Motoare termice. Solutii tehnice si scheme de cogenerare

CAPITOLUL I

Soluţii tehnice şi scheme de cogenerare cu motoare termiceTipuri si caracteristici de motoare termice utilizate pentru cogenerare

1. Motoarele cu ardere interna cu piston pot fi clasate in funcţie de evoluţia fluidului motor in motoare cu piston cu evoluţie alternativă sau rotativă (fig.1.1). În prezenta lucrare s-au luat în considerare pentru echiparea CET laborator tipurile de motoare cu ardere interna pe gaz natural, cu piston şi mişcare alternativă.2. Motoarele termice se împart după mai multe criterii, dintre care se enumeră:

procedeul de aprindere a combustibilului; durata ciclului; procedeul de formare a amestecului aer-combustibil; numărul de curse ale pistonului in care se realizează ciclul motor; starea de agregare a combustibilului; numărul de combustibili utilizaţi; sensul de rotaţie; numărul de cilindri.

3. Motoarele cu ardere interna se compun din: mecanismul motor; ansamblul de sisteme auxiliare; aparatura de control şi automatizare a funcţionarii.

4. Mecanismul motor este format din doua parţi:a) partea mobilă numită mecanism bielă-manivelă şi care cuprinde următoarele

organe principale:- piston;- bielă;- axa cu came;- arbore motor (arbore cotit)b) partea fixă este compusă din cilindrul chiulasei si carter.

Ansamblul de sisteme auxiliare este format din:

sistemul de distribuţie;sistemul de alimentare cu combustibil;sistemul de aprindere;sistemul de răcire;sistemul de ungere;sistemul de filtrare;sistemul de pornire;sistemul de supraalimentare;

Aparatura de control şi automatizare este alcătuită din diferite aparate de control pentru măsurarea presiunilor, temperaturilor, turaţiei, etc. precum şi bucle de automatizare privind încărcarea în putere, reglarea temperaturii agentului de răcire la intrarea în motor, protecţii privind supraturaţia, temperatura minimă si maximă admisa, etc.

FIG1.1. Secţiune printr-un cilindru cu motor termicLegenda:1-piston; 2-canal de admisie; 3-supapă de admisie; 4-supapă de evacuare; 5-

canal de evacuare; 6-cilindru; 7-bielă manivelă; 8-arborele cotit; 9-sistem de aprinderepmi- punct mort inferior; pme- punct mort exterior.În funcţie de ciclul termic după care are loc producerea lucrului mecanic

motoarele se pot împărţi în:motor cu aprindere prin scânteie (motor funcţionând după ciclul Otto, Beau de

Rochas), m.a.s.;motor cu aprindere prin comprimare (motor funcţionând după cilul Diesel),

m.a.c.;motor cu aprindere prin jet de combustibil (motor funcţionând după ciclul

Sabathe, Seilinger), motor Diesel-Gaz (dual-fuel).Mărirea puterii care poate fi obţinută de un motor se poate face prin folosirea

suplimentarii, prin intermediul unor turbosuflante cu turaţie ridicată, variabilă, ce folosesc gazele de ardere ieşite din motor ca fluid termodinamic de antrenare.

Pentru aceeaşi putere la cuplă, datorită supraalimentării volumul ocupat de motor scade faţă de motorul nesupraalimentat cu cca. 23-29%. Toate motoarele folosite pentru cogenerare sunt supraalimentate, datorita avantajelor aduse de supraalimentare.

Motoare cu aprindere prin scânteie. Motoarele cu aprindere prin scânteie pot funcţiona cu doua tipuri de

combustibil: lichid;gazos.Motoarele funcţionând cu combustibil gazos se numesc motoare termice cu

gaz, pe scurt motoare cu gaz. Gazul folosit poate fi gaz metan, gaz de cocserie, gaz de sondă etc.

Motoarele cu aprindere prin scânteie au nevoie ca amestecul aer-combustibil să fie pregătit într-un echipament special înainte de a intra în piston, numit sistem de carburaţie. Arderea amestecului combustibil se realizează în momentul în care acesta a fost comprimat, pistonul ajungând în punctual motor (mort) superior.

Procesul de aprindere este declanşat de o bujie, amorsarea făcându-se datorită unei scântei electrice produsa de aceasta.

Motoarele cu gaz se împart în funcţie de excesul de aer cu care funcţionează in două mari categorii:

motoare cu gaz cu amestec bogat (motoare standard) cu α=1,2~1,3;motoare cu amestec sărac (lern burn) cu α>1,5.

Caracteristicile unei maşini sunt date mai jos:alezaj (diametrul interior al cilindrului);cursa (deplasarea pistonului între PMI si PMS);cilindreea (volumul total al cilindrilor);numărul de supape;configuraţia cilindrilor;raportul de compresie;sensul de rotaţie;turaţia;viteza medie a pistonului;puterea medie pe cilindru;presiunea medie efectivă;dispoziţia cilindrilor;supraalimentarea;indice de metan (pentru motoare cu gaz) / cifră octanică (pentru motoarele cu

combustibil).Motoare cu aprindere prin comprimare.Motoarele cu aprindere prin comprimare diferă de motoarele cu prindere prin

scânteie prin faptul că nu mai este necesara prezenta carburatorului şi nici a bujiei care să amorseze procesul de ardere.

Motoarele diesel se împart în două mari categorii:motoare diesel lente;motoare diesel rapide.Principiul motorului cu prindere prin comprimare este autoaprinderea

combustibilului prin atingerea parametrilor critici ai acestora. Compresia aerului se realizează în cilindru, in apropierea punctului mort inferior, apărând injecţia combustibilului. Acesta se dispersează în masa aerului aflat la presiune si temperatură ridicată, producând explozia amestecului cu ardere instantanee în toată masa.

Avantajele motorului cu aprindere prin comprimare fata de motorul cu aprindere prin scânteie sunt:

randament mi bun;pericol de incendiu, de explozie redus;permite folosirea unui combustibil mai ieftin, mai greu volatile;nu apar zone moarte si nici front de flacără.Dezavantajele motorului cu aprindere prin comprimare este acela că în

combustibilul folosit se găseşte sulf, ceea ce presupune măsuri pentru îndepărtarea SO2 produs în timpul arderii.

Motoare cu aprindere prin jet de combustibil.

Sunt folosite pentru minimizarea costului combustibilului, deoarece utilizează atât un combustibil gazos cât şi unul lichid. Elementele de construcţie funcţionare îmbină cele doua tipuri de motoare descrise anterior. Motoarele cu aprindere prin jet de combustibil au carburator, pentru realizarea amestecului aer-gaz, dar nu au bujie aprinderea făcându-se prin injecţia combustibilului lichid. Acest motor necesită un grad de automatizare mai avansat pentru că procesul de funcţionare este mai complicat.

Caracteristicile tehnice de funcţionare sunt identice cu cele ale motoarelor anterior descrise.

1.5.Analiza tehnică a soluţiei de cogenerare cu motoare termice.

Ciclul motoarelor termice folosite pentru cogenerare se deosebeşte de ciclul clasic de cogenerare cu turbine prin următoarele:

pe parcursul ciclului de producere a lucrului mecanic, agentul de lucru nu îşi schimbă starea de agregare;

producerea energiei termice se realizează cu schimbătoare recuperative;se considera că în cazul recuperării de căldura din gazele de ardere, nu toată

căldura poate fi recuperată;existenţa recuperatorului de căldură pe traseul gazelor de ardere introduce o

cădere suplimentară de presiune ce va influenţa lucrul mecanic produs de motor. Puterea motorului poate scădea cu cca. 1 -1,5%.

Analiza soluţiei de cogenerare utilizând motoare termice se face in funcţie de tipul motorului, respectiv după tipul ciclului după care acesta va funcţiona. În proiectul de faţă s-a luat în considerare motoare de cogenerare cu aprindere prin scânteie, pe combustibil gazos si supraalimentare cu turbosuflantă (fig.1.2).

Fig 1.2. Schema centralei cu motor termic si cazan de vârf folosită pentru încălzire.

Legenda:S1- schimbător recuperator de înaltă temperatură;S2- schimbător de echilibru;S3- schimbător recuperator de joasă temperatură;S4- schimbător încălzire apă caldă;SR- schimbător recuperator a căldurii gazelor de ardere;CV- cazan de vârf.

Sistemul se foloseşte şi ca sistem de rezerve electric pentru ca în cazul în care dispare alimentarea din reţea, compresorul se poate debranşa, motorul termic rămânând să acţioneze generatorul electric ce se poate încărca foarte repede.

1.6. Analiza termodinamică. Randamente. Analiza energetică.

Motoarele termice funcţionează după diverse cicluri termodinamice ce diferă intre ele în funcţie de natura evoluţiei procesului de transmitere a căldurii ciclului motor.

Procesele de ardere pot fi:

izocor (ciclul Beau de Rochas, Otto) → motoare cu aprindere prin scânteie;izobar (ciclul Diesel) → motoare cu aprindere prin comprimare;mixt – izobar şi izocor (ciclul Sabathe, Selinger) → ciclul după care

funcţionează motorul dual-fuel.

Fig.1.3. Diagramele entropice de stare p-V şi T-s pentru arderea izocoră

Fig.1.4. Diagramele entropice de stare p-V şi T-s pentru arderea izobară

Fig.1.5. Diagramele entropice de stare p-V şi T-s pentru arderea mixtă

Pentru ciclul teoretic, procesele desfăşurate în cilindru sunt următoarele:

a-c → proces de comprimare (transformare adiabatică);c-y → arderea combustibilului (transformare izocoră);c-y’ → arderea combustibilului (transformare izobară); pentru motoarele DUAL-

FUEL punctul ”y” este punctul de începere a injecţiei de combustibil lichid.yb / y’b → destinderea gazelor (transformare adiabată);ba → evacuarea gazelor de ardere (transformare izocoră).

În cazul ciclului real apare suplimentar faptul că, după fiecare ciclu, agentul termic va fi evacuat din motor, fiind înlocuit de un nou amestec aer-combustibil sau aer (închiderea ciclului se face practic prin atmosferă, prin preluarea aceluiaşi combustibil şi aceluiaşi volum la fiecare ciclu).

Ipotezele referitoare la fluidul motor pentru ciclul teoretic: este un agent perfect; are compoziţia invariabilă.

Ipoteze referitoare la ciclul în cazul ciclului teoretic: masa fluidului este invariabilă pe ciclu; procesul de ardere este înlocuit cu un transfer de căldură de la sursa

caldă; cedarea de căldură către sursa rece este instantanee(evacuare din

motor); comprimarea şi destinderea sunt adiabate - izentrope; aspiraţia / evacuarea au loc fără apariţia laminării; evacuarea liberă a gazelor de ardere este răcire izocoră;

Principalele mărimi care apar in cazul ciclului teoretic sunt următoarele: raportul de comprimare

(1.1)

unde s-a notat cu:Va – volumul maxim ocupat de fluidul motor(la sfârşitul fazei de aspiraţie);Vc – volumul minim ocupat de fluidul motor (la sfârşitul fazei de compresie).raportul de creştere a presiunii (pentru procesul izocor de ardere);

(1.2)

unde:py – presiunea în punctul y ;pc – presiunea în punctul c.

raportul de destindere prealabilă;

(1.3)

unde:Vy’ – volumul ocupat de fluidul motor in punctul y’;Vc – volumul ocupat de fluidul motor în punctul c.

Pentru toate cazurile se va considera exponentul adiabatic egal cu 1,4 (cel al aerului, considerat gaz perfect).

Cantitatea de căldura primită de ciclu este dată de o ecuaţie de forma:

; (1.4)

unde:m – masa fluidului motor;cx – căldura specifică medie;Tc – temperatură medie de evacuare;Ti – temperatură medie de intrare;x – parametru ce rămâne constant in timpul arderii.

Pentru procesele izocore de ardere:

; (1.5)

Pentru procesul izobar de ardere:

; (1.6)

Pentru procesul mixt de ardere:

; (1.7)

Expresiile căldurilor evacuate din ciclu vor fi date de următoarele ecuaţii:

Pentru procesul de ardere izocor:

; (1.8)

Pentru procesul izobar de ardere:

; (1.9)

Pentru transferul mixt de transfer de căldură:

; (1.10)

Randamentul termic este:

(1.11)

Pentru ciclul cu introducere izobară a căldurii randamentul este:

(1.12)

Pentru ciclul cu introducere izobară a căldurii randamentul este:

(1.13)

Pentru ciclul cu introducere mixtă a căldurii randamentul este:

(1.14)

In cazul ciclurilor termodinamice randamentul nu depinde de agentul termic introdus si nici de excesul de aer.

Temperatura medie superioară se defineşte ca temperatura medie de proces de introducere de energie din ciclu.

; (1.15)

unde:ΔS – variaţia de entropie în timpul procesului de transfer de căldură la sursa

caldă.

(1.16)

unde:ηex - randament exergetic;T0 – temperatura mediului ambiant.

Pentru ciclul cu introducere izocoră a căldurii este:

(1.17)

(1.18)Pentru ciclul cu introducere izobară a căldurii este:

(1.19)

(1.20)Pentru ciclul cu introducere mixtă a căldurii este:

(1.21)

(1.22)Se defineşte randamentul corectat al ciclului motorului termic:

(1.23)

unde:Pr – puterea obţinută intr-un ciclu real;ηr = ηt*ηc;ηc – raportul dintre randamentul ciclului teoretic si al celui real.

Randamentul mecanic al motorului:

(1.24)

(1.25)unde:Pe – puterea la bornele generatorului acţionat de motorul termic.

Randamentul global al grupului motor termic-generator electric va fi:

(1.26)

1.7. Indicatori tehnici caracteristici soluţiei de cogenerare cu motoare termice.

Randamentul termic total:

(1.27)

unde:Pe – puterea electrică;Qt – cantitatea de căldură livrată consumatorilor;Qcb – cantitatea de căldură introdusă de combustibil;Qapa – cantitatea de căldură recuperată din apa de răcire;Qg – cantitatea de căldură recuperată din gazele de ardere.

Randamentul încălzirii:

(1.28)

În cazul folosirii unui cazan de vârf randamentul total devine:

(1.29)

unde:QCET – cantitatea totală de căldură livrată de centrală;QCAF – cantitatea totală de căldură livrată de CAF;QcbCAF – cantitatea de căldură introdusă ca energie cu combustibilul în CAF.

La motoarele termice apare o recuperare parţială a căldurii din gazele de ardere:

; (1.30)unde:Tev – temperatura gazelor de ardere la evacuarea din motor;T - temperatura gazelor de ardere la ieşirea din recuperator.

; (1.31)

Dacă cg = constant, atunci:

(1.32)

unde:x – grad de recuperare a căldurii din gazele de ardere.

Din analiza relaţiilor (a randamentului încălzirii, a celui electric şi a cogenerării) se va observa că în urma motoarelor termice vor rezulta următoarele observaţii:

randamentul termic total va creşte pe măsură ce creşte randmentul producerii energiei electrice de către motorul termic şi va apare o mai mare recuperare a căldurii provenite din răcire si gaze de ardere;

mărimea gradului de recuperare va duce la o creştere parţială a cantităţii de căldură posibilă de a fi livrată consumatorilor, pentru că o altă cotă de căldură se va obţine din răciri tehnologice.

1.8. Indici de termoficare

(1.33)

unde:Pt – putere produsă în termoficare;qt – căldură produsă în termoficare;

(1.34)

unde:

; (r – coeficient de recuperare pentru un anumit motor) (1.35)pentru x = 1 va rezult:

(1.36)

Din relaţiile 1.34 şi 1.36 rezulta:

(1.37)

(1.38)unde:z- indice de structura

CAPITOLUL II

PREZENTAREA GENERALA A CENTRALEI ELECTRICE DE TERMOFICARE- LABORATOR

2.1. Funcţiile principalelor categorii de instalaţii din CET-Laborator

Centrala electrică de termoficare (CET) reprezintă un complex de instalaţii care au ca scop transformarea unei forme primare de energie, în cazul nostru energia chimică a combustibilului, in forme finale de energie termică si electrică pe care le furnizează consumatorilor. Lanţul principalelor transformări energetice care au loc în CET este prezentat principial în figura 2.1.

Fig.2.1. Lanţul transformărilor energetice în CET-Laborator

In cazul CET-Laborator, combustibilul de baza îl reprezintă gazele naturale, care prin ardere în cazane energetice se transformă în energie termică. Căldura astfel degajată prin ardere este preluată de apa de alimentare a cazanului care se vaporizează si în continuare aburul se supraîncălzeşte. Aburul supraîncălzit se destinde în turbine obţinându-se astfel lucrul mecanic util. In turbogenerator energia mecanică este transformată în energie electrică prin efect electromagnetic. Pentru alimentarea cu căldură a consumatorilor se foloseşte energia unei părţi din abur a cărui destindere în turbină se face parţial (abur extras la prize). Restul aburului se destinde total până în apropierea presiunii de saturaţie corespunzătoare temperaturii apei de răcire, se condensează în condensator, iar căldura preluată de apa de răcire este disipată la nivel coborât de temperatură în mediul ambiant.

