Raport la studiul de evaluare a impactului asupra mediului pentru centrala solaro-electrica
Modul/mecanismul in care realizarea centralei poate afecta mediul social si economic
Yüklə 496,15 Kb.
|
- Bu səhifədəki naviqasiya:
- Prevederi in proiect pentru diminuarea impactului asupra peisajului
- Prevederi pentru reducerea impactului negativ asupra mediului social si economic
- 10.1 Monitorizarea emisiilor
6.2.8.1. Modul/mecanismul in care realizarea centralei poate afecta mediul social si economicSe apreciaza ca realizarea centralei poate afecta mediul social si economic datorita urmatoarelor actiuni previzibile:
Cap. 7 EFECTE SEMNIFICATIVE ASUPRA MEDIULUI IN CONTEXT TRANSFRONTIERA Prin realizarea acestei investitii nu vor apare efecte asupra mediului in context tranfrontiera. Cap. 8 MASURILE PROPUSE PENTRU A PREVENI, REDUCE SI COMPENSA EFECTELE ADVERSE ASUPRA MEDIULUI PRIN IMPLEMENTAREA PUZ-lui 8.1 Masuri privind efectele asupra APEI Pentru protecţia resurselor de apă în proiectul acestei investitii se vor prevedea măsuri care vizează atât apa subterană cât şi cea de suprafaţă şi care sunt prezentate în cele ce urmează. Pentru combaterea riscului de poluare a apelor subterane si de suprafata (canalul Vedea –Dunare care apartine ANIF) se prevăd următoarele masuri :
Prin proiect s-a propus sa se realizeze urmatoarele obiective care pot fi considerate masuri de diminuare a impactului:
8.2 Masuri privind efectele asupra AERULUI Prin natura construcţiei, centrala electro-solară nu reprezintă o sursă de poluare a aerului 8.3 Masuri privind efectele asupra SOLULUI Măsurile de prevenire si diminuare a poluării solului şi a apelor subterane care vor fi prevazute prin proiect:
8.4 Masuri privind efectele asupra SUBSOLUI Avand in vedere ca sursele de poluare pentru subsol si efectele semnificative asupra subsolului sunt identice cu cele corespunzatoare apelor subterane, masurile propuse privind efectele adverse asupra subsolului se regasesc la capitolul respectiv (8.1). 8.5 Masuri privind efectele asupra BIODIVERSITATII In perioada de santier Măsurile de protecţie a florei şi faunei pentru perioada de construcţie trebuie luate din faza de proiectare şi organizare a lucrărilor, astfel:
In perioada de operare/functionare Ştiut fiind faptul că, la centralele electrice clasice, pentru obţinerea a 1MWh se eliberează în atmosferă 1 tonă de CO2, rezultă că centrala solaro-electrică propusă în acest proiect va stopa emisia anuală în atmosferă a 2.000 tone de CO2. Prin sistemele tehnologice alese, în incinta centralei electro-solare, între aleile de macadam dintre captatorii paraboloidali şi sub aceştia, vegetaţia (mai puţin puieţii de copaci, care vor fi resădiţi în altă locaţie) va fi lăsată să crească liber. Deoarece în timpul fucţionării centralei lumina reflectată de oglinzi spre celulele solare nu este niciodata reflectată înapoi spre mediu, captatorii solari parabolidali nu prezintă niciun pericol pentru păsări. Pentru protecţia florei şi faunei din zona, în perioada de exploatare, o atenţie deosebită se va acorda lucrărilor de întreţinere, respectiv curăţenia in zona amplasamentului, pentru a nu genera vectori de boală pentru animale sau a stanjeni dezvoltarea normală a vegetaţiei. In concluzie, prin prezentarea starii actuale a zonei protejate recunoscuta legal prin HG 1284/2007 (pentru SPA) s-a scos in evidenta faptul ca realizarea acestei centrale solare nu va avea decat un posibil impact direct negativ pe termen scurt, doar pe perioada existentei santierului. Prin masurile impuse la faza de proiect si organizare de santier, prezentate la Capitolul 8, acest impact este eliminat. Luînd în considerare sursele de poluare şi emisiile de poluanţi care pot sa apara în perioada de functionare, adica prin punerea in functiune a acestei investitii, se poate observa ca fauna şi vegetaţia din zonă a fost si va fi mai afectata de existenţa in sine a activitatilor economice a locuitorilor din comuna si a turistilor care strabat zona, decît de exploatarea acestei investitii. 8.6 Masuri privind efectele asupra PEISAJULUI Prevederi in proiect pentru diminuarea impactului asupra peisajuluiPentru reducerea impactului determinat de elementele mentionate ca negative asupra peisajului, proiectul a prevazut urmatoarele solutii: - cladirile vor fi prevazute cu finisaje exterioare adecvate unei incadrari firesti in peisaj.
