋅

=CCD

C

UKEnC Ah

Alegem 5 baterii de acumulatoare cu capacitatea standard de 150 Ah, care se vor conecta în paralel. Cost acumulatoare: CAC = 5·1040 = 5200 MDL sau 400 $.

6. Verificăm echilibrul consumului şi producerii de energia electrică pentru luna octombrie, în care dispunem de cea mai mică radiaţie solară - HRS = 3,48 h de radiaţie standard.

Energia produsă de panoul PV într-o săptămână în luna octombrie:

243610048,377 =⋅⋅=⋅⋅= PVX PHRSE Wh/săpt.,

ceia ce este foarte aproape de consumul săptămânal de energie electrică (vezi p.1).

Dacă pe parcursul a două zile va fi timp noros, consumul va fi asigurat de acumulatoare. În acest caz gradul de descărcare a acumulatoarelor va fi

.27,075012

2456=

⋅=

⋅=

ACCC

CD CU

EK

În realitate dispunem de o rezervă de energie acumulată pentru 4 zile de timp noros.

7. Alegem puterea convertorului de frecvenţă şi a regulatorului descărcare-încărcare egală cu 250 W. Costul acestora este: CC+R = 2·0,3·250 = 150 $.

8. Cost total al sistemului PV: CTPV = CPV + CAC + CC+R = 450 + 400 + 150 = 1000 $.


- 41 -

Grup electrogen

Din ofertele de pe piaţa moldovenească alegem un grop electrogen tip EZ1400, Pnom = 1,0 kW, Tensiunea U=220 V, monofazat, consum specific de benzină 0,6 l/h, volum ulei 0,5 l (se schimbă peste o 100 h de funcţionare), durata de funcţionare 3000 h, cost 850 $.

Puterea totală a consumatorilor constituie:

207100608133 =+++⋅=consP W.

În ipoteza că toţi consumatorii funcţionează concomitent coeficientul de sarcină al grupului electrogen nu va depăşi valoarea

21,01000207

==sarK .

Conform [27] dacă coeficientul de sarcină scade de la 80 % până la 50 %, randamentul grupului electrogen scade de 2 ori, respectiv va creşte de două ori consumul de combustibil de la 0,6 până la 1,2 l/h.

Numărul de ore de funcţionare per săptămână va fi 2·24 = 48 h. Volumul de benzină consumat în perioada aprilie – octombrie:

0,17575,30482,1 =⋅⋅=BV l.

Cost benzină

148713111757 =⋅=CombC $.

Cost mentenanţă constituie 9 % din investiţia anuală [46] . În cazul nostru investiţia anuală constituie 425 $ (peste 3000 h grupul se renovează).

0,3842509,0 =⋅=MentC $.

Cost total la primul an de exploatare al grupului electrogen:

2375381487850 =++=EGC $.


- 42 -

7. Domeniile de utilizare a energiei electrice fotovoltaice

În prezent se atestă o dezvoltare accelerată a electrificării rurale descentralizate în ţările în curs de dezvoltare (ŢCD) folosind energia solară. Deşi tehnologia PV se consideră scumpă, rata de creştere a producţiei mondiale de celule PV în a. 2000 a constituit 60,5 % (vezi paragraful 4.2). De ce în ŢCD nu se merge pe aceeaşi cale parcursă de ţările europene în domeniul electrificării? Motivele care limitează aplicarea soluţiei tradiţionale – conversia termică a combustibilului fosil în energie electrică şi distribuirea ei prin reţele – sunt următoarele:

1. Majoritatea consumatorilor rurali de energie electrică sunt situaţi la distanţe mari de la reţelele electrice deja existente şi densitatea lor este mică;

2. Cererea de energie electrică este mică şi se încadrează în limita de 10 – 20 kWh/zi;

3. De obicei, energia electrică este folosită pentru iluminare, telecomunicaţii şi în acţionările electrice ale micilor instalaţii motorizate: pompe electrice, scule de atelier de mică putere etc.

În aceste condiţii electrificarea pe calea tradiţională prezintă o soluţie ineficientă atât din punct de vedere economic cât de mediu. Cresc investiţiile şi cheltuielile de exploatare, cresc emisiile specifice de GES calculate per capita de oarece scade randamentul transportării şi distribuţiei unui kWh de energie electrică.

Republica Moldova, de asemenea, are statut de ŢCD, dar infrastructura electroenergeticii diferă de cea din ŢCD din Asia, Africa şi America Latină. Densitatea populaţiei şi deci a consumatorilor de energie electrică ce revine la un kilometru de reţea electrică este cu mult mai mare. Majoritatea absolută a localităţilor rurale, unităţilor economice este conectată la reţelele electrice publice şi ar părea că argumentele în defavoarea electrificării tradiţionale menţionate mai sus nu pot fi valabile şi pentru ţara noastră. Dar studiile efectuate în ultimii ani [47], demonstrează existenţa a sute de consumatori mici de energie electrică şi dispersaţi teritorial pentru care unica soluţie raţională este cea oferită de tehnologia PV.

Vom menţiona aici doar trei categorii de astfel de consumatori: instalaţiile de pompare a apei pentru irigarea mică, posturile de lansare a rachetelor antigrindină şi micii consumatori de energie electrică dispersaţi teritorial.


- 43 -

Prin Hotărârea Guvernului RM Nr. 256 din 17.04.2001 “Cu privire la reabilitarea sistemelor de irigare” s-a aprobat Programul de reabilitare a sistemelor de irigare pe perioada 2001 – 2008. Conform acestui Program se prevede irigarea suprafeţelor mici de 1, 5, 10 ha. Capacitatea totală a irigării mici constituie 36 mii ha sau 22 % din suprafaţa irigabilă totală de circa 160 mii ha. Ca surse de apă se vor folosi cele 3000 de acumulări de apă, lacuri etc. din care cele mai importante sunt 411.

Cu scopul de a evalua numărul de consumatori potenţiali de energie electrică fotovoltaică s-au analizat datele statistice cu privire la producerea legumelor în gospodăriile ţărăneşti (GŢ). În a. 2000 numărul total de GŢ a constituit 131,6 mii în posesia cărora se aflau 285,4 mii ha de terenuri agricole sau, în mediu, câte 2,2 ha la o GŢ. Producţia legumelor în GŢ a constituit 87 mii tone sau 24 % din producţia totală pe ţară şi a fost obţinută de pe o suprafaţă de 12,6 mii ha. În ipoteza că toată suprafaţa de 2,2 ha a fost însămânţată cu legume, obţinem numărul minim de GŢ de 5700 care au necesitate de apă pentru irigare. Conform unui studiu sociologic efectuat în august 2001 de Organizaţia neguvernamentală “Federaţia Naţională AGROinform” în colaborare cu Centrul “Contact”, circa 23,5 % de GŢ din cele chestionate au ca activitate principală cultivarea legumelor. Astfel, numărul real de consumatori de apă pentru irigare poate fi de 5-6 ori mai mare.

Serviciul Antigrindimă al RM cuprinde 150 posturi de lansare a rachetelor antigrindină şi 12 staţii - Centre de comandă, care au în componenţă sa şi echipamente de reîncărcare a acumulatoarelor. Din considerente de securitate posturile antigrindină sunt amplasate la o distanţă de 2-3 km de la hotarele localităţilor rurale. Distanţă medie dintre postul antigrindină şi Centrul de comandă este de circa 50 km. Deoarece consumul de energie electrică la un post antigrindină este mic (nu depăşeşte 0,15 kWh/zi), nu se justifică economic alimentarea acestora de la reţelele electrice publice. În prezent alimentarea cu energie electrică a consumatorilor posturilor antigrindină se efectuiază de la acumulatoare. Periodic, acumulatoarele se reâncarcă la Centrul de comandă corespunzător, care deserveşte 12-15 posturi. În acest scop se cheltuie o cantitate considerabilă de combustibil lichid (benzină sau motorină) pentru transport. Perioada de exploatare activă a posturilor antigrindină este aprilie – septembrie şi coincide cu perioada de radiaţie maximală pe teritoriul RM. Utilizarea modulelor PV pentru reîncărcarea acumulatoarelor direct la post, reduce considerabil cheltuielile de combustibil lichid, numărul şi capacitatea acumulatoarelor.


- 44 -

Astfel, numărul minim de utilizatori potenţiali de energie electrică PV în aceste două sectoare – irigarea mică în gospodăriile ţărăneşti şi posturile antigrindină - se cifrează la 5850. Cât priveşte numărul exact de consumatori de energie electrică dispersaţi teritorial este dificil de determinat. În această categorie se includ gospodăriile auxiliare ale fermierilor, care sunt amplasate pe loturile respective de pământ, construcţii auxiliare din sectoarele silvicultură şi apicultură. Toţi aceşti potenţiali consumatori de energie electrică nu sunt conectaţi la reţelele electrice publice şi din considerente economice nu vor fi conectaţi.

În tabelul 4.5 sunt prezentate rezultatele calculelor cererii de energie electrică PV şi puterii modelelor fotovoltaice în următoarele condiţii: randamentul agregatului de pompare - 32 %, modulelor PV – 14 %, norma de irigare – 2000 m3/ha, consum specific de energie electrică a unei gospodării auxiliare – 1-2 kWh/zi.

Tabelul 4.5. Numărul de consumatori şi cererea de energie electrică PV

Consumatori Numărul de consumători

Cererea de energie electrică

Puterea modulelor PV, kWc

Irigarea mică 5700 3,2.106 kWh/sezon 6300 Serviciul antigrindină 150 2800 kWh/sezon 7,5 Gospodării auxiliare ale fermierilor, ocolurilor silvice, apicultură

Câteva mii 200-500 kWh/sezon·gospodărie 0,25-0,5 kWC/Gosp.

Sistem autonom PV pentru alimentarea posturilor antigrindină. A fost elaborat în anul 2004 la catedra de Electromecanică a UTM. Este destinat alimentării cu energie electrică a consumatorilor postului antigrindină, dar poate fi folosit pentru alimentarea şi a altor consumatori mici de energie electrică, care din motive economice şi tehnice nu sunt racordaţi la reţelele electrice publice.

Construcţia sistemului PV este prezentată în figurile 4.24 şi 4.25 Toate componentele sistemului sunt montate pe carcasa dispozitivului de orientare 1, care asigură două grade de libertate modulului fotovoltaic 7 montat pe suportul 6 confecţionat din ţevi dreptunghiulare. Cu ajutorul mânerului 5 panoul fotovoltaic 7 se fixează într-o poziţie oarecare faţă de orizont. Unghiul dintre planul modulului PV şi planul orizontal, altfel spus unghiul de înălţare a soarelui poate fi variat în gama 0 – 700. Întreaga construcţie poate fi orientată în planul orizontal local (variaţia unghiului azimutal).


- 45 -

Principalele componente ale sistemului, elemente constructive şi auxiliare, sunt montate în dulapul de distribuţie 2, inclusiv pe partea exterioară a uşii (figura 4.24) şi interioară (figura 4.25).

Pe partea exterioară a uşii dulapului 2 sunt montate: voltmetrul 4, ampermetrul 8, întrerupătorul automat 9, bornele 10 “=12 V”, priza 11 “Pompa” pentru alimentarea pompei

Figura 4.24. Sistemul PV pentru alimentarea postului antigrindină: 1- dispozitiv de orientare; 2- dulap de distribuţie; 3 -borne “= 27 V”; 4 - voltmetru; 5- mânerul mecanismului de reglare a unghiului de înălţare a soarelui; 6 -suport panou PV; 7- panou PV; 8 - ampermetru; 9 - întrerupător automat; 10 - borne “= 12 V”; 11 - priză “Pompa”; 12 - priză “~220 V”


- 46 -

cu acţionare electromagnetică, priza 12 “~ 220 V” pentru alimentarea posturilor de iluminat şi bornele “=27 V”.

În interiorul dulapului 2 este montat acumulatorul 13, pe partea interioară a uşii – transformatorul de ridicare 14, convertorul de tensiune 16 c.c./ c.a. 12/220 V, convertorul 17 de ridicare a tensiunii c.c./c.c. 12/27 V şi condensatorul 15 care se conectează în serie cu înfăşurarea electromagnetului pompei cu vibrator.

Date tehnice: 1. Putere modul PV - 60 WC; 2. Capacitatea bateriei de acumulare - 45 Ah, 12 V;

Figura 4.25. Utilajul montat în cutia de distribuţie: 13 – acumulator; 14 – transformator de ridicare; 15 – condensatorul din circuitul înfăşurării pompei; 16 – invertortorul 12 V c.c./ 220 V c.a.; 17 - convertorul de tensiune 12 V c.c./ 27 V c.c.


- 47 -

3. Asigură alimentarea cu energie electrică a consumatorilor postului antigrindină (12 V c.c.; 27 V c.c.; 220 V c.a.); pomparea 1 m3/zi de apă de la adâncimea de 20 m; alimentarea a 2 becuri LFC, 12 W, pe durata de 4 h/zi şi a unui televizor color pe durata de 3 h/zi.

Sistem PV pentru mica irigare. A fost elaborat în anul 2004 la catedra de Electromecanică în cadrul Proiectului „Elaborarea şi implementarea unui sistem pentru mica irigare folosind energia solară” finanţat de Consiliul Suprem pentru Ştiinţă şi Dezvoltare Tehnologică. Sistemul a fost testat în gospodăria întreprinderii „Dendrocultagro” din or. Hânceşti, domeniul principal de activitate a căreia este creşterea şi comercializarea puieţilor pentru împădurire, inclusiv a puieţilor de nuc. Schema tehnologică este prezentată în figura 4.26.

Panoul PV alimentează cu energie electrică pompa solară cu acţionare electromagnetică montată în fântână. Apa este acumulată într-un rezervor cu un volum de 16 m3, care este amplasat la o înălţime de circa 5 m în raport cu terenul irigat. Distribuirea apei către fâşiile cu arbuşti se efectuează datorită forţei de gravitaţie prin conducte din masă plastică, udarea se realizează cu aspersoare cu vârtej de joasă presiune.

Distanţa dintre sursă şi rezervorul de apă este de 120 m, iar dintre sursa de apă şi panoul PV – 100 m. Înălţimea manometrică totală este de 20 m. Pentru alimentarea pompei s-a montat un cablu electric cu secţiunea de 4 mm2. Pentru transportarea apei din fântână în rezervor se utilizează ţeavă din polipropilen cu diametrul 20 mm. Panoul PV şi pompa solară cu acţionare electromagnetică sunt prezentate respectiv în figurile 4.27 şi 4.28.

Date tehnice: 1. Putere panou PV - 240 WC; 2. Tensiunea de funcţionare în punctul de putere maximală - 68 V; 3. Tensiunea nominală a pompei solare - 220 V c.a. 4. Randamentul pompei - 37 %; 5. Curentul de funcţionare în punctul de putere maximală - 3,5 A; 6. Debit nominal - 0,5 m3/h; 7. Înălţimea manometrică totală - 40,0 m;

În condiţiile reale menţionate mai sus sistemul PV asigură într-o zi însorită pomparea a circa 8,0 m3 de apă. Radiaţia solară minimală necesară pentru funcţionarea stabilă a sistemului este de 270 W/m2. Sistemul PV are următoarele particularităţi:

• Utilizarea pompei solare cu acţionare electromagnetică, care este cu mult mai ieftină decât pompele centrifugale, cu piston sau diafragmă;


- 48 -

• Pornire facilă; • Alimentare monofazată; • Convertor de frecvenţă cu tensiune la ieşire dreptunghiulară, fără transformator

de ridicare; • Reglarea frecvenţei în dependenţă de tensiunea de alimentare

Figura 4.26. Schema tehnologică a sistemului PV de pompare


- 49 -

Figura 4.27. Panoul PV al sistemului de pompare.

Figura 4.28. Pompa solară cu vibrator electromagnetic


- 50 -

8. Aspecte economice

8.1. Metodica de evaluare economică a sistemelor PV

Energia obţinută din surse regenerabile se caracterizează prin investiţii iniţiale mari şi costuri de exploatare (operaţionale) mici. Odată cu decizia utilizării energiei electrice PV urmează imediat întrebarea: merită oare a investi într-un sistem autonom PV, având variante alternative – posibilităţi tehnice de extindere a reţelei electrice publice sau folosirea unui grup electrogen? Răspunsul la această întrebare va fi dat doar efectuând o analiză economică a acestor trei variante. În prezentul paragraf va fi expusă analiza economică a celor trei variante de alimentare a unor consumatori de mică putere – folosind energia solară fotovoltaică, un grup electrogen sau reţelele electrice publice. Ca funcţie-ţintă pentru studiu s-a ales dependenţa costului unui kWh de energie electrică de consumul diurn de energie.

Metodele generale de analiză economică şi luare a deciziilor de investiţii sunt descrise în lucrările [48 – 50]. Informaţii utile cu privire la metodele de analiza economică utilizate în sistemele de transport şi distribuţie a energiei electrice pot fi găsite în [51], iar cu privire la analiza economică a diferitor surse regenerabile de energie – în [22, 41, 46, 52]. În prezenta lucrare vom utiliza metoda de analiză numită life cycle cost – costul pe durata de viaţă. Această metodă ia în consideraţie valoarea în timp a banilor sau valoarea actualizată a fluxului monetar pe întreaga durată de funcţionare a sistemului. În continuare se vor prezenta expresiile analitice utilizate pentru calcule şi informaţiile de caracter general necesare pentru efectuarea calculelor şi comparării variantelor.

Investiţiile iniţiale pentru procurarea şi instalarea unui sistem autonom PV includ componentele prezentate în tabelul 4.6.

Tabelul 4.6. Componentele costurilor într-un sistem autonom PV şi un grup electrogen Variante de alimentare cu energie electrică a consumatorilor

Nr. crt Sistem autonom fotovoltaic Grup electrogen

1. Module fotovoltaice şi suportul Grup electrogen 2. Convertor de tensiune - 3. Acumulator - 4. - Combustibil 5. Îngrăditură Adăpost 6. Manopera pentru instalare Manopera pentru instalare 7. Cheltuieli de exploatare Cheltuieli de exploatare


- 51 -

Aceste cheltuieli pot fi suportate de proprietar din surse proprii sau dintr-un împrumut bancar. În ultimul caz se vor lua în consideraţie dobânda pentru creditul bancar. În calculele ce urmează presupunem că cheltuielile cu investiţia sunt din surse proprii.

Tabelul 4.7. Costul extinderii reţelelor aeriene (LA) şi transformatoarelor de mică putere Tip linie LA, 10 kV LA, 0,4 kV

Condiţii climaterice Speciale 3-4 Speciale 3-4 Costul specific a LA, mii $/km SUA 7,3 7,1 8,9* 7,1*

Puterea transformatorului, kVA 5 10 25 30 Cost transformator, $ SUA 270 670 1270 1330

* - include şi costul postului de transformare

A treia variantă de alimentare cu energie electrică poate fi realizată prin extinderea reţelelor electrice publice de 0,4 sau 10 kV. Costurile extinderii (vezi tabelul 4.7) au fost puse la dispoziţia noastră de Institutul de Proiectări “Energoproiect”.

În formă analitică costul investiţiilor actualizate în echipamentul sistemului autonom PV poate fi exprimat astfel

RCCRAAPV

CASCAASAEAPVPVSPV

IIIIIIKIIKICPCI

++++==⋅++⋅+++⋅= 1010 (4.34)

unde ISPV este costul total al echipamentului sistemului, $ SUA; CPV - costul specific al modulelor solare, $/WC; PPV – puterea modulelor PV, WC; CEA – costul elementelor auxiliare; IA – costul acumulatoarelor; IC – costul convertorului; IRA – costul de renovare actualizat al acumulatoarelor peste 10 ani; ICA – costul de renovare actualizat al convertorului peste 10 ani; EAPVPVPV CPCI +⋅= - costul sistemului fotovoltaic care include şi costul elementelor

auxiliare (vezi expresia 4.36); KAS10 – coeficientul de actualizare simplă (vezi expresia 4.35).

386,0)1(

11010 =

+=

iK AS , (4.35)

unde i=0,1 – rata de actualizare.

La etapa iniţială de analiză economică costul CEA al elementelor auxiliare nu este cunoscut. Se determină aceste costuri în dependenţă de costul total al sistemului PV. Conform recomandărilor [38] costul elementelor auxiliare constituie 6,0 % din costul total al modulelor PV, inclusiv suportul şi cablajul – 4,0 %, alte cheltuieli – 2 %. Astfel, costul modulelor fotovoltaice care include şi costul elementelor auxiliare se va determina cu relaţia


- 52 -

PVPVPV PCI ⋅⋅= 06,1 . (4.36)

Costul convertorului de tensiune se determină în dependenţă de puterea modulelor PV

PVCC PCI ⋅= , (4.37)

unde CC este costul specific al convertorului de frecvenţă, USD/VA.

Cheltuieli anuale de exploatare a sistemului PV se determină în mărime de 1 % din investiţiile iniţiale [46],

)(01,0 CAPVEPV IIIC ++= . (4.38)

Cheltuieli de exploatare actualizate pentru sistemul PV

AUEPVEPVA KCC ⋅= , (4.39)

unde KAU – coeficientul de actualizare uniformă, care pentru o perioada de studiu t=20 ani este egal

51,8)1(1=

+−=

−

iiK

t

AU . (4.40)

Cheltuieli totale actualizate efectuate pentru sistemul PV

EPVASPVPV CICTA += . (4.41)

Costul unui kWh de energie electrică pentru ambele variante se determină cu relaţia

WCTACEE = , (4.42)

unde CTA prezintă cheltuielile totale actualizate pe durata de studiu; W, kWh – volumul de energie electrică consumată pe durata actualizată de 8,51 ani.

Costul investiţiilor actualizate în echipamentul sistemului electrogen poate fi exprimat astfel

171395

171395

RRRREG

EGASEGASEGASEGASEGAEG

IIIIIIKIKIKIKII

++++==⋅+⋅+⋅+⋅+=

, (4.43)


- 53 -

unde IEG – costul iniţial al grupului electrogen; IR5, IR9, IR13, IR17 – costul de renovare a grupului electrogen respectiv peste 5, 9, 13 şi 17 ani; coeficienţii de actualizare simplă se determină cu expresia (4.35) pentru duratele respective: KAS5=0,621, KAS9=0,424, KAS13=0,289, KAS17=0,198.

Cheltuieli anuale de exploatare pentru grupul electrogen constituie 9 % (include reparaţiile curente, personalul, costul uleiului, nu include costul combustibilului) din investiţiile iniţiale [46] sau

EGEEG IC 09,0= . (4.44)

Cheltuieli de exploatare actualizate pentru grupul electrogen

AUEEGEEGA KCC ⋅= . (4.45)

Costul combustibilului luând în considerare inflaţia

Ct

iCCi VrCC ⋅+= )1( , (4.46)

unde CC este costul prezent al combustibilului, USD/l; ri – rata anuală de creştere a costului combustibilului; VC – volumul consumat de combustibil.

Cheltuieli totale de exploatare

CiEEGE CCC += . (4.47)

Cheltuieli totale de exploatare actualizate

AUEEA KCC ⋅= . (4.48)

Cheltuieli totale actualizate efectuate pentru grupul electrogen

EAAEGEG CICTA += . (4.49)

Varianta a treia constă în extinderea reţelei electrice publice. Din tabelul 4.7 rezultă costul mediu de extindere a reţelelor electrice publice de 7600 $/km. Totodată, este cunoscut că costul unui kWh de energie electrică creşte dacă consumul de energie electrică este mic. În cazul nostru, se operează cu consumuri de câteva sute Wh sau câţiva kWh pe zi. Dacă consumul de energie electrică este sezonier (de exemplu, posturile antigrindină) reţeaua electrică va trebui să fie deconectată şi apare o nouă problemă - pericolul de devastare. Din


- 54 -

aceste considerente, varianta a treia – extinderea reţelelor electrice publice, nu concurează din cauza investiţiilor mari şi consumurilor mici de energie electrică şi este exclusă din analiza ulterioară.

8.2. Costul unui kWh de energie electrică

În calitate de indice economic pentru ambele variante s-a stabilit costul unui kWh de energie electrică. Parametrii tehnici şi economici:

• Durata de funcţionare - t = 20 ani;

• Rata de actualizare - i = 0,1;

• Rata anuală de creştere a preţului combustibilului – r = 0,05;

• Costul combustibilului – CC = 0,5-0,9 $/l;

• Costul actual specific al modulelor PV, CPV=4,5 $/WC;

• Costul actual specific al convertorului de frecvenţă – CCF = 0,5 $/VA;

• Termenul de renovare a convertoarelor şi acumulatoarelor – 10 ani;

• Termenul de renovare a grupului electrogen – 4 ani (durata de funcţionare a agregatelor motor – generator cu puterea de până la 3 kW este de 4000 h, 4-16 kW – 6000 h, cu puterea mai mare de 30 kW – 20 000 h);

• Perioada de utilizare – 15 martie – 15 octombrie, în această perioadă radiaţia solară un planul modulului PV este de 5,0 kWh/m2.zi. Durata de autonomie N= 3 zile (trei zile la rând nu este soare). Durata de funcţionare a sistemului în zi – 5 h.

• Costul prezent al acumulatoarelor Ni-Cd – 1,2 $/Ah.

Rezultatele calculelor sunt interpretate grafic în figura 4.29. Se constată următoarele:

1) La preţul actual al benzinei de 0,85 $/l sistemul autonom PV concurează cu grupul electrogen dacă consumul diurn de energie electrică nu depăşeşte 20 kWh pentru radiaţia medie 4 kWh/m2.zi.

2) Costul unui kWh de energie electrică PV nu depinde de consumul diurn, respectiv de puterea instalată a modulelor PV. Pentru perioada analizată (15 martie-15 octombrie, radiaţia medie globală este egală cu 5 kWh/m2·zi) costul unui kWh de energie electrică PV este de 0,78 $.