O altă categorie de instalaţii ale CET-Laborator realizează modificări ale parametrilor unora dintre formele lanţului de transformări energetice. Acest rol îl au transformatoarele electrice şi respectiv staţiile de reducere-răcire a aburului. Alte instalaţii importante folosite pentru modificarea parametrilor energetici in CET-Laborator sunt cele intercalate pe circuitul apă-abur care închide ciclul Rankine prin degazor, cazan, turbină şi condensator. Astfel după schimbarea stării de agregare a purtătorului de energie în condensator are loc în continuare ridicarea presiunii si temperaturii condensatului prin pompele de alimentare si preîncălzitoarele regenerative, ajungând la parametrii necesari alimentării cazanului.

0 a treia categorie de instalaţii o reprezintă instalaţiile de transport ale purtătorilor diferitelor forme de energie, respectiv conductele de gaze, apă, abur şi aer comprimat, precum si diversele tipuri de conductoare electrice.

Pe lângă aceste echipamente si instalaţii enumerate, CET-Laborator mai este prevăzută şi cu alte categorii de instalaţii, îndeplinind funcţiuni de tratarea chimică a apel, răcirea apei de răcire (turnurile de răcire), producerea de aer comprimat precum şi un sistem de conducere şi urmărire a funcţionării instalaţiilor in camerele de comandă electrică si respectiv termică (măsură, protecţie, automatizare, comandă)

Pe lângă alimentarea consumatorilor din exterior, centrala laborator mai trebuie să-şi alimenteze consumatorii săi interni sau proprii de energie (motoare pompe, ventilatoare, iluminat, încălzit etc).

2.2. Amplasarea instalaţiilor si funcţiile lor principale în CET-Laborator

Amplasarea în teren a CET-Laborator este prezentată in figura 2.2. Instalaţiile centralei sunt dispuse practic în trei construcţii principale:A - corpul principal, în care sunt amplasate majoritatea instalaţiilor tehnologice

ale centralei (cazane, turbine condensatoare, staţiile electrice de 10 kV si 0,4 kV, camerele de comandă, PRAM, etc);

B - corpul cuprinzând staţia de tratare chimica (dedurizarea apei) şi staţia de producere a aerului comprimat folosit în CET şi furnizat consumatorilor externi;

C - turnul de răcire a apei umed, cu circulaţie naturală, care evacuează în atmosferă căldura din apa de răcire a centralei ;

In cele ce urmează se prezentată succint dispoziţia utilajelor şi sunt arătate funcţiunile celor mal importante instalaţii din corpul principal al CET-Laborator. Ordinea de prezentare din text este aceeaşi cu numerotarea instalaţiilor pe planurile la cota 5,3 m şi la cota zero ale corpului principal al centralei din fig.2.3. şi 2.4. (cota zero este cota terenului).

Fig.2.2. Amplasarea pe teren a CET-LaboratorLegendaA - corpul principal; B - staţiile de epurare chimică a apei şi de aer comprimat; C

- turnul de răcireD - catedra de cazane şi turbine (laboratoare)Instalaţiile termomecanice sunt grupate in două mari săli ale corpului principal

(clădirea A): sala cazanelor şi sala maşinilor.

In sala cazanelor sunt amplasate două cazane de abur supraîncălzit (1 şi 2), fiecare cu un debit de abur nominal de 12 t/h la presiunea de 35 bar şi temperatura 400 °C. Lângă cazane sunt dispuse următoarele:

- tablourile locale de comanda (3, 4);

- ventilatoarele de aer, cate unul pe cazan amplasate la cota zero (5,6);-ventilatoarele de gaze de ardere, care sunt instalate pentru cele două cazane

de abur ( la cota 12 a), (7);-expandorul de purja intermitentă (8) şi expandorul pentru purjarea continuă a

cazanelor în scopul reducerii de săruri din cazane când aceasta nu corespunde din punct de vedere calitativ;

În imediata apropiere a sălii cazanelor, dar în exteriorul acesteia sunt amplasate:

- coşul de fum (9), înalt de 20 m, comun pentru ambele cazane;-amortizorul de zgomot pentru aburul eşapat în atmosferă pe durata pornirii

cazanelor (10).

Instalaţiile din sala maşinilor sunt dispuse pe două niveluri, unul la cota 5,3 m, iar celălalt la cota zero.

La cota 5,3 m sunt dispuse grupurile generatoare nr.l, 2 şi 4 acţionate cu turbine cu abur (11, 12, 14) şi grupul nr.3 format dintr-un motor Diesel de 375 CP cuplat cu un generator sincron de 265 kVA (13) ce poate sigura consumurile electrice de servicii proprii în cazul căderii alimentarii cu energie electrica din reţeaua naţională. Tablourile locale pentru comanda şi conducerea acestor grupuri sunt amplasate la aceeaşi cotă 5,3 m, în imediata vecinătate a lor.

Turbina cu abur şi generatorul grupului nr.3 sunt dispuse în exteriorul sălii maşinilor (15). Într-o închidere uşoară din panouri metalice izolate termic. Caracteristicile celor patru grupuri cu turbine cu abur sunt prezentate în tabelul 2.1.

Sala maşinilor dispune pentru mecanizarea lucrărilor de reparaţii de un pod rulant de 2 tf.

La cota 5,3 m se mai găsesc instalaţiile de ejectoare cu abur necesare pentru extragerea gazelor necondensabile si menţinerea vidului în condensatoarele grupurilor 1 şi 2. Pentru încălzirea condensatului de la turbine, la cota 5,3 se află un preîncălzitor de suprafaţă (21), încălzit cu abur şi apoi degazorul termic cu rezervorul de apă de alimentare (22)

Tabel 2.1. Caracteristicile principale ale turboagregatelor

Denumirea

Tipul Puterea Parametrii Presiuni la: Contra- Turaţie

turbinei aburului viu condensator

priză Presiune

pre-siune

temp.

kW bar °C bar bar bar rot/min

Turbina nr.l

Condensaţie 2000 35 400 0,04 - - 3000

Turbina nr.2

Condensa-tor şi priză

1500 35 400 0,07 12 - 7500

Turbina n Contra- 450 13 350 - - 1,2 6000

r: 4 presiune.1,2

Turbina n r. 5

Condensaţie şi priză de termoficare

32002000

35 400 0,08 4,5 - 3000

Celelalte instalaţii principale ale turbinelor cu abur sunt amplasate între cota zero şi cota 5,3. Condensatul rezultat din condensatoarele turbinelor nr. l, nr. 2 şi nr. 5 este preluat de către pompele de condensat (23) care îl trimit prin preîncălzitoarele ejectorului (20) şi preîncălzitorul (21) până în degazor (22). De aici apa este preluată de către pompele de alimentare (24, 25), şi pompată la cazane. CET-Laborator a fost echipată cu trei pompe de alimentare, două acţionate cu motor electric (24) şi una acţionată cu turbină de abur cu contrapresiune (turbopompă) (25).

Condensatul care se colectează prin scurgeri şi drenaje ajunge în rezervorul de puncte joase (27) şi este readus în circuitul principal, fiind pompat în degazor, cu ajutorul a două pompe de puncte joase (28).

La cota zero sunt amplasate şi instalaţiile anexe ale turbinelor: instalaţiile de răcire, de ulei şi pompele de condensat.

Circuitul închis al apei de răcire, apă care traversează condensatoarele turbinelor, răcitoarele de ulei pentru ungere (29) si răcitoarele de aer ale generatoarelor (30) este trimisă la turnul de răcire. Fiecare turbină are pompele proprii de apă de răcire, cate două la grupul 1 şi cate una la grupurile 2 şi 5. Mai exista încă două pompe (33) care asigură circulaţia apei pentru celelalte răciri tehnologice, între care răcitorul de ulei al grupului 4 şi răcitorul grupului Diesel.

CET-Laborator este echipat cu trei staţii de reducere-răcire (38) care au scopul de a reduce presiunea şi temperatura aburului până la valorile cerute de consumatorii care urmează a fi alimentaţi atunci când nu funcţionează turbinele centralei. Lângă staţii sunt amplasate şi două compresoare de aer tehnologic (39) pentru consumul propriu al CET şi un rezervor de aer comprimat (40).

Instalaţia de preparare a apei calde în sistemul de termoficare asigură încălzirea şi pomparea apei din reţeaua de apă fierbinte. Circulaţia apei de reţea se face în una sau în doua trepte de pompare (două pompe pentru prima treaptă de presiune (41) şi alte două pompe pentru cea de a doua treaptă de presiune (42)). Totodată mai sunt prevăzute două pompe de apă de adaos (43) care completează pierderile de apă din reţeaua de termoficare. Apa este preîncălzită parţial în două boilere de bază (46) înseriate cu un boiler de vârf (47) si parţial in răcitorul de condensat (45). Boilerul de vârf este amplasat în exteriorul clădirii. Încălzirea apei din circuitul de termoficare se face cu abur de la prizele turbinelor sau/şi din staţiile de reducere - răcire.

Instalaţia de tratare chimică a apei de adaos pentru cazane. Pentru buna funcţionare a instalaţiilor termomecanice este necesar ca apa de

alimentare a cazanelor să fie tratată chimic prin dedurizare si demineralizare în filtre cu mase schimbătoare de ioni. Apa preluată din reţeaua publica se introduce direct la demineralizare, pe când în cazul când se foloseşte apa din puţurile proprii (cu duritate ridicată, peste 27 grade Germane) se face mai întâi o dedurizare în staţia de epurare chimica.

Instalaţiile staţiei de tratare chimică a apel de adaos sunt dispuse în două săli suprapuse. In sala de la cota zero (48) sunt amplasate pompele, rezervoarele şi dozatoarele de reactiv. In sala de la cota 5,3 m (49) sunt filtrele grupate în două linii tehnologice, fiecare compusa cu cate un filtru mecanic şi câte două filtre cu mase schimbătoare de ioni, precum şi cate un decarbonator, parcurse în serie. Tot în această sală se găsesc instalaţiile anexe pentru spălarea şi regenerarea filtrelor şi pentru controlul calităţii apei. Decarbonatoarele de CO2 sunt amplasate în exteriorul clădirii.

Pentru completarea pierderilor din circuitul principal de condensat apa demineralizată este trimisă cu pompe speciale printr-un preîncălzitor (50) în degazor. In vederea asigurării gradului de alcalinitate pe care trebuie să-l aibă apa de alimentare a cazanelor, sunt prevăzute două rezervoare pentru soluţie de fosfat trisodic (51). Acest amestec este introdus în circuitul principal în aspiraţia pompelor de alimentare.

Camera de comandă termică (52)reprezintă punctul din care se realizează conducerea centralizată a unor instalaţii termomecanice din CET-Laborator şi anume, conducerea blocului energetic format din cazanul 1, turbina 1 şi turbina 5.

Dispoziţia spaţială şi tipurile tablourilor şi a pupitrelor de comandă (model minimod) coincid cu cele adaptate la actualele centrale termoelectrice din sistemul energetic naţional.

Staţiile electrice de conexiuni si transformare sunt amplasate la cota zero. Staţia de medie tensiune a centralei (56) pe 10 kV reprezintă nodul de legături electrice la care sunt racordate:

- generatoarele sincrone ale blocurilor generatoare;- transformatoarele de servicii proprii care alimentează staţia de 0,4 kV;- reţeaua de alimentare prin cabluri a posturilor de transformare din UPB si

consumatorii captivi (TV Naţional si FAST ECO);- liniile de legătură cu sistemul energetic naţional (staţiile de conexiuni

Cotroceni şi Militari)Transformatorul bloc al grupului nr.5 este dispus in exterior (57). Restul

transformatoarelor sunt instalate într-un şir de camere dispuse paralel cu staţia de 10 kV, pe partea dinspre exteriorul clădirii. Accesul în camerele transformatoarelor este posibil numai din exteriorul clădirii.

Cablurile de circuite secundare (semnalizare, comandă la distanţă etc.) vin către camera de comandă, de la staţiile centralei si de la posturile de transformare din reţeaua UPB printr-un puţ (59) la podul de cabluri.

Camera de comandă electrică (60) reprezintă punctul central din care se conduce funcţionarea CET-Laborator si a posturilor de transformare din reţeaua de alimentare cu energie electrică a UPB. In acest scop în camera de comandă sunt centralizate pentru informare - aparate de măsură şi dispozitive de semnalizare, iar pentru conducere - dispozitive de comandă manuală la distanţă, relee de protecţie si alte dispozitive de automatizare.

Bateria de acumulatoare (63) reprezintă sursa de energie de la care în caz de avarie si dispariţie totală a tensiunii alternative se asigură alimentarea consumatorilor proprii vitali şi iluminatul de siguranţă al centralei.

Laboratoarele AMC şi PRAM au rolul de a asigura întreţinerea instalaţiilor cu ajutorul cărora este supravegheată şi condusă funcţionarea centralei (66). Laboratorul

AMC - aparate de măsură si control – are sarcina să verifice diapozitivele pentru măsurarea, controlul, protecţia si automatizarea instalaţiilor neelectrice din centrală.

Laboratorul PRAM - protecţia prin relee, automatizări si măsurători - are aceleaşi sarcini, însă care privesc instalaţiile electrice din CET-Laborator si reţeaua de alimentare cu energie electrică a UPB.

Staţia de dedurizare a apei si staţia de compresoare.Modul în care sunt dispuse instalaţiile în staţia de dedurizare şi staţia de

compresoare grupate în clădirea B este reprezentat în figura 2.5.Staţia de aer comprimat a CET-Laborator alimentează consumatorii proprii, şi

consumatorii externi cu aer la presiunea cca. 7 bar şi cuprinde 3 compresoare de 900 m3/h, antrenate de motoare electrice sincrone cu putere unitară de 100 KW. Aerul absorbit din atmosferă este filtrat, comprimat şi răcit. In răcitorii de aer (10) se condensează şi se colectează apa şi se reţine uleiul, obţinându-se astfel şi purificarea aerului comprimat în limitele prescrise de norme. Aerul comprimat este introdus în 4 rezervoare de acumulare (12), fiecare cu capacitate de 12 m3. Reţeaua de aer comprimat este arborescentă, alimentând laboratoarele UPB.

Staţia de dedurizare din CET-Laborator pregăteşte apă de adaos pentru circuitul de termoficare şi pentru laboratoarele institutului. Apa este preluată din reţeaua publica sau din puţurile proprii şi este trimisă în rezervorul de apă brută (8), iar de aici prin pompele de apă (9) în cele trei filtre de tratare chimică a apei (7). Apa tratată este pompată într-un castel de apă aflat în interiorul coşului turnului de răcire, în scopul evitării îngheţului din timpul iernii (C).

Fig.2.3. Planul clădirii principale a CET-Laborator. Cota 0,0 m.

Fig. 2.4 Planul clădirii principale a CET-Laborator. Cota 5,3 m.