- 55 -

În figura 4.30 sunt prezentate costurile comparative ale unui kWh de energie electrică obţinută de la un sistem PV, grup electrogen cu motor Diesel şi de la reţeaua electrică publică (dacă aceasta va fi extinsă). Rezultatele au fost obţinute de Tomas Markvart, publicate în monografia [41] şi sunt valabile pentru următoarele condiţii:

• Durata de funcţionare - t = 20 ani;

• Rata de actualizare - i = 0,1;

• Radiaţia solară – 5,5 kWh/m2·zi;

• Cost specific module PV – 4,5 $/WC;

• Cost specific baterii de stocare – 1,2 $/Ah;

• Cost combustibil – 0,25-0,5 $/l (mult mai mic decât în R. Moldova);

• Rata anuală de creştere a preţului combustibilului – r = 0,0 %;

La preţul combustibilului de 0,5 $/l şi cost specific pentru un watt PV instalat de circa 7,5 $/l sistemul PV concurează cu grupul electrogen dacă consumul diurn nu depăşeşte 5 kWh. Extinderea reţelei electrice publice pe o distanţă de 1 km devine competitivă dacă consumul diurn depăşeşte 15 kWh.

Figura 4.29. Costul energiei electrice produsă de sisteme autonome:

sistem PV şi grup electrogen


- 56 -

Figura 4.30. Costul energiei electrice obţinută de la module PV, grup electrogen sau reţea electrică publică

Întrebări şi exerciţii pentru autoevaluare 1. Care sunt avantajele şi dezavantajele tehnologiei PV în comparaţie cu tehnologia

termică solară de producere a energiei electrice? 2. Numi-ţi etapele de dezvoltare a tehnologiei PV şi descrie-ţi evoluţia modernă a

tehnologiei şi aplicaţiilor sistemelor PV. 3. Descrieţi construcţia şi principiul de funcţionare a celulei PV. 4. Prezentaţi schemele echivalente ale celulei PV şi caracteristicile acesteia. 5. Numiţi şi descrie-ţi parametrii principali ai celulei modulului PV. 6. Ce prezintă celula PV – un generator de tensiune sau curent? 7. Cum influenţează temperatura şi radiaţia solară asupra caracteristicilor I-U a unui

modul PV?


- 57 -

8. Producătorul garantează următorii parametri ai modulului PV: tensiunea la mers în gol – 21,5 V; curentul de scurtcircuit – 7,1 A; NOCT – 42 0C. Care vor fi valorile tensiunii, curentului şi temperaturii celulei PV, dacă radiaţia solară este egală cu 600 W/m2 şi temperatura mediului este 25 0C?

9. Puterea nominală a pompei cu motor de c.c. este egală cu 600 W, tensiunea – 110 V. Alegeţi în prima aproximaţie puterea şi numărul modulelor PV şi prezentaţi schema de conexiune a acestora. Radiaţia medie solară pe suprafaţa panoului PV este egală cu 800 W/m2 şi temperatura mediului este 25 0 .

10. Prezentaţi structura unui sistem autonom PV care trebuie să alimenteze un consumator de c.c. şi unul de c.a.

11. Ce capacitate trebuie să aibă o baterie de acumulatoare Ni-Cd pentru a asigura o autonomie de 5 zile dacă consumul diurn constituie 500 Wh?

12. Trasaţi caracteristicile I-V ale modulului tip KC120 pentru condiţii standard şi radiaţia solară egală cu 0,5 din cea standard şi caracteristicile I-V a două sarcini: acumulator (tensiunea de mers în gol 14,5 V, curentul la încărcare 3 A); rezistor ( 0,4 Ω). Comentaţi rezultatele obţinute.

13. Explicaţi principiul de funcţionare al dispozitivului MPPT. 14. Ce funcţii realizează convertoarele c.c./c.c. într-un sistem PV? 15. Numiţi principalele tipuri de invertoare folosite în sistemele PV. Care sunt

avantajele şi dezavantajele acestora? 16. Descrieţi procedura generală de dimensionare a unui sistem PV. 17. Care sunt domeniile de utilizare a energiei electrice PV în RM? 18. Care sunt condiţiile de rentabilitate ale unui sistem PV la etapa actuală? 19. Explicaţi esenţa metodei de analiză economică LCC – Life Cycle Cost.

Tehnologii energetice

partea II ENERGIA EOLIANĂ GENERALITĂŢI

1. Introducere

• Definiţie

Energia eoliana este energia conținuta de forta vântului ce bate

pe suprafata pamantului. Exploatata, ea poate fi transformata in energie

mecanica pentru pomparea apei, de exemplu, sau macinarea graului, la

mori ce functioneaza cu ajutorul vantului. Prin conectarea unui rotor la un

generator electric, turbinele de vant moderne transforma energia eoliana,

ce invarte rotorul, in energie electrica.

• Utilizări

La sfârşitul anului 2006, capacitatea mondială a generatoarelor eoliene era de 73.904

MW, acestea producând ceva mai mult de 1% din necesarul mondial de energie electrică.

Deşi încă o sursă relativ minoră de energie electrică pentru majoritatea țărilor, producția

energiei eoliene a crescut practic de cinci ori între 1999 şi 2006, ajungându‐se ca, în unele țări,

ponderea energiei eoliene în consumul total de energie să fie semnificativ: Danemarca(23%),

Spania (8%), Germania (6%).

Vânturile sunt formate din cauză că soarele nu încălzeşte Pamântul uniform, fapt care

creează mişcări de aer. Energia cinetică din vânt poate fi folosită pentru a roti nişte turbine,

care sunt capabile de a genera electricitate. Unele turbine pot produce 5 MW, deşi aceasta

necesită o viteză a vântului de aproximativ 5,5 m/s, sau 20 de kilometri pe oră. Puține zone pe

pământ au aceste viteze ale vântului, dar vânturi mai puternice se pot găsi la altitudini mai mari şi

în zone oceanice.

World Wind Energy - Total Installed Capacity <MW> and Prediction 1997-2010

16D.0D0

Puterea eoliană instalată şi predicţii pe 1997-2010, Sursa: World Wind Energy Association

Energia eoliană este folosită extensiv în ziua de astăzi, şi turbine noi de vânt se

construiesc în toată lumea, energia eoliană fiind sursa de energie cu cea mai rapidă creştere în

ultimii ani. Majoritatea turbinelor produc energie peste 25% din timp, acest procent crescând

iarna, când vânturile sunt mai puternice.

Se crede că potențialul tehnic mondial al energiei eoliene poate să asigure de cinci ori mai

multă energie decât este consumată acum. Acest nivel de exploatare ar necesita 12,7% din

suprafață Pământul (excluzând oceanele) să fie acoperite de parcuri de turbine, presupunând că

terenul ar fi acoperit cu 6 turbine mari de vânt pe kilometru pătrat. Aceste cifre nu iau în

considerare îmbunătățirea randamentului turbinelor şi a soluțiilor tehnice utilizate.

Harta potenţialului eolian al României

Egiptenii au fost poate primii care au folosit energia generata de

vant atunci cand au navigat pe Nil in amonte, in jurul secolului IV i.Hr.

Peste secole vasele cu panze aveau sa domine marile si oceanele

lumii, servind in principal transportului comercial, dar si in scopuri

militare si stiintifice. Marile imperii ale erei noastre foloseau vasele cu

panze pentru a controla si domina marile. Aceste vase cu panze sunt si

astazi prezente pe apa, insa sunt construite cu echipamente moderne.

Utilizarea lor este, insa, cu totul alta ‐ fie ca vase sportive, fie ca ambarcatiuni

de agrement.

Energia eoliana a fost exploatata pe uscat de cand prima

moara de vant a fost construita in vechea Persie in secolul VII. De

atunci morile de vant sunt folosite pentru macinarea graului,

pomparea apei, taierea lemnului sau pentru furnizarea altor forme de

energie mecanica. Insa exploatarea pe scara larga a aparut

abea in secolul XX, odata cu aparitia "morilor de vant" moderne‐

turbinele de vant ce pot genera o energie de 250 pana la 300

de km

Vântul este o mişcare a maselor de aer datorată

încălzirii diferite a pământului de către soare. De exemplu, în

timpul zilei, la mare, aerul de deasupra solului va fi încălzit

mai repede decât apa mării şi astfel aerul se mişcă dinspre

mare spre uscat creând brizele marine.

Noaptea, aerul de deasupra pământului se răceşte mai

repede decât apa mării şi astfel sensul mişcării aerului este

inversat, creându‐se brizele de coastă. Moara de vânt, în cea mai simplă formă a sa, poate avea două

sau mai multe pale care se rotesc la trecerea unui curent de

aer(vânt).

Figura 9.1 Fotografia unei mori de vânt din Creta

Unghiurile formate de pale cu direcția de înaintare a vântului determină diferențe

de presiune a arului pe anumite zone ale acestora, conducând la apariția unei mişcări de

rotație în jurul axului. Axul, poate antrena diverse mecanisme cum ar fi piatra morii care

va măcina boabele de porumb sau de grâu, sau pompe care pot extrage apa din izvoare,

ape curgătoare sau lacuri. O astfel de aplicație a fost folosită de‐a lungul mileniilor

pentru stocarea apei în rezervoare pentru a putea fi apoi utilizată la irigarea terenurilor

agricole. Pe insula Creta din Grecia, morile de vânt sunt folosite continuu de aproape

5000 de ani (Figura 9.1).

O aplicație mai recentă este cea a producerii curentului electric prin conversia

energiei eoliene. Energia cinetică a vântului este transmisă palelor unei turbine eoliene,

cere, la rândul lor antrenează un arbore (ax) cuplat cu un generator electric, care

transformă astfel forța vântului în energie electrică. Această aplicație s‐a dovedit a fi

deosebit de eficientă iar în prezent, în multe țări din lume, o bună parte a energiei

electrice se produce în cadrul aşa ziselor ferme sau parcuri eoliene. Fermele sau

parcurile eoliene sunt amplasate în zone în care vântul este suficient de puternic şi

constant. Pe suprafețe mai mari sau mai mici de teren, sunt amplasate zeci de turbine

eoliene de mare capacitate, cele mai noi având puteri instalate uriaşe, situate între 1 şi 5

MW. Electricitatea generată este utilizată în locuințe, şcoli, birouri şi fabrici.

Turbinele eoliene produse actual variază de la turbine foarte mici de un metru sau chiar

mai puțin, care pot fi utilizate în locuințe, până la turbine foarte mari care sunt conectate

direct la rețeaua electrică, fie independente sau în ferme sa parcuri eoliene.

Figura 9.2 Turbine eoliene de mică dimensiune

Producerea energiei electrice din forţa vântului Procesul de conversie Incepând din 1950 palele tradiționale au fost înlocuite cu unele rigide de formă

aerodinamică (ca cele ale elicei unui avion) care sunt mult mai eficiente în captarea

ensiune. energiei vântului. Procesul este similar pentru turbinele eoliene de orice dim

O turbină eoliană lucrează invers unui ventilator. în loc să utilizeze

Figura 9.3 Turbină eoliană de mare dimensiune

electricitatea pentru a produce vânt, turbina utilizează vântul pentru a produce

electricitate. Aerul în mişcare (vântul) mişcă palele (forma palelor este astfel concepută

încât fac să se rotească axul la care sunt ataşate), ax conectat cu un generator pentru a

produce electricitate (vezi Figura 9.3).

Electricitatea este trimisă prin linii de transmisie şi distribuție la o substație, apoi

spre case, birouri şi şcoli.

S e utilizează turnuri înalte sau stâlpi pentru a poziționa turbina la o înălțime

suficientă pentru a avea un acces fără obstacole la vânt, astfel încât rotorul să facă față

vânturilor celor mai puternice şi mai regulate. O cutie de viteze şi un contactor sunt

utilizate pentru a asigura faptul că, indiferent de fluctuațiile de viteză ale vântului, turbina

transmite electricitate în rețea la frecvență (50Hz) şi tensiune (230 volți) corecte.

Contactorul rămâne pe poziția 'conectat' până când vântul atinge nivelul la care turbina nu

poate capta suficientă energie eoliană, moment în care trece pe poziția 'deconectat' pentru

a permite rotorului să se învârtă liber.

Deoarece direcția vântului se schimbă, turbina eoliană trebuie să se poată orienta în vânt.

În cazul turbinelor eoliene de mare dimensiune, această rotație denumită 'yaw' se

realizează utilizând motoare electrice, în timp ce pentru turbinele de foarte mici

dimensiuni acest lucru este realizat în mod pasiv utilizând o giruetă în spatele turbinei

(Figura 9.2).

Proiectarea turbinelor eoliene Parametrii fundamentali pentru proiectare sunt:

• Numărul de pale; optim fiind trei pentru echilibrarea rotorului

• Lungimea palelor; puterea turbinei creşte proporțional cu suprafața măturată

• Poziția palelor în raport cu turnul; majoritatea palelor sunt poziționate în vânt (up

wind) pentru

a evita generarea de zgomot când aripa trece prin fața turnului.

Diagrama de mai jos arată câteva piese şi părți din interiorul turbinei eoliene:

Figura 9.4 Componentele mecanice ale turbinei eoliene - această turbină este orientată în vânt) - sursa Alliant Kids Energy

Viteza vârfului palei este ținută în general constantă, astfel încât cu cât este mai mare

turbina cu atât rotorul se învârte mai încet. Invers, turbinele de mică dimensiune, adică

mai mici de 3 metri, se rotesc suficient de repede astfel încât ele pot ajunge la frecvența

rețelei electrice fără a necesita o cutie de viteze step up.

Tipuri de microturbine eoliene Turbine cu axe verticale şi orizontale Există două clase principale de turbine eoliene care se rotesc în direcții diferite sau în jurul unor axe diferite. Mişcarea se poate face în jurul unor axe orizontale (ca la Ochiul Londonez sau o moară de vânt tradițională olandeză) sau în jurul unor axe verticale (ca la un carusel).

Figura 9.5 a) Turbină eoliană cu ax vertical - Quite Revolution 5 - sursa: XC02 Low Carbon Engineering b) Turbină eoliană cu ax orizontal - Proven WT6000 - sursa: Proven Energy

Dimensionarea turbinelor eoliene Turbinele eoliene mici sunt utilizate pentru sistemele de încărcare a acumulatorilor sau pentru a furniza energia necesară locuințelor, şcolilor sau spații publice. Aceste turbine au în general diametre între 1 metru şi 15 metri şi produc o putere electrică între 100 W şi 5 kW (5000 W). Cele mai mici sisteme sunt utilizate pentru încărcarea bateriilor sau pentru a furniza energie lămpilor de pe stradă. Sisteme ceva mai mari, de 500 W, sunt utilizate pentru încărcarea bateriilor de mare dimensiune pentru caravane şi bărci. Dimensiunea cea mai potrivită de turbină pentru o casă obişnuită este de 1‐2,5 kW, având aproximativ dimensiunea unui adult de înălțime mică. Aceste turbine sunt adesea ataşate clădirilor cărora le furnizează energia (turbine integrate în clădire). Un sistem comunitar de 5kW poate fi utilizat pentru a furniza energie pentru o şcoală un birou sau o sală. Aceste turbine de dimensiuni mai mari sunt montate în vârful unor stâlpi situați la o anumită distanță de clădirea căreia îi furnizează energia.

Sisteme independente conectate la reţea Sistemele eoliene de mică dimensiune sunt foarte bune pentru a furniza electricitate în locurile unde asigurarea electricității prin mijloace obişnuite (adică din rețeaua națională) este scumpă. De asemenea, ele sunt utile pentru regiuni izolate, care nu sunt conectate la rețeaua națională. Aceste sisteme neconectate la rețea au nevoie de baterii pentru stocarea electricității pe care o produc şi sunt adesea combinate cu generatoare diesel capabile să furnizeze energie în perioadele cu vânt slab. Sistemele eoliene pot fi utilizate şi în locurile în care există conectare la rețeaua

națională, nemai fiind necesare baterii. Electricitatea neutilizată poate fi transmisă în rețeaua națională şi vândută companiilor producătoare de electricitate. Banii obținuți pentru această energie pot acoperi o parte din costurile aferente construirii turbinei. Impactul asupra mediului

Generarea de curent electric cu ajutorul turbinelor eoliene are un impact mic asupra mediului în comparație cu modalitățile convenționale în care se foloseau combustibilii fosili. Mediul nu este poluat şi singurele efecte semnificative sunt cele vizuale şi zgomotul de nivel redus. Pentru majoritatea turbinelor impactul vizual nu este mai semnificativ decât acela al stalpilor de inalta tensiune care transportă curentul electric din centrale de mare putere la centre de distribuție unde tensiunea este adusă la un nivel corespunzător utilizării în gospodării. În România, numărul stâlpilor de înaltă tensiune este foarte mare, pe când numărul turbinelor eoliene este mic (existând instalate doar 5 turbine eoliene de mare putere), aşa că impactul vizual nu constituie o problemă. În orice caz, oamenii sunt obişnuiți să vadă stâlpi de înaltă tensiune, şi nu turbine eoliene, chiar şi în zonele cu o mfrumusețe naturală deosebită aşa că s‐au iscat adevărate dezbateri în această privință şi subiectul a devenit un aspect al autorităților de planificare.

Celălalt impact major este zgomotul provocat de curenții de aer produşi la rotirea elicelor. Este de reținut faptul că orice maşină cu părți mobile provoacă un anumit nivel de zgomot şi în această privință turbinele eoliene nu sunt o excepție. Turbinele care au fost bine construite sunt în general silențioase în funcționare şi, în comparație cu zgomotul traficului rutier, feroviar, aerian şi al celui produs pe şantiere pentru a enumera doar câteva, zgomotul acestor turbine este chiar foarte mic. Soluțiile tehnice anti‐zgomot includ modificarea formei elicelor şi reducerea vitezei de rotire a acestora. Turbinele de dimensiuni mari, care sunt de obicei utilizate în câmp deschis, sunt în general plasate la mai mult de 400 de metri de cea mai apropiată locuință. La această distanță zgomotul produs de turbina care generează curent electric este aproximativ acelaşi cu acela al unui râu aflat la 50‐100 m sau a frunzelor fremătătoare în briza plăcută. Este similar cu zgomotul dintr‐o cameră de zi normală cu un şemineu aprins sau într‐o cameră de lectură a unei biblioteci sau într‐un birou liniştit, dotat cu aer condiționat.

Pentru turbinele de dimensiuni mici ataşate unei locuințe impactul vizual nu ar trebui să fie mai mare decât cel al unei antene parabolice sau a unei antene de satelit. Impactul auditiv va depinde de nivelul de zgomot al mediului, incluzând zgomotul traficului rutier, feroviar sau chiar aerian. Nu există soluții tehnice adiționale pentru turbinele mici pentru a aduce zgomotul la niveluri acceptabile.

00:00 02:00 04:00 0i:00 08:00 10:00 12:00 14:00 li:00 13:00 20:00 22:00

€> 1998 www.WINDPOWER.org

Figura 9.11 Exemplul variaţiei ieşirii de putere a unei turbine de dimensiuni mari de-a lungul unei zile (informaţii înregistrate de la o turbină industrială - sursa Asociaţia Daneză a Energiei Eoliene) Resursele de energie eoliană Viteza vântului variază atât pe perioade mici (câteva secunde) cât şi pe o durată mai mare, de câteva ore. În consecință, există o ieşire de putere continuu variabilă atât pe termen scurt cât şi lung. (Figura 9.11) Dacă generatorul electric al turbinei este singura sursă de curent electric, atunci există momente de‐a lungul unei zile când cererile de energie nu sunt satisfăcute şi unele dispozitive electrice din gospodărie trebuie să fie oprite pentru a putea menține frecvența şi tensiunea. De exemplu, în Marea Britanie în insula Fair, situată între Orkney şi insulele Shetland, de peste 20 de ani se face în acest caz oprirea automată a sistemelor

La turbinele de dimensiuni mici de uz casnic care sunt conectate la rețeaua națională, rețeaua poate acționa ca un receptor când este generată putere în exces (exporturi ale turbinei) şi ca o sursă când se produce prea puțină putere (importuri ale gospodăriei) pentru a răspunde cererii (Figura 9.11). În acest caz o măsurătoare de import‐export adițională este necesară pentru a înregistra puterea emisă de rețea.

0.

Timp (24 ore)

Figura 9.12 Ieşirea tipică a unei turbine eoliene de dimensiuni medii şi cererea de curent electric a gospodăriei care indică când se face importul sau exportul de putere

Măsurarea şi util şiriiizarea ie

Modalitatea ştiinţifică de a măsura viteza vântului este montarea unui anemometru pe un stâlp, cu un mindicator al direcției, care să măsoare direcția vântului. Măsurătorile ar trebui realizate de la înălțimea axului turbinei. (Figura 9.13).

Figura 9.13 Suport al anemometrului şi al indicatorului de direcţie aliniate la înălţimea axului turbinei eoliene

Un mod mai facil de a măsura viteza vântului este utilizarea unui steag care poate indica atât direcția cât şi viteza vântului (Figura 9. 14).

Pentru a determina puterea anuală debitată, măsurătorile trebuie să fie desfăşurate atât vara cât şi iarna. Din fericire, în România puterea vântului este mai mare iarna, când creşte şi cererea de energie electrică. Faceți diferența dintre aceste rezultate şi cele ale celulelor fotovoltaice, care generează mai mult curent electric în timpul verii. O combinație de celule fotovoltaice şi turbine eoliene va reprezenta o sursă mai robustă de curent electric decât s‐ar fi

obținut dacă cele două ar fi fost folosite separat, dar această soluție nu este fiabilă din vedere economic în stadiul actual al dezvoltării tehnologice. Pentru majoritatea turbinelor eoliene, puterea începe să fie generată la oviteză de aproximativ 3 m/s. La mai mult de 8 m/s putere debitată creşte din ce în ce mai lent şi se saturează la peste 10‐12 m/s (Figura 9.15). Pentru turbinele de dimensiuni mici cea mai importantă este o putere a vântului cuprinsă între 3 şi 8 m/s, deoarece asigură o generare importantă de curent electric, aceasta fiind preferabilă față de o generare de cantități mici pe perioade mai mari de timp.

punct de

Figura 9.14 Steag de vânt

Figura 9.15 Puterea debitată de o turbină de dimensiuni mici în funcţie de viteza vântului - sursa Cornwall College

Potenţialul eolian al şcolii sau locuinţei voastre Turbina eoliană trebuie să fie capabilă să capteze vântul direct pe direcția pe care acesta bate, fără ca ea să fie împiedicată de clădiri sau copaci din mediul înconjurător. Acest lucru poate fi realizat prin simpla observare a direcției şi forței cu care bate vântul. Următorul pas este obținerea unor măsurători directe ale vitezei vântului, după cum s‐a discutat în secțiunea 9.2.1.2. Stâlpul unde se fac măsurătorile trebuie să fie amplasat la o înălțime mai mare decât punctul cel mai înalt al locuinței sau şcolii şi fixat în mod corespunzător folosind frânghie. Cum forța vântului variază considerabil, observațiile ar trebui făcute la mai multe intervale de‐a lungul unei zile, pe o perioadă de cel puțin o lună. Acest lucru va permite determinarea vitezei medii a vântului. Din datele culese de la producătorul turbinei, va fi apoi posibilă realizarea legăturii dintre viteza medie a vântului şi puterea debita

şi calcularea electricității produse. Aceasta poate fi în continuare comparată cu consumul de energie electrică indicat de factura de electricitate. Dacă cantitatea generată de turbina eoliană depăşeşte cu 25% consumul de curent electric, este indicată luarea în considerare a proiectului de a investi într‐o turbină de dimensiuni mici. În Activitățile 9.5 a (7‐11) sau b (11‐16) se pot găsi exemple ale etapelor de parcurs pentru desfăşurarea unei astfel de evaluări.

Studiu de caz - Istoria centralelor eoliene de dimensiuni mari în

Marea Britanie şi Danemarca

În ciuda faptului că morile de vânt au fost utilizate de secole pentru măcinarea făinei pentru obţinerea pâinii,

prima moară de vânt generatoare de curent electric a fost construită de-abia în 1888 de către Charles F.

Bu sh în Cleveland, Ohio.

În orice caz, primele ferme eoliene comerciale 'de uscat' au fost construite de-abia în anii '80 în California.

Eu ropa este acum lider mondial atât în ceea ce priveşte capacitatea eoliană instalată, cât şi producţia de

turbine eoliene. Germania, Spania şi Danemarca au cele mai dezvoltate sectoare eoliene din Europa, ca

rezultat al faptului că guvernele acestor state dau cele mai puternice şi stabile stimulente de piaţă pentru a

încuraja dezvoltarea în domeniul eolian. Iniţial turbinele eoliane erau instalate pe sol. În momentul de faţă,

datorită evoluţiei la nivel tehnologic şi ocupării celor mai bune porţiuni de sol, în aceste state a început acum

amplasarea de ferme eoliene în largul mării.

Energetica eoliană s-a dezvoltat lent în Marea Britanie în mare datorită problemelor întâlnite de proiectanţi

în ceea ce priveşte primirea permisiunilor de planificare şi costurile asociate acesteia. În acest fel, în 2005

Marea Britanie avea mai puţin de jumătate din capacitatea de energie eoliană instalată de Danemarca, în

ciuda faptului că avea o populaţie şi un consum de energie de 10 ori mai mari. Deşi energia eoliană

alimentează deja aproape un milion de gospodării din Marea Britanie, aceasta generează la ora actuală

0,5% din nevoile energetice pe cale eoliană, în timp ce Danemarca generează în acest mod aproape 20%

din cererile sale de energie. În orice caz, datorită maturizării tehnologiei "în largul mării" şi schimbărilor

survenite în ceea ce priveşte subvenţiile din partea statului şi procedurile de planificare, Marea Britanie,

având cel mai mare potenţial european de generare a energiei eoliene, va cunoaşte probabil o creştere

rapidă a cantităţii de energie obţinute pe această cale.

Prima fermă eoliană din lume aflată "în largul mării" a fost construită în Marea Baltică, în apropierea

Danemarcei în 1991. Este alcătuită din 11 turbine localizate la 1,5 - 3 km în nordul coastei insulei Lollans

lângă satul Vindeby. Marea Britanie a fost de asemenea lentă în ceea ce priveşte dezvoltarea resurselor,

primele turbinele eoliene din "largul mării" fiind instalate în anul 2000 lângă Blyth (Northumberland)- care

este la cca. 1km în afara coastei. În orice caz, cum Blyth foloseşte turbine mult mai mari decât acelea care

se găsesc în Vindeby (care generează de aproape 4 ori mai multă energie electrică per turbină ca ieşire

maximă), cele două turbine din Blyth generează suficient curent electric pentru a alimenta aproximativ 2775

de gospodării şi aproape două treimi din ieşirea de putere al Vindeby. Prima fermă eoliană de scală largă

din "largul mării" din mările Marii Britanii a fost construită în North Hozle în Marea Irlandei în 2003. Această

fermă este compusă din 30 de turbine situate la aproximativ 8 km de coasta galeză şi generează suficient

curent electric pentru aproximativ 65000 de gospodării. În 2003 danezii au construit cea mai extinsă fermă

eoliană din "largul mării", cu 80 de turbine mari la Hons Rev, acestea generând sufficient curent electric

pentru aproximativ 15000 de gospodării.

Consideraţii privind amplasarea şi planificarea Regulile de planificare variază pe cuprinsul Europei şi chiar şi în cadrul aceluiaşi stat deoarece regulamentul detaliat şi deciziile de planificare sunt de multe ori stabilite de guvernul local. Permisiunile de planificare pot fi solicitate pentru orice fel de turbină eoliană şi vor fi cu siguranță necesare pentru orice construcție de peste 4 m înălțime. Autoritățile de planificare trebuie întotdeauna contactate înainte de a hotărî amplasarea unei turbine eoliene, acest lucru permițând aflarea procedurii exacte care se aplică pentru a primi o autorizație în acest sens.

Turbinele eoliene necesită un acces continuu la sursa de vânt dacă se doreşte funcționarea lor optimă. Deoarece copacii, clădirile şi dealurile pot bloca curenții de aer şi/sau cauza "turbulențe", amplasarea turbinelor în apropierea lor poate reduce cantitatea de curent electric care va fi generată de dispozitiv. Aşadar, planificarea locului în care va fi plasată turbina pentru a maximiza cantitatea de energie electrică obținută este foarte importantă.

Măsurarea vitezei vântului înainte de a amplasa turbina într‐un anumit loc este foarte importantă (vezi secțiunea 9.2.1). Acest lucru poate dura până la un an. ajoritatea turbinelor eoliene necesită o locație deschisă cu viteze medii ale vântului de el puțin 12 km pe oră. Mc

Studiu de caz - Planificarea construcţiei micro-turbinelor eoliene în

Marea Britanie

Ca rezultat al trecerii în revistă a problemelor legate de energie din Marea Britanie în 2006, clădirile

care integrează micro-turbine eoliene pot deveni un pas evolutiv permis la sfârşitul anului 2007.

Astfel proprietarii acestor clădiri nu vor avea nevoie de permisiune de planificare pentru a instala o

turbină, exceptând instalările în clădiri din zone protejate (cum ar fi zonele de conservare sau zonele

cu frumuseţi naturale deosebite). Această schimbare nu va afecta cazul turbinelor de dimensiuni

mai mari (2.5KW>) amplasate în şcoli, care vor necesita în continuare planificare.

Costurile puterii eoliene de dimensiuni mici Sisteme de până la 1 kW costă în Marea Britanie aproximativ 1500 lire sterline (2250€), în timp ce sistemele de dimensiuni mai mari (1.5kW la 5kW) costă între 4000£ (6000€) şi 30000£ (45000€). Aceste costuri includ turbina, pilonul, acumulatoare (dacă sunt necesare) şi costurile de instalare. Este totuşi important de subliniat că aceste costuri pot varia în funcție de locul în care este instalată turbina, de tipul şi de dimensiunea ei. Companiile încearcă adesea să aibă profit şi, de aceea, prețurile trebuie întotdeauna verificate cu o agenție energetică locală înainte de cumpărare.

Studiu de caz - Granturi pentru micro-centrale eoliene în Marea Britanie

Granturi pentru turbine eoliene destinate comunităţii

Guvernul, prin Programul de Construcţii cu Emisie Redusă de Carbon poate suporta până la 50%

din costul unei turbine eoliene, adică până la 50.000. Aceste granturi se obţin de către grupurile

comunitare prin competiţie.

Granturi pentru sisteme individuale instalate în locuinţe

Guvernul poate plăti până la 30% din costul unei turbine eoliene, adică până la 5.000£. Această

plată se face ca 1.000 £ pe kilowatt instalat. De aceea, dacă se cumpăra o turbină de 1.5 kW care

costă 5.000 £, guvernul va da 1.500 £ pentru a reduce preţul plătit companiei.

Avantaje În contextul actual, caracterizat de creşterea alarmantă a poluării cauzate de

tă producerea energiei din arderea combustibililor fosili, devine din ce în ce mai importanreducerea dependenței de aceşti combustibili. Energia eoliană s‐a dovedit deja a fi o soluție foarte bună la problema energetică globală. Utilizarea resurselor regenerabile se adresează nu numai producerii de energie, dar prin modul particular de generare reformulează şi modelul de dezvoltare, prin descentralizarea surselor.Energia eoliana in special este printre formele de energie regenerabila care se pretează aplicațiilor la scara redusa. Tipuri de sisteme eoliene de mici capacităti: (sisteme eoliene autonome)

• Principalul avantaj al energiei eoliene este emisia zero de substanțe poluante şi

gaze cu efect de seră, datorită faptului că nu se ard combustibili.

• Nu se produc deşeuri. Producerea de energie eoliană nu implică producerea nici a unui fel de deşeuri.

Costuri reduse pe unitate de energie produsă. Costul energiei electrice produse în centralele eoliene moderne a scăzut substanțial în ultimii ani, ajungând în S.U.A. să fie chiar mai mici decât în cazul energiei generate din combustibili, chiar dacă nu se iau în considerare externalitățile negative inerente utilizării combustibililor clasici.

În 2004, prețul energiei eoliene ajunsese deja la o cincime față de cel din anii 80, iar previziunile sunt de continuare a scăderii acestora, deoarece se pun în funcțiuni tot mai

mai mulți megawați. multe unități eoliene cu putere instalată de

1 MW = 1.000.000 W = 1 x 106 W = 106 W Ca unitate de măsură a puterii energiei electrice furnizate de centralele electrice watt‐ul este o unitate mult prea mică. De aceea, în exprimarea concretă a puterii debitate, recepționate şi/sau folosite în industrie şi economie megawatt‐ul este multiplul folosit ca "unitate" de măsură a puterii în locul watt‐ului.

• Costuri reduse de scoatere din funcţiune. Spre deosebire de centralele

nucleare, de exemplu, unde costurile de scoatere din funcțiune pot fi de câteva ori mai mare decât costurile centralei, în cazul generatoarelor eoliene, costurile de scoatere din funcțiune, la capătul perioadei normale de funcționare, sunt minime, acestea putând fi integral reciclate.

Dezavantaje

La început, un important dezavantaj al producției de energie eoliană a fost prețul destul de mare de producere a energiei şi fiabilitatea relativ redusă a turbinelor. În ultimii ani, însă, prețul de producție pe unitate de energie electrică a scăzut drastic, ajungând până la cifre de ordinul 3‐4 eurocenți pe kilowatt oră, prin îmbunătățirea parametrilor te

hnici ai turbinelor. Un wattoră, notat W»h sau Wh, este o unitate de măsură pentru energie, egală cu cantitatea de energie transferată de un proces care transferă o putere de un watt timp de o oră. Watt‐ora nu face parte din Sistemul Internațional, în care unitatea de măsură

te dată de 1 wh=3pentru energie este joule‐ul (J). Echivalența es 600 J=3,6 kJ. Sistemul Internațional conține şapte unităţi fundamentale: metrul, kilogramul, secunda, amperul, kelvinul, molul şi candela. În practică se utilizează adesea unități formate din wh cu prefixe: kilowattora (kW»h), megawattora (MW«h), gigawattora (GW»h) şi uneori terawattora (TW»h). Acestea se utilizează în special la specificarea producției sau consumului de energie

combustibili). electrică (uneori şi termică sau pentru Valorile echivalente în joule sunt:

1 kW'h=3,6 MJ 1 MW‐h=3,6 GJ 1 GW'h=3,6 TJ 1 TW'h=3,6 PJ

Se utilizează adesea formularea eronată kilowatt pe oră (kW/h). În realitate, watt‐ul şi kilowatt‐ul sunt unități de măsură pentru putere; acestea, înmulțite cu o unitate de măsură pentru timp dau unități de măsură pentru energie (energia este puterea înmulțită cu timpul, sau, invers, puterea este energia transferată în unitatea de timp). Kilowatt

Un alt dezavantaj este şi "poluarea vizuală" ‐ adică, au o apariție neplăcută ‐ şi de asemenea produc "poluare sonoră" (sunt prea gălăgioase). Alții susțin că turbinele

nuri afectează mediul şi ecosistemele din împrejurimi, omorând păsări şi necesitând teremari virane pentru instalarea lor. Argumente împotriva acestora sunt că turbinele moderne de vânt au o apariție atractivă stilizată, că maşinile omoară mai multe păsări pe an decât turbinele şi că alte

i surse de energie, precum generarea de electricitate folosind cărbunele, sunt cu mult madăunătoare pentru mediu, deoarece creează poluare şi duc la efectul de seră. Un dezavantaj practic este variația în viteza vântului. Multe locuri pe Pământ nu pot produce destulă electricitate folosind puterea eoliană, şi din această cauză energia eoliană nu este viabilă în orice locație.

Concluzii. Lumea se schimba. Incet, incet (poate uneori prea incet) incepem sa ne dam

seama ca ne taiem craca de sub picioare. Si o punem pe foc. Si pentru ca suntem fiinte intelige anii

n. nte, ne adaptam. Vechile centrale care ard carbuni si innegresc cerul si plam

vor deveni o amintire (neagra ‐ evident) a unei epoci de cosmar pentru stratul de ozoPutem spune astfel ca omul, ca fiu al Planetei, se maturizeaza. Pana acum a

supt de de pe spate in adolescenta, iar acum, a ana si bolnava.

la sanul mamei in copilarie, i‐a luat si camasajuns pe picioarele lui, isi ingrijeste maica batrSa speram ca el, omul, nu se va lasa pagubas.

Tehnologii energetice partea II ENERGIA EOLIANĂ INSTALATII SI ECHIPAMENTE

Sursa eoliană Sursa eoliană disponibilă este evaluată pe scară mondială la 57.000 TWh pe an. Contribuţia energiei eoliene off shore (în larg) este estimată la 25.000 - 30.000 TWh pe an, fiind limitată la locaţii care să nu depăşească adâncimea de 50 m.

Energy

Producţia mondială de electricitate în 2000, a fost de 15 TWh (ceea ce corespunde unei energii primare consumate de 40 TWh), rezultând un randament al ciclurilor termo-mecanice de 30-40%. Teoretic, energia de origine eoliană poate acoperi necesarul de electricitate pe plan mondial. În acelaşi timp, principalul inconvenient al acestei surse de energie, o reprezintă instabilitatea vântului. În perioadele de îngheţ, ca şi în cazul caniculei, cazuri în care cererea de energie este acerbă, efectul produs de vânt este practic inexistent, fapt care a condus, în dezvoltarea instalaţiilor eoliene, la ataşarea unor alte instalaţii de energii regenerabile caracterizate de un mai bun echilibru în funcţionare, sau de sisteme de stocare a energiei electrice. Trebuie luat însă în calcul, în cazul sistemelor de stocare a energiei electrice de mare capacitate, preţul de cost ridicat al acestor sisteme, care sunt astăzi, în curs de dezvoltare.

[kWh/mp an]

Repartizarea curenţilor de aer pe parcursul a 24 de ore în România într-o zi oarecare

Europa nu are decât 9% din potenţialul eolian disponibil în lume, dar are 72% din puterea instalată în 2002. Ea a produs 50 TWh electricitate de origine eoliană în 2002, producţia mondială fiind de 70 TWh. Potenţialul eolian tehnic disponibil în Europa este de 5.000 TWh pe an. În prezent, pe plan mondial, ponderea energiilor regenerabile în producerea energiei electrice, este scăzută. Se poate spune că potenţialul diferitelor filiere de energii regenerabile, este sub- exploatat. Totuşi, ameliorările tehnologice au favorizat instalarea de generatoare eoliene , într- un ritm permanent crescător în ultimii ani, cu o evoluţie exponenţială, având o rată de creştere de 25% în 2003.

Filiera eoliană este destul de dezvoltată în Europa, deţinând poziţia de lider în topul energiilor regenerabile. Acest tip de energie regenerabilă asigură necesarul de energie electrică pentru 10 milioane de locuitori. Dealtfel, 90 % din producătorii de eoliene de medie şi mare putere, se află în Europa.

(Sursa: Wind energy barometer-EuroObserv'ER 2004)

Product» ds snsrgls slstlnc* ds origins sallanHîn Europa, In 20nn rjwi]

Sursa: Wind energy barometer-EuroObserv'ER 2004) Repartiţia în Europa a energiei electrice produse pe baza eolienelor, arată diferenţe între state. Germania este liderul pe piaţa europeană, în ciuda unei încetiniri în 2003 a instalărilor.

Spania, pe poziţia a doua, continuă să instaleze intensiv parcuri eoliene. Danemarca este pe a treia poziţie, având dezvoltate eoliene offshore şi trecând la modernizarea eolienelor mai vechi de 10 ani.

(Sursa: Wind energy barometer-EuroObserv'ER 2004)

Costurile şi eficienţa unui proiect eolian trebuie să ţină seama atât de preţul eolienei, cât de cele ale instalării şi întreţinerii acesteia, precum şi de cel al vânzării energiei. O eoliană este scumpă. Trebuiesc realizate încă progrese economice pentru a se putea asigura resursele dezvoltării eolienelor. Se estimează că instalarea unui kW eolian, costă aproximativ 1000 Euro. Progresele tehnologice şi producţia în creştere de eoliene din ultimii ani permit reducerea constantă a preţului estimat. Preţul unui kWh depinde de preţul instalării eolienei, ca şi de cantitatea de energie produsă anual. Acest preţ variază în funcţie de locaţie şi scade pe măsura dezvoltării tehnologiei. În Germania şi Danemarca, investitorii sunt fie mari grupuri industriale, fie particulari sau agricultori. Această particularitate tinde să implice populaţia în dezvoltarea eolienelor. Energia eoliană este percepută ca o cale de diversificare a producţiei agricole. În Danemarca, 100 000 de familii deţin acţiuni în energia eoliană. Filiera eoliană a permis, de asemenea, crearea de locuri de muncă în diverse sectoare, ca cele de producere a eolienelor şi a componentelor acestora, instalării eolienelor, exploatării şi întreţinerii, precum şi în domeniul cercetării şi dezvoltării. Se înregistrează peste 15 000 de angajaţi în Danemarca şi 30 000 în Germania, direct sau indirect implicaţi în filiera eoliană.

Pală de 39 m pentru o eoliană de 2,5 MW

Noţiuni generale Moara de vânt este strămoşul generatoarelor eoliene. Ea a apărut în Evul Mediu în

Europa şi a funcţionat la început cu ax vertical.

Imagine a două mori de vânt

(Sursa: http ://www. sizilien-sicily-sicilia. de/Energie-uk. htm) Mai târziu, morile se orientau după direcţia vântului şi au fost puse pânze pentru a

capta mai bine energia vântului.

Imagine a unei mori de vânt cu pânze

(Sursa: http://www.olympia.nl/home1-5/griekenland/kos/pages-kos/atmz/beziensw- antimachia-kos.html)

Prima moară de vânt cu pale profilate a apărut în secolul doisprezece. Chiar dacă era foarte simplă, este totuşi vorba de prima cercetare aerodinamică a palelor. Acestea au fost utilizate în principal pentru pomparea apei sau pentru măcinarea grâului. În perioada Renaşterii, inventatori celebrii ca Leonardo da Vinci s-au interesat foarte intens de morile de vânt, ceea ce a condus la numeroase inovaţii, uneori inutile. După acea perioadă, morile de vânt au fost întâlnite mai des în Europa.

http://www.olympia.nl/home1-5/griekenland/kos/pages-kos/atmz/beziensw-

Mori de vânt olandeze (2006) Revoluţia industrială a oferit un nou început pentru morile de vânt, prin apariţia de noi

materiale. În consecinţă, utilizarea metalului a permis modificare formei turnului şi creşterea considerabilă a maşinilor pe care le numim pe scurt "eoliene".

Moară de vânt (Germania de Nord)

(Sursa: http://www.jbengs.de/galerie/pages/bild279.htm) Primele eoliene moderne apar în secolul XX beneficiind de toate dezvoltările tehnice

şi tehnologice ale perioadei. De exemplu, profilul palelor este studiat aprofundat, iar inginerii se inspiră după profilul aripilor de avion.

Eoliană modernă (Sursa: http://gruppen.greenpeace.de/aachen/energie-windrad.jpg

copyright: Langrock/Greenpeace)

http://www.jbengs.de/galerie/pages/bild279.htm

http://gruppen.greenpeace.de/aachen/energie-windrad.jpg

În prezent, eolienele sunt, aproape în totalitate cu ax orizontal, cu excepţia modelelor cu ax vertical ca cele cu rotor Savonius şi Darrieus, care sunt încă utilizate, dar sunt pe cale de dispariţie.

Eoliene Belgia

În ultima perioadă, datorită dezvoltărilor din domeniile electronicii de putere şi controlului sistemelor de acţionare, au devenit din ce în ce mai frecvente eolienele cu viteză variabilă, respectiv care permit reglarea vitezei turbinei eoliene în funcţie de viteza vântului.

Principiu de conversie

Energie cinetică vânt

Stocare acumulatori

Reţea de distribuţie

Sarcini izolate (ex: sate izolate)

Aero-generatorul utilizează energia cinetică a vântului pentru a antrena arborele

rotorului său: aceasta este transformată în energie mecanică, care la rândul ei este transformată în energie electrică de către generatorul cuplat mecanic la turbina eoliană. Acest cuplaj mecanic se poate face fie direct, dacă turbina şi generatorul au viteze de acelaşi ordin de mărime, fie se poate realiza prin intermediul unui multiplicator de viteză.

În sfârşit, există mai multe posibilităţi de a utiliza energia electrică produsă: fie este stocată în acumulatori, fie este distribuită prin intermediul unei reţele electrice, fie sunt alimentate sarcini izolate.

Sistemele eoliene de conversie au şi pierderi. Astfel, se poate menţiona un randament de ordinul a 59 % pentru turbina eoliană, 96% al multiplicatorului. Trebuie luate în considerare, de asemenea, pierderile generatorului şi ale eventualelor sisteme de conversie (convertoare statice).

Tipuri de instalări O eoliană ocupă o suprafaţă mică pe sol. Acesta este un foarte mare avantaj, deoarece

perturbă puţin locaţia unde este instalată, permiţând menţinerea activităţilor industriale sau agricole din apropiere.

Se pot întâlni eoliene numite individuale, instalate în locaţii izolate. Eoliana nu este racordată la reţea, nu este conectată cu alte eoliene.

În caz contrar, eolienele sunt grupate sub forma unor ferme eoliene. Instalările se pot face pe sol, sau, din ce în ce mai mult, în largul mărilor, sub forma unor ferme eoliene offshore, în cazul cărora prezenţa vântului este mai regulată. Acest tip de instalare reduce dezavantajul sonor şi ameliorează estetica.

Energie mecanică rotor

Energie electrică generator

Fermă eoliană (Sursa: http://valromeysolidaire.free.fr/index/main.php3)

http://valromeysolidaire.free.fr/index/main.php3

Ferma eoliană offshore de la Middelgrunden (Danemarca) (Sursa: http://www.apab.org/fr/page.php?id_rubrique=3&id_sous_rubrique =23)

Costuri: 0,8-1,1 €/W (terestru) 1,1-2 €/W (off-shore)

Se previzionează evoluţia până la 0,474 €/W pentru 2030 în condiţii favorabile (viteza medie 6 m/s peste 2000 h/an) şi durata de amortizare de 20 ani.

Orientarea axului Există mai multe tipuri de eoliene. Se disting însă două mari familii: eoliene cu ax vertical şi eoliene cu ax orizontal. Indiferent de orientarea axului, rolul lor este de a genera un cuplu motor pentru a antrena generatorul.

• Eoliene cu ax vertical Pilonii eolienelor cu ax vertical sunt de talie mică, având înălţimea de 0,1 - 0,5 din înălţimea rotorului. Aceasta permite amplasarea întregului echipament de conversie a energiei (multiplicator, generator) la piciorul eolienei, facilitând astfel operaţiunile de întreţinere. În plus, nu este necesară utilizarea unui dispozitiv de orientare a rotorului, ca în cazul eolienelor cu ax orizontal. Totuşi, vântul are intensitate redusă la nivelul solului, ceea ce determină un randament redus al eolienei, aceasta fiind supusă şi turbulenţelor de vânt. În plus, aceste eoliene trebuiesc antrenate pentru a porni, pilonul este supus unor solicitări mecanice importante. Din acest motive, în prezent, constructorii de eoliene s-au orientat cu precădere către eolienele cu ax orizontal. Cele mai răspândite două structuri de eoliene cu ax vertical se bazează pe principiul tracţiunii diferenţiale sau a variaţiei periodice a incidenţei: • Rotorul lui Savonius în cazul căruia, funcţionarea se bazează pe principiul tracţiunii diferenţiale. Eforturile exercitate de vânt asupra fiecăreia din feţele unui corp curbat au intensităţi diferite. Rezultă un cuplu care determină rotirea ansamblului.

Schema de principiu a rotorului lui Savonius (Sursa:

http://muextension.missouri.edu/explore/agguides/a gengin/g01981.htm)

http://muextension.missouri.edu/explore/agguides/a

http://www.apab.org/fr/page.php?id_rubrique=3&id_sous_rubrique

Schema rotorului lui Savonius

• Rotorul lui Darrieus se bazează pe principiul variaţiei periodice a incidenţei. Un profil plasat într-un curent de aer, în funcţie de diferitele unghiuri, este supus unor forţe ale căror intensitate şi direcţie sunt diferite. Rezultanta acestor forţe determină apariţia unui cuplu motor care roteşte dispozitivul.

Imaginea unei eoliene Darrieus

(Sursa: http://www.jura. ch/lcp/forum/energies/vent. html)

Schema rotorului lui Darrieus (Sursa: http://muextension.missouri .edu/ explore/agguides/agengin/g01981.htm)

• Eoliene cu ax orizontal Funcţionarea eolienelor cu ax orizontal se bazează pe principiul morilor de vânt. Cel mai adesea, rotorul acestor eoliene are trei pale cu un anumit profil aerodinamic, deoarece astfel se obţine un bun compromis între coeficientul de putere, cost şi viteza de rotaţie a captorului eolian, ca şi o ameliorare a aspectului estetic, faţă de rotorul cu două pale. Eolienele cu ax orizontal sunt cele mai utilizate, deoarece randamentul lor aerodinamic este superior celui al eolienelor cu ax vertical, sunt mai puţin supuse unor solicitări mecanice importante şi au un cost mai scăzut.

http://www.jura/

http://muextension.missouri/

Există două categorii de eoliene cu ax orizontal:

• Amonte: vântul suflă pe faţa palelor, faţă de direcţia Şşnşţjnacelei. Palele sunt rigide, iar rotorul este orientat, cu ajutorul ya^jjujunui dispozitiv, după direcţia vântului.

• Aval: vântul suflă pe spatele palelor, faţă de nacelă. Palele sunt flexibile iar nacela se auto-orientează.

Dispunerea amonte a turbinei este cea mai utilizată, deoarece este mai simplă şi dă cele mai bune rezultate la puteri mari: nu are suprafeţe de direcţionare, eforturile de manevrare sunt mai reduse şi are o stabilitate mai bună.

Palele eolienelor cu ax orizontal trebuiesc totdeauna, orientate în funcţie de direcţia şi forţa vântului. Pentru aceasta, există dispozitive de orientare a nacelei pe direcţia vântului şi de orientare a palelor, în funcţie de intensitatea acestuia.

În prezent, eolienele cu ax orizontal cu rotorul de tip elice, prezintă cel mai ridicat interes pentru producerea de energie electrică la scară industrială.

Structură (http://www.em.ucv.ro/eLEE/RO/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereEolienne/Generalites/Generalites/GeneralitesEolien3 .htm)

http://www.em.ucv.ro/eLEE/RO/realisations/EnergiesRenouvelables/FiliereEolienne/Generalites/Generalites/GeneralitesEolien3

Scara zgomotelor (Sursa: Revue Sciences et Avenir, iulie 2004)

Chiar dacă eolienele de primă generaţie erau deranjante din punct de vedere sonor, se

pare că în prezent, dezvoltările tehnologice au permis reducerea considerabilă a zgomotului produs de astfel de instalaţii. Astfel, pe scara surselor de zgomot, eolienele se situează undeva între zgomotul produs de un vânt slab şi zgomotul din interiorul unei locuinţe, respectiv la aproximativ 45 dB. Evoluţia nivelului sonor în funcţie de numărul de eoliene este logaritmică, respectiv instalarea unei a doua eoliene determină creşterea nivelului sonor cu 3 dB şi nu dublarea acestuia.

Pentru diminuarea poluării sonore există mai multe căi: - multiplicatoarele sunt special concepute pentru eoliene. În plus, se încearcă favorizarea

acţionărilor directe, fără utilizarea multiplicatoarelor; - profilul palelor face obiectul unor cercetări intense pentru reducerea poluării sonore

determinată de scurgerea vântului în jurul palelor sau a emisiilor datorate nacelei sau pilonului. Arborii de transmisie sunt prevăzuţi cu amortizoare pentru limitarea vibraţiilor;

- antifonarea nacelei permite, de asemenea, reducerea zgomotelor.

Clasificarea eolienelor În funcţie de puterea lor, generatoarele eoliene pot fi clasificate:

Diametrul palelor Puterea nominală

Mică putere <12 m < 40 kW Medie putere 12 la 45 m 40kW la 1 MW Mare putere > 46 m > 1 MW Ca ordin de mărime, 1 MW reprezintă necesarul de putere a aproximativ 900 de locuinţe de 3 persoane, fără încălzirea electrică.