LEGENDA FIGURILOR 2.3 si 2.4 PRIVIND AMPLASAREA PRINCIPALELOR INSTALAŢII DIN CET-LABORATOR

1. Cazanul de abur supraîncălzit nr.12. Cazanul de abur supraîncălzit nr.23. Tabloul de comandă al cazanului nr.l4. Tabloul de comanda al cazanului nr.25. Ventilatorul de aer al cazanului nr.16. Ventilatorul de aer al cazanului nr.27. Ventilatoarele de gaze arse8. Expandorul pentru purtarea continuă şi intermitentă9. Coşul de fum10. Amortizorul de zgomot pe durata pornirii cazanelor

11. Grupul turbină-generator nr.l12. Grupul turbină-generator nr.213. Grupul motor Diesel-generator nr.314. Grupul turbină-generator nr.415. Grupul turbină-generator nr.516. Tabloul de comandă al grupului nr.l17. Tabloul de comandă al grupului nr.218. Tabloul de comandă al grupului Diesel nr.319. Tabloul de comandă al grupului nr.420. Ejectoarele şi preîncălzitoarele ejectoarelor la grupurile nr.l şi nr.221. Preîncălzitor de condensat22. Degazorul termic23. Pompe de condensat24. Electropompe de alimentare25. Turbopompa de alimentare26. Tabloul de comandă al pompelor27. Rezervor de puncte joase28. Pompe de puncte joase29. Răcitoarele de ulei pentru ungere30. Răcitoarele aerului din generatoarele nr.l şi nr.2 si nr.531. Turnul de răcire uscată32. Pompele circuitului de apă de răcire33. Pompe de apă pentru răcirea uleiului de ungere la turbina nr.4 cu

contrapresiune34. Pompele pentru ejectoarele hidraulice ale grupului nr.535. Pompele de condensat ale grupului nr.536. Pompa de ulei a grupului nr.537. Pompa de apă de răcire a grupului nr.5 38. Staţiile de reducere-răcire 39. Compresoare de aer40. Rezervor de aer comprimat41. Pompele primei trepte de presiune in reţeaua de termoficare 42. Pompele celei de a doua treapta de presiune in reţeaua de termoficare43. Pompa de adaos in reţeaua de termoficare44. Tablou de comandă al pompelor de termoficare45. Răcitorul de condensat din circuitul de termoficare46. Boilere de bază din reţeaua de termofioare47. Boilerul de vârf din reţeaua du termoficare48. Sala pompelor staţiei de tratare chimică a apei de adaos48a. Rezervoare substanţe chimice48b. Pompe substanţe chimice48c. Pompe apă adaos49. Sala filtrelor mecanice şi cu schimbătoare de ioni pentru apa de adaos50. Preîncălzitorul apei de adaos51. Rezervoare pentru emulsie de apă cu fosfat trisodic52. Camera de comandă termică53.a,b. Săli pentru pregătirea lucrărilor de laborator s1 instructaje54. Birou55. Magazie pentru echipamente termomecanice56. Staţia electrică de 10 kV57. Staţia electrică de 0,4 KV pentru alimentarea serviciilor proprii58. Transformatorul bloc al grupului nr.559. Puţ de cabluri către podul de sub camera de comandă electrică

60. Camera de comandă electrică61. Instalaţia de condiţionare a aerului pentru camera de comandă electrică 62. Magazie pentru echipamente electrice63. Sala bateriei de acumulatoare64. Instalaţia de ventilare a sălii acumulatoarelor a

65. Depozit de acizi66. Laboratorul AMC şi PRAM67. Atelierul mecanic al CET-Laborator68. Magazie69. Grup sanitar70. Vestiar71. Captatori solari72. Rezervorul de apă al instalaţiei da încălzire solară73. Platforma de încercări pentru cercetări termoenergetice

Figura 2.5. Plan de dispoziţie a utilajelor în clădirea staţiei de dedurizare – compresoare (B)

Legendă:1 - cameră pompe apă dedurizată (spre castelul de apă)2 - cameră staţie dedurizare3 - cameră staţie compresoare4 - cameră panouri de comandă pentru pompele puţurilor5 - rezervoare soluţie sare6 - pompe soluţie sare7 - filtre Na - cationice8 - rezervor apă brută9 - pompe apă brută

10 - compresoare11 - răcitoare de aer pentru compresoare12 - rezervoare de aer comprimat13 - filtru14 - tablouri de comandă pentru compresoare15 - tablouri de comandă pentru pompe

2.2 Încadrarea CET – Laborator în sistemul energetic

Centrala electrică de termoficare-laborator produce şi furnizează energie electrică consumatorilor de pe platforma UPB Grozăveşti, precum şi în sistemul electroenergetic prin interconectarea în staţiile de racord Cotroceni şi Militari.

Schema de conexiuni a CET-laborator are, pentru partea electrică, două noduri, numite bare colectoare, având tensiunea de 10 kV. Pe schema principială din figura 2.6 este reprezentată una dintre aceste două bare, cea de a doua fiind simetrică. La aceste bare colectoare se racordează grupurile centralei U.P.B., precum şi cele două cabluri de legătură cu reţeaua naţională.

Tot la acest sistem se racordează cele două transformatoare de servicii proprii TSP1 şi TSP2 .

Ambele sisteme de bare colectoare pot fi secţionate prin cate un întreruptor (de cuplă longitudinală), ceea ce îmbunătăţeşte condiţiile de siguranţă in funcţionare şi permite izolarea CET-laborator de sistemul electroenergetic. Această "izolare" este necesară pentru a nu deranja funcţionarea sistemului energetic precum şi a consumatorilor alimentaţi în cazurile în care la CET-laborator se produc anumite avarii sau se fac anumite lucrări cu caracter didactic sau de cercetare. Se permite de asemenea funcţionarea normală a U.P.B. în cazul unei avarii totale în sistem.

Generatoarele sunt legate bloc cu transformatoare ridicătoare de tensiune, având puterile nominale 4 MVA, la grupurile 1 şi 5 şi 0,63 MVA la nr.4.

Legăturile CET-laborator cu sistemul electroenergetic se face prin staţiile de transformare şi conexiuni de 110/10 kV Militari şi Cotroceni.

Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor de la barele de 10 kV ale staţiei de conexiuni a CET-laborator are loc prin intermediul mai multor perechi de cabluri (distribuitori) care alimentează 11 posturi de transformare 10/0,4 kV. Aceste posturi sunt echipate cu cate două transformatoare coborâtoare de tensiune de cate 630 kVA fiecare.

2.3 Instalaţii termomecanice

Instalaţiile din sala cazanelor

In centrala electrica de cogenerare complexul de instalaţii din sala cazanelor îndeplineşte funcţia de producere a agentului termodinamic sau termic - aburul.

In cazul CET-Laborator, capacitatea de producţie a cazanelor instalate asigura alimentarea cu abur a grupurilor turbogeneratoare nnr.1 şi nr5. Debitul instalat în cazanul Erste Brunner capabil de a funcţiona în regim de durată este de 12 t/h, iar principalele date tehnice sunt prezentate in continuare.

Acest cazan este capabil sa alimenteze turbina nr.1 AEG de putere 2 MWe, precum si boilerele de termoficare.

Instalaţia complexă din sala cazanelor mai cuprinde, pe lângă cele două cazane şi următoarele instalaţii comune:

-alimentarea cu combustibil;-sistemul de evacuare a gazelor (coşul de fum);

-sistemul de răcire a apei rezultata din purjare;-sistemul de eşapare în atmosferă a aburului la pornirea cazanelor (amortizorul

de zgomot);-dispozitivele de preluare-răcire a probelor de apă din cazan.Instalaţia de alimentare cu combustibil a CET-Laborator cuprinde staţia de

reducere reglare precum si rampele de alimentare ale arzătoarelor cazanelor.Tot în staţia de reglare se află şi debitmetrele şi dispozitivele pentru

contorizarea consumului total de gaze.

Fig.2.6. Schema instalaţiei de alimentare cu combustibil a cazanului de abur

Schema cuprinde o serie de ventile manuale sau cu acţionare electrica care îndeplinesc următoarele funcţii:

-ventilul manual de închidere (2) separa instalaţia de alimentare cu combustibil de reţeaua de distribuţie in perioadele de nefuncţionare ale cazanului;

-ventilul electromagnetic (6) are rol de protecţie , închizând la stingerea flăcării din focar (in urma unei comenzi date de supraveghetorul de flacăra (12), la oprirea ventilatoarelor de gaze şi de aer de ardere, iar scăderea sau creşterea presiunii gazului natural peste valori minime, respectiv maxime admise şi la scăderea nivelului din tambur sub o valoare minimă admisă;

-ventilul de reglaj cu acţionare electrică (7) reglează debitul de combustibil în funcţie de sarcina cazanului;

-ventilele manuale (8) separă circuitul de alimentare al arzătorului pilot de cel al arzătorului principal;

-ventilul electromagnetic (9) închide la dispariţia flăcării in focar fiind comandat de supraveghetorul de flacăra (12);

-ventilele de aerisire (3) care permit aerisirea conductei în perioadele de nefuncţionare a cazanului.

Supraveghetorul de flacăra (12) este montat in capul arzătorului pilot si este echipat cu o celula fotoelectrica care, la dispariţia flăcării in focarul cazanului, comanda închiderea ventilelor electromagnetice de admisie gaze naturale.

Principalele caracteristici funcţionale si constructive pentru Cazanul nr.1

combustibil principal : Gaz naturaldebit nominal de abur:12 t/h parametrii nominali ai aburului: 40 bar, 400 °C temperatura apei de alimentare:100°C temperatura gazelor de ardere la cos::180°C

temperatura aerului preîncălzit:150°Cconsumul maxim de combustibil:1080 Nm3/hdimensiuni de gabarit: lăţime, înălţime, adâncime : 4950 mm; 8900 mm; 9330

mmsuprafeţele de schimb de căldură:economizor : 239 m2vaporizator : 222 m2supraîncălzitor: 162 m2 preîncălzitor de aer: 138 m2volumul de apă: 10,5 m3randamentul nominal: 88% 2 %

Cazanul de abur constituie un schimbător complex de căldură unde prin arderea combustibilului se generează gaze fierbinţi care transferă o parte din căldura lor sensibilă apei. Aceasta suferă in cursul procesului de transfer de căldură şi schimbarea stării de agregare, părăsind cazanul sub formă de abur supraîncălzit.

Schimbul de căldură are loc prin intermediul unor suprafeţe metalice formată din ţevi prin care circulă apă şi abur (sistem de presiune), spălate la exterior de către gazele de ardere.

Sistemul da presiune este format din economizor, in care apa cu care este alimentat cazanul aste încălzită până la o temperatură apropiată de aceea de vaporizare, vaporizator, în care apa suferă schimbarea de fază (lichid-vapori) şi supraîncălzitor, in care aburul (vaporii de apă) saturat este încălzit până la tempe-ratura necesară pentru admisia în turbina de abur.

Pentru realizarea în condiţii bune a schimbului de căldură, gazele de ardere parcurg un traseu alcătuit din trei drumuri (ascendent, descendent, ascendent), suprafeţele de schimb de căldură fiind amplasate in lungul acestui traseu.

Cela trei drumuri de gaze şi modul de amplasare a suprafeţelor de schimb de căldură sunt puse in evidenţă în secţiunea transversală prin cazan, prezentată în fig.2.9.

Primul drum de gaze îl constituie focarul cazanului, spaţiul în oare are loc arderea, care are volumul cel mai mare şi în limita căruia este amplasat vaporizatorul şi o parte din supraîncălzitor. Gazele de ardere parcurg focarul în sens ascendent, de la cota arzătorului spre plafon, spală pachetul de ţevi secţionale al vaporizatorului şi restul supraîncălzitorului, după care sunt îndreptate printr-un drum descendent spre intrarea în ultimul drum de gaze, în lungul căruia sunt amplasate pachetele de ţevi ale economizorului şi preîncălzitorului de aer.

Circulaţia gazelor de ardere este întreţinută cu ajutorul ventilatoarelor de aer şi de gaze, precum şi prin tirajul natural al coşului de fum.

Pe partea apei şi aburului, circulaţia prin economizor şi supraîncălzitor este întreţinută cu ajutorai pompei de alimentare care asigură la intrarea în economizor o presiune de cca. 45 bar.

In sistemul vaporizator circulaţia fluidului este naturală, efectuându-se prin diferenţa de densitate între ţevile fierbătoare aflate in focar si supuse deci fluxului termic al gazelor de ardere, în care are loc vaporizarea unei părţi din apă şi formarea emulsiei apă-abur care se ridică până în tambur şi ţevile descendente exterioare focarului, prin care apa coboară din tambur spre baza focarului pentru a alimenta

ţevile fierbătoare. Circuitul apei în vaporizatorul cazanului nr.l este prezentat în fig.2.7. Cazanul se numeşte cu circulaţie naturala.

A BFig.2.7. Schema circulaţiei amestecului apă-abur in sistemul vaporizator al

cazanului

A - l-ţevile de legătură coborâtoare; 2-colectoarele secţionale inferioare; 3-ţevile schimbătoare de căldură; 4-colectoarele secţionale superioare; 5-ţevile de alimentare a tamburului; 6-tamburul.

B - l-tambur; 2-ţevi coborâtoare; 3-ţeavă fierbătoare(ecran); 4-incintă focar; 5- colectorul inferior.

Ventilatorul de aer aspira din interiorul sau exteriorul sălii cazanelor si acoperă pierderile de presiune datorata străbaterii celor doua pachete de ţevi ale preîncălzitorului, canalelor de aer si arzătorului. El este amplasat la cota 0,00 m a sălii cazanelor, in spatele cazanului. Ventilatorul de gaze aspira din drumul al treilea de gaze al cazanului, acoperind pierderile de presiune datorate străbaterii pachetelor de ţevi şi schimbător de direcţie suferite în cazan şi în canalul de tablă care duce la coşul de fum. El este amplasat pe plafonul cazanului, la cota 8,90 mm, deasupra celui de al treilea drum de gaze.

Sistemul de presiune este format din economizor, vaporizator şi supraîncălzitor.

Economizorul este un schimbător de căldură apă-gaze de ardere, amplasat la baza celui de al treilea drum de gaze al cazanului. El realizează încălzirea apei de la temperatura de alimentare la o temperatură apropiată de aceea de saturaţie corespunzătoare presiunii din tambur.

Suprafaţa de schimb de căldură este nervurată, fiind formată din ţevi de fontă cu aripioara dreptunghiulare aşezate transversal.

Colectorul de intrare al economizorului este prevăzut cu un sistem de golire şi purjare, precum şi cu puncte de măsură a temperaturii şi presiunii apei, colectorul de ieşire este dotat cu aceleaşi puncte de măsură şi cu o supapă de siguranţă cu arc. Pachetul de ţevi al economizorului este sprijinit pe două grinzi orizontale.

Sistemul vaporizator. Vaporizarea apei este asigurată de sistemul format din tambur, dom, pachetul de ţevi secţionale, două fascicole de ecrane, colectoarele acestora şi conductele exterioare de legătură.

Apa provenind din economilor este trimisă în tambur. In continuare, ea va parcurge un circuit închis format din tambur, ţevile vaporizatoare, colectoare şi conductele exterioare, în caro are loc vaporizarea.

Deoarece numai ţevile vaporizatoare sunt plasate în interiorul focarului şi sunt deci supuse fluxului termic emis de către gazele de ardere, în interiorul lor începe

vaporizarea apei, având ca rezultat formarea emulsiei apă-abur, a cărei densitate este mai mică decât a apei aflate la aceeaşi temperatură. Sub acţiunea diferenţei de densitate, circulaţia se va desfăşura în sens ascendent în ţevile fierbătoare şi descendent în conductele exterioare de legătură, fiind numită din această cauză circulaţie naturală.

In tambur are loc separarea emulsiei în cele două faze componente. Aburul se ridică la partea superioară de unde trece în dom, unde suferă o uscare mecanică (separare de picături).

Camerele secţionale au rolul de colectoare de intrare şi ieşire. Ele au o formă ondulată care le permite îmbinarea una in alta, formând astfel o suprafaţă compactă şi etanşe care înlocuieşte câte o parte din pereţii frontali şi din spate ai focarului.

Pachetul de ţevi secţionale este amplasat la sfârşitul focarului în zona în care gazele suferă prima schimbare de direcţie în drumul lor prin cazan.

Tamburul are dimensiunile Φ1220x40, lungimea sa fiind egală cu lăţimea cazanului. La interiorul său este plasat schimbătorul de căldură apă-abur pentru reglarea temperaturii aburului supraîncălzit, Pe capacele laterale sunt montate sticle de nivel, două manometre metalice şi o uşă de vizitare.

Domul are dimensiunile Φ600x24 şi este prevăzut in interior ca un sistem de separare a picăturilor de apă din abur iar la exterior cu două supape de siguranţă cu arc şi un ventil de aerisire, Este legat cu tamburul prin mal multe conducte Φ102, iar din el pleacă spre supraîncălzitor conducta de abur saturat uscat. Tamburul este prevăzut cu un sistem de colectare a probelor de apă, precum si cu conducte de purje care alimentează un expandor. Colectoarele inferioare ale ţevilor vaporizatoare sunt prevăzute cu sisteme de drenaj şi purjare.

Supraîncălzitorul de abur se compune din două trepte, între care este plasat sistemul da reglare a temperaturii aburului viu.

Fig. 2.8. Schema de reglare a temperaturii aburului supraîncălzit

Legendă1-tambur; 2-dom; 3-supraîncălzitor de convecţie; 4-supraînczizitor de radiaţie;

5-robinet cu 3 căi pentru reglarea debitului de abur trimis spre schimbătorul de căldură din tambur; 6-schimbător de căldura imersat în apa din tambur cu rolul de a răci aburul supraîncălzit.

Traseul aerului de ardere cuprinde ventilatorul da aer, preîncălzitorul de aer şi tubulatura (canalele de aer) aferentă.

Traseul gazelor de ardere cuprinde arzătorul şi anexele sale, ventilatorul de gaze, coşul de fum, tubulatura (canalele de gaze) şi armăturile aferente.