Evoluţia puterii şi a taliei

19eCH9» 1«* iWfl 2001 MM * [

---------- I» T«w

Mase

Nacelă

Pale

Generator 500 kW / 32 rot/min masa totală 10 t,

4,5 MW / 12 rot/min - masa totală 50 t

Centrale eoliene pentru uz rezidenţial

Centrale eoliene BERGEY SUA

Putere nominala

Cod produs

Dimensiuni

Greuta te kg

Caracteristici

Specifice

BWC XL.1

BWC Excel-

R

BWC Excel-

S

Diametrul rotorului: -2.5 m

Lungimea turbinei: -2.1 m

Inaltimea de montaj: -9, 13, 20, 26, 321 Diametrul rotorului: -7 m


Inaltimea de montaj: -13, 20, 26, 32 Diametrul rotorului: -7 m


Inaltimea de montaj: -13, 20, 26, 32

34

473

473

Turbina BWC XL 1 are tensiunea de iesire 24 V DC, ax orizontal si rotor cu trei paleti atasati la un alternator de foarte joasa turatie cu magmeti permanenti. Paletii sunt din fibra de sticla pultrudata, un material de 2 ori mai tare decat otelul la dimensiuni similare. Turbina contine si un controler de incarcare care poate sustine panouri fotovoltaice pana la 30A. Termen de garentie 5 ani.

1000 W

Turina de vant BVC Excel este o turbine moderna , proiectata pentru fiabilitate mare, intretinere usoara si functionare automata in conditii dificile de clima. Este disponibila in doua configuratii: cuplata la grup de baterii si conectata la retea. Modelul BWC Excel conectat la baterii se poate livra cu tensiuni

7500 W

de iesire de 48, 120 sau 240V curent continuu. Sunt potrivite pentru aplicatii rezidentiale rurale mari , sau independente, zone de eco-turism cat si situri de telecomunicatii mari. Modulele BWC Excel se pot conecta la retea cu noul invertor GridTek 10, fiind cel mai avansat tip realizat pe piata. Termen de garantie 5 ani.________

10000 W

Turbine de vant marca Bergey Specificaţii tehnice

Bergey model de turbina de vant XL.1 BWC

Excel- R BWC Excel- S

putere nominala kW 1 7,5 10 viteza min vant pt funcţionare m/s 2,5 3,5 3,5

vit max de supravietuire m/s 54 57 57 viteza vant pt putere nominala 11 14 14

vit max vant pt actionare protectie

m/s 13 16 16

tipul rotorului dupa vant, autoregulator

numarul de palete 3 material palete polipropilena polipropilena lenm/ epoxi

diametrul rotorului m 2.5 7 7 tipul generatorului fara perii actionare directa

acumulatori V 24/ 48 24/ 48 48 conectare la retea cu invertor V 230V, 50Hz

incalzire directa da 120V/ 240V 120V/ 240V turatia nominala r/min 490 310 310

productia medie realizata anual kWh 2790 15840 13560 productia medie zilnica kWh 7,7 43 37

lungimea turbinei m 2,1 4,8 4,8 greutatea turbinei fara turn kg 34 473 473

greutatea de transport kg 43 540 540 tipul turnului cu ancoraj,

autoportant inaltimea de montaj m 9, 13, 20,26,32 13, 20,26,32 13, 20,26,32

fundatia turbinei de vant m 1,3 x 1,3 x 1,3 2,5 x 2,5 x 2,5 2,5 x 2,5x2,5 fundatia vinciului de ridicare m 0,6 x 0,6 x 0,6 1 x 1 x1 1 x 1 x1 greutatea approx turn de 13 m kg 380 579 570 greutatea aprox turn de 26 m kg 720 1200 1200

impingerea rotorului kN 4 18 18

Centrale eoliene Hannevind- Suedia

Dimensiuni | Greutate kg

Puterea Codnominala produs

70

Caracteristici Specifice

Turn > 6 m Tensiune 400 V, trifazat sau 240 V, monofazat Poate functiona independent sau cuplat la reteaua

nationala. Franare automata pt vant > 20 m/s Paletele se rotesc la turatie anormal de mare. Cand este conectata la retea se opreste automat la lipsa tensiune pentru a evita accidente pe retea.

Suedia

Diametrul rotorului:2 m

Pret fara turn 4 700 E + TVA Turn > 12 m Tensiune 400 V, trifazat Poate functiona independent sau cuplat la reteaua nationala. Franare automata pt vant > 20 m/s Paletele se rotesc la turatie anormal de mare. Cand este conectata la retea se opreste automat la lipsa tensiune pentru a evita accidente pe retea.

Diametrul rotorului:

4 - 5 m



6 - 10 m



10 - 14 m

Pret fara turn 24 200 E + TVA

Centrale eoliene pentru uz rezidenţial

Centrale eoliene WHISPER SUA

Centrale eoliene PVG

Puterea nominala

Cod produs

Dimensiuni Greutatekg


400 W Air X 400

Diametrul rotorului: -1.15 m Lungimea turbinei: -0.67 m Inaltimea de montaj: -5.5 m; 12 m

5.85 Turbinele AIR X au fost construite pentru a f i utilizare in combinatie cu panouri fotovoltaice pentru a echilibra energia livrata de sistem in timpul fluctuatilor sezoniere. Turbina include regulatorul de incarcare a bateriilor, carcasa din aluminiu si paleti din fibra de carbon..Viteza minima de vant pentru functionare este de 3.5 m/s.

900 W WHI 100

Diametrul rotorului: -2.1 m Lungimea turbinei: -1.28 m Inaltimea de montaj: -9 m; 15 m

21 Centralele eoliene Whisper de 900W pot stoca energia produsa intr-un grup de baterii, sau se pot conecta la sistemul national cu ajutorul unui invertor. Viteza minima vantului pentru functionare este de 3.4 m/s, viteza vantului pentru putere nominala este de 12.5 m/s si viteza maxima de supravietuire este de 55 m/s.

1000 W WHI 200


30 Cectralele eoliene Whisper de 1000W pot stoca energia produsa intr-un grup de baterii, sau se pot conecta la sistemul national cu ajutorul unui invertor. Viteza minima vantului pentru functionare este de 3.1 m/s, viteza vantului pentru putere nominala este de 11.6 m/s si viteza maxima de supravietuire este de 55 m/s.

3000 W WHI 500

Diametrul rotorului: -9 m Lungimea turbinei: -2.22 m Inaltimea de montaj: -15 m

70 Palele turbinei de vant WHI 500 sunt in numar de 2 si sunt din fibra de carbon ranforsata. Aceasta turbina in combinatie cu panouri fotovoltaice asigura necesarul de energie electrica al unei case.

Puterea nominala

Cod produs

Dimensiuni Greutatekg


400 W PWG 400


7 Turbina PWG 400 are tensiunea de iesire 12 V DC, ax orizontal si rotor cu trei paleti atasati la un alternator cu magmeti permanenti. Adaugarea unor panouri solare pentru a forma un sistem hibrid poate compensa lipsa vantului in zilele si lunile calme. . Turbina contine si un controler de incarcare care poate sustine panouri fotovoltaice pana la 300W.

Turbine de vant marca Whisper/ PWG

Whisper PWG model de turbina de

vant Air- X 400 WHI 100 WHI 200 WHI 500 PVG 400

putere nominala W 400 900 1000 3000 400 viteza min vant pt

funcţionare m/s 3.5 3.4 3.1 3.4 3

vit max de supravietuire

m/s 49.2 55 55 55 60

viteza vant pt putere nominala

m/s 12.5 12.5 11.6 10.5 12.5

frana meanica nu da da da nu tipul rotorului in vant

numarul de palete 3 2 3 material palete fibra carbon fibra carbon ranforsata polipropilena

diametrul rotorului m 1.1 2.1 2.7 9 1.4 tipul generatorului magnet permanent tensiunea de iesire V 12 ; 24 ; 48 12 ; 24 ; 48 12 ; 24 ; 48 24 ; 48 12

conectare la retea cu invertor

V nu da nu

incalzire directa nu da nu turatia nominala r/min

productia medie realizata lunar

kWh 38 100 158 538 38

productia medie zilnica

kWh 1.2 3.3 5.26 19.5 1.2

lungimea turbinei m 0.67 1.28 1.28 2.22 1.6 greutatea turbinei

fara turn kg 5.85 21 30 70 7

tipul turnului tubular ridicator inaltimea de montaj m 5.2 ; 12 9 ; 15 9 ; 15 15 6 ; 12

fundatia turbinei de vant

m 0.7x0.7x0.7 1 x 1 x 1 1.5x1.5x1 2 x 2 x 1 0.7x0.7x0.7

fundatia vinciului de ridicare

m 0.4x0.4x0.4 0.7x0.7x0.7 1x1x1 1x1x1 0.4x0.4x0.4

Zgomot la 5 m/s dBA 35 40 45 48 35 Zgomot la 20 m/s dBA 55 60 65 65 55

Turbina de vant BWC Bergey XL.1 1000 W

Cel mai nou produs al companiei Bergey Windpower este turbina de vant de 1000 W BWC XL.1, cu tensiunea de iesire 24 V DC. Sunt in dezvoltare sisteme cu tensiunea de 48 V DC si sistem fara baterie conectat la retea (asemanator cu 10kW GridTek).

Diametrul rotorului este de 2,5 m si o putere maxima de varf de aproximativ 1600 W. Produsul este destinat pentru aplicatiile unde nu exista retea de energie electrica. Reprezinta de asemenea o varianta perfecta pentru upgradarea turbinelor mai mici de 400- 500 W.

Turbina de vant XL.1 este o turbina in vant, cu ax orizontal cu rotor cu trei paleti. Paletii sunt din fibra de sticla pultrudata, un material ce este de peste 10 ori mai rezistent decat plasticul injectat folosit la cele mai multe dintre turbinele mici. De fapt acest material este de doua ori mai tare decat otelul la dimensiuni similare, ceea ce confera o rezistenta superioara in cazul vanturilor tari sau a furtunilor.

Paletii sunt atasati direct la un alternator de foarte joasa turatie cu magneti permanenti neodymium. Alternatorul este supradimensionat, ceea ce incetineste rotorul facand turbina sa functioneze fara zgomot.

Protectia la supraturatie este asigurata de sistemul BWC AutoFurl, care la viteza maxim admisa, inclina coada turbinei in lateral, scotand partial turbina din vant prin rotirea ei din directia perpendiculata cu directia vantului, in lateral ( AutoFurl ).

BWC XL.1 combina un numar de avantaje tehnice, realizand un randament mai bun. Ca dovada a calitatii deosebite, termenul de garantie este de 5 ani.

BWC XL.1 include controlerul PowerCenter care controleaza incarcarea grupului de baterii, are un sistem de protectie la vanturi mari, sistem de rotatie inceata a rotorului cand bateriile sunt incarcate, un sistem electric de franare, alimenteaza toti consumatorii electrici de curent continuu si include un regulator de incarcare solar de 30 A pentru panouri fotovoltaice, in vederea alcatuirii unor sisteme hibride.

Acest controller permite conectarea a unei sarcini electrice suplimentare (incalzitoare electrice sau incalzitoare de apa) pentru utilizarea excesului de energie eoliana sau fotovoltaica atunci cand bateriile sunt incarcate.

incarca optim turbina la vânturi cu viteza redusa de pana la 2,5 m/s ( 9 km/h ). Acest circuit, combinat cu un nou sistem de palete permite turbinei BWC XL.1 sa produca energie mai mult de 6000 de ore pe an la o locatie tipica. Ca si referinta, un sistem solar tipic produce aproximativ 3500 ore la o locatie asemanatoare. Specificatii:

Tip: Diametrul rotorului:

Viteza vantului pt pornire:

Viteza vant la putere nominala: Puterea nominala

3 palete in vant 2.5 m

2,5 m/s ( 9 km/h )

11 m/s ( 39 km/h ) 1000 Watts

Puterea maxima Viteza max a vantului supraturatie: 13 m/s Viteza maxima de proiectare a turbinei:54 m/s ( 194 km/h )

~ 1 600 Watts fara limitaViteza vantului pt actionare protectiei la

Control unghi palete: Protectia la supraturatie:

Reductor: Domeniul de temperatura:

Generator: Tensiunea de iesire: fara, unghi fix

automata, inclinarea laterala a cozii

fara, actionare directa - 40 to + 60 grade C

Alternator cu magnet permanent 24 VDC, curent continuu

Caracteristic functionale: Ajutor la zona de vant slab, ajutor la zona de vant puternic, frana electrica, regulator solar 30A, 60 A sarcina auxiliara, display pentru wattmetru, verificarea poalaritatii, egalizator pe baza de timp al bateriei.

BWC XL.1 se poate livra cu un turn tubular ridicator de la 9 m la 32 m. Aceste kituri sunt usor de instalat.


Biomasa pentru încălzire

1. Genera l i tăţ i 1 .1 . In fo rma ţ i i genera le

Cu o suprafaţa de 238391 km2 si o populaţie de 21,7 milioane locuitori, Romania este una din

cele mai mari tari din Europa Centrala si de Est. Romania se invecineaza la nord cu Ucraina, la

est cu Republica Moldova, in partea de sud-est cu Marea Neagra, in sud cu Bulgaria, in

sud-vest cu Serbia, iar in partea de vest cu Ungaria. Regiunile NUTS III din Romania sunt

prezentate in figura 1.

Figura 1. Harta României (regiunile NUTS III)

2

In figura 2 sunt prezentate resursele de energie primara in anul 2004.

Figura 2. Resursele de energie primara (Sursa: institutul National de statistica)

In anul 2004 puterea instalata totala in sectorul energetic din Romania a fost de 19626 MW,

din care:

- 12640 MW in centrale termoelectrice,

- 6279 MW in centrale hidroelectrice, si

- 707 MW in centrala nuclearoelectrica de la Cernavoda.

Productia de energie electrica in anul 2004 a fost de 56482 GWh, din care, aproape 41% a

fost produsa in centrale termoelectrice pe carbune, 20% in centrale termoelectrice pe

hidrocarburi, 29% in centrale hidroelectrice si 10% in centrala nuclearoelectrica de la

Cernavoda.

Consumul final de energie in anul 2004 a fost de 27331 tep, din care 41,3% in industrie,

36,3% in sectorul tertiar (gospodarii, comert si organizatii publice etc.), 0,8% in sectoarele

agricultura si silvicultura si 21,6% in sectorul transport.

Luand in considerare o serie de factori economici si sociali, in ultimii 10 ani au aparut

importante modificari in situatia demografica a Romaniei (tabelul 2): o rata scazuta de

crestere a populatiei (descrescatoare in ultimii ani), o rata scazuta a natalitatii, imbatranirea

populatiei, o rata ridicata a migratiei si a mortalitatii.

Anul Total populaţie Populaţia in mediul urban

Populaţia in mediul rural

2000 22435 12245 10190 2001 22408 12244 10164 2002 21795 11609 10186 2003 21733 11600 10133 2004 21712 11644 10068

103 locuitori

Tabelul 2. Populatia Romaniei (Sursa: institutul National de

3

1 .2 . De f in i ţ i a energ ie i regenerab i l e s i a b iomase i

Valorificarea surselor regenerabile de energie ar putea contribui la atingerea catorva obiective

strategice privind cresterea securitatii in furnizarea de energie prin diversificarea surselor de

energie si reducerea importurilor, cat si pentru o dezvoltare durabila a sectorului energetic si

protectia mediului.

Sursele regenerabile de energie (biomasa, de exemplu) pot fi o solutie buna pentru incalzire

in zonele rurale. Pentru valorificarea potentialului economic al surselor regenerabile de

energie trebuie adoptate si implementate masuri si politici adecvate tinand seama de conditiile

piatei de energie.

Tinand seama de conditiile reale ale pietei de energie din Romania, in balanta de energie sunt

considerate urmatoarele tipuri de surse regenerabile de energie (SER):

- energia solara - pentru producerea de caldura folosind metode de conversie pasive sau

active sau pentru producerea de energie electrica folosind sistemele fotovoltaice;

- energia eoliana - pentru producerea de energie electrica;

- energia hidro - in centrale hidroelectrice cu o putere instalata < 10 MW (micro

hidrocentrale), respectiv in centrale hidroelectrice cu o putere instalata > 10 MW (centrale

hidroelectrice mari);

- energia geotermala - energia stocata in depozite geotermale subterane, exploatata cu

tehnologii speciale de extractie;

- biomasa.

HG 443 /2003 - pentru promovarea productiei de energie electrica din surse regenerabile de

energie defineste biomasa ca reprezentand reziduurile si deseurile din agricultura si activitati

forestiere, deseurile din activitatile de prelucrare a lemnului, biogazul rezultat din fermentarea

anaeroba a dejectiilor animale sau din tratarea apelor reziduale municipale.

In datele statistice romanesti, biomasa este grupata in doua categorii:

- lemn de foc si reziduuri agricole etc., ceea ce reprezinta aproape 95% din total, si

- reziduuri de lemn provenite din procese industriale reprezentand aproape 5%.

Categoria "lemn de foc si reziduuri agricole etc." contine:

- lemnul din exploatarile silvice;

- lemnul sortat din taierile din horticultura in zona rurala si din cranguri;

- reziduurile provenite din agricultura, cum sunt paiele, cocenii de porumb, tulpini de

porumb, reziduurile de in si canepa, corzile de vita de vie, cojile de seminte de

floarea-soarelui, rapita etc.

Reziduurile de lemn provenite din procesele industriale includ:

- resturi de lemn provenite din prelucrarea primara a lemnului (fabricarea cherestelei,

placajelor, furnirurilor etc.);

- resturi de lemn provenite din prelucrarea secundara a produselor din lemn (mobila,

usi - ferestre, placi aglomerate, parchet, panouri etc.);

- resturi de lemn si pasta de lemn din industria de celuloza si hartie.

4

1 .3 . Po ten ţ i a lu l energe t i c a l su rse lo r regenerab i l e de energ ie

Potentialul energetic al surselor regenerabile de energie este prezentat sintetic in tabelul 3

conform "Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie".

Sursa regenerabile de energie

Potentialul anual energetic

Echivalentul energetic economic (103 tep/

Aplicatie

Energie solara - caldura - fotovoltaic

60x106 GJ 1200 GWh

1433 103,2

Caldura Energie electrica

Energie eoliana 23000 GWh 1978 Energie electrica Energie hidro, din care, sub 10 MW

40000 GWh 6000 GWh

516 Energie electrica

Biomasa 318 x 106 GJ 7597 Caldura Energie geotermala 7 x 106 GJ 167 Caldura

Tabelul 3. Potentialul energetic al surselor regenerabile de energie din Romania

(Sursa: "Strategia de Valorificare a Surselor Regenerabile de Energie")

Aportul energetic al sistemelor solare-termale la necesarul de caldura si apa calda menajera

din Romania este evaluat la circa 1434 x 103 tep (60 PJ/an), ceea ce ar putea substitui

aproximativ 50% din volumul de apa calda menajera sau 15% din cota de energie termica

pentru incalzirea curenta.

Conversia radiatiei solare in energia electrica se realizeaza cu instalatii fotovoltaice alcatuite

din module solare cu configuratii si dimensiuni diferite. Potentialul exploatabil al producerii de

energie electrica prin sisteme fotovoltaice este de aproximativ 1200 GWh/an.

Pe baza evaluarilor preliminare in zona litoralului, inclusiv mediul off-shore, pe termen scurt si

mediu, potentialul energetic eolian amenajabil este de circa 2000 MW, cu o cantitate medie de

energie electrica de 4500 GWh/an.

In Romania potentialul hidroelectric tehnic amenajabil pe principalele rauri insumeaza circa

36 TWh/an, din care:

- 23 - 25 TWh/an economic amenajabil in amenajari hidroelectrice mari si

- aproape 6 TWh/an in amenajari hidroelectrice mici (<10 MW).

Rezerva de energie geotermala cu posibilitati de exploatare curenta in Romania este de circa

167 x 103tep (7000 x 106GJ/an). Cantitatea de energie echivalenta produsa si livrata la capul

de exploatare al sondei este de circa 30,171 x 103 tep (1326 x 106 GJ/an), cu un grad mediu

de folosire anuala de 22,3%.

Limita economica de foraj si extractie pentru ape geotermale s-a convenit pentru adancimea

de 3300 m si a fost atinsa in unele zone din Romania, precum bazinul geotermal Bucuresti

Nord - Otopeni, anumite perimetre din aria localitatilor Snagov si Balotesti s.a.

In anul 1990, in Romania, se aflau in exploatare 64 sonde cu utilizari locale pentru asigurarea

nevoilor de incalzire si apa calda menajera la ansambluri de locuinte, cladiri cu destinatie

publica sau industriale, incinte agrozootehnice etc.

5

In prezent se afla in functiune 70 sonde pentru de apa calda (cu temperature peste 60°C) in

diferite zone geografice. In prezent se afla in conservare sau rezerva 45 sonde cu potential

energetic atestat. 1 .4 . B iomasa in po l i t i ca energe t i ca , s t ra teg i i s i l eg i s l a ţ i e

Tabelul 4 prezinta legislatia romaneasca referitoare la sursele regenerabile de energie si la

utilizarea biomasei.

Reglementarea Conţinut principal HG 443/2003 - pentru promovarea productiei de energie electrica din surse regenerabile de energie ofera definitia biomasei

Aceasta hotarare stabileste cadrul legal pentru cresterea ponderii surselor regenerabile de energie in productia de energie electrica. HG 443/2003 stabileste ca energia electrica produsa din surse regenerabile de energie sa ajunga in 2010 sa fie 30% din consumul brut national de energie electrica. De asemenea, defineste si "garantia originii" pentru energia electrica produsa din sursele regenerabile de energie (SER). Garantia originii precizeaza sursa energiei electrice, locul si data producerii energiei (cat si puterea instalata pentru centralele hidroelectrice). Aceasta garantie a originii dovedeste ca energie electrica vanduta de catre un producator provine din SRE.

HG 1535/2003 care aproba "Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie"

HG 1429/2004 pentru aprobarea Regulamentului de certificare a originii energiei electrice produse din surse regenerabile de energie.

Sunt specificate conditiile de obtinere a garantiei originii si metoda de calcul a energiei electrice produsa din SER de catre o centrala care functioneaza atat cu biomasa, cat si cu combustibil conventional.

HG 1892/2004 - pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie

Prevederile acestei hotarari se aplica capacitatilor de productie care folosesc SRE (eolian, solar, biomasa si capacitati hidro cu o putere instalata de pana la 10 MW) date in functiune sau modernizate in anul 2004 sau mai tarziu. Hotararea defineste: - Sistemul de cote obligatorii: acest mecanism forteaza furnizorii de energie electrica sa cumpere o cantitate de energie produsa din SRE si sa o vanda consumatorilor. Cantitatea de energie electrica din SRE cumparata este dovedita prin numarul de "certificate verzi" achizitionate; - "certificatul verde": un certificat verde reprezinta 1 MWh de energie electrica produsa din SRE. Nivelul de cote obligatorii stabilite pana in anul 2010 sunt: 0,7% pentru anul 2005, 1,4% pentru anul 2006, 2,2% pentru anul 2007, 2,9% pentru anul 2008, 3,6% pentru anul 2009 si 4,3% pentru anul 2010. Banii sunt colectati de catre Operatorul Sistemului de Transport si vor fi alocati pentru proiecte de cercetare in domeniul SRE.

6

Ordinul 23/2004 care aproba procedura de supraveghere a emiterii garantiei de origine pentru energia electrica produsa din SRE

Ordinul a intrat in vigoare incepand cu 1 ianuarie 2005. Scopul principal este calcularea corecta a ponderii energiei electrice din SRE in totalul de energie electrica furnizata pentru consumatorii finali. Procedura stabileste fiecare etapa a procedurii de emitere a garantiei originii: - activitatile pentru asigurarea credibilitatii garantiei originii; - partile implicate si responsabilitatile lor; - operatiunile realizate in Registrul Unic al garantiei originii.

Ordinul 33/2004 care aproba reglementarea pentru calificarea prioritatii pentru producerea de energie electrica

Producerea de energie electrica prioritara este reprezentata de energia electrica produsa din SRE si energia electrica produsa in cogenerare. Ordinul specifica cerintele, inregistrarea si procedura de calificare pentru energia electrica produsa din SRE cat si drepturile si obligatiile pentru producatorii calificati ca producatori prioritari de energie electrica.

Ordinul 15/2005 care aproba reglementarea pentru organizarea pieţei certificatelor verzi

Ordinul 19/2005 de aprobare a metodologiei care stipuleaza valoarile maxima si minima a certificatelor verzi

Order 20/2005 care aproba valorile maxima si minima ale certificatelor verzi pentru anul 2005

Valoarea minima a unui certificat verde aprobata pentru anul 2005 este de 1022000 lei/MWh. Valoarea maxima a unui certificat verde aprobata pentru anul 2005 este de 1533 000 lei/MWh.

Tabelul 4. Legislatia romaneasca referitoare la sursele regenerabile de energie si utilizarea

biomasei

2 . P o t e n t i a l u l e n e r g e t i c a l b i o m a s e i

2 .1 . Metodo log ie

Datele de baza pentru evaluarea potentialului de biomasa sunt urmatoarele:

• Biomasa lemnoasa

Suprafata totala acoperita cu paduri este de 6,22 milioane hectare, din care aproximativ 67%

se gasesc in zona montana. Volumul total de lemn din padurile romanesti insumeaza

1,6 miliarde m3. Cresterea medie anuala a padurilor este de 33000 x 103m3/an. Potentialul

exploatabil este cuprins intre 20000 si 22000 x 103m3.

Resturile rezultate din taierile de lemn se constituie din crengi cu grosime mai mica de 3 cm,

noduri si radacini. Pana acum in Romania tehnologiile de reutilizare a nodurilor si radacinilor

7

nu au fost utilizate, astfel ca, potentialul energetic al acestora nu poate fi considerat in

evaluarea potentialului actual.

Combustibilul lemnos provine din cantitatile de lemn rezultate din taierea coroanelor pomilor

care nu au utilizare industriala si din cantitatile de lemn care urmeaza a fi prelucrate, dar care

au o calitate inferioara (este distrus, cariat etc.).

Resturile lemnoase provenite din prelucrarea industriala a lemnului, care pot fi utilizate ca

sursa de energie sunt: scoarta, bucati de trunchi, rumegus, reziduuri de furnir, talas. Volumul

acestora este foarte mare (cam 60% din cantitatea de lemn prelucrat) dar cea mai mare parte

a acestor reziduuri este utilizata ca materie prima secundara pentru fabricarea panourilor de

lemn si in industria celulozei.

Pentru reziduurile rezultate din silvicultura si pentru combustibilul lemnos s-a considerat un

volum mediu de lemn exploatabil cu o densitate medie de aproape 750 kg/m3 si o putere

calorifica inferioara de aproape 10,5 MJ/kg.

In ceea ce priveste reziduurile din lemn rezultate din industria de prelucrare a lemnului, s-au

considerat volumul de lemn ce urmeaza sa fie prelucrat, sortimentele de produse fabricate si

consumul lor specific mediu, precum si reutilizarea unei parti din reziduurile rezultate din

prelucrarea primara ca materie prima secundara in industria panourilor din lemn si in industria

celulozei.

Tinand seama de umiditatea medie a reziduurilor lemnoase rezultate din industria de

prelucrarea lemnului, s-a considerat o putere calorifica inferioara de aproape 14,9 MJ/kg.

• Biomasa provenita din agricultura

Suprafata agricola a Romaniei este de aproape 14,8 milioane ha, din care 9,42 milioane ha

este teren arabil.

Reziduurile provenite din culturile agricole pot fi folosite in intregime ca si combustibil.

Considerand posibilitatile de colectare si de compactare pentru a putea fi transportate, pot fi

utilizate urmatoarele tipuri de reziduuri agricole: paiele, tulpinile, stiuletii de porumb, corzile

de vita de vie.

Din prelucrarea industriala a produselor agricole rezulta urmatoarele reziduuri care pot fi

folosite ca surse de energie: coji de seminte de floarea soarelui, rapita, in si canepa.

Pentru reziduurile rezultate din exploatarile agricole si din prelucrarea industriala a produselor

agricole, cat si pentru cantitatea de reziduuri reutilizate din agricultura (in special din

cresterea animalelor) sau ca materii prime, recolta din anul 1997 a fost considerata a fi cea de

referinta.

2 .2 . Po ten ţ i a lu l energe t i c t o ta l a l b iomase i f o res t i e re

s i

ag r i co le

Din punct de vedere al potentialului energetic, teritoriul Romaniei a fost impartit in

urmatoarele 7 regiuni: Dobrogea, Moldova, Carpatii (Orientali, Meridionali si Apuseni), Podisul

Transilvaniei, Campia de Vest, Subcarpatii si Campia de Sud.

8

Potentialul de biomasa pe tipuri, regiuni si total este prezentat in tabelul 5.

Romania are un potential energetic al biomasei considerabil, evaluat la aproape

7594 mii tep/an (318 x 109 MJ/an), reprezentand aproape 19% din totalul surselor de energie

primara la nivelul anului 2000, din urmatoarele categorii de combustibil:

- resturi de lemn din padure si lemn de foc, 1175 x 103 tep/an (49,2 PJ/an);

- rumegus si alte resturi de lemn, 487 x 103 tep (20,4 PJ/an);

- resturi din agricultura, rezultate din cereale, coceni de porumb, resturi de vita de vie

etc.,

4799 x 103 tep (200,9 PJ/an);

- biogaz, 588 x 103 tep/an; si

- deseuri urbane si deseuri menajere, 545 x 103 tep/an.

Lemnul de foc si deseurile agricole (cca. 250000 TJ) insumeaza aproape 80% din totalul

cantitatii de biomasa, in timp ce deseurile lemnoase provenite din procesele industriale

reprezinta aproape 6,5%. Aproape 66% din lemnul de foc si 66% din reziduurile lemnoase

sunt localizate in zona Carpatilor si a Subcarpatilor. Aproape 58% din deseurile agricole sunt

localizate in Campia de Sud, Campia de Vest si Moldova. Aproape 52% din cantitatea de

biogaz este localizata in Campia de Sud si Campia de Vest.

Din cantitatea totala de lemn de foc si deseuri agricole se estimeaza ca doar un procent

de 30% este biomasa comerciala, iar restul de 70% reprezinta contributia biomasei

recoltate de catre proprietarii de paduri private si gradini si deseurile agricole rezultate

din gospodariile rurale. Ponderea celorlalte categorii de biomasa, de exemplu a paielor, este de

2/3 din totalul utilizarii biomasei. Utilizarea in gospodarii a lemnului de foc reprezinta aproape 30%

din total, în timp ce ponderile produselor industriale secundare solide si lichide sunt minore.

Deseurile agricole rezultate din producţia agricola sunt utilizate in principal in ferme si ca

hrana pentru animale. Strangerea de pe camp a deseurilor vegetale este costisitoare, insa

reprezinta un pas obligatoriu in pregatirea pamantului pentru urmatoarea recolta. Aceste

deseuri nu sunt inca utilizate la fabricarea brichetelor. In lipsa eficientei economice, curatarea

campurilor de deseurile vegetale se face prin arderea acestor resturi, acest lucru avand efecte

negative asupra calitatii solului.

Zona cultivata cu cereale are cea mai importanta pondere (63%). Restul suprafetelor sunt

cultivate cu nutret (14%) si culturi industriale (13%). împreuna, aceste categorii de culturi

reprezinta 90% din intreaga suprafata cultivata. Aceaste ponderi reflecta o diversificare

Regiunea Biomasa din lemn forestier

Deseuri lemnoase

Biomasa agricola

Biogaz Deseuri urbane

Total

Dobrogea 451 269 13422 1477 910 16529 Moldova 1728 802 37071 2462 2370 44433 Carpatii 19552 8049 17506 1231 1640 47978 Podisul Transilvaniei 8721 3482 12956 2954 2740 30853 Campia de Vest 3622 1603 24761 4432 1825 36243 Subcarpatii 13034 5366 40849 3693 6570 69512 Campia de Sud 2133 861 54370 8371 6750 72485 TOTAL 49241 20432 200935 24620 22805 318033

[TJ

Tabelul 5. Potentialul de biomasa (Sursa: ICEMENERG)

9

scazuta a culturilor agricole, fiind necesare masuri pentru diversificarea culturilor agricole, in

special a celor care incorporeaza o rata ridicata de utilizare in scop industrial.

Suprafeţele cultivate cu grau si cu orz au o tendinţa de scădere, in special din cauza preţului

scăzut si a cererii scazute pe piaţa pentru aceste produse. Producţiile medii variaza in funcţie

de conditiile climatice.

Deseurile vegetale agricole au valoarea calorifica si umiditatea corelate cu perioada in care au

fost recoltate.

In tabelul 6 sunt prezentate date obţinute din diverse studii realizate de catre Institutul de

Cercetari Agricole.

Deseurile vegetale agricole

Putere calorifica

MJ/kg

Umiditate %

Perioada de recoltare

Paie 14,5 11,6 10,3

10 30 40

iulie

Tulpini si stiuleti de porumb

17,39 10 8,2 6

10 40 50 60

septembrie-octombrie

Tulpini de floarea-soarelui

12,4 8,02

10 40

septembrie

Tulpini de tutun 9,2 40 octombrie Ramuri de pomi

fructiferi din taieri 10,5 40 decembrie - martie

Corzi de vita de vie 10,5 30 octombrie - martie

Tabelul 6. Caracteristicile deşeurilor rezultate din principalele culturi agricole

Valorile din tabelul 6 sunt valori medii si pot varia de la o regiune la alta in funcţie de

conditiile climatice, varsta plantaţiilor etc.

Combustibilii proveniţi din biomasa sunt foarte importanţi din punct de vedere al dezvoltarii

durabile a agriculturii, reprezentand o sursa regenerabila si alternativa de energie in acelasi

timp. In ultimele decenii mai mulţi cercetatori au fost directionati spre producerea de biomasa

in scopuri energetice. Un nou termen de "cultura energetica" a fost introdus, ceea ce insemna

producerea de produse secundare din agricultura, silvicultura, acvacultura cat si din activitati

industriale sau sociale care produc deseuri (de exemplu, din procesarea hranei, deseuri

urbane). Principalul scop al acestei activitati este acela de a produce energie, dar, mai ales de

combinare a producţiei de energie si de biocombustibili cu produsele agricole sau alte produse

din biomasa.

Conform analizelor specialistilor si evaluarii potentialului exista doua etape de dezvoltare:

- imbunatatirea si dezvoltarea tel"inologiilor si echipamentelor pentru combustia directa a

biomasei existente (lemn de foc, deseuri agricole si produse secundare) pentru caldura, si

- cresterea eficientei in utilizarea energiei prin producerea de combustibili secundari, cum ar

fi biogazul, combustibili lichizi (metanol, etanol, uleiuri) si solizi (carbune si cenusa).

10

2 .3 . Potent ia lu l de biomasa l emnoasa

Biomasa lemnoasa este una dintre cele mai utilizate tipuri de biomasa. Sursele de lemn

folosite in scopuri energetice sunt:

- lemnul de foc din exploatari forestiere;

- lemnul de foc din lemnul sortat pentru industrie;

- lemnul pentru productia de mangan;

- deseuri de lemn rezultate din prelucrarea primara a lemnului (fabricarea cherestelei,

placajului, furnirului);

- deseuri de lemn rezultate din prelucrarea secundara a lemnului (mobila, usi-ferestre,

resturi de scanduri, parchet, placi etc.);

- deseuri de lemn rezultate din chimizarea lemnului.

Suprafata parcursa cu taieri reprezinta suprafata padurilor pe care se desfasoara actiunile de

recoltare a arborilor, in vederea valorificarii lor si pentru asigurarea conditiilor favorabile de

dezvoltare a arboretelor.

Actiunile de taiere pot fi:

- taieri succesive reprezentand extragerea arborilor in 2-4 etape esalonate in timp si spatiu,

prin care se recolteaza arboretul batran;

- taieri progresive reprezentand extragerea neuniforma a arborilor numai din anumite

portiuni, sub forma de ochiuri;

- taieri gradinarite reprezentand extragerea arborilor de anumite dimensiuni, in mod izolat

si selectiv, pentru realizarea unei structuri a padurii cu reprezentarea arborilor de toate

varstele, in vederea asigurarii continuitatii procesului de productie;

- taieri rase reprezentand acele extrageri care conduc la taierea in totalitate a arborilor pe

anumite suprafete.

In tabelul 7 sunt prezentate zonele parcurse cu taieri.

2000 2001 2002 2003 2004 Suprafaţa parcursa cu taieri de regenerare - total

54543 56391 62212 68820 82247

In codru 48966 45759 52092 57008 67136 Taieri succesive 11064 9564 8429 9565 9482 Taieri progresive 29640 29143 34461 38962 46436 Taieri gradinarite 5688 4323 6142 4998 6521 Taieri rase 2574 2729 3060 3483 4697

In crang 4097 3881 4105 4329 4214 Taieri de substituiri-refaceri a arboretelor slab productive si degradate

1480 1503 1550 1659 1782

Taieri de conservare - 5248 4465 5284 9115 Operatiuni de igiena si curatire a padurilor

658122 785229 651082 693824 685270

Taieri de ingrijire in paduri tinere

226127 181826 175834 170267 182205

Taieri produse accidental 479893 461542 661593 606056 635111

h

Tabelul 7. Suprafaţa parcursa CU taieri (Sursa: Institutul National de

11

Operaţiunile de igiena si curatire a padurilor cuprind lucrarile de selecţie artificiala ce se aplica

arboretului din momentul constituirii starii de masiv, inlaturand igienic produsele rezultate din

procesul normal al eliminarii naturale (doborare, despicare, lemn putred sau atacat de

insectele de copaci).

Taierile de ingrijire in padurile tinere cuprind operaţiile executate in culturile rezultate din

impaduriri pana la realizarea starii de masiv, ce au drept scop asigurarea reusitei culturilor si

dezvoltarea puietilor in condiţii bune.

Taierile produse accidental reprezinta recoltarea produselor brute lemnoase rezultate

intamplator datorita calamitatilor naturale sau a unor defrisari.

Locul in care se formeaza deseurile depinde de tehnologia si tratamentul aplicat. Astfel cele

mai mari cantitati de deseuri sunt obţinute din suprafeţele parcurse cu taieri.

In funcţie de grosimea deseurilor, materialele lemnoase sunt utilizate ca: lemn de foc, pentru

producerea placilor aglomerate din fibre de lemn, pentru producerea placilor aglomerate din

particule lemn si pentru producerea de celuloza si hartie. Pana acum in tara noastra insa, nu

exista o producţie reala de pelete si brichete.

Volumul de lemn recoltat reprezinta volumul brut (pe picior) atribuit agenţilor economici, pe

baza de autorizaţie de exploatare si caiet de sarcini, elaborate de unitatile silvice, in vederea

exploatarii.

3. Ut i l izarea actuala a biomasei

3 .1 . U t i l i za rea ac tua la a su rse lo r r egenerab i l e de

energ ie pent ru p roducerea de energ ie e lec t r i ca s i ca ldura

Sursele regenerabile de energie reprezinta o piaţa noua in Romania, cu mult mai putini actori

de piaţa decat in tarile dezvoltate, insa cu perspective de dezvoltare in viitor. Din pacate, in

Romania nu exista in prezent o industrie a surselor regenerabile de energie, ci doar proiecte la

scara mica sau proiecte pilot dezvoltate de cateva institute de cercetare sau companii mici.

Incepand cu anul 1979, in Romania a fost implementat un program pe scara larga pentru

diferite aplicaţii solare: sisteme solare pentru apa calda pentru hoteluri la Marea Neagra,

blocuri de locuit, uscare solara pentru produsele agricole, racire solara pentru conservarea

pestelui. Insa, datorita calitatii slabe, a lipsei intretinerii si a incetarii acestor activitati o data

cu inceperea reformei economice in anul 1990, doar 10% din cei 1 milion m2 de colectoare

solare sunt inca in functiune. In prezent, sunt instalate cateva capacitati demonstrative de sub

1 kW.

In Romania exista un proiect demonstrativ care foloseste energia eoliana in Pasul Tihuta,

judeţul Bistriţa (cu o putere instalata de 250 kW) situat la 1205 m altitudine. Energia electrica

estimata a fi produsa este de 550 - 600 MWh/an.

O alta centrala eoliana este instalata la Crangul lui Bot, la 8 km distanta de Ploiesti, judeţul

Prahova si are o putere instalata de 660 kW.

12

Doua proiecte demonstrative pe energie eoliana cu o capacitate de 100 kW fiecare, situate in

Muntii Semenic si in zona de coasta a Marii Negre, nu mai sunt in functiune din cauza lipsei de

resurse financiare.

Potentialul hidroelectric este estimat la 40 TWh (din care 34 TWh hidrocentrale mari si 6 TWh

hidrocentrale mici) si 12 TWh/an sunt amenajabili. Cele 362 centrale hidroelectrice, cu o

putere totala instalata de 6120 MW, reprezinta 27,9% din totalul puterii instalate in sistemul

electroenergetic din Romania.

Exploatarea si cercetarea resurselor geotermale a inceput in Romania in anii '60. Primele

sonde geotermale au fost forate in Campia de Vest (in zonele Oradea, Baile Felix, Calacea si

Timisoara). In anul 1990 existau aici 64 de izvoare active. In prezent exista 70 de izvoare

active care produc apa fierbinte cu o temperatura cuprinsa intre 60 si 125°C. Conform

Constitutiei romane, resursele de apa geotermala sunt in proprietate publica.

Un proiect pe baza de surse geotermale, ce are drept scop substituirea combustibililor fosili cu

resurse locale de energie geotermala in sistemele de termoficare din doua orase, a fost

identificat datorita cooperarii dintre companii de sustinere si guvern; localitatile au fost alese

in urma cercetarii a numeroase amplasamente din partea de nord a Transilvaniei. Proiectul a

fost implementat in opt luni si a fost dat in functiune in orasele Oradea si Beius in a doua

jumatate a anului 2004.

In prezent in Romania sursele geotermale de energie sunt utilizate pentru:

- incalzirea spatiului si prepararea apei calde menajere - 38%

- in scopuri recreative si de tratament balnear - 30%

- incalzirea serelor - 34%

- procese industriale: uscarea lemnului, pasteurizarea laptelui - 11%

- piscicultura - 2%

3 .2 . U t i l i za rea b iomase i i n p rezent

Caldura rezultata din arderea biomasei detine ponderi diferite in balanta resurselor primare, in

functie, de tipul deseurilor folosite sau de destinatia finala. Consumul de biomasa in scopuri

energetice in perioada 1997 - 2004 este prezentat in tabelul 8.

Specificatie UM 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Consumul de resurse primare

PJ 2146 1934 1666 1689 1788 1843 1901 1978

Consumul de biomasa PJ 141 127 118 116 90 100 123 136 Ponderea biomasei % 6,57 6,56 7,10 6,87 5,03 5,42 6,47 6,88

Tabelul 8. Consumul de biomasa in balanta resurselor energetice

(Sursa: Institutul National de Statistica)

Rezultatele arata ca in anul 2000 numai 36,5% din potentialul national total de biomasa a fost

utilizat in scopuri energetice, in timp ce in anul 2004 a ajuns la valoarea de 42,8%. Analizele

care au fost realizate au evidentiat faptul ca intreaga cantitate de biomasa folosita pentru

producerea de energie a fost consumata pentru producerea de caldura, dupa cum urmeaza:

13

- caldura produsa din biomasa - 54%; si

- caldura produsa din deseuri agricole - 46%.

Biomasa a fost utilizata predominant in zonele rurale si in oraselele marginase, cu tehnologii

de ardere tradiţionale (89% din total).

Peste 14 milioane de sobe si cuptoare care ard lemn si/sau deseuri agricole, folosite pentru

incalzire sau prepararea hranei in gospodariile individuale, au o eficienta energetica redusa si

genereaza cantitati mari de emisii (CO, CO2, NOx).

Doar 11% din energia produsa pe baza de biomasa este generata in instalaţii relativ moderne.

Cateva unitati industriale, in special cele din industria de prelucrare a lemnului, si-au

achiziţionat cazane industriale pentru prepararea de abur si apa calda, care folosesc biomasa

(inclusiv rumegusul) ca si combustibil. De asemenea, in cateva orase situate in zone montane

au fost puse in functiune cazane cu ardere de lemn pentru prepararea apei calde si incalzire

prin termoficare.

In Romania exista mai mult de 550 de cazane industriale de apa fierbinte si abur care

functioneaza cu combustibil lemnos si circa 10 cazane de apa fierbinte, cu o capacitate intre

0,7 MW si 7 MW pentru incalzire (in total 45 MW).

Astazi, in Romania exista sapte locaţii urbane in care se produc 38,9 MWt in instalaţii de

caldura care functioneaza cu biomasa lemnoasa.

In cadrul programului PHARE a fost implementat un proiect demonstrativ numit "Asistenta

Tehnica pentru Implementarea Strategiei de Valorificare a Surselor Regenerabile de Energie".

In cadrul proiectului a fost realizata reabilitarea centralei termice a orasului Campeni, prin

utilizarea resurselor locale de deseuri lemnoase, avand drept scopuri rezolvarea problemei de

mediu cauzata de depozitarea necontrolata a rumegusului, si furnizarea de caldura catre

populaţia orasului. O centrala de 2 x 0,7 MW a fost pusa in functiune in anul 1999.

In anul 2001 a fost lansat proiectul "Rumegus 2000" de catre Agenţia Daneza de Protecţie a

Mediului (DEPA) si de Ministerul Mediului si Gospodaririi Apelor din Romania. Proiectul

propunea implementarea tehnologiei de utilizare a rumegusului ca sursa de energie in locul

combustibilului fosil pentru sistemele de incalzire in orasele selectate.

Proiectul pilot a fost implementat intr-un oras mic din Romania (Tasca) in perioada

1999 - 2001 si consta in implementarea termoficarii in acest oras prin:

- construirea unei noi centrale de termoficare, echipata cu un cazan, cu o putere instalata

de 2,5 MWt, care functioneaza pe rumegus si deseuri lemnoase, pentru inlocuirea

echipamentelor si sobelor existente utilizate la incalzirea spaţiului si la prepararea apei

calde pentru populaţie si alte categorii de consumatori;

- construirea unui depozit final pentru rumegus, pentru asigurarea rezervei, necesare

pentru funcţionarea continua a centralei de termoficare timp de 7 zile;

- instalarea sistemului de distribuţie si a schimbatoarelor de caldura;

- conectarea consumatorilor la reţeaua de distribuţie a caldurii;

- organizarea colectarii deseurilor lemnoase de la companiile de prelucrare a lemnului din

zona.

14

Inaugurarea centralei de la Vatra

O evaluare ulterioara in cooperare cu Agentia Romana de Conservare a Energiei a dovedit ca

cinci (5) orase de marime medie indeplinesc cerintele necesare pentru implementarea

proiectului. Astfel au fost date in functiune in primavara anului 2004 urmatoarele centrale la:

- Vatra Dornei (judetul Suceava) - 1 x 5 MW + 1 x 7 MW;

- Gheorghieni (judetul Harghita) - 1 x 6 MW;

- Huedin (judetul Cluj) - 1 x 4 MW;

- Vlahita (judetul Harghita) - 1 x 6 MW; si

- Intorsura Buzaului (judetul Covasna) - 1 x 7 MW.

Obiectivele mentionate mai sus au fost dezvoltate si implementate in cadrul unui proiect de

tip JI (Implementare in Comun) intre Danemarca si Romania. Proiectul a fost finantat de catre

Agentia Daneza de Protectie a Mediului, programul UE PHARE 2000, Agentia Romana pentru

Conservarea Energiei, municipalitatile locale si de catre firma daneza Grue L Hornstrup A/S.

Conform datelor din tabelul 8 consumul total de biomasa a inregistrat o tendinta

descrescatoare in ultimii ani. Aceasta scadere se datoreaza expansiunii retelei de gaz natural

si a retelei de distributie a GPL. Multi consumatori de combustibil lemnos au renuntat la acest

tip de combustibil datorita faptului ca investitiile necesare pentru conversia instalatiilor

existente in instalatii cu consum de gaz natural sunt mici.

Tarifele de furnizare a gazului natural catre populatie, adoptate de oficialitati in ultimii 10 ani,

au favorizat acest proces.

In Romania nu exista taxe pe emisiile de gaze cu efect de sera si, in consecinta, nu exista

motivatie sa se inlocuiasca sistemele existente de producere al caldurii cu instalatii moderne.

15

Necesarul de biomasa pentru incalzirea urbana este in crestere, insa ritmul de crestere este

inca redus si nu compenseaza cererea scazuta din sistemele descentralizate. Oficialitatile

locale nu sunt interesate de inlocuirea combustibililor superiori (gaz natural sau combustibil

usor) utilizaţi in sistemele actuale de incalzire urbana cu resurse locale.

In Romania nu exista susţinere sub forma unor subvenţii, sisteme de creditare sau masuri

fiscale care sa conduca la cresterea utilizarii biomasei pentru producerea de energie.

"Strategia de Valorificare a Surselor Regenerabile de Energie" (HG 1553/2003) oferă măsurile

necesare, prin care, tinand seama de potenţialul energetic al biomasei, pana in anul 2010

consumul echivalent de biomasa va creste. Acest obiectiv poate fi materializat prin punerea in

functiune de noi capacitati sau grupuri de cogenerare cu ardere de biomasa.

In 2004 puterea instalata in grupuri de cogenerare a fost de 4068 MW, ceea ce a reprezentat

28% din puterea instalata disponibila in centralele din Romania. In funcţie de tipurile de

tehnologii folosite capacitatea totala instalata a fost structurata dupa cum urmeaza: 83,7% -

grupuri de turbine cu abur, 16% - grupuri de turbine cu abur cu contrapresiune, 0,2% -

grupuri cu motoare cu ardere interna, 0,1% - grupuri cu ciclu combinat cu turbine pe gaz cu

recuperarea căldurii.

4. Bariere s i oportunitat i in ut i l izarea biomasei

In ultimii ani in Romania s-au creat oportunitati pentru utilizarea biomasei ca sursa de energie

datorita adoptarii cadrului legislativ primar pentru promovarea surselor regenerabile.

"Strategia de Valorificare a Surselor Regenerabile de Energie" ofera cadrul legal necesar,

principiile generale pentru dezvoltarea planului de acţiune pentru sursele regenerabile de

energie si fixeaza obiective pentru cresterea reutilizarii deseurilor, inclusiv lemn si deseuri

agricole. Aceasta strategie furnizeaza masurile necesare prin care, luand in considerare

potenţialul energetic al biomasei, consumul echivalent sa ajunga la circa 3347,3 tep pana in

anul 2010, cu o producţie medie de energie de 97,5 tep (1134 GWh). Din acesta, un consum

de 1662 tep poate fi atins prin utilizarea deseurilor rezultate din exploatarile forestiere si a

lemnului de foc, a rumegusului si a deseurilor lemnoase din industria de prelucrare a lemnului.

Acest obiectiv poate fi materializat prin realizarea de noi capacitati sau grupuri de cogenerare

cu ardere de biomasa.

Potenţialul de biomasa din Romania este de asteptat sa creasca in perioada 2005-2010 prin

intermediul reimpaduririlor cu alte specii variate de copaci si impaduriri de scurta durata.

Institutul National al Lemnului, sub coordonarea Ministerului Economiei si Comerţului si al

Ministerului Mediului si Gospodaririi Apelor este responsabil pentru elaborarea studiilor de

fezabilitate si a proiectelor de execuţie pentru centrale pilot, centrale termice si grupuri

demonstrative. Pana in anul 2010, guvernul va aloca acestor acţiuni, 100 milioane Euro, fiind

insa necesare si surse straine de finanţare de circa 140 milioane Euro.

16

Barierele impotriva implementarii proiectelor pe biomasa in Romania includ:

- lipsa reglementarilor pentru acordarea de subventii pentru utilizarea deseurilor de

iomasa;

- Romania nu are taxe pe energie sau pe carbon pentru niciun tip de combustibil sau

energie;

- lipsa surselor financiare pentru producerea si utilizarea brichetelor si peletelor.

Legislatia in acest domeniu a fost completata de HG 1892/2004 privind stabilirea sistemului

de promovare a productiei de energie electrica din surse regenerabile de energie. Hotararea

se aplica productiei de energie electrica din surse regenerabile de energie (inclusiv biomasa)

in centrale electrice cu o putere instalata de pana la 10 MW, puse in functiune sau

modernizate incepand cu anul 2004. Aceasta hotarare de guvern asigura aplicarea ratelor

obligatorii de productie de energie combinata cu sistemul de comercializare a certificatelor

verzi (document care atesta ca o cantitate de 1 MWh de energie electrica a fost produsa din

surse regenerabile de energie).