2.4. Instalaţia de turbină

Turbina este maşina mecano-energetică rotativă ce transformă energia internă a fluidului de lucru în energie mecanica. Indiferent de tipul turbinei şi de fluidul de lucru utilizat principiul de funcţionare este acelaşi:

- în profilele staţionare (ajutaje), fluidul motor se destinde 9 mărindu-şi şi viteza şi deci energia cinetică, pe baza reducerii energiei potenţiale; la ieşirea din ajutaje, fluidul are omişcare de vârtej;

- în profilele rotorice (palete mobile), fluidul îşi schimbă direcţia de curgere, transformând energia sa cinetică în energie mecanică pe care o transmite rotorului maşinii.

Variaţia de energie internă a aburului între intrarea şi ieşirea din turbină constituie lucrul mecanic de rotaţie captata la arborele turbinei.

Turbina nr.l este o maşină monocorp, monoflux, de condensaţie, fără prize care antrenează direct un generator sincron la turaţie n= 3000rot/min. Puterea electrica nominală la bornele generatorului este de 2000 kW. Parametrii nominali ai aburului viu sunt: pon=34 bari , tcn420°C; în CET - laborator ea funcţionează cu por = 30 bar, tor = 400 °C. Presiunea nominală la condensator este pc - 0,06 bari pentru apă de răcire cu temperatura tra = 22 °C. Maşina este amplasată în sală lângă peretele exterior al acesteia.

Turbina are o treaptă de reglare de tip Curtis cu diametrul mediu de 1250 mm şi 10 trepte de presiune cu acţiune cu diametrul mediu între 1030 - 1140 mm (v.fig.5.4). Rotorul este cu discuri fretate pe bucşe conice, cu arbore elastic având turaţia critică de 1800 rot/ /min. Carcasa este cu perete simplu, turnată din oţel la înaltă presiune şi din fontă la joasă presiune. Diafragmele sunt turnate şi au la orificiul central labirinţi cu prindere rigidă.

Schema termomecanică de principiu a circuitelor din limita TA 1 şi anexele sale este prezentată în fig.2.9.

Etanşările terminale sunt cu labirinţi cu praguri şi lamele. capătul de joasă presiune al turbinei, se creează în funcţionare o perdea de abur cu uşoară suprapresiune faţă de presiunea atmosferică

Fig.2.9. Secţiune schematică prin turbina numărul 1

2.5. Instalaţia de termoficare

CET-Laborator are posibilitatea alimentarii cu căldura prin termoficare a următorilor consumatori (fig.2.10)

- consumatori de abur, la 12 bar si 6 bar (nefuncţionali);- consumatori sub forma de apa fierbinte, prin intermediul schimbătoarelor abur-

apa fierbinte, boilerele de baza (poz.11) si de varf (poz.12).

Alimentarea cu căldura a acestor consumatori se realizează prin termoficare direct la consum (pentru consumatorii de abur) sau prin intermediul schimbătoarelor de baza si vârf (pentru consumatorii de căldură sub formă de apă fierbinte).

In cazul in care aburul respectiv (parţial sau integral) provine direct de pe bara de abur viu a cazanelor (prin intermediul SRR), consumatorii respectivi se considera alimentaţi in regim de centrala termica (CT).

În cazul schemei prezentate, schimbătoarele de căldura de bază sunt întotdeauna alimentate în schemă normală cu abur din bare, adică din priza turbinei, deci în termoficare. Schimbătorul de căldura de vârf poate fi alimentat direct din bara de 6 bar, de la bara de 10 bar prin staţia de reducere SR 12/6, in acest caz el este alimentat cu căldura din bara de abur viu, deci în regim de CT. Atunci când se

realizează jocurile de ventile V4 şi V5, schimbătorul de vârf poate fi alimentat cu abur, in paralel cu schimbătoarele de baza, din priza turbinei de termoficare.

Consumatorii de abur pot rămâne alimentaţi, direct din cazane, prin intermediul SRR 35/12 si respectiv SR12/6, deci numai in regim de centrala termica.

Aceste doua regimuri caracteristice de alimentare cu căldura din CET-Laborator, conduc la funcţionarea cu consumuri specifice de căldura (si combustibil) diferite. În regimul de termoficare consumurile specifice de combustibil pentru producerea energiei electrice sunt mai mici decât cele corespunzătoare producerii ei in regim de condensaţie. Din aceasta cauza este recomandabil ca în exploatare sa se livreze cat mai multa căldura din aburul destins in turbine, pe seama căruia se obţine simultan şi energia electrică.

Fig.2.10. Schema de principiu a alimentării cu abur a consumatorilor de căldura sub formă de abur şi apă fierbinte

Legendă:1-bara de abur viu a cazanelor de abur; 2-turbină cu oondensaţie şi priză

reglabilă de 3,2 MW; 3-staţie de reducere şi răcire de la 35 bar, 450 C la 12 bar,300 C; 4-colector abur de 3,5-5 bar; 5-colector abur de 12 bar» 300°C; 6-colector abur de 6 bar, 300°C; 7-răcitor abur 320 la 190°C; 8,9 - consumatori de abur; 10-reductor de presiune 6-5 bar; 11-schimbătoare (boilere) de bază; 12-schimbător (boiler) de vârf; V1-V1Q - vane.

Apa fierbinte este încălzită în CET-Laborator cu ajutorul aburului preluat din prizele turbinelor de condensaţie sau din bara de abur de 6 bar/ 300°C.

Aburul din priza reglabilă a turbinei are presiunea variabilă între 3,5 - 5 bar şi asigură încălzirea apei fierbinţi în cele două schimbătoare de bază, iar aburul de 6 bar este utilizat pentru încălzirea apei în schimbătorul de vârf.

Fig. 2.11. Schema de preparare şi distribuţie a căldurii în UPB

Apa fierbinte este utilizată in cadrul UP.B pentru asigurarea de căldură de joasă temperatura (fig.2.11), aferente încălzirii si consumului de apa caldă în scopuri sanitare sau de laborator.

Pe partea de apă, instalaţia se compune din două tipuri de instalaţii: cele care asigură preîncălzirea si încălzirea apei fierbinţi şi cele care asigură circulaţia sa.

Instalaţiile pentru preîncălzirea şi încălzirea apei fierbinţi sunt reprezentate în principal de răcitorul de condensat, preîncălzitoarele de bază - numite şi boilere de bază şi preîncălzitorul de vârf .

Instalaţiile pentru transportul apei fierbinţi, de la CET Laborator la consumatori al sunt compuse din pompele de reţea treapta I-a (15), treapta a Il-a (17) şi pompele de apă de adaos (13).

In afara acestor două grupe de instalaţii, schema mai cuprinde separatorul de nămol (14), vanele de reglare, clapete de sens unic, oale de condensat, etc.

Răcitorul de condensat este constituit în două corpuri şi este un schimbător de căldură prin suprafaţă, cu ţevi de oţel. Suprafaţa de schimb de căldură este de 12 m, circulaţia apei are loc prin exteriorul ţevilor, iar prin interior circulă condensatul.

Rolul său este de a utiliza căldura condensatului secundar rezultat de la schimbătoarele de bază si vârf, pentru preîncălzirea într-o primă treaptă a apei, necesară consumatorilor de apă fierbinte. In acest fel se recuperează o cotă parte din căldura conţinută de condensat, care altfel s-ar fi pierdut la rezervorul de puncte joase.

Schimbătoarele de căldură de bază (11.a şi 11.b) sunt de tipul prin suprafaţă, cu următoarele caracteristici fiecare:

- suprafaţa de încălzire de 60 m2 , realizată cu 141 ţevi de oţel ; Fluidul pentru încălzire este aburul cu presiunea de 1,2 - 6 bar şi temperatura 160-190°C, care circulă printre ţevi, având un volum exterior de 1280 l;

- fluidul încălzit - apa -, cu presiunea maximă admisă de 6 bar şi temperatura de 100°C care circulă prin ţevi, având un volum interior de 650 l.

Rolul acestor schimbătoare este de a încălzi în continuare apa - după răcitorul de condensat - până la temperatura impusă de consumatori, conform graficului de reglaj funcţie de temperatura exterioară.

Schimbătorul de vârf (12) este de tipul prin suprafaţă, cu următoarele caracteristici:

-suprafaţa de încălzire este de 100 m2, cu ţevi de oţel dispuse hexagonal; Fluidul pentru încălzire este aburul cu presiunea de 6 bar/ 300°C, sau de 3,5-5 bar /160-190°C, după sursa de abur.

El circulă printre ţevi având un volum exterior de 1121 1; Fluidul încălzit - apa -, cu presiunea maximă admisă de 16 bar şi temperatura de 200°C, circulă prin ţevi având un volum interior de 483 l.

Rolul său este de a încălzi în continuare apa fierbinte (după schimbătoarele de bază), într-o a doua treaptă, până la temperatura impusă de consumatori, dacă aceasta din urmă depăşeşte valoarea care se poate obţine în schimbătoarele de bază.

Pompele de reţea treapta I-a şi a II-a (15) şi (17) sunt de tipul TERMA 8ox22, cu un debit de 45m3 /h fiecare şi o înălţime de refulare de 38 m H2O. Ele funcţionează două câte două, în două trepte. Sunt cu acţionare electrică, cu turaţie constantă. Rolul lor este de a asigura circulaţia apei fierbinţi in circuitul închis format de instalaţia de termoficare din CET, instalaţiile consumatorilor şi retur. Debitul de apa vehiculat la un moment dat corespunde necesarului de căldura al consumatorilor. Variaţia debitului de apă se poate face cu ajutorul vanelor de pe refularea pompelor şi cu vanele de by-pass.

Înălţimea de refulare a acestor pompe asigură pierderile de presiune ce apar în instalaţiile de termoficare din CET (schimbătoare de căldură, conducte, vane etc.) în reţeaua de distribuţie a apei fierbinţi - tur-retur , până la consumatori şi în instalaţiile interioare ale acestora.

Pompele de apă de adaos (13) sunt de tipul SIRET 65x80, cu un debit de 4 m3/h fiecare şi o înălţime de refulare corespunzătoare de 40 m H2O. Sunt în număr de două, antrenate electric cu turaţie constantă. Rolul lor este de a introduce în reţeaua de apă fierbinte debitul de apă corespunzător pierderilor ce apar pe traseu şi de a asigura amorsarea pompelor de reţea treapta I-a.

Pompele aspiră apa, tratată chimic (dedurizată) şi degazată, din degazorul de 1,2 bar şi o refulează în colectorul de aspiraţie al pompelor de reţea treapta I-a

2.6. Instalaţiile electrice ale CET laborator

Schema electrică a circuitelor primare din CET-Laborator (fig.2.12) a fost concepută avându-se în vedere următoarele două scopuri:

- sa asigure funcţionarea centralei electrice ca un laborator didactic şi atelier de producţie;

- să asigure distribuţia energiei electrice în Universitatea Politehnica din Buc. Si a consumatorilor captivi de pe platformă, fără ca perturbaţiile ce pot să apară în funcţionarea centralei, mai ales în regim de lucrări de laborator, să afecteze această distribuţie.

Principalul element al schemei electrice a centralei îl constituie staţia electrică de conexiune, funcţionând la tensiunea de 10 kV. Prin intermediul acestui nod electric (staţia de conexiuni) se realizează evacuarea energiei electrice produse de genera-toare precum şi legătura cu sistemul electroenergetic naţional;

De asemenea, se realizează şi alimentarea cu energiei electrică a consumatorilor dinUniversitatea Politehnica Bucureşti precum şi a serviciilor proprii ale centralei.

Schema electrică monofilară de principiu este prezentată în figura 2.13.In vederea realizării celor două scopuri prezentate la început staţia de conexiuni

are cele două sisteme de bare colectoare care sunt secţionate longitudinal (cuplă longitudinală):

pe secţia 1 sunt racordate generatoarele electrice ale centralei; pe secţia 2 sunt racordate două linii de interconexiune ( „Cotroceni” şi „Militari”

prin care se realizează legătura cu sistemul electroenergetic naţional ) şi consumatorii de pe platformă.

In acest fel prin intermediul celor două cuple longitudinale se poate oricând realiza separarea dintre centrală şi instalaţia de distribuţie a energiei în UPB. Totodată prin cele două cuple se poate realiza evacuarea energiei electrice produse de generatoarele centralei atunci când aceasta funcţionează în regim de „atelier” de

producţie sau de laborator, energie ce poate fi livrată atât consumatorilor din schema internă cit şi în sistemul electroenergetic naţional.

In centrală mai este instalat şi un grup Diesel (GD), de intervenţie, racordat la barele de servicii proprii ale centralei.

Fig. 2.12. Schema de principiu a circuitelor primare din CET laborator

Serviciile proprii ale centralei, funcţionând la tensiunea de 0.4 kV, sunt alimentate de la staţia de 10 kV prin două transformatoare de câte 1000 kVA şi 10,5/0,4 kV. Unul din transformatoare este racordat la secţia 1 de bare, (TSP1) celălalt la secţia 2 (TSP2). În funcţiune este totdeauna unul singur celălalt fiind în rezervă. Grupul de intervenţie antrenat de un motor Diesel cu demaraj rapid este racordat direct pe secţia de 0,4 kV a serviciilor proprii alimentată de TSP 1.

Fig. 2.13. Schema electrica monifilarăCAPITOLUL IIICARACTERISTICILE GENERALE ALE CONSUMURILOR ENERGETICE ALE

COMPLEXULUI U.P.B. GROZAVESTI

3.1. Situaţia actuală privind alimentarea cu energie electrică şi termică

În prezent, alimentarea cu energie electrică şi căldură a Universităţii Politehnica Bucureşti este asigurată astfel :

energia electrică este achiziţionată integral de la S.C. Electrica SA;căldura este de asemenea cumpărată integral din reţeaua de distribuţie a

R.A.D.E.T. Bucureşti. Până în anul 1999 Universitatea Politehnica Bucureşti a fost alimentată parţial cu energie electrică şi căldură de către CET – laborator, coordonat de catedra de Centrale Electrice şi Energetică Industrială.

În momentul de faţă, ca urmare a ieşirii din funcţiune a echipamentelor termomecanice, ca urmare a uzurii fizice şi performanţelor reduse, CET – UPB mai poate asigura doar legăturile electrice cu sistemul energetic naţional şi a distribuţia energiei electrice atât pentru platforma universităţii cât şi pentru consumatorii captivi din zona adiacentă. În ceea ce priveşte reţeaua de distribuţie a căldurii sub formă de apă fierbinte, partea de agent primar aparţine RADET, iar partea de agent secundar aparţine UPB. Acestea, în special reţeaua primară, are un grad ridicat de uzură, fiind necesare investiţii suplimentare pentru reabilitare

Instalaţiile de producere a energiei din CET sunt de generaţie veche fiind preluate prin transfer din unităţi ale fostului Minister al Energiei Electrice având durata normată de funcţionare cu mult depăşită. Pentru a putea face faţă cerinţelor impuse de caracterul de laborator aceste echipamente au fost reabilitate periodic prin reparaţii curente şi capitale.

3.2. Consumurile de căldură şi energie electrică nominale şi anuale ale U.P.B.

Consumurile de căldură şi energie electrică nominale şi anuale ale U.P.B. au fost estimate atât pe baza unor date de proiect, cât şi pe baza datelor de exploatare ale instalaţiilor de alimentare cu energie din ultimii patru ani (pe baza facturilor lunare emise in perioada 2001-2004).

Acest mod de determinare s-a folosit din următoarele motive :- nu mai există proiectele actualizate ale instalaţiilor de alimentare cu căldură şi

energie electrică;- folosirea numai a datelor de proiect existente pentru reţeaua de termoficare

este incorectă deoarece acestea ţin cont şi de cantităţile de căldură necesare atât instalaţiilor de ventilare (încălzire spaţială cu aer cald) din U.P.B., cât şi a celor de preparare a apei calde de consum, ambele în prezent nefuncţionale.

Valorile consumurilor de căldură şi energie electrică momentane şi anuale ale U.P.Buc, estimate conform celor de mai sus, sunt prezentate în tabelul 3.1.

Tabel 3.1.Consumuri estimate de căldură şi energie electrică momentane şi anuale ale U.P.B.

Tip consum Valori momentane Valori anualemaxim mediu minim

Consumuri de căldură 15 Gcal/h(17,5 MWt)

7,3 Gcal/h(8,4 MWt) 1)

3,5 Gcal/h(4,0 MWt) 1)

18000 Gcal/an

21000 MWht/an

Consumuri de energie electrică

total 3,5 MWe

0,742 MWe

0,200 MWe

6 500 MWheU.P.B. 3 000 MWhesubconsumatori 3 500 MWhe

1) valori estimate corelat cu condiţiile climatice caracteristice municipiului Bucureşti.