In Romania piata de biomasa este in curs de dezvoltare, in special pentru producerea de

caldura si energie electrica, astfel ca, potentialii investitori au la dispozitie mai multe variante

pentru afaceri si dezvoltarea de parteneriate.

17


POMPE DE CĂLDURĂ - GENERALITATI

II.1. IMPORTANŢA UTILIZĂRII RAŢIONALE A ENERGIEI

Dintre diferitele forme de energie utilizate, în actuala etapă de dezvoltare a tehnicii,

energia termică are ponderea cea mai mare în balanţa energetică a unei tări. Datorită acestui

fapt, se depun eforturi susţinute pentru găsirea căilor optime de folosire a energiei termice,

cu scopul economisirii resurselor energetice primare de combustibil.

Crizele petroliere din anii 1973 si 1979, împreună cu discuţiile asupra energiei pe

care le-au general, au determinat o puternică conştientizare a problemelor legate de

producerea şi utilizarea energiei. Câteva dintre acestea sunt:

• Creşterea permanentă, la nivel mondial, a consumului de combustibili fosili.

• Puternica dependenţă a unui mare număr de state (în special a celor

puternic industrializate) de importul de energie.

• Poluarea mediului ambiant datorită emisiilor de gaze şi de substanţe nocive,

precum şi prin căldura degajată.

Se apreciază că de la începutul erei noastre şi până în 1990 a fost consumată o

cantitate totală de energie echivalentă cu 420 miliarde tone de combustibil convenţional.

Aceeaşi cantitate va fi consumată pe perioada 1990-2018, şi mai târziu în intervale de timp

din ce în ce mai scurte. Această creştere a consumului mondial de energie - chiar în

conditiile scăderii consumului pe cap de locuitor - se datorează în primul rând puternicii

creşteri demografice din ţările în curs de dezvoltare.

În conformitate cu ultimele rezultate ale cercetărilor din domeniul resurselor de

energie, se apreciază că rezervele disponibile şi exploatabile de combustibili fosili sunt

echivalente cu circa 1263 miliarde tone de combustibil convenţional. Această cantitate este

de circa trei ori mai mare decât aceea care va fi consumată între 1990 si 2018. Aici este

vorba numai de acele zăcăminte care pot fi exploatate în condiţii economice şi cu mijloacele

tehnice actuale. Celelalte resurse suplimentare - adică acelea din noile zăcăminte descoperite

şi care pot fi exploatate cu tehnologii moderne (dar mai scumpe) - se cifrează la circa 7000

miliarde tone de combustibil convenţional. Acestea constau în marea majoritate din cărbune

(circa 80 %). Petrolul şi gazele naturale reprezintă numai 2 %, respectiv 4 % din noile

rezerve.

Tabel 2.1. Rezervele mondiale de energie corespunzătoare combustibililor fosili,

exprimate în miliarde tone de combustibil convenţional

PetrolGaze

naturale

Carbune

brun

Sisturi

bituminoase Huila Total

Rezerve certe exploatabile 202 167 128 149 617 1263

Rezerve suplimentare apreciate 154 250 702 350 5509 6965

Problema surselor limitate de combustibili fosili poate fi limitată - cel puţin parţial -

prin utilizarea din ce în ce mai mult a surselor regenerabile de energie, care se bazează în

cea mai mare parte pe utilizarea directă sau indirecta a energiei solare (cu excepţia energiei

geo-termale).

O utilizare pe scară mai largă a surselor regenerative de energie este impiedicată

datorită ne-economicităţii acestora sau a suprafeţelor mari necesare. Variaţiile zilnice,

sezoniere sau chiar aleatoare la nivelul sursei de energie reprezintă o piedică suplimentară.

Sistemele de acumulare a energiei cu scopul realizării concordanţei dintre ofertă şi

cererea de energie sunt scumpe şi nu sunt disponibile pentru toate domeniile de utilizare.

Aceste dezavantaje au însă o pondere diferită pentru diversele tipuri de energie

regenerativă.

În tabelul 2.2.sunt prezentate diverse sisteme de conversie a energiei pentru zona

europeană, printre care se numără şi pompele de căldură.

Pompele de căldură - ca sisteme de conversie a energiei - sunt maşini termice

care pot ridica calitatea căldurii de la un nivel scăzut de temperatură până la un nivel

ridicat de temperatură.

II.2. EMISIILE DE SUBSTANŢE NOCIVE ŞI EFECTUL DE SERĂ

DATORATE SECTORULUI ENERGETIC

Deşi nu a fost demonstrat cu siguranţă până acum, în prezent se crede că creşterea

temperaturii medii a suprafeţei pământului se datorează în mare parte activităţii umane, care

este generatoare de CO2 şi de alte gaze cu efect de seră. Se pare că nu există soluţii pe termen

scurt la această problemă, dar - pe termen lung - se impune realizarea unei reduceri drastice a

emisiilor de gaze cu efect de seră.

Funcţionarea oricarei instalaţii de încălzire produce emisii de substanţe nocive (cu

excepţia instalaţiilor solare). De exemplu, cazanul pe combustibil lichid al unei instalaţii de

încălzire şi preparare a apei calde menajere pentru casa unei singure familii produce în medie

pe an: 6 kg funingine, 41 kg acid sulfuric, 18 kg monoxid de carbon, 38 kg oxid de azot şi

12.000 kg de bioxid de carbon. Toate aceste substanţe reprezintă ele însele un pericol pentru

mediul ambiant, contribuind totodată şi la creşterea efectului de seră. În cazul utilizării

energiei electrice şi a termoficării în scopul încălzirii, emisiile de substante nocive se

deplasează către centralele termo-electrice sau către centralele electrice de termoficare, astfel

încât la locul de producere a căldurii nu sunt eliberate noxe - aceasta contribuie la scăderea

poluării aerului în zonele dens populate şi mai ales în perioada de iarnă.

În figura 2.1. sunt prezentate comparativ emisiile de substanţe nocive ale unei

instalaţii de încălzire cu pompă de căldură funcţionând în sistem monovalent şi bivalent,

precum şi ale unei instalaţii clasice de încălzire cu cazan pe combustibil lichid. În această

comparaţie s-a avut în vedere întregul lanţ de transformări energetice de la energia primară

până la utilizarea energiei pentru încălzire. Principalele substanţe nocive sunt bioxidul de sulf

(SO2), oxidul de azot (NOx), monoxidul de carbon (CO), diverse hidrocarburi aromate (CxHy) şi

praful.

Figura 2.1. Emisiile de substanţe nocive ale pompelor de căldură acţionate electric

în comparaţie cu cele ale cazanelor de încălzire pe combustibil lichid

Din figura de mai sus se poate vedea că instalaţia de încălzire cu pompa de căldură

permite o reducere evidentă a tuturor emisiilor nocive în raport cu instalaţia de încălzire

clasică cu cazan pe combustibil lichid.

Bioxidul de carbon (CO2) reprezintă însă substanţa emisă în cea mai mare cantitate în

domeniul încălzirii.

În figura 2.2. se poate observa strânsa dependentă a acestor emisii de natura

sistemului de încălzire adoptat.

Figura 2.2. Comparaţie intre diverse sisteme de încălzire centrală referitor la emisiile de

CO2

În comparaţia prezentată în figura 2.2. s-a avut de asemenea în vedere întregul lanţ

de transformări energetice, începând de la energia primară şi până la utilizarea energiei

pentru încălzire. calculele au ţinut cont şi de diversele sisteme de producere a energiei

electrice, fiecare dintre acestea prezentând randamente diferite şi emisii specifice de noxe

diferite.

Desi majoritatea pompelor de căldură sunt acţionate cu energie eletrică, mărindu-se

în acest fel consumul de electricitate, tot se va reduce consumul total de combustibil fosil

atunci când sunt înlocuite sistemele convenţionale. Modul în care pompele de căldură vor

reduce emisiile de CO2 depinde de tehnologia pe care o înlocuiesc aceste pompe de căldură

şi de sursa de energie de actionare.

În cazul în care energia de acţionare este energia electrică, reducerea depinde de

modul de producere a acesteia. Dacă energia electrică nu este produsă pe baza

combustibililor fosili, se aşteaptă o reducere foarte puternică. Chiar şi atunci când energia

electrică este produsă pe baza combustibililor fosili, pompele de căldură pot reduce emisiile

de CO2 cu aproximativ 30% până la 50% în comparaţie cu cazanele clasice. Reducerea se

datorează în primul rând faptului că este nevoie de o cantitate mult mai mică de energie

pentru acţionare. Capacitatea pompelor de căldură de a reduce emisiile totale de CO2 este de

circa 9 %. Contribuţia centralelor electrice şi a pompelor de căldură este neglijabilă în ceea

ce priveşte produţia altor gaze cu efect de seră cum ar fi metanul, NOx si CFC-urile.

Totuşi, aceste influenţe pozitive ale pompelor de căldură asupra mediului ambiant

trebuiesc evaluate cu reticenţe - de exemplu, producerea de energie electrică cu ajutorul

energiei nucleare nu este neapărat "mai curată" decât producerea cu ajutorul combustibililor

fosili. În plus, trebuiesc amintite şi unele dezavantaje evidente, cum ar fi:

• unii agenţi termici de lucru pot într-adevăr să contribuie la efectul de seră prin

scăpări la sfârşitul ciclului de viaţa al echipamentelor, ceea ce ar putea scădea

drastic reducerea preconizată ca urmare a introducerii pompelor de căldură

• motoarele Diesel şi cu gaz sunt producătoare de emisii de NOx

• unele pompe de căldură mai utilizează CFC-uri si HCFC-uri, care atacă stratul

de ozon atunci când sunt eliberate în atmosferă.

În pofida aspectelor menţionate mai sus, pentru a atinge întregul potenţial de care

sunt capabile pompele de căldură, activitatea de cercetare trebuie orientată în urmatoarele

direcţii:

• Găsirea de noi agenţi tehnici de lucru, care să posede un potenţial minim de

distrugere a ozonului şi o contribuţie cât mai mică la efectul de seră, şi, în plus,

să fie siguri pentru oameni (fără toxicitate şi ne-inflamabili).

• Ridicarea eficienţei pompelor de căldură prin utilizarea de noi cicluri de lucru,

de noi agenţi tehnici de lucru şi de componente constructive optimizate.

• Realizarea de pompe de căldură pentru temperaturi ridicate.

• Determinarea echilibrului optim dintre calitatea echipamentelor (în scopul

limitării scăpărilor, a creşterii duratei de viaţa şi a siguranţei) pe de o parte, şi

timpul de recuperare a investiţiei pe de altă parte.

Ameliorarea eficacităţii proceselor energetice, industriale sau civile se realizează în

mare măsură prin introducerea în circuitul energetic a resurselor secundare de energie care

apar şi se dezvoltă simultn cu aceste procese.

Pompele de căldură fac parte din categoria instalaţiilor care utilizează aceste resurse

şi care pot aduce o contribuţie importantă la o mai bună utilizare a energiei pentru

alimentarea cu căldură la niveluri termice moderate, solicitate de numeroase procese

thnologice şi, în special pentru încălzirea şi prepararea apei calde de consum a clădirilor

civile şi industriale.

Necesitatea utilizării acestor instalaţii în clădiri are la bază atât legislaţia internă cât şi

cea internaţională.

Protocolul de la Kyoto – 1997 – monitorizarea gazelor cu efect de seră (ptincipalul

fiind CO2); scopul acestui protocol este reducerea cu minimum 5% a emisiilor de

GES (gaze cu efect de seră) faţă de nivelul din anul 1990, în perioada 2008 – 2012.

Una din posibilităţi este reducerea cosumurilor energetice prin utilizarea pompelor de

căldură, cu agenţi de lucru cu impact cât mai redus asupra încălzirii atmosferei,

Directiva 2002/91/CE a Parlamentului European privind performanţa energetică a

clădirilor – în urma acestei directive, în România a fost promulgată Legea 372/13 din

decembrie 2005, privind performanţa energetică a clădirilor (în vigoare de la 1

ianuarie 2007) în care se menţionează:

Metodologia de calcul a performanţei energetice a clădirilor, incluzând şi

instalaţiile de producere a căldurii - printre care şi pompele de căldură;

Măsurile necesare aplicării Protocolului de la Kyoto, dintre care cele

referitoare la pompele de căldură sunt:

Reducerea consumurilor energetice din clădiri;

Limitarea emisiilor de CO2;

Utilizarea de sisteme de încălzire şi răcire, alternative celor actuale,

mai economice şi mai puţin poluante – pompele de căldură fiind

menţionate în acest sens.

CAPITOLUL III

NOŢIUNI TERMODINAMICE FUNDAMENTALE REFERITOARE

LA FUNCŢIONAREA POMPELE DE CĂLDURĂ

III.1. PRINCIPIUL DE FUNCŢIONARE AL POMPEI DE CĂLDURĂ CA

MAŞINĂ TERMICĂ

Pompa de căldură este o maşină termică ce preia o cantitate de căldură de la o sursă

de temperatură scăzută şi cedează o cantitate de căldură unei alte surse de temperatură mai

ridicată, consumând pentru aceasta o anumită cantitate de energie. Energia consumată poate

fi de natură diversă: mecanică, electrică, termică, solară, etc.

Principiul de funcţionare a pompei de căldură a fost enunţat încă din anul 1852 de către

William Thomson (lord Kelvin). Acest principiu este identic cu cel al instalaţiilor frigorifice, cu

diferenţa că ciclul de funcţionare al pompei de căldură este situat deasupra nivelului de temperatură

al mediului ambiant.

Fig.3.1 - Principiul de functionare pentru diverse tipuri de masini termice

În figura 3.1. se prezintă în mod schematic principiul de funcţionare pentru

diverse tipuri de maşini termice.

Se numeşte sursă de căldură (sau termostat) un sistem cu capacitatea termică

infinite, care poate ceda sau primi căldură fără ca temperatura să să se modifice. Din punctul

de vedere al pompei de căldură, sursele de căldură între care lucrează aceasta sunt:

izvorul de căldură - care cedeaza căldura Q0 pompei de căldură

puţul de căldură (sau puţul termic) - reprezentat practic de consumatorul de

căldură către care pompa de căldură cedează căldura Qk

Prin aplicarea primului principiu al termodinamicii pentru sistemele deschise

prezentate în figura 2. 1. se pot scrie următoarele relaţii:

• Pentru motorul termic

0QWQM += (3.1)

• Pentru pompa de căldură bitermă şi maşina frigorifică

WQQk += 0 (3.2)

• Pentru pompa de căldură tritermă

WQQ Mk += (3.3)

• Pentru transformatorul de căldură

0QQQ kM += (3.4)

În relaţiile (3.1) - (3.4) referitoare la schimburile de energie dintre sistemele

termodinamice s-a ţinut cont de convenţia de semne din cadrul termodinamicii tehnice. Cu

W a fost notat lucrul mecanic, iar cu QM caldura furnizată de către sursa de căldură motrice.

În principiu, modul de funcţionare al pompei de căldură corespunde modului de

funcţionare al unui frigider după cum se vede şi din figura 3.2

Fig.3.2 Principiul de functionare al pompei de căldură cu comprimare mecanică

de vapori

Eficienţa unei pompe de căldură, funcţionând în regim staţionar şi în anumite

condiţii de temperatură se defineşte ca fiind raportul dintre cantitatea de căldură cedată

consumatorului Qk şi energia W consumată în acest scop. Notaţia utilizată în

termodinamica tehnică pentru această mărime este εpc - pentru a face distincţia faţă de

eficienţa unei maşini frigorifice (notată cu ε). În ultimul timp, în locul noţiunii de

"eficienţă a pompei de căldură" se utilizează foarte des sinonimul "coeficient de

performanţă", care se notează cu iniţialele cuvintelor din limba engleză - COP

(Coefficient of Performance).

WQk

PC =ε (3.5)

Pentru acele pompe de căldură antrenate de motoare termice sau de alte surse de

căldură motrice, eficienţa în funcţionare a pompei de căldură este exprimată ca raportul

dintre fluxul de căldură livrat de care pompa de caldură |Ok| şi puterea primară P furnizată

pompei de căldură. Acest raport este abreviat de obicei tot cu iniţialele cuvintelor din limba

engleză: PER - Primary Energy Ratio. Puterea primară furnizată pompei de căldură este

egală cu produsul dintre puterea calorifică superioară a combustibilului Pcs şi debitul de

combustibil consumat mcombust .

combcs

kk

mPPPER

*Φ

=Φ

= (3.6)

În cazul pompelor de căldură antrenate de electromotor, PER poate fi calculat prin

îmnulţirea COP-ului cu randamentul de producere a energiei electrice ηel.

PER= COP x ηel (3.7)

În tabelul 2.1. se prezintă valorile COP-ului şi ale PER-ului pentru diverse tipuri de

pompe de căldură functionând între 0°C (temperatura de vaporizare) şi 50 °C (temperatura

de condensare).

Tabel 3.1. Valorile COP-ului şi ale PER-ului pentru diverse tipuri de pompe de

căldură funcţionând între 0°C (temperatura de vaporizare) si 50 °C (temperatura de

condensare)

Tipul pompei de căldură COP PER

Compresie mecanică - cu electromotor 2,5 - 4,0

Compresie mecanică - cu motor termic 0,8 - 2,0

Absorbţie 1,0-1,6

COP-ul si PER-ul sunt dependente de diferenţa de temperatură dintre temperatura

sursei de căldură şi temperatura cu care este livrat fluxul de căldură de catre pompa de

căldură.

Aceasta diferenţă de temperatură este numită în limba engleză "temperature lift".

COP-ul unei pompe de căldură funcţionând după un ciclu ideal depinde numai de

temperatura de condensare şi de diferenţa (tcondensare - tvapori2are).

Pentru evaluarea pompelor de căldură cu compresie mecanică acţionate de

electromotor este necesară luarea în considerare ale randamentelor globale ale centralei

termo-electrice (în cazul producerii numai de energie electrică) sau ale centralei electrice de

termoficare (în cazul producerii combinate de energie electrică şi căldură).

III.2. CRITERII DE CLASIFICARE POMPELOR DE CĂLDURĂ

Principalele criterii după care se poate face clasificarea pompelor de căldură sunt:

a. Modul de realizare a ciclului de funcţionare şi forma de energie de antrenare

utilizată.

b. Natura surselor de căldură între care lucrează pompă de căldură considerată.

c. Domeniile de utilizare a pompelor de căldură.

a. In functie de modul de realizare a ciciului de functionare precum si de forma

de energie de antrenare utilizata exista urmatoarele tipuri de pompe de caldura:

1. Pompe de căldură cu comprimare mecanică de vapori sau gaze, prevăzute cu

compresoare cu piston, turbocompresoare, compresoare elicoidale antrenate de motoare

electrice sau termice (motor Otto, Diesel sau cu turbină cu gaze).

K

C

V

l

qc

q0

23

4 1

VL

Fig. 3.3 Schema instalaţiei de pompă de căldură cu comprimare mecanică de

vapori V – vaporizator; C – condensator; K – compresor;

VL – ventil de laminare; În cazul acestui tip de pompe de căldură este posibilă atingerea unor temperaturi

ridicate cu ajutorul sistemelor în mai multe trepte, dar acestea sunt complexe şi necesită

investiţii mari.

Problema cheie constă în găsirea acelor fluide capabile să condenseze la temperaturi

de peste 120°C. Utilizarea amestecurilor non-azeotrope poate contribui la soluţionarea

problemei şi permite chiar atingerea unor eficiente ridicate.

Pompele de căldură acţionate cu motor Diesel sau cu gaze naturale sunt preferate

celor acţionate cu motor electric numai atunci când preţul electricitaţii este de două sau trei

ori mai mare decât cel al combustibilului.

O variantă interesantă a pompelor de căldură cu comprimare mecanică o reprezintă

pompele de căldură cu recomprimarea vaporilor - acestea sunt interesante datorită

valorilor ridicate ale COP-ului şi a investiţiilor reduse, motiv pentru care sunt aplicate astăzi

în industrie.

Totusi, limita temperaturii de vaporizare pentru vapori este in jurul a 80 - 100°C, din

cauza faptului că volumul specific al vaporilor devine prea mare.

De aceea, este nevoie de multe ori să se utilizeze alte tipuri de pompe de căldură cu

scopul de a exploata întregul potenţial al căldurii recuperabile.

2. Pompe de căldură cu comprimare cinetică, prevăzute cu compresoare cu jet

(ejectoare) şi care utilizează energia cinetică a unui jet de abur.

C ircu it d e agen t p rim ar

C ircu it de rac ire

A gen t in term ed iar de rac ire

Q F

Q c

C d

A pa de rac ire

AE

C A D

F

Q 0

P 1

V L

Fig. 3.4 – Schema instalaţiei de pompă de căldură cu ejecţie în circuit închis V – vaporizator; E – ejector; C – condensator; Cz – cazan;

VL – ventil de laminare; P1, P2 – pompe;

Datorită randamentelor foarte scăzute ale ejectoarelor şi al consumului ridicat de

abur de antrenare, acest tip de pompe de căldură este din ce în ce mai puţin utilizat.

3.Pompe de căldură cu comprimare termochimică sau cu absorbţie, care consumă

energie termică, electrică sau solară.

Figura 3.5. Schema instalaţiei de pompă de căldură cu absorbţie

Pentru motive practice, în cazul pompelor de căldură cu absorbţie de tipul i

temperatura sursei către care se cedează căldură are valoarea maximă de circa 100°c, ceea ce

limitează utilizarea lor în aplicaţiile de temperatură ridicată.

Pompele de căldură cu absorbţie de tipul II - denumite si transformatoare de căldură,

pot atinge temperaturi ridicate - de până la 150°C, dar realizează diferenţe mici de

temperatură (de circa 40°C), ceea ce determină aceleaşi probleme la nivelul sursei ca în

cazul pompelor de căldură cu recomprimare de vapori şi ciclu deschis.

O a doua restricţie constă în aceea ca fluxul de căldură provenit de la sursa de

căldură motrice trebuie să fie mai mare decât fluxul de căldură cedat sursei calde. Ele

prezintă avantajul de a utiliza căldură recuperabilă cu un preţ scăzut (cel putin atunci cand

nu sunt acţionate prin arderea directă a unui combustibil) şi nu poseda părţi constructive în

mişcare (mobile).

Din diagrama energetică rezultă un consum de energie primară de 78% pentru

realizarea căldurii livrată de pompa de căldură, din care „pierderea” de energie este de 13%.

Instalaţia poate să fie cu soluţie de BrLi - apă şi amoniac-apă.

Pompa de căldură cu absorbţie este superioară din punct de vedere energetic

instalaţiei cu compresie acţionată cu electromotor. Costurile de investiţii nu sunt în acelaşi

raport.

4. Pompele de căldură cu compresie-resorbtie - se afla încă în starea

experimentală, dar sunt deosebit de promitatoare deoarece combină avantajele sistemelor

cu compresie cu cele ale sistemelor cu absorbţie.

G

3

V L 1

A

1

P 1

A gent înca lz itor

R S

V L 2

A pa d e racire

A gent in term ediar

E 2

76

P 2

2

4

5 8

E 1

Fig. 3.6 – Schema instalaţiei frigorifice cu resorbţie

G - generator de vapori; RS – resorbitor; A – absorbitor ;

VL1,2 – ventil de laminare ; E1,2 – Economizor ; P1,2 - pompe

Aceste pompe de căldură sunt capabile să atingă temperaturi ridicate (de până la

180°c), simultan cu diferenţe ridicate de temperatură şi valori ridicate ale cop-ului. agentii

termici de lucru utilizati pot fi soluţii binare inofensive.

5. Pompe de căldură termoelectrice bazate pe efectul Peltier şi care consumă

energie electrică

Din prezentarea anterioară, se poate observa că energia este la dispozitia

utilizatorului sub două forme esenţiale: energia mecanică (sau energia electrică - ce îi este

echivalentă) şi căldura.

Din acest punct de vedere, pompele de căldură se mai pot clasifica în pompe de

căldură biterme şi pompe de căldură triterme.

* Pompele de căldură biterme funcţionează pe baza a două surse de căldură şi pe

baza energiei mecanice furnizate.

Ele primesc căldură gratuit de la sursa rece - aflată la temperatura mediului ambiant

şi cedează căldură - la temperatură ridicată - sursei calde, potentialul termic al căldurii fiind

ridicat pe seama energiei mecanice primite.

Construcţia acestui tip de pompă de căldură este cea mai simplă, derivând din

construcţia maşinilor frigorifice cu compresie mecanică de vapori (compresorul fiind

antrenat de motor electric).

*Pompele de căldură triterme funcţionează pe baza a trei surse de căldură, şi

anume: cele două amintite mai sus, la care se mai adaugă sursa căldurii motrice având

nivelul de temperatură corespunzator.

Dacă temperatura sursei de căldură motrice este mai mare decât temperatura sursei

calde (şi, bineinţeles, şi a sursei reci) - masina termică poate să joace rolul de pompă de

căldură sau de maşină frigorifică.

Căderea de temperatură T caldura motrice - Tsursa calda pe care o suferă căldura motrice

exercită un efect motor care permite deplasarea căldurii gratuite Q0 de la Tmediu ambiant (sau

Tsursa rece ) la Tsursa calda (sau Tmediu ambiant în cazul maşinii frigorifice).

În cazul transformatorului de căldură, temperatura sursei de căldură motrice este

cuprinsă între temperatura sursei calde şi cea a sursei reci.

Esenţial este faptul că acea căldură motrice să sufere o cădere de temperatură Tsursa

motrice - Tsursa calda, efectul motor care rezultă producând deplasarea căldurii de la potenţialul

sursei motrice la potenţialul sursei calde.

Transformatorul de căldură nu poate juca rol de maşină frigorifică, deoarece el

cedează căldura sursei reci.

Chiar dacă pompele de căldură biterme - acţionate în ultima instanţă electric - sunt

mult mai simple constructiv (şi deci şi mai ieftine), interesul specialiştilor se îndreaptă către

pompele de căldură triterme datorită, în principal, "lanţului" mai scurt de transformări ale

energiei termice (căldurii) până la căldura utilizabilă.

Astfel, se cunoaste ca energia electrică se produce pornindu-se de la căldura -

obtinută din combustibili fosili sau din combustibil nuclear, şi necesita instalaţii complexe şi

costisitoare (cazane de mare capacitate sau reactori nucleari, turbine cu aburi sau cu gaze).