Datele care au stat la baza stabilirii consumurilor din tabelul 3.1 sunt prezentate detaliat în tabelele şi reprezentările grafice de mai jos, şi sunt în concordanţă cu consumurile de căldură şi energie electrică, preluate din facturile lunare în perioada 2001 – 2004.

De asemenea soluţia tehnică analizată, pentru acoperirea consumurilor medii de mai sus se bazează pe instalaţii de cogenerare cu motoare termice funcţionând pe gaz natural şi în completare cu cazane de apă fierbinte.

În cele ce urmează sunt prezentate şi prelucrate valorile consumurilor de energie electrică si termică la nivelul U.P.Buc - Grozăveşti

Consumuri de energie termicăTabel 3.2. Consumurile de căldură facturate lunar în perioada 2001 – 2004

Nr.crt.

Luna Consum de căldură lunar [Gcal/lună]2001 2002 2003 2004 Valoare

medie lunară multianuală2001-2004

1 Ianuarie 3 170 3 555 4 740 4 360 3 9562 Februarie 2 163 2 371 4 022 3 541 3 0243 Martie 1 813 1 249 3 599 2 357 2 255

4 Aprilie 869 1 310 5455 Mai6 Iunie7 Iulie8 August9 Septembrie10 Octombrie 357 299 1 200 1 353 80211 Noiembrie 2 337 3 251 2 532 2 903 2 75612 Decembrie 4 199 4 165 4 918 4 763 4 511Total anual 14 039 15 759 22 321 19 277 17 849

Consumul anual total de energie termica

19 277

22 321

15 759

14 039

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

2001 2002 2003 2004

Gc

al/a

n

Fig. 3.1. Variaţia consumului total anual de energie termică în perioada de analiză 2001 – 2004

Tabel 3.3. Consumurile de căldură medii zilnice lunare în perioada 2001 – 2004

Nr.crt.

Luna Consum de căldură anual / lunar / zilnic [Gcal/an]2001 2002 2003 2004 Mediu

2001-2004

1 Ianuarie 102.26 114.68 152.90 140.65 127.622 Februarie 77.25 84.68 143.64 126.46 108.013 Martie 58.48 40.29 116.10 76.03 72.734 Aprilie 28.97 43.67 18.165 Mai6 Iunie7 Iulie8 August9 Septembrie

Valoare medie 17850 Gcal/an

10 Octombrie 11.52 9.65 38.71 43.65 25.8811 Noiembrie 77.90 108.37 84.40 96.77 91.8612 Decembrie 135.45 134.35 158.65 153.65 145.52Total anual 462.86 520.98 738.06 637.20 589.78

Consum mediu lunar de energie termica

3 956

3 024

2 255

545

802

2 756

4 511

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Ianu

arie

Febru

arie

Mar

tie

Aprilie M

aiIu

nie

Iulie

Augus

t

Septe

mbr

ie

Octo

mbrie

Noiem

brie

Decem

brie

Gc

al/lu

na

2001-2004

Fig. 3.2. Variaţia consumului mediu lunar în cei patru ani de analiză

Consumul lunar de energie termica

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

Gc

al/lu

na 2001

2002

2003

2004

Fig. 3.2. Variaţia consumului lunar anual de energie termică

Tabel 3.4. Consumurile de căldură medii orare lunare în perioada 2001 – 2004

Nr.crt.

Luna Consum de căldură orar [Gcal/an]2001 2002 2003 2004 Mediu

2001-2004

1 Ianuarie 4.26 4.78 6.37 5.86 5.322 Februarie 2.91 3.19 5.41 4.76 4.063 Martie 2.44 1.68 4.84 3.17 3.034 Aprilie 1.17 1.76 0.735 Mai6 Iunie7 Iulie8 August9 Septembrie10 Octombrie 0.48 0.40 1.61 1.82 1.0811 Noiembrie 3.14 4.37 3.40 3.90 3.7012 Decembrie 5.64 5.60 6.61 6.40 6.06Total anual 18.87 21.18 30.00 25.91 23.99

Consumul mediu anual/lunar/orar de energie termica

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

Ianu

arie

Febru

arie

Mar

tie

Aprilie M

aiIu

nie

Iulie

Augus

t

Septe

mbr

ie

Octo

mbrie

Noiem

brie

Decem

brie

Gcal/ora

2001

2002

2003

2004

2001-2004

Fig. 3.3. Variaţia consumului de căldură mediu orar- lunar în fiecare an de analiză

Consumul mediu orar de energie termica

5.32

4.06

3.03

0.731.08

6.06

3.70

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Gcal/ora

2001-2004

Fig. 3.4. Variaţia consumului de căldură mediu orar- lunar în cei patru ani de analiză

Consumul de energie electrica:Tabel 3.5. Consumurile de energie electrică facturate lunar în perioada 2001 –

2004

Nr.crt.

Luna Consum de energie electrică lunar [MWhe/lună]

Valoare medie lunara multianuală2001-2004

2001 2002 2003 2004

1 Ianuarie 378 431 503 591 4762 Februarie 162 334 444 567 3773 Martie 240 351 448 558 3994 Aprilie 255 362 398 449 3665 Mai 214 263 393 496 3426 Iunie 238 270 436 391 3347 Iulie 232 237 411 625 3768 August 203 201 365 429 3009 Septembrie 240 252 410 478 34510 Octombrie 366 448 591 601 50211 Noiembrie 408 417 547 539 47812 Decembrie 431 500 617 698 562Total anual 3 367 4 066 5 563 6 422 4 855

Consumul mediu lunar- anual de energie elec trica

100

200

300

400

500

600

700

800

MWhe/luna

2001 2002 2003 2004 val medie2001-2004

Fig. 3.5. Variaţia consumului de energie electrică mediu lunar - anual

Consumul mediu lunar multianual (2001 - 2004)

345

478

502

562

300

376

334342 366

399

377

476

100

200

300

400

500

600

MW

he

/lu

na

Fig. 3.6. Variaţia consumului de energie electrică mediu lunar multianual

Tabel 3.6. Consumurile de energie electrică medii zilnice - lunare

Nr.crt.

Luna Consum de energie electrică medie zilnica lunară [MWhe / zi]

Valoare medie zilnică multianuală2001-2004

2001 2002 2003 2004

1 Ianuarie 12.19 13.90 16.23 19.06 15.352 Februarie 5.79 11.93 15.86 20.25 13.463 Martie 7.74 11.32 14.45 18.00 12.884 Aprilie 8.50 12.07 13.27 14.97 12.205 Mai 6.90 8.48 12.68 16.00 11.026 Iunie 7.93 9.00 14.53 13.03 11.137 Iulie 7.48 7.65 13.26 20.16 12.148 August 6.55 6.48 11.77 13.84 9.669 Septembrie 8.00 8.40 13.67 15.93 11.5010 Octombrie 11.81 14.45 19.06 19.39 16.1811 Noiembrie 13.60 13.90 18.23 17.97 15.9312 Decembrie 13.90 16.13 19.90 22.52 18.11Total anual 110.40 133.71 182.91 211.12 159.54

Consumul de energie electrica mediu zilnic - lunar multianual

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Mw

he

/ z

i

2001 2002 2003 2004 val medie 2001-2004

Fig. 3.7. Variaţia consumului de energie electrică mediu zilnic - lunar multianualTabel 3.7. Puterea electrică medie lunară

Nr.crt.

Luna Puterea medie electrică lunară[MWe]

Putere medie multianuala2001 2002 2003 2004

1 Ianuarie 0.51 0.58 0.68 0.79 0.642 Februarie 0.24 0.50 0.66 0.84 0.563 Martie 0.32 0.47 0.60 0.75 0.544 Aprilie 0.35 0.50 0.55 0.62 0.515 Mai 0.29 0.35 0.53 0.67 0.466 Iunie 0.33 0.38 0.61 0.54 0.467 Iulie 0.31 0.32 0.55 0.84 0.518 August 0.27 0.27 0.49 0.58 0.409 Septembrie 0.33 0.35 0.57 0.66 0.4810 Octombrie 0.49 0.60 0.79 0.81 0.6711 Noiembrie 0.57 0.58 0.76 0.75 0.66

12 Decembrie 0.58 0.67 0.83 0.94 0.75Total anual 4.60 5.57 7.62 8.80 6.65

Consumul de energie electrica mediu orar multianual 2001-2004

0,75

0,66

0,67

0,48

0,40

0,51

0,46

0,46

0,51

0,54

0,56

0,64

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80M

wh

e /

ora

val medie orara lunara 2001-2004

Fig. 3.7. Variaţia consumului mediu orar multianual de energie electrică

Puterea electrica medie anuala

4,60

5,57

8,80

7,62

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

2001 2002 2003 2004

MW

e

val medie orara anuala

Fig. 3.8. Variaţia puterii electrice medii anuale

Ian. Feb. Mar. Apr. Mai Iun. Iul. Aug. Sept. Oct. Nov. Dec.

20012002

20032004

val. medie multianuala0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00M

We

Puterea elec trica medie multianuala

2001 0,51 0,24 0,32 0,35 0,29 0,33 0,31 0,27 0,33 0,49 0,57 0,58

2002 0,58 0,50 0,47 0,50 0,35 0,38 0,32 0,27 0,35 0,60 0,58 0,67

2003 0,68 0,66 0,60 0,55 0,53 0,61 0,55 0,49 0,57 0,79 0,76 0,83

2004 0,79 0,84 0,75 0,62 0,67 0,54 0,84 0,58 0,66 0,81 0,75 0,94

val. medie multianuala 0,64 0,56 0,54 0,51 0,46 0,46 0,51 0,40 0,48 0,67 0,66 0,75

Ian. Feb. Mar. Apr. Mai Iun. Iul. Aug. Sept. Oct. Nov. Dec.

Fig. 3.9. Variaţia puterii electrice medii multianuale

3.3. Soluţii posibile pentru alimentarea cu energie electrică şi termică a Universităţii Politehnica din Bucureşti – site Grozăveşti.

Variantele posibile pentru noile soluţii de alimentare cu energie electrică şi căldură a Universităţii Politehnica Bucureşti pot fi diferenţiate prin :

- natura sursei de alimentare cu energie ;- modul de transport a energiei termice ;- gradul de concentrare al producţiei de căldură.

Variante de analiză:

Soluţia I – alimentarea cu căldură din sursă proprie – centrală termică -, iar alimentarea cu energie electrică să fie asigurată în continuare integral din sistemul energetic. Centrala termică poate fi dimensionată pentru acoperirea integrală a necesarului de căldură, U.P.B debranşându-se în acest fel de la reţeaua RADET;

Soluţia a II-a – alimentarea cu căldură şi energie electrică parţial din sursă proprie – centrală de cogenerare. Centrala de cogenerare va asigura integral consumul mediu multianual de căldură şi parţial consumatorii de energie electrică. Având vedere valoarea ridicată a gradului de neuniformitate a curbei de consum de

energie electrică (raportul - tabel 3.1.) nu se justifică economic dimensionarea centralei de cogenerare pentru puterea electrică maximă, întrucât nu se asigură un grad anual de utilizare a acesteia corespunzător. Centrala de cogenerare se va dimensiona pentru o putere electrică în jurul valorii medii anuale. În cazul în care cererea de energie electrică depăşeşte puterea instalată, diferenţa va fi achiziţionată din sistemul energetic.

Din punctul de vedere al tipului de echipamente folosite în centrala de cogenerare, trebuie ţinut cont că vara, U.P.B. nu consumă practic căldură, şi ca urmare, în acest anotimp energia electrică va trebui produsă integral în regim de noncogenerare. Pentru ca producţia de energie electrică în noncogenerare să fie eficientă economic este necesar ca valoarea cheltuielilor cu combustibilul să fie inferioară valorii facturii energiei electrice produse şi necumpărate din sistem. În condiţiile preţurilor actuale ale energiei electrice cumpărate şi combustibilului, această condiţie se îndeplineşte dacă randamentul producerii energiei electrice în noncogenerare este superior valorii de 23%.

În cazul vânzării energiei electrice produse excedentar către Electrica SA (în orele de noapte si perioadele de sâmbătă şi duminică când consumul propriu este redus) condiţia de eficienţă economică, pentru preţurile actuale de vânzare ale energiei electrice şi preţul de achiziţie a combustibilului, se realizează numai dacă randamentul producerii energiei electrice în noncogenerare este mai mare decât cca. 36%.

Pentru puteri electrice în jurul valorii de dimensionare ( ) randamentele producerii energiei electrice în noncogenerare realizate de diversele tehnologii de producere a acesteia sunt :

- pentru ciclurile cu turbine cu abur randamentele sunt în domeniul 15 – 18 %;- pentru ciclurile cu turbine cu gaze randamentele sunt în domeniul 20 – 26 %;- -pentru ciclurile cu motoare termice cu ardere internă randamentele sunt

în domeniul 38 – 43 %.Având în vedere cele prezentate mai sus se vor lua în considerare doar acele

echipamente de cogenerare care produc energia electrică în noncogenerare în condiţiile cele mai avantajoase energetic (cu randamentele cele mai ridicate), respectiv motoarele termice cu ardere internă cu gaz.

Din punct de vedere al transportului energiei termice sunt posibile de asemenea două soluţii :

Soluţia I – utilizarea drept agent termic de transport a apei fierbinţi cu temperaturile tur – retur de 150/80 °C, care prezintă următoarele caracteristici :

- ecartul mare de temperatură tur – retur, implică debite de agent termic reduse şi ca urmare :

- conductele vor avea diametre mai reduse, iar investiţiile aferente vor scădea ;

- cheltuielile anuale cu energia de pompare vor fi de asemenea reduse ;- este posibilă utilizarea reţelei primare existente de transport de pe

amplasamentul actual.- necesită investiţii pentru reabilitarea punctelor termice de distribuţie ;- permite alimentarea consumatorilor cu apă caldă de consum de 60 °C.

Soluţia a II-a – utilizarea drept agent termic de transport a apei calde cu temperaturile tur – retur de 90/70 °C, cu următoarele aspecte :

- ecartului redus de temperatură tur – retur, necesită debitele de agent termic cu valori mai mari ca în cazul anterior şi ca urmare apar următoarele implicaţii:

- conductele vor avea diametre mai mari, deci investiţii aferente mai ridicate ;- cheltuielile cu energia de pompare vor creşte ;- reţeaua primară de distribuţie trebuie reproiectată si reabilitată integral într-o

perioadă relativ scurtă ;- nu necesită investiţii pentru reabilitarea punctelor termice de distribuţie ;-consumul redus de apă caldă menajeră nu justifică o reţea specială de

distribuţie a acesteia (inclusiv recircularea pentru evitarea răcirii apei în circuit în

perioada lipsei de consum). Este posibilă o preparare locală a apei calde de consum, folosind agentul termic din reţeaua de încălzire. Datorită însă reglajului calitativ din circuitul de încălzire nu mai este posibilă păstrarea strictă a temperaturii limită impusă de normative, de 60 °C. La temperaturi exterioare, superioare valorii de 0 °C, temperatura apei calde menajere va avea valori sub 60 °C, scăderea fiind cu atât mai accentuată cu cât temperatura exterioară va avea valori mai ridicate.

Din punct de vedere al concentrării producţiei de căldură se ia în considerare o sursă unică, amplasată în cadrul CET laborator, soluţie care prezintă avantajul posibilităţii utilizării unor construcţii şi instalaţii deja existente (clădire, coş de fum, instalaţie de tratarea apei, reţea alimentare cu gaze naturale, reţea alimentare cu apă brută, posibilitate de racord la reţeaua primară de distribuţie, etc.) ;

Capitolul IV

METODOLOGIA DE ANALIZA TEHNICO - ECONOMICĂ A SOLUŢIILOR DE COGENERARE

4.1. Ipoteze generale pentru aplicarea indicatorilor economici bazaţi pe valori actualizate

Selectarea soluţiei optime de cogenerare se va face pe baza analizei tehnico-economice comparative a soluţiilor propuse, utilizând indicatorii economici (criterii) bazate pe valori actualizate: VNA, RIR, DRA, criterii bancare, acceptate pentru evaluarea economică a proiectelor de investiţii. Indiferent de indicatorul economic calculat, pentru ca rezultatele analizei economice să fie corecte, iar concluziile obţinute în urma interpretării rezultatelor să fie pertinente, este necesară aplicarea metodelor de analiză economică în următoarele ipoteze generale:

- calculele se fac în monedă constantă. O consecinţă directă a acestei ipoteze o constituie faptul că nu mai este necesară estimarea inflaţiei şi nici a efectelor ei asupra elementelor de natură economică ce intervin în calcule - preţuri (inclusiv investiţii) rate de actualizare, dobânzi e.t.c., lucru care simplifică esenţial calculele. – se estimează diferitele durate de realizare şi de exploatare a proiectului de investiţii,

- se estimează costurile de investiţii şi de exploatare corespunzătoare pe toată durata de viaţă a echipamentelor;

- de regulă fiscalitatea nu este luată în consideraţie. Atunci când considerarea ei conduce la aspecte particulare, acest lucru trebuie specificat şi analizat pentru fiecare indicator în parte;

- sumele considerate în calcule sunt încasările şi plăţile (cheltuielile) reale efectuate şi nu beneficiile şi cheltuielile contabile. În caz particular, cheltuielile de investiţie sunt considerate în momentul în care sunt făcute (în cazul utilizării fondurilor proprii) şi nu prin intermediul amortismentelor. Amortismentele se includ în cheltuielile anuale numai în cazul calculelor costurile de producţie specifice;

-se consideră aceeaşi durată de studiu, egală cu durata de viaţă pentru toate variantele analizate. În cazul analizelor unor variante cu durate de viaţă diferite se consideră drept durată de studiu aceea a celui mai mic multiplu comun a duratelor de viaţă a variantelor comparate, cu considerarea investiţiilor de înlocuire în anii dinaintea expirării duratelor de viaţă respective.