Pe de alta parte, o mare cantitate de căldură este cedată mediului ambiant - prin apa

de răcire a condensatoarelor.

Pompele de căldură care utilizează căldura motrice pot fi sub forma:

- sistemelor asociate - alcătuite din motoare termice care antrenează pompe de

căldură biterme (în special cu compresie mecanică). Pentru încălzire se

recuperează şi pierderile de căldură ale motoarelor care se adaugă la căldura

gratuită recuperată.

- sistemele integrate - alcătuite din cicluri motoare şi cicluri frigorifice

indisociabile (din care fac parte sistemele cu ejecţie şi cele cu absorbţie).

b. În funcţie de natura surselor de căldură între care lucrează pompa de căldură

considerată

Izvorul de căldură al unei pompe de căldură poate fi:

- Gaz: aerul atmosferic, aerul cald dintr-un proces tehnologic (trebuie acordată o

atenţie deosebită limitelor de temperatură precum şi naturii agentului termic din procesul

pentru care este nevoie de încălzire (maximum 40...50°C)

- Lichid: apă din mediul înconjurător (din răuri, lacuri, apa subterană); apă caldă din

procese tehnologice (apa de răcire); apa caldă menajeră;

- Energia solară: apa caldă încălzită solar (încălzită la temperatura mediului, astfel

încât pierderile de călduăa sa fie mici)

- Pământul ca gradient geotermic, cu elemente de protecţie (dilatarea pământului

prin îngheţ).

În tabetul 3.2. se prezintă diversele tipuri de pompe de căldură în funcţie de natura

surselor de căldură între care lucrează aceasta.

Tabel 3.2. Clasificarea pompelor de căldură în funcţie de natura surselor de

căldură între care lucrează aceasta.

Sursa de căldură de

temperatură scăzută

Sursa de căldură de

temperatură ridicata

Denumirea pompei

de căldură

Apă Apă

Aer

P.C. apă – apă

P.C. apă - aer

Aer Apă

Aer

P.C. aer - apă

P.C. aer - aer

Sol Apă

Aer

P.C. sol - apă

P.C. sol - aer

c. În funcţie de domeniul de utilizare a pompelor de căldură

1. Pompele de căldură utilizate pentru încălzirea şi condiţionarea aerului în clădiri.

Aceste pompe utilizează ca sursă de căldură aerul atmosferic, fiind recomandabile pentru

regiunile cu climat temperat.

2. Pompe de căldură folosite ca instalaţii frigorifice şi pentru alimentarea cu căldură.

Aceste pompe sunt utilizate succesiv pentru răcire în timpul verii şi pentru încălzire în

sezonul rece.

3. Pompe de căldură folosite ca termocompresoare. Acestea sunt utilizate în

domeniul instalaţiilor de distilare, rectificare, congelare, uscare, etc.

4. Pompe de căldură utilizate în îndustria alimentara ca termocompresoare precum

şi în scopuri de condiţionare a aerului sau tratare a acestuia în cazul intreprinderilor de

produse zaharoase, respectiv cel al antrepozitelor frigorifice de carne.

5. Pompe de căldură destinate industriei energetice. În acest caz, ele sunt folosite

pentru încălzirea camerelor de comandă, sursa de căldură fiind, spre exemplu, apa de răcire a

condensatoarelor sau căldură evacuată de la generatoarele şi transformatoarele electrice.

6. Pompe de căldură utilizate pentru recuperarea căldurii din resursele energetice

secundare. Se remarcă valorificarea prin intermediul pompelor de căldură a căldurii evacuate

prin condensatoarele instalaţiilor frigorifice sau a energiei apelor geotermale.

7. Pompe de căldură folosite în industria de prelucrare a laptelui - acestea sunt

utilizate simultan pentru răcirea laptelui şi prepararea apei calde.


AGENŢI FRIGORIFICI UTILIZAŢI ÎN INSTALAŢII DE POMPĂ DE

CĂLDURĂ

IV.1 CRITERII DE CLASIFICARE ŞI DE ALEGERE A AGENŢILOR DE

LUCRU UTILIZAŢI ÎN POMPELE DE CĂLDURĂ

Agenţii frigorifici reprezintă substanţe omogene sau amestecuri (zeotrope sau

azeotrope) de substanţe, ale căror proprietăţi termodinamice trebuie să corespundă cerinţelor

impuse de schema şi tipul instalaţiei frigorifice, precum şi de nivelul de temperatură al celor

două surse de căldură.

Temperatura normală de vaporizare a agenţilor frigorifici (la presiune atmosferică)

este cuprinsă între –269°C pentru heliu, şi +60°C pentru unele fluide de lucru destinate

pompelor de căldură. Până în prezent, peste 70 de substanţe chimice au fost utilizate ca

agenţi frigorifici în instalaţiile cu comprimare mecanică.

Condiţiile cerute agenţilor de lucru constau din însumarea unor anumite proprietăţi

chimice, fizice, fiziologice şi economice.

IV.1.1 Proprietăţile chimice

stabilitate chimică în tot domeniul de presiuni şi temperaturi ce intervin în

funcţionarea instalaţiilor frigorifice la diverse regimuri;

inactivitate chimică faţă de materialele metalice şi nemetalice din instalaţie,

precum şi faţă de uleiul de ungere şi de gazele componente ale aerului atmosferic;

prin amestecare cu aerul să fie neinflamabili şi neexplozibili.

IV.1.2 Proprietăţile fizice

alură favorabilă a curbei de saturaţie ps = f(t), care să conducă la valori moderate

ale presiunii agentului în cursul unui ciclu şi la rapoarte cât mai mici ale presiunilor extreme;

comportare termodinamică favorabilă în procesele din instalaţiile frigorifice;

valoare mică a volumului specific al valorilor v1, ceea ce conduce la puteri

termice volumice qv [kJ/m3] mari şi dimensiuni reduse ale compresorului instalaţiei;

valori scăzute ale vâscozităţii agentului, atât în stare lichidă, cât şi în stare

gazoasă, în scopul micşorării pierderilor de presiune la curgerea prin conducte şi creşterii

transferului de căldură în schimbătoarele de căldură ale instalaţiei;

valori mari ale coeficienţilor de transfer de căldură atât pentru lichid, cât şi pentru

vapori, ceea ce conduce la micşorarea suprafeţelor de schimb de căldură ale aparatelor

respective;

insolubilitate reciprocă a agentului de lucru şi uleiului de ungere, pentru evitarea

înrăutăţirii schimbului de căldură (datorită murdăririi de ulei a suprafeţelor schimbătoare de

căldură) şi a vaporizării incomplete a agentului (ca urmare a amestecării cu uleiul), ceea ce

poate determina lovituri hidraulice în cilindrii compresorului;

solubilitate sigură a apei în agentul de lucru, astfel încât cantităţile chiar mici de

apă introduse în instalaţie (mai ales la umplerea cu agent) să nu poată forma la temperaturi

coborâte dopuri de gheaţă care să producă înfundarea conductelor şi ventilelor;

rigiditate dielectrică ridicată, în cazul utilizării agentului în instalaţii capsulate,

unde poate veni în contact cu elemente ale circuitului electric.

IV.1.3 Proprietăţile fiziologice

să fie inofensivi faţă de organismul omenesc, începând de la concentraţii scăzute;

să fie inodori sau fără miros dezagreabil, cu excepţia agenţilor cu un oarecare

grad de toxicitate (NH3, SO2) la care mirosul avertizează asupra scăpărilor de agent,

permiţând astfel luarea măsurilor corespunzătoare;

să nu infecteze, prin scăpările provocate de neetanşeităţi, mediul de distribuţie a

căldurii, care - în majoritatea cazurilor – este apa sau aerul.

IV.1.4 Condiţiile economice

cost acceptabil, în special, în cazul instalaţiilor mari care necesită cantităţi mari

de agent;

procurare uşoară, ceea ce presupune utilizarea pe scară largă a agentului

respectiv, precum şi posibilităţi de transport în deplinăsiguranţă;

eficienţă termică cât mai ridicată, întrucât aceasta exprimă cantitatea de căldură

furnizată prin consumarea unei unităţi de energie de antrenare; deci, pentru un ciclu de

pompă de căldură cu parametrii stabiliţi, eficienţa influenţează în mod determinant eficienţa

economică a agentului.

Condiţiile multiple impuse agenţilor de lucru din pompele de căldură nu pot fi

îndeplinite concomitent şi în aceeaşi măsură de către substanţele luate în considerare şi

utilizate în prezent ca agenţi.

La alegerea unui agent de lucru se are în vedere îndeplinirea de către acesta a

cerinţelor importante, acceptându-se celelalte proprietăţi la un nivel mai moderat.

În prezent, se utilizează ca agenţi de lucru pentru diferite tipuri de pompe de căldură

reversibile:

freoni şi amoniac pentru pompele termice cu comprimare mecanică de vapori;

soluţii binare - pompele termice cu absorbţie;

apă - pentru pompele termice cu ejecţie;

aer - pentru pompele termice cu comprimare de gaze.

În anul 1974, s-a avansat ipoteza conform căreia halocarburile ar putea fi

descompuse în stratosferă, în prezenţa radiaţiei solare.

Clorul atomic eliberat astfel ar antrena distrugerea ozonului, mărind gradul de

penetrare a radiaţiilor de lungime de undă scurtă (ultraviolete) spre suprafaţa Pământului. În

acel moment, principalii agenţi frigorifici erau CFC-12, CFC-11, HCFC-22 şi R-502

(amestec azeotrop de HCFC-22 şi CFC-115).

Teoria celor doi cercetători menţionaţi mai sus a dus la elaborarea Protocolului de la

Montreal din 1987, în urma căruia, începând cu 31 decembrie 1995, în ţările industrializate,

agenţii clorfluorocarbonaţi (CFC) au fost suprimaţi în aproape toate instalaţiile frigorifice şi

de condiţionare a aerului. Hidroclorofluorocarburile (HCFC) au fost tolerate până în 2030 ca

agent frigorific de tranziţie. Totuşi, unele ţări au decis eliminarea lor mai rapid.

Un agent frigorific ecologic, conform teoriei menţionate, trebuie să îndeplinească

următoarele condiţii :

acţiune redusă asupra ozonului stratosferic;

efect de seră redus.

IV.2. PROBLEMATICA ECOLOGICĂ A AGENŢILOR FRIGORIFICI HALOGENAŢI

După acţiunea poluantă asupra mediului înconjurător, prin prisma Protocolului de la Montreal – 1987 şi a Convenţiilor care i-au urmat Londra – 1990, Copenhaga – 1992, agenţii frigorifici se pot clasifica astfel:

Freoni cu efect distructiv pronunţat asupra stratului de ozon stratosferic şi amplificare importantă a efectului de seră asupra scoarţei terestre – care au în moleculă atomi de Br sau Cl (Cloro – Floro – Carburi: CFC);

Freoni cu acţiune distructivă redusă asupra stratului de ozon atmosferic şi amplificare moderată a efectului de seră asupra scoarţei terestre – efectul distructiv fiind diminuat datorită prezenţei moleculei de hidrogen H (Hidro – Cloro – Floro – Carburi: HCFC);

Freoni inofensivi asupra stratului de ozon atmosferic şi fără amplificare a efectului de seră asupra scoarţei terestre – fără Cl sau Br în moleculă (Hidro – Floro – Carburi: HFC).

Agenţii frigorifici halogenaţi sau freonii sunt responsabili, urmare a acumulării lor în

atmosferă, de două fenomene negative:

diminuarea stratului de ozon din stratosferă;

intensificarea efectului de seră.

IV.2.1 Diminuarea stratului de ozon din stratosferă În zona stratosferei (zona plasată între 15 – 40 km de la sol) adică la o altitudine >

11.000 m, există un strat consistent de ozon care se constituie într-o barieră de protecţie

pentru globul terestru, în calea radiaţiilor ultraviolete.

Principala ipoteză ce explică scăderea rapidă a ozonului este acţiunea clorului liber

asupra sa. Aşadar, clorul, responsabilul direct de procesul de distrugere a azotului, provine

din două surse posibile:

din descompunerea, în atmosferă a oxidului de clor de origine naturală

( erupţii vulcanice etc.);

din surse umane artificiale, CFC – având un rol preponderent.

Mecanismul de distrugere a ozonului stratsorferic de către CFC este următorul:

♦ Moleculele de CFC rezultate din 4 sectoare principale de activitate:

propulsori de aerosoli;

agenţi de expandare din procesul de fabricaţie a spumelor izolante;

solvenţi utilizaţi în industria electronică;

fluide de lucru folosite în industria frigului şi a căldurii (sunt foarte stabile).

♦ Ajunse în stratosferă, moleculele de CFC, sub influenţa razelor ultraviolete solare, suferă

o disociere fotolitică, eliberând în atmosferă clorul care distruge ozonul conform relaţiei:

CFC → Cl2 + CFC

Cl2 + O3 → ClO + O2

ClO + O → Cl + O2

♦ Regenerarea clorului atomic, face ca o singură moleculă de clor să poată distruge,

teoretic vorbind, un număr de 10000 molecule oxigen.

♦ Un aspect important este legat şi de durata de existenţă a freonului, care pot atinge

chiar sute de ani.

Din acest considerent majoritatea freonilor eliberaţi în atmosferă constituie un

pericol pentru generaţiile viitoare şi pentru planetă.

Durata de existenţă a unei molecule de CFC este în funcţie de numărul de atomi de H

care au fost înlocuiţi cu atomi de Cl şi F.

Astfel duratele de existenţă estimate sunt pentru:

R 22 → 20 ani;

R 12 → 120 ani;

R 13 → 400 ani.

În consecinţă din punct de vedere al duratei de existenţă cei mai nocivi sunt freonii

care nu mai conţin hidrogen în moleculă adică: R11; R12; R113 ;R115; R502.

În literatura de specialitate există referiri la ordinea nocivităţilor diferitelor freoni

asupra stratului de ozon.

Fiecărui molecule a unui agent halogelat i se atribuie un indice relativ de nocivitate

pentru stratul de ozon devenit “potenţial de distrugere a ozonului” (ODP) – ozon

depletion potential.

Fiind cel mai nociv freonului, R11 i s-a atribuit indicele unitar de distrugere al

ozonului:

(ODP) R11 = 1

Dacă se consideră 100% nocivitatea pentru stratul de ozon al R11, atunci,

informativ, nocivităţile altor freoni sunt după cum urmează:

R12,R114 → 100%;

R113 → 80%;

R115 → 60%;

R502 → 40%;

R141B → 10%.

IV.2.2 Efectul de seră

Efectul de seră constă în reţinerea în atmosfera terestră a radiaţiilor infraroşii, sosite

de la soare şi remise de soare.

Aşadar acesta rezultă din absorbţia radiaţiilor infraroşii cu λ = 10 μm şi λ = 20 μm

emise de suprafaţa terestră.

Este un fenomen natural care reglează şi determină temperatura medie a pământului,

în lipsa căruia planata ar fi fără viaţă (temperatura medie anuală s-ar reduce de la + 15ºC →

- 8ºC).

Deşi efectul de seră este necesar globului terestru, creşterea sa poate conduce la

modificări climatice dezastruoase, încât este necesar a fi ţinut sub control.

Responsabili de efectul de seră, sunt, în principal, vaporii de apă şi CO2, dar şi alte

gaze pentru care agenţii termici de lucru halogenaţi joacă un rol important.

Aceste gaze lasă să treacă razele solare incidente, dar absorb razele infraroşii cu

lungimea de undă mare, retrimise de la sol.

În plus, ridicând temperatura aerului, contribuie la creşterea, conţinutului de vapori de

apă în atmosferă.

Toţi agenţii frigorifici (CFC, HCFC, HFC) au o putere de absorbţie a razelor

infraroşii foarte ridicare, comparativ cu CO2.

Contribuţia însumată, pentru un timp dat, a unui kg de gaz, raportată la cea a unui kg

al CO2, privitor la efectul de seră, este apreciată prin potenţialul global de încălzire GWP

(Global Warming Potential).

Paralel cu activitate directă asupra efectului de seră apreciată prin GWP agentul

frigorific exercită şi o acţiune indirectă prin CO2 degajat la producerea energiei de acţionare

a instalaţiei frigorifice, mult mai mare decât cea direct asociată.

♦ Astfel, la un frigider cosmic, acţiunea directă este apreciată prin 20%;

7% prin fluidul frigorific CFC 12;

13% prin agentul de expandare din izolaţia de spumă de poliuretan sau

polistiren (CFCU).

♦ Contribuţia indirectă, apreciată prin CO2, degajat în atmosferă în timpul producerii

energiei de acţionare a instalaţiei frigorifice (pe bază de cărbune sau petrol, într-o

centrală electrică) este de 80%.

Se introduce un echivalent al contribuţiei globale de încălzire TEWI (Total

Equivalent Warming Import) şi care se calculează ţinându-se seama de toate influenţele

efectului de seră.

TEWI = x Kg CFC1 x GWP CFClf + y Kg CFC 12 x GWP CFC12 + z Kg CO2 emis la prod. en. el.

IV.3 CERCETĂRILE ACTUALE ŞI PERSPECTIVE PRIVIND AGENŢII

FRIGORIFICI

Urmare a evidenţierii efectului negativ asupra mediului ambiant a agenţilor frigorifici

halogenaţi, s-a hotărât, de către majoritatea guvernelor statelor lumii ( în urma semnării

Protocolului de la Montreal – Canada) să se lanseze o vastă campanie mondială de cercetări

privind găsirea de noi agenţi frigorifici care să înlocuiască freonii, dar şi de găsirea,

fundamentarea şi punerea în aplicare de noi sisteme frigorifice.

Pentru instalaţiile frigorifice de puteri medii şi mari NH3 va rămâne, cel puţin pentru

o perioadă, agentul frigorific cel mai utilizat.

Dintre agenţii frigorifici haloganaţi - R11 şi R12 - (precum şi amestecurile azentropice

din care fac parte) fiind cei mai nocivi, au fost eliminaţi.

Revizuirea de la COPENHAGA (25 noiembrie 1992) accelerează oprirea producţiei

de CFC (1.01.1996) şi de haloni (1.01.1994), introducând tot odată un calendar nou şi pentru

HCFC:

• până în anul 2004, producţia este limitată la nivelul din anul 1989,

• din anul 2004, producţia se reduce cu 35 %, din anul 2009 cu 65 %, din anul 2014 cu 90

%, eliminarea completă fiind prevazută pentru anii 2020...2030.

În tabelul 3.2.sunt prezentate valorile ODP-ului şi ale GWP-ului pentru câţiva dintre cei mai

utilizaţi agenţi frigorifici

Tabel 3.2. Valorile ODP-ului şi ale GWP-ului pentru câţiva dintre cei mai importanţi agenţi

frigorifici

Agentul frigorific Temperatura de vaporizare la

presiunea atmosferica normala

[ºC]

ODP GWP/C02

lOOa

CFC11 +23,8 1,0 4000

CFC12 -29,8 1,0 8500

R502 -45,6 0,33 5591

HCFC22 -40,8 0,055 1700

HFC134a -26,1 0 1300

R407C -44,3 / Diferenja de 7,2 K 0 1526

R410A -52,7 / Diferenta de 0,2 K 0 1725

R290 (propan) -42,1 0 3

R717 (amoniac) -33,3 0 0

R744 (CO2) - 0 1

IV.4 ULEIURI FRIGORIFICE

Piesele în mişcare ale maşinilor frigorifice trebuie prevăzute cu sisteme de ungere.

În acest sens se utilizează uleiuri speciale, în funcţie de agentul frigorific folosit şi

de regimul de temperatură.

La alegerea uleiurilor frigorifice trebuie luate în considerare unele particu1arităţi

specifice funcţionale referitoare la contactul permanent al acestuia cu agentul frigorific

(freon, amoniac, bioxid de carbon, etc.), schimbarea ciclică a temperaturii şi presiunii

(vaporizare, condensare) etc.

Uleiurile frigorifice trebuie să satisfacă următoarele cerinţe:

să nu intre în reacţie chimică cu agentul frigorific;

să aibă o stabilitate mare;

să-şi păstreze proprietăţile fizico-chimice fără îmbătrânire;

să aibă temperaturi de solidificare coborâte;

vâscozitate redusă la temperaturi mult sub regimul normal de funcţionare.

Toate aceste cerinţe se impun în mod deosebit la uleiurile frigorifice folosite la

agregatele ermetice.

Pentru asigurare acestor cerinţe, în uleiuri se adaugă inhibitori de coroziune şi

substanţe care coboară temperatura de solidificare.

IV.5 SUBSTANTE ANTICONGELANTE (ANTIGEL)

Pentru evitarea obturării robinetelor de reglaj sau a ţevilor capilare ale instalaţiilor

frigorifice funcţionând cu freoni, prin îngheţarea apei pe care (eventual) o conţin se folosesc

diverse substanţe anticongelante de tip antigel.

Acestea se pot clasifica în în două categorii:

o categorie de substanţe care se dizolvă în apă, iar soluţiile obţinute congelează la

temperaturi forte scăzute;

o a doua categorie de substanţe care nu se dizolvă apă dar care sunt absorbite de

suprafeţele metalice, împiedicând lipirea de aceste a eventualelor cristale de

gheaţă.

O mai largă întrebuinţare au căpătat-o substanţele din prima categorie printre care

putem enumera:

metanolul,

etanolul ;

izopropanolul ;

dimetil-formamida ;

dipropilenglicolul, etc.

Evitarea formării cristalelor de gheaţă se realizează prin creşterea solubilităţii apei în

agentul frigorific.

O mare întrebuinţare în tehnica frigului au căpătat-o alcoolurile etilice şi metilice

complet deshidratate, care se introduc în procent de circa 1-2 % în agentul frigorific.

Se menţionează faptul că, alcoolul metilic face parte din grupa substanţelor foarte

otrăvitoare. Acestă substanţă este neutră faţă de majoritatea metalelor şi materialelor

folosite în maşinile frigorifice, cu excepţia aluminiului.


V.1 AGREGATE COMPLEXE DE POMPE DE CĂLDURĂ

Pompa de căldură este o instalaţie termică care parcurge un ciclu termodinamic

inversat (consumă energie de acţionare şi produce efect termic).

Inatalaţia serveşte la transferul căldurii de la un potenţial termic coborât, de regulă

neutilizabil, aflat la o temperatură apropiată de cea a mediului ambiant, la un potenţial

termic mai ridicat, la care căldura poate fi utilizată (fig.5.1).

Sursa rece, la nivelul căreia pompa de căldură preia căldură reprezintă izvorul

pompei de căldură.

Sursa rece, la nivelul căreia pompa de căldură cedează căldură este cuplată la un

consumator de căldură. Circuitul propriu-zis al pompei de căldură

Izvorul de căldură (sursa rece) Consumatorul de caldură

Fig.5.1 – Pompă de căldură

Ridicarea energetică a căldurii de la nivelul izvorului la cel al consumatorului se

realizează cu un consum de energie, energie de acţionare.

Denumirea de pompă de căldură este preluată de la pompa hidraulică prin

similitudinea efectului realizat: pomparea unui lichid de la o înălţime la alta este înlocuită

aici de „pomparea căldurii” de la o temperatură la alta.

Pompa de căldură este, totodată, şi o instalaţie care recuperează căldura – aceasta

valorificâd căldura aflată la un potenţial termic scăzut (căldura deşeu, de exemplu).

În mod similar cu echipamentele frigorifice, de climatizare sau de cazane, şi pentru

pompele de căldură producătorii specializaţi oferă agregate complexe şi compacte, care pot

fi integrate în sistemele deja existente pentru alimentarea cu căldură - atât pentru aplicaţiile

rezidenţiale, cât şi pentru cele industriale.

Dacă se urmăreşte, din punct de vedere cronologic, evoluţia pompelor de căldură, se

poate constata că acestea au apărut pentru prima oară in Statele Unite ale Americii, derivate

din aparatele de climatizare şi prezentate sub forma unor aparate de asemenea compacte.

Puterea lor termică pentru încălzire în condiţii standard (texterior = 7,5 0C, tinteior = 21 0C) se poate situa între 4 si 25 kW, fiind totodată prevăzute cu o încălzire electrică

suplimentară pentru casele cu un necesar de căldură de la 10 până la 50 kW.

Aceste pompe de căldură se utilizează în marea lor majoritate în Europa, unde

sistemele de încălzire se bazează, preponderent, pe utilizarea apei ca agent termic.

Evoluţia pompelor de căldură a început prin realizarea pompelor de căldură de tipul

apă-apă, apoi a celor de tipul aer-apă.

S-a avut, totodată, în vedere posibilitatea implementării acestor pompe de căldură în

sisteme bivalente de încălzire - din această cauză, pompele de căldură au fost gândite fie să

preia sarcina de încălzire de bază în decursul întregii perioade de încălzire (cazul

fiuncţionării bivalente-paralele), fie să funcţioneze numai la temperaturi de peste 0°C

(funcţionarea bivalent-alternativă).

în continuare se prezintă diverse tipuri constructive de pompe de căldură - în

construcţie compactă - care sunt disponibile pe piaţa, clasificate după natura sursei şi a sursei

de căldură.

V.1.1 POMPELE DE CĂLDURĂ DE TIPUL AER-AER : au ca sursă de

căldură aerul atmosferic, iar ca agent purtător de căldură (la consumator) utilizează tot

aerul.

La acest tip de instalaţii inversarea ciclului este deosebit de uşoară astfel în

sezonul rece instalaţia este utilizată pentru încălzire iar în sezonul cald pentru

condiţionare.

Pompele termice de acest fel sunt extrem de răspândite fiind, de obicei, integrate în

sistemele de climatizare reversibile care sunt capabile să realizeze atât răcirea aerului pe

timpul verii cât şi încălzirea acestuia în perioada mai rece (în special primăvara, toamna şi în

zilele mai "blânde de iarnă").

Funcţionarea în regim de pompe de căldură este de obicei limitată până la

temperaturi minime ale aerului exterior de circa 5°C.

Ultimele realizări în domeniu ne demonstrează că, se poate recupera energie din aer

pana la temperaturi de -20°C.

Ciclul lor de funcţionare cel mai des întâlnit, este cel cu comprimare mecanică de

vapori, cu electrocompresor.

De cele mai multe ori se prezintă în varianta constructivă tip "split", cu o unitate

exterioară şi cu una sau mai multe unităţi interioare.

Unitatea exterioara cuprinde (de regulă): un schimbător de căldură cu ţevi şi

aripioare, un compresor, un ventilator, aparatura de reglare şi comandă - toate în interiorul

unei carcase rezistente la condiţii atmosferice defavorabile (fig.5.1).

Unitatea interioară cuprinde (de regulă): un schimbator de căldură, un robinet de

laminare, un ventilator, un filtru de aer, o pompa de condensat (care funcţionează în special

vara), un umidificator, încălzire electrică suplimentară (eventual), aparatura de reglare şi

comandă. unitatea exterioară şi cea interioară sunt conectate prin intermediul unor conducte

(de obicei din cupru), izolate termic. în funcţie de posibilitaţile practice de montaj, între

unitatea exterioară şi cea interioară distanţa este de 5-15 m. schimbătorul de căldură din

unitatea exterioară are rolul de condensator în perioada de răcire şi de vaporizator în

perioada de încălzire; schimbătorul de căldură din unitatea interioară are rolul de vaporizator

în perioada de răcire şi de condensator în perioada de încălzire.

Fig.5.2 – Pompă de căldură aer-aer (1)

Agentul termic de lucru este de cele mai multe ori unul din categoria freonilor, şi

încărcarea agregatului cu acesta se face direct din fabrică.

In general, toate firmele producătoare de echipamente de climatizare oferă şi

varianta de echipament capabilă să funcţioneze ca pompă de căldură, acest lucru permiţând

lărgirea pieţei de desfacere.

Fig.5.2 – Pompă de căldură aer-aer (2)

V.1.2 POMPELE DE CĂLDURĂ DE TIPUL AER-APĂ : au ca sursă de

căldură aerul atmosferic iar ca agent purtător de căldură (la consumator) utilizează

apa.

Această variantă de pompă de căldura extrage energia solară, înmagazinată sub

formă de căldură, din aerul exterior pe care o introduce în circuitul pentru încălzirea

locuinţei.

În prezent această pompă de căldură poate fi utilizată pe durata întregului an, în

clădiri construite conform standardelor în vigoare, în combinaţie cu o rezistenţă electrică.

Sursa de căldură aer, este foarte uşor de obţinut şi este disponibilă peste tot, în

cantităţi nelimitate. Prin aer, se înţelege în acest context, utilizarea aerului din exterior.

Cantitatea necesară de aer este dirijată de către un ventilator încorporat în aparat iar

api este trimis prin canale de aer, către vaporizator, care extrage îi extrage căldura.

Ciclul de funcţionare este de cele mai multe ori cel bazat pe comprimarea mecanica de vapori, cu

electro-compresor.

În construcţia acestora se întâlneşte un schimbătorul de căldură de obicei cu fascicol

de ţevi (multitubular), care are rolul de vaporizator (la funcţionarea în regim de pompă de

căldură) sau de condensator (la funcţionarea în regim de maşină frigorifică).

Pentru limitarea pericolului de îngheţ, apa circulă la exteriorul ţevilor, iar agentul

termic de lucru la interiorul acestora.

În cazul utilajelor de bună calitate, sunt folosite materiale rezistente la coroziune

(chiar gândite pentru utilizarea apei de mare), de genul alamelor speciale, a aliajelor pe baza

de cupru-nichel sau al oţelurilor inoxidabile.

Un alt element caracteristic este robinetul de reglaj pe partea apei, care - la

funcţionarea în regim de pompă de căldură - se deschide progresiv cu cât apa este mai rece,

în timp ce, la funcţionarea, în regim de maşină frigorifică se deschide din ce în ce mai mult

cu cât apa de răcire (necesară pentru condensarea vaporilor de agent termic de lucru) este

mai caldă.

Agregatul mai cuprinde, bineînţeles, şi aparatele necesare pentru prepararea aerului,

deci schimbătoare de căldură, ventilatoare şi filtre.

Aceste pompe de căldură de tipul apă-aer se pot prezenta fie în varianta constructivă

"dulap", fie "split".

Puterea termică, performanţele tehnice precum şi dimensiunile acestoradepind de

firma producătoare.

Circuitul propriu-zis al pompei de căldură (cu agent frigorific)

Izvorul de căldură (sursa rece) Circuitul agentului termic (apa)

Fig.5.3 – Schema de principiu a pompei de căldură aer-apă

Fig. 5.4 Pompă de căldură aer-apa cu modulul de aer in interior

Fig. 5.5 Pompă de căldură aer-apa cu modulul de aer in exterior

Cu toate ca pompă de căldură aer–apa are cel mai scăzut COP dintre toate pompele

de căldură la care facem referire, aceasta este, alături de pompă de căldură sol-apa, una

dintre cele mai vândute Pompă de căldură din Europa.

Sistemul aer-apa este un sistem relativ simplu de montat si nu necesita lucrări

speciale de amenajare ( săpături, foraje, etc.)

Dezavantajul major al sistemului este faptul ca nu poate funcţiona monovalent la

temperaturi foarte scăzute (începând de la cca.-15ºC).

Aceste pompă de căldură pot funcţiona bivalent - paralel monoenergetic prin

folosirea unei rezistente electrice care intra in funcţiune la temperaturi foarte scăzute ( sub -

15º C). Datorita acestui fapt puterea de încălzire este limitata.

V.1.3 POMPELE DE CĂLDURĂ DE TIPUL APĂ-APĂ (care mai poartă

denumirea şi de „SISTEME DE CAPTARE A ENERGIEI DIN APĂ – CU BUCLĂ

ÎNCHISĂ” : au ca sursă de căldură apa, iar ca agent purtător de căldură (la

consumator) utilizează tot apa.

Transferul de căldură mult mai bun la lichide, variaţia mai redusă a

temperaturii şi potenţialul termic mai ridicat fac, ca acest sistem de căldură să fie

utilizat în instalaţiile de mare putere termică.

Ciclul de funcţionare este de cele mai multe ori cel bazat pe comprimarea mecanică

de vaporilor cu electro-compresorul. Agregatele compacte sunt introduse în carcase

metalice, şi au puteri termice cuprinse între 10 si 100 kW.

În construcţia lor sunt incluse circuitul agentului termic de lucru, pompa de

circulaţie pentru apă de încălzire, un vas de expansiune precum si aparatura de reglare şi

comandă.

Aceste agregate utilizează fie apa freatică drept sursa de căldură - şi atunci ele sunt

gândite pentru o temperatura la intrare a apei de circa 10 0C, sau pot utiliza chiar şi o soluţie

(de cele mai multe ori o solutie glicol-apă) - în acest caz temperatura soluţiei la intrare poate

atinge -50C.

Agentul termic de lucru este (de cele mai multe ori) din categoria freonilor.

Temperatura apei care pleacă spre consumatorul de căldură poate atinge valori de până

20°C. Reglajul de putere poate fi realizat şi prin utilizarea a două compresoare.

Pompele de căldură de tipul apă-apă pot fi exploatate chiar în regim de funcţionare

monovalent atunci când este utilizată apa freatică drept sursă de căldură se găseşte în

cantităţi suficiente.

De cele mai multe ori se recomandă însă funcţionarea în regim bivalent, chiar cuplat

cu un acumulator de căldură, în scopul menţinerii unei rezerve suficiente de apă freatică şi al

atingerii unor perioade cât mai îndelungate de lucru ale compresorului. pentru încălzirea

suplimentară a apei se pot folosi cazane ce funcţionează pe baza de gaz lichefiat.

Fig.5.6 – Schema de principiu a pompei de căldură apă-apă (1)

Circuitul propriu-zis al pompei de căldură (cu agent frigorific)

Circuitul agentului intermediar Circuitul agentului termic (apa)

Fig.5.6 – Schema de principiu a pompei de căldură apă-apă (2)

Fig.5.7 – Pompă de căldură apă-apă

Sistemul apa-apa este numit si sistem de captare cu bucla deschisa. Viteza de

curgere a apei prin vaporizator nu trebuie sa depăşească 0,8m/s.

Apa freatică este un bun acumulator pentru căldura solară, care chiar şi în zilele

reci de iarnă se menţine o temperatură constantă, de 7 până la 12 °C.

Datorită nivelului de temperatură constant al sursei de

căldură, indicele de putere al pompei de căldură se menţine ridicat de-a lungul întregului an.

Se poate spune că, pompa de căldură apa-apa este pompa care poate realiza cel mai

ridicat COP dintre toate.

Un astfel de sistem apa-apa poate ajunge uşor la un COP = 5 si chiar îl poate depăşi

daca este bine realizat si corect dimensionat. De asemenea, poat furniza puteri impresionante

ajungând la mii de kW, pe o singura unitate sau cuplând mai multe unităţi de putere mai

mica.

Cu toate acestea, pana la ora actuala, cel puţin in Europa, nu este cea mai răspândita

pompă de căldură.

Motivele sunt mai multe:

• calitatea apei trebuie sa îndeplinească practic calitatea apei potabile;

• apa extrasa din straturile freatice trebuie reinjectata in sol (puţul de injecţie trebuie sa

fie amplasat la min. 15 m in aval fata de direcţia de curgere a apei in pânza freatica)

• pentru fiecare kW termic instalat este necesar un volum minim de apa de 160litri/ora,

adică 0.16mc/ora (la min 8 0C), debitul trebuind asigurat in orice moment de puţul de

extracţie;.

• in UE exista reglementari foarte stricte privind acest gen de foraje.

V.1.4 POMPELE DE CĂLDURĂ DE TIPUL SOL-APĂ (care mai poartă

denumirea şi de „CAPTATOR DE CĂLDURĂ” sau „SISTEME DE CAPTARE A

ENERGIEI DIN SOL – CU BUCLĂ ÎNCHISĂ” ): au ca sursă de căldură energia

captată în sol (şi care este transportată la pompa termică printr-un agent intermediar care

poate fi o soluţie glicolată sau chiar apa) iar ca agent purtător de căldură (la

consumator) utilizează apa.

Pompa de căldură în varianta sol apă utilizează energia solară, stocată în sol.

Solul captează energia solară, fie direct prin radiaţie, fie sub formă de căldură

proveniră de la ploaie şi din aer.

Solul înmagazinează şi menţine căldura pe o perioadă mai lungă de timp ceea

ce conduce la un nivel de temperatură al sursei de căldură aproximativ constant de-a lungul

unui an facilitând funcţionarea pompelor de căldură cu un COP ridicat.

Căldura acumulată în sol se preia prin schimbătoare de căldură montate orizontal,

numite şi colectori pentru sol, sau prin schimbătoare de căldură montate vertical aşa

numite sonde pentru sol.

Aceste instalaţii funcţionează de regulă în regim monovalent şi se

utilizează aproximativ la fel cu cele care extrag căldură din apa freatică deoarece

sondele şi schimbătoarele de căldură se vor monta cât mai aproape de suprafaţa pânzei

freatice.

Montarea sondelor şi a schimbătoarelor de căldură la un nivel inferior pânzei freatice

nu se aprobă de obicei, deoarece nu se poate preveni avarierea orizontului apei freatice.

Astfel se va proteja apa potabilă aflată la un nivel inferior.

Aşadar, aceste instalaţii sunt foarte asemănătoare cu pompele de căldură de tipul

apă-apă.

Între sursa de căldură - solul sau "captatorul de căldură" - şi agregatul compact al

pompei de căldură există un circuit un agent intermediar, cu punct de congelare scăzut.

Datorita temperaturilor scăzute de funcţionare pentru agentul intermediar ( de -5 °c

până la - 10 °c) şi a vâscozitaţii ridicate, pierderile de sarcina pe circuitul agentului

intermediar sunt de aproximativ două ori mai mari decât în cazul temperaturilor pozitive de

regim.

Circuitul propriu-zis al pompei de căldură

Circuitcu agent intermediar Circuitul agentului termic (apa)

Fig.5.8 – Schema de principiu a pompei de căldură sol-apă (1)

Răcirea agentului intermediar se face cu numai 2 sau 3 K, deci aproximativ jumătate

din valoarea admisibilă pentru apă.

Din acest motiv, trebuie acordată o deosebită atentie dimensionării corespunzătoare

a sectiunilor de curgere, cu scopul obţinerii unor valori reduse ale pierderilor de sarcină.

"Captatoarele de căldură" pentru acest tip de pompe de căldură se realizează de

obicei sub forma unor elemente arhitecturale - garduri, pereţi însoriţi de locuinţă sau de

garaj, uneori chiar piese care par să aibă doar rol estetic - şi care sunt armonios integrate în

ansamblul arhitectonic general.

Pompa de căldură sol-apă este o pompă de căldură foarte răspândita comparativ cu

cea apa-apa si are ca "sursa rece" căldura solara acumulata in straturile superioare ale

Pamatului.

Practica a demonstrat şi teoria a confirmat, că începând de la o anumita distanţă în

sol (cca.15 m), temperatura rămâne relativ constantă, cu fiecare 30 m în adâncime

temperatura crescând doar cu cca. un 10 C.

Daca suntem interesaţi doar de straturile superficiale, până la adâncimea de max.

200-250 m, putem vorbi de o temperatura cuprinsa intre 8-16 0C.

Pentru o pompă de căldură sol-apă aceasta temperatura este ideala pentru producerea

energiei termice.

Pompă de căldură poate funcţiona doar daca temperatura "sursei reci" (deci a

solului) nu depăşeşte 28-30 0 C (cea minima fiind in jur de 8 0C. Peste aceasta temperatura

pompă termică sol - apă şi, în general orice pompă de căldură, nu mai poate fi utilizata.

Acelaşi lucru este valabil si la temperaturi mai mici de cca. 8 0C.

Căldura necesara funcţionarii acestor instalaţii se extrage doar din straturile

superioare (care sunt încălzite, de fapt, de la Soare) si, aşa cum s-a specificat, temperatura la

care se folosesc pompele de căldură sol-apa este cuprinsă între cca. 8 0C şi 30 0C.

Folosirea pompei de căldură în cooperare cu izvoare geotermale de mare adâncime,

ce au temperaturi de mii de grade C0 (aceste izvoare numindu-se si" izvoare de roca

fierbinte") este posibila doar după ce acestea din urma au pierdut potenţialul si au ajuns la

temperaturi compatibile cu funcţionarea unei pompă de căldură.

Schema de principiu a unei instalaţii de recuperare a căldurii din straturile de mare

adâncime (roca fierbinte) ale Pamatului şi transformarea acesteia în energie electrică şi

energie termică este ilustrată în cele ce urmează:

5.9 Schema de principiu a unei instalaţii de recuperare a căldurii din straturile de

mare adâncime (roca fierbinte)

Precizările de mai sus au fost făcute in scopul evitării confuziilor care apar de obicei

in discuţii legate de căldura geotermala a Pamatului.

Lucrurile se vor putea uşor lamuri daca se face precizarea de la început despre ce

straturi ale Pamatului vorbim: despre straturile superioare (max. 250 m) sau despre straturile

inferioare (mii de km).

In straturile superficiale ale Pământului gradientul de temperatură este următorul:

În straturile superioare ale pământului, temperatura variază în funcţie de anotimp

(atunci când acestea coboară sub punctulde îngheţ variaţiile sunt mult mai reduse).

5.10 Gradientul de temperatură în straturile superficiale ale Pământului

Captarea energiei de la „sursa rece” de către pompa de căldură sol-apă se poate

realiza,aşadar:

cu captatoare orizontale (plane ) - îngropate la cca. 1-1,5 m (se mai pot

folosi captatoare sub forma de spirala numite şi «kunette»);

cu captatoare verticale (sonde de adâncime) - ce pot ajunge de la 50 la 100m

(in cazuri speciale pot ajunge si la 250m);

cu vaporizare directa dispusa in captatoare plane din cupru;

Sistemele de captare din sol mai sunt numite si sisteme cu "bucla închisă".

V.1.4.1 Pompa de căldură sol-apă cu captatoare plane (orizontale)

Un astfel de sistem se poate folosi în situaţia în care se dispune de spaţiu suficient în

jurul obiectivului pe care dorim sa-l încălzim cu o pompă de căldură.

Necesarul de spaţiu exterior este cca. dublu fata de suprafaţa locuibila încălzita (la o

înălţime de max. 3m). Spaţiul se micşorează proporţional cu îmbunătăţirea caracteristicilot

termotehnice ale anvelopei clădirii.

De exemplu, pentru o clădire de 200 mp a cărei izolaţie exterioara este clasica (nu

conţine elemente speciale de izolaţie cum ar fi: izolaţie exterioara cu polistiren, geamuri uşi

termoizolante, etc.) este necesar un spaţiu exterior pentru captatoarele plane de cca. 400mp.

Aceeaşi clădire cu izolaţia îmbunătăţita poate avea un necesar de spaţiu pt.

captatoare de 300 mp sau chiar mai mic in cazul realizării unei “case eficiente” (casa cu

consum redus de energie).

La dimensionarea captatoarelor plane se tine cont bineînţeles si de calitatea solului

şi, în special, de conductivitatea termică a diferitelor categorii de soluri în care sa por monta

captatorii orizontali (nu se pot amplasa asemenea sisteme pe sol stâncos).

Fig. 5.11 Pompă de căldură sol-apă cu cu captatoare orizontale (plane)

Fig.5.12 Amplasarea captatoarelor plane ân pământ (1)

Fig.5.12 Amplasarea captatoarelor plane în pământ (2)

Materialul din care sunt realizate captatoarele este polietilena. Circuitul se îngroapă

la 1-1.5m in sol, suprafaţa de pământ superioara captatoarelor puţind fi cultivata.

Circuitul captatoarelor este umplut cu soluţie antigel (glicol) pentru a se evita

givrarea sistemului.

Avantajele sistemului: fiabil, COP relativ ridicat.

Dezavantajul principal al sistemului se referă la suprafaţa, relativ mare de teren

necesară amplasării unui colector (precum şi faptul că, acest colector nu poate fi amplasat în

orice categorie de sol) şi investiţia iniţială ridicată.

V.1.4.2 Pompa de căldură sol-apă cu sonde de adâncime (captatoare verticale)

Datorită suprafeţei mari necesare pentru montarea colectorilor orizontali pentru sol,

este dificila realizarea chiar şi în cazul locuinţelor noi din motive de spaţiu. În special în

oraşele aglomerate, cu suprafeţe foarte mici spaţiul este limitat. Din acest motiv, în prezent,

se montează cu preponderenţă sonde verticale de căldură pentru sol, care se pot introduce la

adâncime de 50 până la 150m. O astfel de instalaţie este prezentată în figura 5.13

Sistemul cu sonde verticale are acelaşi principiu la baza cu cel al captatoarelor

plane. Sistemul se pretează acolo unde nu dispunem de spaţiu suficient in jurul construcţiei.

La dimensionarea sondelor se tine cont si de calitatea solului. Practic, daca nu exista

prevederi legale speciale, forajele se pot executa până la 250 m.

In general sondele de adâncime se forează la100m iar in cazul ca nu sunt condiţii la

50m.

Fig. 5.13 Pompă de căldură sol-apă cu cu captatoare verticale

Distanta dintre sonde este de minim 5m.

De regulă se montează patru tuburi paralele, (sondă cu tub dublu cu profil U). Apa

sărată curge în jos din distribuitor în două tuburi şi este recirculată în sus, prin celelalte două

tuburi spre colector. Toate golurile dintre tuburi se vor umple cu un material termoconductor

numit betonit. O astfel de sondă este prezentată in figura 5.14

Fig.5.14 Sondă de adâncime cu tub dublu şi profil U

O altă variantă este formata din tuburi coaxiale cu un tub interior din material plastic

pentru alimentare şi un tub exterior din material plastic pentru recircularea apei sărate

(fig.5.15).

Fig.5.15 Sondă de adâncime cu tub uri coaxiale

Ca avantaje: fiabilitate ridicata, nu ocupa spaţiu mare, COP ridicat (având in vedere

ca "sursa rece" este mai" calda" ca in cazul captatoarelor plane), nu necesita aprobări

speciale de mediu. Dezavantaje: investiţie mai mare, necesita utilaje speciale, personal bine

pregătit in execuţia lucrării.

Sondele de căldură pentru sol se montează în funcţie de model, cu utilaje de foraj.

Fig.5.16 Utilaj de foraj (1)

În acele regiuni cu soluri ce por fi uşor forate sondele din polietilenă sunt puse în

operă cu ajutorul unor instalaţii de foraj cu spălare cu apă. Pentru aceasta se utilizează o sapă

de foraj cu diametrul de cel puţin 90mm. Apa este pompată cu mare presiune prin aceasta

sapă de foraj şi aduce la suprafaţă materialul dislocat. Materialul dislocat este depozitat într-

o groapă în apropierea forajului. Apa în exces este preluată de la partea superioară a acestei

gropi şi reutilizată în procesul de forare. În momentul atingerii adâncimii de foraj prevăzute

se introduce în gaura de foraj o sondă deja pregătită verificată la presiune şi plină cu apă.

Apoi sonda de foraj este ridicată şi demontată bucată cu bucată.

Fig.5.17 Utilaj de foraj (2)

În final gaura forată se umple din nou cu pământ. Ca material de umplere se poate

folosi betonitul.

Dacă în timpul forajului au fost perforate straturile impermeabile, acestea trebuiesc

refăcute la umplere. Pentru procedeul mai sus amintit costurile estimate pentru condiţii

geologice forabile sunt apreciate la 35-40$ pe fiecare metru de sondă.

Aceste costuri sunt însă puternic dependente de structura subsolului şi de procedeul

de foraj utilizat.

Pentru aceste tipuri de instalaţii este necesară o aprobare de la organele competente.

Numeroase instalaţii cu pompe pentru sonde de căldură, pentru sol funcţionează de

mulţi ani fără a prezenta vreo defecţiune şi sunt preferate de utilizatori. Conform

măsurătorilor efectuate în condiţii hidrogeologice bune, mai ales în cazul în care există apă

freatică curgătoare, este posibilă funcţionarea monovalentă a pompelor de căldură fără

răcirea pe timp îndelungat a solului.

Premisa pentru proiectarea şi montarea sondelor de căldură pentru sol o reprezintă :

cunoaşterea exactă a caracteristicilor solului

modului de aşezare a straturilor

rezistenţa mecanică a solului

existenţa apei subterane, cu stabilirea nivelului acesteia şi a direcţiei de

curgere.

V.1.4.3 Pompa de căldură sol-apă cu vaporizare directă

Are acelaşi principiu de funcţionare ca şi pompa de căldură in varianta sol-apă cu

captatori plani deosebirea constând în faptul că circuitul secundar de antigel este înlocuit de

agentul primar al pompei de căldură.

Circuitul propriu-zis al pompei de căldură) Circuitul agentului termic (apa)

Fig.5.18 Schema de principiu a pompei de caldură sol-apa cu vaporizare directă

în sol

Aşadar, la sistemul cu vaporizare directa nu mai exista un circuit separat de captare,

circuitul agentului frigorific având rolul de circuit de captare, fiind îngropat direct in sol,

devenind captatorul "sursei reci".

Acest circuit "direct" este realizat din ţeava de cupru fără suduri si cu un manşon de

protecţie din polietilena. Circuitul se îngroapă la cca. 1-1,5m si se aşează pe un pat de nisip.

Avantajele acestui sistem sunt: COP foarte ridicat, fiabilitate mai mare fata de

sistemul cu captatoare plane, se micşorează suprafaţa ocupata de captatoare fata de sistemul

cu captatoare plane.

Dezavantaje: este limitata plaja de putere (astfel de sisteme in momentul actual nu

depăşesc 30-50kW).

Ca si in cazul captatoarelor plane la dimensionare se tine cont de calitatea solului.

Un sistem cu totul original si cu avantaje suplimentare in funcţionare, este sistemul

NEURA care are un schimbător de căldura intermediar, un sistem electronic de reglare a

turaţiei compresorului funcţie de sarcina, iar agentul frigorific R407C este înlocuit cu gaz

lichefiat (propan – R290).

Prin dimensionarea adecvata a compresorului se obţine un sistem cu performanta

foarte ridicata si cu un înalt grad de fiabilitate.

O consecinţa directa a acestor avantaje este reducerea spaţiului necesar captării cu

cca. 15-20% şi, implicit, mărirea plajei de putere.

Funcţionarea lina a compresorului măreşte substanţial durata de funcţionare si duce

la creşterea randamentului pompei de căldură.

Aceste sisteme depăşesc orice aşteptări ajungând la un COP aproape de 7 cu

funcţionarea in regim de turaţie redusa si ecart minim de temperatura.

Fig.5.19 Schema de principiu a pompei de caldură sol-apa cu vaporizare directă

în sol (cu schimbător de căldură intermediar – sistem NEURA)

Fig.5.19 Pompă de caldură sol-apa cu vaporizare directă în sol (cu schimbător de

căldură intermediar – sistem NEURA)

Un avantaj major al sistemului NEURA este ăi faptul că pompă de căldură este

amplasata in exteriorul casei intr-o cutie speciala din fibra. Nu ocupa spaţiu, nu produce

zgomot.

V.2 CONCLUZII

Dezvoltarea pompelor de căldură din ultimii ani, cu agenţi frigorifici noi,

schimbătoare de căldură şi modele avansate constructive la compresoare a condus la

ridicarea substanţială a coeficientului de performanţă în aceleaşi condiţii de funcţionare.

La aceasta se adaugă şi o optimizare a tehnicii instalaţiilor şi a surselor de căldură

cât şi o asigurare a calităţii prin norme speciale pentru pompele de căldură.

Astfel pompele de căldură nu economisesc doar energia primară ci reduc şi emisiile

de CO2 din atmosferă.

În România pompele de căldură ca sisteme de încălzire sunt aproape necunoscute.

În acest context, specialiştii depun eforturi susţinute pentru popularizarea acestora şi

familiarizarea potenţialilor beneficiari cu noţiunea de eficienţă energetică şi energie

ecologică.

Specific pentru proiectarea unui sistem de încălzire/climatizare/preparare apă caldă

de consum/ventilaţie cu pompă de căldură, este alegerea pentru fiecare obiectiv, în parte, a

tipului şi modelului în funcţie de datele obiectivului şi opţiunile beneficiarului.

Tehnologii Energetice II

Documents

Transcript of Tehnologii Energetice II