Pentru fiecare indicator economic determinat apar ipoteze specifice care vor fi menţionate la prezentarea fiecăruia.

4.2. Prezentarea indicatorilor economici (criteriilor economice) utilizate

Venitul net actualizat (VNA)

Venitul net actualizat se determină ca suma algebrică a veniturilor nete anuale actualizate.

Forma analitică a criteriului depinde esenţial de momentul de referinţă considerat pentru actualizare. Din acest punct de vedere, se face ipoteza, în cazul analizat – CET Laborator: momentul de referinţă este considerat pentru actualizare momentul începerii exploatării proiectului de investiţii.

În acest caz, venitul net actualizat se determină cu relaţia:

i

n

ii

n

iiii aI

a

CINVNA

r

11 11 (4.1)

unde: INi sunt încasările efectuate în anul „i”; Ci - cheltuielile totale : pentru procurarea combustibilului şi pentru de exploatarea şi întreţinerea echipamentelor din anul „i” - exclusiv amortismentele; Ii - investiţiile efectuate din fonduri proprii în anul „i”; a - rata de actualizare considerată; iar n - durata pe care se calculează venitul net actualizat (durata de studiu). Durata de timp pe care se calculează venitul net actualizat este:

fr nnn (4.2)

unde nr reprezintă durata de realizare a investiţiei (de montaj), iar n f - durata de funcţionare considerată.

În analiza economică efectuată se mai consideră următoarele ipoteze :- investiţia se face într-un singur an ;- cheltuielile anuale totale se consideră aceleaşi în fiecare an ;În cheltuielile anuale nu sunt incluse amortismentele. Includerea lor ar conduce

la considerarea investiţiilor de două ori, odată direct şi a doua oară prin intermediul amortismentelor.

O soluţie de investiţie – cogenerare, propusă este economică dacă :

0VNA , (4.3)

iar în cazul comparării mai multor soluţii, soluţia optimă corespunde

maxVNA . (4.4)

Rata internă de rentabilitate (RIR)

Rata internă de rentabilitate a unei investiţii (RIR) reprezintă acea rată de actualizare pentru care venitul net actualizat se anulează, deci este soluţia ecuaţiei:

0

11 0

Ia

CINn

iiii

(4.5)

unde:

0aRIR (4.6)

Soluţia ecuaţiei (4.5) rezultă dintr-un calcul iterativ, utilizând fie tabelele de actualizare, fie un program de calculator (de ex. M.S. Excell), ecuaţia neputând fi rezolvată analitic.

Interpretarea economică a RIR este: RIR reprezintă dobânda procentuală care poate fi acceptată atât pentru investiţii cât şi pentru fondul de rulment, astfel ca proiectul de investiţii propus să nu producă pierderi.

Rentabilitatea unui proiect se estimează în raport cu valoarea RIR astfel:proiectul este rentabil dacă :

RIRa (4.7)

Rata internă de rentabilitate se utilizează pentru estimarea eficienţei economice a unei investiţii. Ea nu poate fi utilizată pentru compararea mai multor variante întrucât poate conduce la concluzii false .

Determinarea ratei interne de rentabilitate nu necesită cunoaşterea ratei de actualizare, însă, aprecierea economicităţii unei investiţii face apel la aceasta, deoarece ea trebuie comparată cu rata internă de rentabilitate.

Durata (termenul) de recuperare actualizată (DRA)

Se defineşte drept durată de recuperare a capitalului nr, timpul după care veniturile brute obţinute permit recuperarea investiţiei făcute, respectiv rezultă ca rădăcină a ecuaţiei :

0

11

Ia

CINVNA

rn

iiii

(4.8)

unde INi sunt încasările din anul „i”; C i - cheltuielile de exploatare din anul „i” (exclusiv amortizările); iar Ii investiţiile din anul „i”.

Definirea duratei de recuperare a capitalului necesită stabilirea unei origini a timpului. De regulă, convenţia acceptată este de a calcula această durată începând cu momentul punerii în funcţiune a obiectivului respectiv.

Durata de recuperare a capitalului (în valori actualizate) este durata de exploatare a obiectivului, la sfârşitul căreia se poate acoperi investiţia iniţială şi realiza un venit suplimentar corespunzător ratei de actualizare considerate.

Teoretic, decizia de acceptare sau de eliminare a unui proiect de investiţii ar

trebui luată prin compararea duratei de recuperare a capitalului cu durata de viaţă a

obiectivului nν. Dacă , proiectul de investiţii poate fi acceptat, el aducând venituri

actualizate nete, dacă , proiectul trebuie respins, el neaducând venituri nete pe perioada de viaţă a echipamentului .

În practică, ţinând cont că se lucrează cu un viitor incert, pragul de timp care conduce la respingerea unui proiect de investiţii se mult mai redus decât durata de viaţă a obiectivului.

Acest indicator permite atât stabilirea economicităţii unei soluţii cât şi alegerea soluţiei optime dintr-un şir de soluţii posibile (cu respectarea aceloraşi condiţii de actualizare);

Termenul de recuperare brut (TRB)

Termenul de recuperare a investiţiilor unui proiect este egal cu durata de exploatare a acestuia care permite ca veniturile realizate să recupereze investiţia iniţială, adică:

01

T

iiii ICIN

(4.9)

Termenului de recuperare brut se defineşte asemănător duratei de recuperare a capitalului, singura diferenţă constând în faptul că diversele sume nu mai sunt actualizate. De multe ori, pentru evitarea confuziilor, durata de recuperare a capitalului este numită termen de recuperare în valori actualizate.

Dacă producţiile anuale pot fi considerate constante (sau puţin variabile) în timp, termenul de recuperare este:

CIN

IT

(4.10)

Termenul de recuperare necesită definirea unei origini a timpului (similar cazului duratei de recuperare a capitalului). De regulă, se consideră drept origine a timpului, momentul punerii în funcţiune a obiectivului respectiv.

Pentru utilizarea termenului de recuperare ca un criteriu pentru admiterea sau

eliminarea unei soluţii necesită stabilirea unui timp de referinţă - termen normat de recuperare a investiţiei.

Acest indicator permite evaluarea economică rapidă a unei soluţii. Trebuie îndeplinite simultan condiţiile :

rTaT

1

(4.11)

unde reprezintă termen normal de recuperare a investiţiei.

vr nT3

1

2

1

(4.12)în care nν este durata de viaţă a proiectului de investiţii.

Acest criteriu economic este unul simplu, iar dacă se respectă condiţiile prezentate anterior conduce la concluzii coerente cu criteriile bazate pe actualizare.

CAPITOLUL V

ALEGERAEA VARIANTEI OPTIME DE ECHIPARE A SOLUTIEI DE COGENERARE SI CALCULUL TEHNICO ECONOMIC

5.1. Considerente generale

Pe baza analizelor tehnice efectuate în capitolele anterioare, se despride concluzia ca varianta optima pentru retehnologizarea CET laborator în concordanţă cu acoperirea medie a curbelor de consum electric şi termic ale platformei UPB Grozăveşti, se va face cu motoare termice pe gaz natural. Acest lucru este explicat atât de randamentele cvasi – constante de funcţionare ale motoarelor de cogenerare, precum si de unele facilităţi privind temperaturile posibil de asigurat pentru agentul termic, de modul de racordare la reteaua de transport existenta, de posibilitatea racordării pe parte de energie electrica şi de alimentare cu combustibil gazos.

Deoarece consumul mediu de energie termică este superior celui produs de mortoare în cogenerare s-a luat in considerare echiparea suplimentara a CET laborator cu un numar de cazane de apa fierbinte care sa acopere aceasta diferenta.

Utilizand baza de date existenta in biblioteca facultatii de Energetica din UPB am ales pentru motoarele de cogenerare o solutie cu doua motoare cu ardere interna functionand pe gaz natural.

In tabelul 5.1 sunt prezentate principalele caracteristici si preturi de oferta pentru diferite tipuri de motoare posibil de utilizat in vederea realizarii solutiei rezultate din calculele anterioare.

Conform cu datele obtinute in urma calculului necesarului de energie termica şi electrică, se alege varianta cu două motoare termice pe gaz natural, tip JENBACHER , de 600 kWe şi 732 MWt fiecare (2xJMC 312 GS). În completarea necesarului de energie termică pentru încălzire se propun a fi luate în considerare doua cazane de apa fierbinte (CAF), fieare de câte 4,3 MWt. Motivatia suplimentara a echipamentului ales o constituie si faptul ca motoarele tip JENBACHER alese, au deja o aplicatie in tara noastra de unde s-au putut extrage si alte elemente privind costurile reale adiacente precum si experienta de exploatare.

Principalele caracteristici tehnice ale acestui tip de motor sun prezentate in tabelul 5.2.

Tabel 5.1. Caracteristici tehnico-economice pentru motoare termiceProducător/Furnizor Cummins Cummins Jenbacher Eneria Eneria WaukeshaTip motor CHP 315 CHP 1160 JMS 312 G3508 G3516B L 36GLD/2

Nr. Unitaţi Necesare 4 1 2 2 1 2

Putere electrica            Pe unitate (MWe) 0,315 1,16 0,601 0,507 1,14 0,586Putere totala (MWe) 1,26 1,16 1,202 1,014 1,14 1,172Putere termica            Pe unitate (MWt) 0,406 1,456 0,732 0,609 1,37 0,939Putere totala (MWt) 1,624 1,456 1,464 1,218 1,370 1,878Consum specific combustibil

           

unitatea (Ncum/h la 95 320 163     179

comb(Ncum/h) la 100% 380 320 326 0 0 358Timp de operare(h/an)

8 000 8 000

8000 8 000

8 000

Suport tehnic extern UK UK Austria, Ungaria Franta Franta Elvetia, GermaniaPrêt ofertat echipament 757000 USD 600000 USD 592500 € 537000 € 464000 € 820340 €Pret cu transformator     745000      

Container pentru Inclus Inclus 803000 Euro Opţiune Opţiune Inclus

9,500 USD 6,000 USD Inclus in pret Nu Nu Inclus in pretCosturi operare 13,81

USD/MWh8,72 USD/MWh

10,3 Euro/MWh 13 Euro/MWh 13 Euro/MWh 11 Euro/MWh

(Euro/MWh) (ptr.6x8000 oref)

(ptr.6x8000 oref)

(ptr. 6x8000 ore) (ptr. 10 x 8000 ore)

(ptr. 10x 8000 ore)

 

Termen livrare 14-16 săptămâni

14-16 săptămâni

4 luni     max. 6 luni

(săptămâni sau luni) franco locatie franco locaţie franco locaţie     franco locatieŞcolarizare personal inclus in pret inclus in preţ Inclus in preţ     Inclus in pretGaranţie de la instalare 12 luni 12 luni 12 luni     24 luniColaboratori pe partea da? da? General Electric Solar Solar Kawasaki

Documentaţie tehnica Da Da Da Da Da Da

Referinţe România Nu Nu Da Da Da DaGrad Minim de încărcare(%)

50-60% 50% 50-60% 50-60% 50-60% 60%

Tabel 5.2. Cracteristici tehnice generale ale motorului termic JMC 312 GS

U.M. 100% 75% 50%

Putere calorifica inferioara gaz natural

kWh/m3N 9,5

Energie intrata cu combustibil kW 1,544 1,191 838Debit orar de combustibil m3

N/h 163 125 88Putere mecanica la arborele motor

kW 621 465 310

Putere electrica neta kW el. 601 449 297Putere temica recuperata kW 732 576 418- răcitor amestec combustibil (tr.I) kW 98 45 3- răcitor ulei kW 68 56 49- apa răcire bloc motor kW 168 168 152- căldura recuperata din gazele arse

kW 399 307 214

Putere totala generata kW total 1333 1025 715Consumul specific de gaz al motorului

kWh/kWh 2,49 2,56 2,7

Consum de ulei kg/h 0,19 0,19 0,19Eficienta electrica % 38,9 37,7 35,5Eficienta termica % 47,4 48,4 49,9Eficienta totala % 86,3 86 85,4Circuitul de apa Fierbinte        - temperatura tur oC 90 85,7 81,4- temperatura retur oC 70 70 70- debitul de apa fierbinte vehiculat m3/h 31,5 31,5 31,5Temperatura gaze arse la ieşirea motor

oC 485 ~ ~

Presiunea gazului la intrare min/max

mbar 80/200    

Debit aer combustie m3N/h 2575 ~ ~

Raportul de compresie   12,5 ~ ~Date generator electric        - puterea aparenta kVA 910 ~ ~- puterea activa la cos(Φ)=1 kW 601 ~ ~- puterea activa la cos(Φ)=0,8 kW 593 ~ ~- frecventa de lucru Hz 50 ~ ~-tensiunea de lucru kV 0,4 ~ ~- randament generator % 96,7 ~ ~

Schema interna de recuperare a caldurii din racirea motorului si gazele de ardere, cu punerea in evidenta a puterilor si ecrturilor de temperatura pentru fiecare suprafata in parte, este prezentata in figura 5.1.

In ceea ce priveste modul de racordare a echipamentului de producere a căldurii in cogenerare cu motoare termice cu cazanele de apa fierbinte suplimentare si punctele termice de distributie a caldurii sunt posibile mai multe variante din care m-am oprit la urmatoarele doua variante prezentate schematizat in fig 5.2:

varianta 1, in care apa calda la nivelul temperaturii de 90 C produsa de motoarele termice, este trecuta printr-un schimbator de caldura intermediar cu placi unde transfera caldura returului circuitului de incalzire inainte de intrarea in cazanele de apa fierbinte. Daca temperatura pe turul de incalzire, conform graficului de reglaj este inferioara valorii de 90C (in perioadele cu text>0C) atunci cazanele pot fi by-pass-ate.

varianta 2, in care caldura produsa de motoarele termice, tot prin intermediul unui schimbator de caldura intermediar poate fi transferata unui circuit separat pentru prepararea apei calde de consum.

Varianta 1 asigura practic preincalzirea returului circuitului de incalzire diminuind astfel consumul de combustibil al cazanelor de apa fierbinte. Dezavantajul major al acestei scheme il constitue faptul ca pe timp de vara, cand sistemul de alimentare cu caldura este oprit, energia termica din motoarele cu cogenerare este evacuata in mediul ambiant (functionare numai in regim electric).

Varianta 2 are o functionare teoretic continua tot anul la un regim termic practic constant, in concordanta cu productia de energie electrica. Dezavantajul schemei poate fi cauzat de neuniformitatea (lipsa) continua a consumului de apa calda menajera. Neuniformitatea consumului poate fi atenuat prin introducerea unor acumulatoare de apa calda de consum. Deasemenea se poate avea in vedere asigurarea pe timp de vara a necesarului de frig pentru climatizare prin cooperarea motoarelor termice cu chillere cu absortie antrenate cu apa calda.

a – cu utilizare pentru oincalzire in serie cu returul ce alimenteaza CAF

b – cu utizare de producere directa a apei calde menajere

FIG5.2. Scheme de racordare a caldurii produse in cogenerare

5.2. Calculul tehnico economic

Pe baza metodologiei prezentate in capitolul IV s-a efectuat un calcul tehnico-economic privind eficienta solutiei de modernizare a CET laborator in varianta analizata anterior.

Datele tehnice de intrare preluate atat din oferte de instalatii pentru echipamentele de baza cat si din literatura de specialitate sau experienta din proiectare pentru elementele de tip constructie montaj, conducte interioare, trsee de cable etc. sunt prezentate centralizat in tabelul 5.3

Tabel 5.3. Date tehnice generaleDate cu privire la consumurile de căldura ale UPB (după curbele clasate)-consumul mediu de căldura pentru încălzire [MWt]   8,5-temperatura exterioara de calcul [OC](conform SR 1907-1/1997) -15-durata perioadei de încălzire [zile/an] (conform SR 4839/1997) 187-numărul de grade zile pentru Bucureşti (conform SR 4839/1997) 3 150

-temperatura exterioara medie zilnica [OC]     3,2-durata perioada de alimentare cu apa calda [zile/an]   340-consumul nominal total de căldura [MWt]     8,5-consumul anual de căldura pentru încălzire [MWht/an]   21 000-cons. anual de căldura pt. preparare apa calda de consum [MWht/an] 0-consumul total anual de căldura [MWht/an]   21 000Date cu privire la consumurile de energie electrică

-puterea electrica maxima ceruta [MW]     3,5-puterea electrica medie ceruta [MW]     0,750-consumul anual de energie electrica [MWh/an], din care   6 500-pentru alimentare UPB [MWh/an]     3 000-pentru alimentare subcontractanţi [MWh/an]   3 500

Caracteristicile echipamentelor energeticeMotoare termice          -numărul de motoare termice       2-puterea electrica unitara instalata [MWt]     0,601-randamentul electric al motoarelor termice[%]   38,9-temperatura gazelor de ardere evacuate de motorul termic [°C] 485-gradul de recuperare a căldurii       0,81-indicele de termoficare de baza realizat [kWh/kWht]   0,670-indicele de termoficare realizat [kWh/kWht]   0,822-sarcina termica maxima acoperita de un motor termic[MWt]   0,732Cazane de vârf speciale        -numărul de cazane de vârf       2-sarcina termica unitara necesara [MWt]     3,75-sarcina termica unitara instalata [MWt]     4,60-randamentul cazanelor de vârf [%]     88,0

Producţii estimate ale centralei de cogenerare-randament nominal estimat transport apa calda [%]   98,0-randament anual estimat transport apa calda [%]           96,0-producţie nom. de căldura sub forma de apa calda [MW], din care: 8,7-sarcina termica nominala acoperita de motoarele termice [MWt] 1,464-sarc. term. nom. acoperita de cazanele de vârf speciale [MWt] 7,209-producţie anuala de căldura sub forma de apa calda [MWht/an], din care: 22 000-sarcina termica anuala acoperita de motoarele termice [MWht/an] 6 570-sarc. term. anuala acoperita de cazanele de vârf speciale [MWt] 15 430-producţia nominala de energie electrica [MW], din care:   1,202-puterea electrica nominala neta [MW]     1,04-cons. propriu nominal de en. el. al motoarelor termice [MW] 0,04-cons.nominal de en. el. pentru pomparea apei fierbinţi [MW]

          0,13

-producţia anuala de energie electrica [MWh/an], din care:   5 701-producţia anuala de energie electrica in cogenerare [MWh/an] 5 399-producţia anuala de energie electrica in noncogenerare [MWh/an] 302-producţie anuala neta de energie electrica [MWh/an]   4 954-cons. prop. anual de energie electrica al motoarelor termice [MWh/an] 171-cons. anual de energie electrice pentru pomparea apei fierbinţi [MWh/an] 577

-durata anuala de utilizare a puterii maxime [h/an]   4 743

Consumul total anual de combustibil [MWht/an], din care:-al motoarelor termice [MWht/an]     14 656-al cazanelor de vârf speciale [MWht/an]     17 534-total           32 190

Randamentul global al soluţiei de centrala de cogenerare [%] 85,12

Calculul economic:Date de natura economica Date economice generale

-rata de actualizare [%] 12.00-durata de studiu [ani] 20-impozitul pe proflt[%] 0-TVA [%] 0.00-pretul combustibilului fara TVA [€/

103Nm3]

175.00

[€/MWh]

18.35

-cresterea anuala a pretului combustibilului [%] 1.50-pretul caldurii fara TVA [€/

Gcal]40.00

[€/MWht]

34.39

-cresterea anuala a pretului caldurii [%] 1.50-pretul energiei electrice fara TVA [€/MWhe] 80.00-cresterea anuala a pretului energiei electrice [%] 1.00-inv. specifica de baza in MT [€/kW] 490.00-capacitatea nominala pentru care a fost definita [MW]

10.00

-coeficientul de scara 0.90-inv. spec, de baza in cazane recup. [€/kWt] 56.00-capacitatea nominala pentru care a fost definita [MWt]

10.00

-coeficientul de scara 0.80-inv. spec, de baza in cazane de varf spec. [€/kWt]

40.00

-capacitatea nominala pentru care a fost definita [MWt]

10.00

-coeficientul de scara 0.80-cost fix spec, mentenanta [€/kWi an] 6.00-cost var. spec, mentenanta [€/MWh an] 6.00-durata de realizare a investitiei [ani] 1-cota investitii realizata din fonduri proprii [%] 100.00

Investitii

In centrala de cogenerare [€] 1 661 900-in motoarele termice [€] 592 500-in cazanele recuperatoare [€] 92 000-in cazanele de varf speciale [€] 430 000-echipamente electrice auxiliare [€] 61 400-echipamente mecanice auxiliare [€] 104 400-constructii civile [€] 230 500-alte cost, de inv. (project., preg. mont, asig. , taxe etc.) [€]

151 100

Investitia specifica in echip. de cogen. [€/kWe] 963.39Investitii in reteaua de gaze [€} 5 000Investitii in reteaua de termica [€f 660 700Investitia totala aferenta solutiei de cogenerare [€]

2 327 600

Fonduri proprii necesare [€] 2 327 600

Fluxul de cheltuieli si incasari anualeFlux de cheltuieli si incasari Perioada

de montajPerioada de exploatare, anul:

1 2 3 4 5

Investitie din fonduri proprii [€] 2 327 600 0 0 0 0 0Cheltuieli anuale totale [€/an] -fara TVA 0 869 905 880 948 892 156 903 533 915 080-cheltuieli anuale cu combustibilul [€/an] -fara TVA

0 736 187 747 230 758 439 769 815 781 362

-consumul anual de combustibil [MWht/an] 0 40 114 40 114 40 114 40 114 40 114-pretul combustibilului [€/MWht] -fara 0 18.35 18.63 18.91 19.19 19.48

-cheltuieli anuale cu personalul [€/anJ 0 65 000 65 000 65 000 65 000 65 000-cheltuieli anuale fixe de mentenanta [€/an] 0 11 352 11 352 11 352 11 352 11 352-cheltuieli anuale variabile de mentenanta 0 49 056 49 056 49 056 49 056 49 056

-rest cheltuieli anuale [€/anJ 0 8 310 8310 8310 8 310 8 310Venituri brute anuale totale [€/an] -fara TVA 0 1 310 897 1 327 615 1 347 524 1 367 733 1 388 244-din reducere factura caldura [€/an] 0 722 270 733 104 744 101 755 262 766 591-catdura consumata anual [MWht/an] 0 21 000 21 000 21 000 21 000 21 000-pretul caldurii [€/MWht] -fara TVA 0 34.39 34.91 35.43 35.96 36.50-din reducere factura energie electrica [€/an] 0 320 877 323 960 328 632 333 373 338 186-reducere taxa de putere [€/an] 0 15 532 15 532 15 532 15 532 15 532-energie electrica produsa pt. UPB anual [MWhe/an]

0 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000

-pretul energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

0 80.00 80.80 82.01 83.24 84.49

-energie electrica produsa pt. camine anual [MWhe/an]

0 854 854 854 854 854

-pretul energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

0 76.50 77.30 78.51 79.74 80.99

-din vanzare energie electrica la subcontactanti [€/an]

0 267 750 270 550 274 792 279 098 283 468

-energie electrica vanduta anual [MWhe/an] 0 • 3 500 3 500 3 500 3 500- 3 500-pretul energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

0 76.50 77.30 78.51 79.74 80.99

Venit impozabil anual [€] 0 324 612 330 287 338 988 347 820 356 785Venitul net anual [€/an] 0 440 992 446 667 455 368 464 200 473 165Venitul net actualizat anual [€/an] 0 393 743 356 080 324 122 295 008 268 486Venitul net actualizat cumulat [€/an]1) -2 327

600-1 933 857 -1 577

777-1 253 655

- 958 647 -690 161

Flux de cheltuieli si incasari Perioada de exploatare, anul:7 8 9 10 11 12

Investitie din fonduri proprii [€] 0 0 0 0 0 0Cheltuieli anuale totale [€/an] -fara TVA 938 697 950 771 963 027 975 467 988 093 1 000 909-cheltuieli anuale cu combustibilul [€/an] -fara TVA

804 979 817 054 829 310 841 749 854 375 867 191

-consumu! anual de combustibil [MWht/an] 40 114 40 114 40 114 40 114 40 114 40 114-pretul combustibilului [€/MWht] -fara 20.07 20.37 20.67 20.98 21.30 21.62

-cheltuieli anuale cu personalul [€/an] 65 000 65 000 65 000 65 000 65 000 65 000-cheltuieli anuale fixe de mentenanta [€/an] 11 352 11 352 11 352 11 352 11 352 11 352-cheltuieli anuale variabile de mentenanta 49 056 49 056 49 056 49 056 49 056 49 056

-rest cheltuieli anuale [€/an] 8 310 8310 8 310 8 310 8310 8 310Venituri brute anuale totale [€/an] -fara TVA 1 427 042 1 445 258 1 463 716 1 482 418 1 501 369 1 520 571-din reducere factura caldura [€/an] 789 761 801 608 813 632 825 836 838 224 850 797-caldura consumata anual [MWht/an] 21 000 21 000 21 000 21 000 21 000 21 000-pretul caldurii [€/MWht] -fara TVA 37.61 38.17 38.74 39.33 39.92 40.51-din reducere factura energie electrica [€/an] 346 376 349 714 353 086 356 491 359 930 363 404-reducere taxa de putere [€/an] 15 532 15 532 15 532 15 532 15 532 15 532-energie electrica produsa pt. UPB anual [MWhe/an]

3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000

-pretul energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

86.62 87.48 88.36 89.24 90.13 91.03

-energie electrica produsa pt. camine anual [MWhe/an]

854 854 854 854 854 854

-pretul energiei electrice [€/MWhej -fara TVA

83.12 83.98 84.86 85.74 86.63 87.53

-din vanzare energie eiectrica la subcontactanti [€/an]

290 905 293 937 296 999 300 091 303 214 306 369

-energie electrica vanduta anual [MWhe/an] 3 500 3 500 3 500 3 500 3 500 3 500-pretul energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

83.12 83.98 84.86 85.74 86.63 87.53

Venit impozabil anual [€] 371 965 378 107 384 309 390 572 396 896 403 282Venitul net anual [€/an] 488 345 494 487 500 689 506 952 513 276 519 662Venitul net actualizat anual [€/an] 220 903 199 715 180 553 163 225 147 555 133 384Venitul net actualizat cumulat [€/an]1) - 224 928 -25 213 155 340 318 565 466 119 599 504

Flux de cheltuieli si incasari Perioada de exploatare, anul:14 15 16 17 18 19

Investitie din fonduri proprii [€] 0 0 0 0 0 0Cheltuieli anuale totale [€/an] -fara TVA 1 027 119 1 040 520 1 054 123 1 067 929 1 081 942 1 096 165-cheltuieli anuale cu combustibilul [€/an] -fara TVA

893 402 906 803 920 405 934 211 948 224 962 448

-consumul anual de combustibi! [MWht/an] 40 114 40 114 40 114 40 114 40 114 40 114-pretu! combustibilului [€/MWht] -fara 22.27 22.61 22.94 23.29 23.64 23.99

-cheltuieli anuale cu personalul [€/an] 65 000 65 000 65 000 65 000 65 000 65 000-cheltuieli anuale fixe de mentenanta [€/an] 11 352 11 352 11 352 11 352 11 352 11 352-cheltuieli anuale vanabile de mentenanta 49 056 49 056 49 056 49 056 49 056 49 056

-rest cheltuieli anuale [€/an] 8 310 8310 8 310 8 310 8 310 8310Venituri brute anuale totale [€/an] -fara TVA 1 559 743 1 579 720 1 599 962 1 620 474 1 641 258 1 662 320-din reducere factura caldura [€/anj 876 513 889 660 903 005 916 550 930 298 944 253-caldura consumata anual [MWht/an] 21 000 21 000 21 000 21 000 21 000 21 000-pretu 1 caldurii [€/MWht] -fara TVA 41.74 42.36 43.00 43.65 44.30 44.96-din reducere factura energie electrica [€/an] 370 457 374 036 377 651 381 302 384 989 388 714-reducere taxa de putere [€/an] 15 532 15 532 15 532 15 532 15 532 15 532-energie electrica produsa pt. UPB anual [MWhe/an]

3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000

-pretu 1 energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

92.86 93.79 94.73 95.68 96.63 97.60

-energie electrica produsa pt. camine anual [MWht/an]

854 854 854 854 854 854

-pretu 1 energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

89.36 90.29 91.23 92.18 93.13 94.10

-din vanzare energie electrica la subcontactanti [€/an]

312 773 316 024 319 306 322 622 325 971 329 353

-energie electrica vanduta anual [MWhe/an] 3 500 3 500 3 500 3 500 3 500 3 500-pretul energiei electrice [€/MWhe] -fara TVA

89.36 90.29 91.23 92.18 93.13 94.10

Venit impozabil anual [€] 416 243 422 819 429 460 436 165 442 937 449 775Venitul net anual [€/an] 532 623 539 199 545 840 552 545 559 317 566 155Venitul net actualizat anual [€/an] 108 985 98 510 89 038 80 475 72 733 65 734Venitul net actualizat cumulat [€/an]1) 829 060 927 570 1 016 608 1 097 083 1 169 816 1 235 551

-Venitul net actualizat [€] 1 294 958-Termenul de recuperare in valori neactualizate [ani] 4.06-Termenul de recuperare in valori actualizate [ani] 8.14-Indicele de profitabilitate [€/$] 1.56-Rata interna de rentabilitate [%] 19.82%

5.3. Concluzii finale in urma calculului tehnico-economicIn urma calcului tehnico – economic se pot trage urmatoarele concluzii:durata de actualizare luata in calcul este de 12 %;durata de studiu este de 20 de ani avand in vedere si durata de viata a

principalelor echipamente;valuarea totala a investitiei este de 1 660 000 EURO din care :

Pagina 58 din 68

-in motoarele termice [€] 592 500-in cazanele recuperatoare [€] 92 000-in cazanele de varf speciale [€] 430 000-echipamente electrice auxiliare [€] 61 400-echipamente mecanice auxiliare [€] 104 400-constructii civile [€] 230 500-alte cost. de inv. (proiect., preg. mont., asig. , taxe etc.) [€] 151 100

Investitia specifica in cogenerare este de 964 eur/kWeiCalculele de eficienta prezinta valori pozitive pentru realizarea

investitiei caracterizate prin:

-Venitul net actualizat [€]     1 294 958-Termenul de recuperare in valori neactualizate [ani] 4,06-Termenul de recuperare in valori actualizate [ani] 8,14-Indicele de profitabilitate [€/$]     1,56-Rata interna de rentabilitate [%]     19,82%

In concluzie investitia este rentabila chiar si in conditiile in care pot apare variatii ale pretului combustibilului si energie electrice achizitionate din sistem peste valorile luate in calcul in exemplul de fata.

CAPITOLUL VI

PUNCT ELECTRIC: SCHEMA DE RACORDARE A INSTALATIEIEDE COGENERARE LA SISTEMUL DE ALIMENTARE CU ENERGIE ELECTRICA A UPB

6.1. Descrierea soluţiei propusă pentru conexiunea grupurilor generatoare in staţia de 10 kV UPB

Furnizarea energiei electrice produsa de cele doua grupuri se va realiza prin intermediul a doua trafo - ridicătoare de 0,4 / 10 kV de 1000 kVA fiecare, si care se vor racorda in substatia de 10 kV a CET-UPB

Având in vedere ca in staţie sunt deja libere celulele de racord ale generatoarelor G2 si G4 (aferente turbinelor 2 si 4 care un sunt funcţionale) aceste celule se pot reechipa cu echipamentele necesare noilor generatoare antrenate de motoare termice, noua lor denumire fiind GMT1 si GMT2.

Schema de principiu a celor doua noi generatoare este prezentata in fig.6.1.

Pagina 59 din 68

Fig. 6.1. Schema de principiu a generatorului GMT1Ambele celule de generator se vor racorda in paralel pe secţia I de

bare cu posibilitatea dubla de alimentare prin jocul întreruptor 10kV – separatoarea celor doua sisteme deja existente (sistemul I si sistemul II).

Din punct de vedere al circuitelor primare echiparea celor doua celule se va face cu echipamente Standard si anume:

- întreruptor debroşabil cu SF6- transformatoare de curent cu izolaţie in răşina pentru 24 kV- cuţite de legare la pământ

Corespunzător circuitelor primare utilizate si specificul determinat de conectarea generatorului a fost conceput un echipament integrat (releu multifuncţional) care sa satisfacă cerinţele privitoare la comenzi, masuri electrice, blocaje si protecţii.

Comanda întreruptorului se va efectua cu tastatura echipamentului integrat, sau direct cu ajutorul butoanelor închis/deschis ale întreruptorului. Comanda separatorului de punere la pământ se va realiza manual si va fi blocata de poziţia broşata a întreruptorului. Pe monitorul releului se vor vizualiza poziţia întreruptorului (închis/deschis) precum si principalele mărimi electrice măsurate in conformitate cu specificaţia tehnica a acesteia.

Pagina 60 din 68

Fiecare celula va fi prevăzuta cu o secţionare de curent direcţionată spre generator care va declanşa întreruptorul celulei la scurtcircuit polifazate si monofazate pe partea de JT.

Protecţia va fi desensibilizata fata de curentul de scurtcircuit la bornele generatorului. Ca rezerva pentru aceasta protecţie si pentru scurtcircuitele apărute pe celelalte plecări din staţia de 10 kV CET-UPB va fi prevăzuta o protecţie maximala desensibilizata fata de curentul maxim debitat de generator. Aceasta temporizare va asigura funcţionarea selectiva a protecţiei si fata de plecările din staţiile de alimentare (Militari si Cotroceni).

Ambele protecţii vor transmite comenzi de declanşare întreruptorului de JT al grupului generator. Protecţia de gaze aferente transformatorului si funcţionarea protecţiei generatorului se va declanşa întreruptorul din celula de generator.

In caz de refuz de întreruptor se va prevede o instalaţie de DRRI prin care va fi declanşată sursa in funcţiune: fiderul de legătură cu staţiile de alimentare sau cupla longitudinala.

6.2. Calculul puterii de scurtcircuit pe barele de medie tensiune (10 kV)

Date iniţiale:

Sb = 10.000 kVA = 10 MVA;

Sb – puterea aparenta nominala pe bara de 10 kV din staţiile de conexiuni.

Ub = 10kV; Ub – tensiunea pe bara.

;(6.1.)

Ib - intensitatea curentului nominal pe bara.

Ssc = 450 MVA;Ssc – puterea totală de scurtcircuit pe bara de 10 kV (având in vedere

toţi consumatori de pe bare).

022.0sc

bs S

Sx

(6.2.)

xs – reactanţa sistemului

Date transformator ridicator 0,4 / 10 kV (2x1000kVA)

Sn = 2 x 1000kVA = 2 MVA(6.3.)

Pagina 61 din 68

Sn – puterea aparenta nominala totala

uk = 13,2 %

;(6.4.)

xt – reactanţa trafo.

682,066,0022,0 Tstot xxx(6.5.)

xtot – reactanţa totala.

Determinarea curentului de scurtcircuite pe bara de medie tensiune:

AkAx

II

tot

bmtsc 850847,0

682,0

578,0.

(6.6.)Isc.mt – curentul de scurtcircuit pe bara de medie tensiune.

Determinarea puterii de scurtcircuit pe bara de medie tensiune:

MVAIUS mtscbmtsc 7,148501073,13 4..

(6.7.)

Ssc.mt - puterea de scurtcircuit pe bara de medie tensiune.CAPITOLUL VII

CONCLUZII GENERALE PRIVIND RETEHNOLOGIZAREA CET-UPB

7.1.Situatia actuala

CET din cadrul Universitatii Politehnica Bucuresti este un laborator coordonat de catedra de Centrale Electrice si Energetica Industriala, Facultatea de Energetica si indeplineste trei functii distincte:

- fomarea inginerilor termo si electro-energeticieni, prin efectuarea lucrarilor de laborator, a practicii de exploatare si a cercetarii stiintifice studentesti;

- producerea energiei electrice si termice ca rezultat al activitatii didactice si de cercetare, in vederea asigurarii partiale a consumurilor universitatii;

Pagina 62 din 68

- asigurarea legaturilor electrice cu sistemul energetic national si a distributiei de energie electrica prin statiile si posturile de transformare existente in CET atit pentru platforma universitatii cit si pentru consumatorii captivi din zona adiacenta.

- deservirea cu utilitati, pe baza de comenzi interne (aer comprimat, apa industriala si apa demineralizata ) a tuturor laboratoarelor facultatilor din cadrul UPB.

Instalatiile de producere a energiei din CET sunt de generatie veche fiind preluate prin transfer din unitati ale fostului Minister al Energiei Electrice si avind durata normata de functionare cu mult depasita. Ele au fost reabilitate periodic prin reparatii curente si capitale, pentru a putea face fata cerintelor impuse de caracterul de laborator.

Asfel CET - UPB este dotata cu urmatoarele agregate si instalatii aflate in stare de functionare:

- un cazan de abur supraincalzit, cu circulatie naturala tip Erste Brunner (produs in Cehoslovacia in 1943), de 12 t/h cu parametrii actuali de 32 bar si 400C, funtionand pe gaz natural;

- o turbina AEG de 2 MWe cu condensatie si priza fixa;- un grup electrogen Diessel montat in 1980 este de tip MB 836 Bb

(Maybach-Benz), are rol in asigurarea serviciilor proprii ale CET si este de 450 CP (330 kW);.

- instalatii de termoficare din CET laborator cu posibilitatea de alimentare cu caldura a consumatorilor de abur de 12 si respectiv 6 bar prin statiile de reducere racire SRR35/12 si SRR 12/6 si a consumatori de apa fierbinte prin schimbatoarele de caldura de baza si de virf (2x2Gcal/h);

- o statia de tratare chimica a apei de alimentare (demineralizare partiala) cu debitul nominal de 10 m3/h;

-o statia de dedurizare a apei de racire, cu debitul nominal de 40 m3/h;- o statia de pompe de termoficare treapta I si II, echipata cu pompe

TERMA 80x22 cu debitul de 45 m3 fiecare si inaltimea de refulare de 38mH2O;

- un turn de racire umed cu ciculatie naturala;- un cos de fum de 26 m in constructie metalica.- statiile de transformare de 10 si 0,4 kV echipate cu celulele de

legatura cu sistemul energetic si instalatiile proprii de producere. De asemenea se subliniaza faptul ca, de la turbina nr. 5 se dispune de transformatorul de 4 MVA de 6,5/10,5 kV cu celula proprie si pupitrul de racordare in camera de comanda electrica;

- o camera de comanda electrica;- o camera de comanda termica;- ateliere macanice si PRAM;- o statie de acumulatoare pentru iluminatul de siguranta la avarie.- serviciile proprii ale centralei, functionind la tensiunea de 0,4 kV,

alimentate din statia de 10 kV prin doua transformatoare de cate 1000 kVA.- o instalatie de producere a aerului comprimat, echipata cu trei

compresoare de aer, cu piston cu dublu efect tip Resita, fiecare cu debitul nominal de 900 m3/h la 6 bari.

Pagina 63 din 68

In afara echipamentelor si instalatiilor aflate in functiune, mentionate mai sus, in cadrul CET laborator mai sunt instalate o serie de echipamente cu rol didactic, demonstrativ, si anume:

- un cazan de abur supraincalzit cu aceeiasi parametrii de functionare ca si cazanul nr 1, de productie Babcook – Wilcox;

- o turbina de condensatie cu priza reglabila de 3,2 MWe Brown - Boveri (turbina nr.5);

- turbina cu condensatie si priza de 1,5 MW;- turbina cu contrapresiune de 450 kW.

7.2. Consumurile de căldura şi energie electrică nominale şi anuale ale U.P.B.

Consumurile nominale şi anuale ale U.P.B. de căldura şi energie electrică au fost estimate pe baza datelor de exploatare ale instalaţiilor de alimentare cu energie din ultimii patru ani (2000-2004).

Acest mod de determinare s-a folosit din urmatoarele motive :

- lipsa proiectelor actualizate ale instalaţiilor de alimentare cu căldură şi energie electrică;

- folosirea datelor de proiect pentru reţeaua de termoficare ar fi fost incorectă deoarece acestea ţineau cont şi de cantităţile de căldură necesare atât instalaţiilor de ventilare din U.P.B. (în prezent scoase din uz), cât şi altor consumatori racordaţi la aceeaşi reţea (fostele IAUC şi Didactica) care si-au modificat puternic in timp consumurile de caldura si energie electrica.

Valorile consumurilor de căldura şi energie electrică nominale şi anuale ale U.P.B. estimate conform celor de mai sus sunt:

- consumul maxim de căldură al U.P.B. este de cca. 8,5 MWt (7 Gcal/h), iar consumul anual de căldură pentru un an cu condiţii climatice normale este de cca. 35 000 MWht/an (30 000 Gcal/an) -

- consumul maxim de energie electrică al U.P.B. este de cca. 750 kWe iar consumul anual de energie electrică este de cca. 3 200 MWhe/an

7.3. Oportunitatea modernizarii C.E.T. laborator din cadrul U.P.B.

Consumurile nominale şi anuale ale U.P.B. de căldura şi energie electrică au fost estimate pe baza datelor de exploatare ale instalaţiilor de alimentare cu energie din ultimii patru ani (2000-2004). Conform acestora s-au considerat următorele :

- consumul maxim de căldură al U.P.B. este de cca. 8.5 MWt (7 Gcal/h) ;

- consumul anual de căldură este de cca. 25 000 MWht/an (15 000 Gcal/an) - pentru un an cu condiţii climatice normale ;

Pagina 64 din 68

- consumul maxim de energie electrică al U.P.B. este de cca. 750 kWe ;

- consumul anual de energie electrică este de cca. 3 500 MWhe/an.

Acest mod de determinare s-a datorat lipsei proiectelor actualelor instalaţii de alimentare cu căldură şi energie electrică si faptului ca folosirea datelor de proiect pentru reţeaua de termoficare ar fi fost incorectă deoarece acestea ţineau cont şi de cantităţile de căldură necesare atât instalaţiilor de ventilare din U.P.B. (în prezent scoase din uz), cât şi altor consumatori racordaţi la aceeaşi reţea (fostele IAUC şi Didactica) .

Costurile folosite în analiza oportunităţii modernizării C.E.T. – laborator au fost :

-pentru echipamente – conform valorilor din cataloage de oferte (ne negociate) ;

-pentru combustibil, căldură şi energie electrică – conform tarifelor actuale plătite de U.P.B. pentru aceste utilităţi.

Caracteristicile tehnice ale echipamentelor din solutia propusa pentru retehnologizarea C.E.T. laborator.

Caracteristicile tehnice ale noilor echipamente au fost determinate avand in vedere urmatoarele :

- sa se asigure alimentarea integrala cu caldura a localurilor Universitatii Politehnica Bucuresti;

- producerea de energie electrica sa se faca in cele mai bune conditii, respectiv cu consumuri minime;

- sa fie respectat pe cat posibil raportul dintre cantitatea de caldura data in regim de cogenerare si cantitatea totala de caldura recomandat de literatura de specialitate pentru ciclurile de cogenerare cu abur, pentru cazul consumatorilor urbani si tertiari (cca. 0,5).

CAPITOLUL VIII

NORME IN TEHNICA SECURITATII MUNCII IN INSTALATII DE COGENERARE CU MOTOARE TERMICE

8.1. Regulament de funcţionare a CET laborator

In scopul aducerii la îndeplinire a sarcinilor ce revin acestui laborator, respectând actele normative ce stabilesc cadrul organizatoric legal, activitatea CET laborator se desfăsoara după „Regulament de organizare si funcţionare a CET laborator” aprobat de Conducerea UPB.

In cadrul exploatării curente a instalaţiilor, personalul de serviciu asigura supravegherea acestora, controlul lor periodic si manevrele necesare. Supravegherea se asigura prin urmărirea parametrilor din instalaţiile

Pagina 65 din 68

respective si completarea evidentei acestora. Personalul executa de asemenea operaţiile legate de curtenia locului de munca. In întreaga activitate se vor respecta cu stricteţe normele de protecţie a muncii indicate in cele ce urmează:

- personalul de exploatare operativa a instalaţiilor este cu desăvarsire interzis sa scoată din proprie iniţiativa îngrădirile de protecţie, sa pătrundă dincolo de acestea, sa execute lucrări sau manevre fără a exista o autorizaţie de lucru si instrucţiuni tehnice sau dispoziţii in acest sens.

- când schimbul este format din doua persoane, una din ele poate participa la lucrări, fiind inclusa in echipele de revizii sau reparaţii

- in timpul executării controlului, in instalaţiile electrice, instalaţia trebuie considerata ca aflata in funcţiune, chiar atunci când se cunoaşte ca ea este scoasa de sub tensiune. Aceasta prevedere are in vedere faptul ca instalaţia nu este legata la pământ si ca exista eventualitatea punerii ei sub tensiune

La efectuarea tuturor manevrelor pentru Prevenirea accidentelor umane sau tehnice datorita arcului electric, se vor respecta următoarele reguli:

- manevrele se efectuează numai in ordinea întrerupătoare-separatoare

se efectuează întâi manevrele cu separatoarele de linie si apoi cu cele de bare, la operaţiile de deschidere si invers la operaţiile de închidere

- poziţia personalului in timpul manevrei trebuie sa fie laterala fata de siguranţele fuzibile, precum si fata de separatoarele care nu sunt prevăzute cu dispozitive de blocaj

8.2. Norme de protecţie a muncii specifice la executarea de lucrări la generatoare, compensatoare, sincrone si motoare electrice

Generatoarele si compensatoarele sincrone aflate in turaţie, chiar dezexcitate trebuie considerate ca fiind sub tensiune. Se interzice atingerea sau executarea lucrărilor in circuitele statorului generatorului sau compensatorului sincron aflat in turaţie.

Manevrele pentru pornirea si oprirea maşinilor electrice de înalta tensiune se executa de către personalul operativ de serviciu.

Înaintea executării oricăror lucrări de reparaţii la partea mecanica a unui motor electric, se va opri motorul, se va realiza o separaţie de lucru vizibila care se va bloca, iar pe dispozitivul de acţionare se va monta un indicator de interzicere.

Carcasele maşinilor electrice si cele ale echipamentelor de pornire ale acestora trebuie sa fie legate la pământ. Se interzice executarea de lucrări la aceste legături la pământ in timpul funcţionarii maşinilor electrice.

8.3. Metode de protecţia muncii pentru partea termomecanica a centralelor

Pagina 66 din 68

Instalaţiile de gaze se pun in funcţiune si se exploatează in conformitate cu normativul pentru distribuirea gazelor naturale, numai de catre persoanele autorizate de unitatea de distribuţie a gazelor.

Se interzice determinarea prezentei gazelor in aer, in incaperi sau camine prin flacăra libera. Înainte de predarea in exploatare, toate conductele de gaze trebuie probate. Daca o conducta a rămas fără gaze mai mult de doua luni, înainte de a fi pusa in exploatare trebuie probata din nou.

Este interzisa folosirea gazului in cazul când presiunea in conducta de gaze a scăzut sub 40mm H2O.

8.4. Masuri generale de prevenire si extindere a incendiilor

Prin prevenirea incendiilor in centrale si staţii electrice se înţelege respectarea regulilor stabilite de normele in vigoare si luarea tuturor masurilor menite sa elimine cauzele care pot provoca incendii. Totodată, prevenirea incendiilor presupune si asigurarea din timp a unor masuri necesare pentru limitarea dezvoltării incendiilor, stingerea lor in faza iniţiala, evacuarea oamenilor si a bunurilor materiale.

Un mijloc esenţial de apărare contra incendiilor este obligativitatea instruirii periodice, in privinţa masurilor de prevenire si stingere a incendiilor, a tuturor celor care lucrează in sectorul energetic.

8.5. Procedee si mijloace de prevenire si stingere a incendiilor

Lupta împotriva incendiilor cuprinde: prevenirea, detectarea, avertizarea, combaterea si stingerea.

In faza de prevenire se stabilesc punctele pericol de incendiu, cauzele posibile si masuri pentru înlăturarea lor. Se întocmesc planuri de prevenire si lichidare a avariilor si se urmăreşte aprovizionarea cu materiale de combatere si utilarea panourilor si punctelor PSI.

In faza de combatere si lichidare este necesar :

- stabilirea obiectului incendiului si determinarea cauzei apariţiei lui- precizarea locului de apariţie (focarul) - asigurarea securităţii personalului - folosirea tuturor posibilităţilor de lichidare a focului

Pentru cazul in care incendiul nu se poate lichida imediat se va determina zona periculoasa si se va încerca limitarea posibilităţilor de extindere.

Pagina 67 din 68

Pagina 68 din 68