- 43o50’47,97” latitudine nordică - 25o54’55,30” longitudine estică - altitudine minimă: +16m - altitudine maximă: +19m 2. Necesar energetic anual: 2GWh 3. Radiaţie solară medie pentru o suprafaţă fixă orizontală: 3,621kWh/m2/zi 4. Radiaţie solară medie pentru o suprafaţă mobilă, perpendiculară pe Soare: 4,104 kWh/m2/zi 5. Pierderi în sistem admisibile: 10% Au fost întocmite două grupe de scenarii, corespunzător principiilor de generare a energiei electrice, respectiv centrale electrice cu panouri fotovoltaice şi centrale electrice termice. Astfel, primele patru scenarii tehnico-economice au la bază doar soluţiile pe panouri fotovoltaice clasice sau cu concentrare şi fost întocmite astfel:
Următoarele două scenarii au la bază doar soluţii termice şi au fost întocmite astfel:
Fiecare scenariu va fi analizat prin prisma următoarelor criterii:
Exprimarea costurilor se va face prin ponderare la condiţiile specifice României. SCENARIUL A Cunoscând că valoarea medie a radiaţiei solare este de 3,621kWh/m2/zi, puterea medie a unui panou PV este de 170W/m2, pierderile în sistem sunt de 10% iar necesarul anual este 2GWh, se poate calcula: Energia generată de 1m2 panou este de:
Din această valoare se scad pierderile de 10% din sistem şi rezultă: 298.463Wh/m2/an * 90% = 268.616Wh/m2/an
554,013Wh/m2/zi * 365zile/an = 202,221kWh/m2/an Necesarul de panouri PV exprimat în m2, rezultă din expresia: 2.000.000KWh/an ÷ 268,616 kWh/m2/an = 7.745m2 panouri. Aceste panouri se vor amplasa cu faţa spre Sud, la o înclinare de 34o faţă de orizontală, în şiruri succesive (Fig. 1 din Anexe). Puterea maximă generată de aceste panouri este: 7.445m2 * 170W/m2 = 1.265.650W Prin analiză comparativă cu alte investiţii similare efectuate în lume, unde valoarea investiţională minimă cunoscută este de 6,09E/W, se poate calcula că valoarea investiţională pentru o centrală solară pe panouri PV în locaţia menţionată de beneficiar este de: 1.265.650W * 6,09E/W = 7.707.808Euro Scalabilitatea tehnologică este extrem de costisitoare, mărirea performanţei panourilor nefiind posibilă decât prin înlocuirea în totalitate a acestora, ceea ce ar reprezenta circa 60% din total costuri investiţie iniţială. Fiind o soluţie non-termică, elementele de construcţie sunt:
Construcţia care cuprinde centrul de control şi distribuţie precum şi sectoarele tehnic şi de întreţinere va cuprinde următoarele încăperi:
Toate aceste spaţii pot fi grupate într-o singură clădire cu o suprafaţă desfăşurată de 300 m2 şi un volum de 1800 m3. La toate aceste lucrări se mai adaugă lucrările pentru îngrădirea locaţiei cu un gard cu plasă. Principalul factor de limitare a dezvoltării PV pe piaţa centralelor solare este durata prea mare de amortizare a costurilor de implementare. Deocamdată, piaţa PV sau a celorlalte tehnologii energetice neconvenţionale este dependentă de subvenţii sau tarife preferenţiale la energia electrică furnizată în sistem. Un factor secundar de limitare a extinderii pieţei actuale PV este lipsa de disponibilitate de materii prime de siliciu. Siliciul pentru fabricarea PV este luat din deşeuri de produse din industria electronică; aceasta menţine costurile de fabricaţie PV în jos, dar creează o dependenţă care limitează creşterea producţiei. În ultimii doi ani, producătorii de wafere de siliciu pentru energia solară si-au extins operaţiunile pentru a răspunde nevoilor tot mai mari ale industriei. Mulţi producători de celule solare şi de module au investit în această extindere pentru a obţine o cotă cât mai mare pe piaţă. PV este o tehnologie relativ matură, cu mulţi ani de experienţă de operare. Tehnologia s-a dovedit a fi fiabilă, costurile de întreţinere a sistemelor conectate la reţea fiind în general reduse. În general, panourile PV sunt proiectate să funcţioneze fără întreţinere, elementele care solicită cea mai mare atenţie fiind invertoarele. Trebuie menţionat, totuşi, că panourile PV existente pe piaţă sunt de calitate inferioară, având o durată de viaţă scurtă. În mod normal ar trebui să fie alese doar modulele care îndeplinesc standardul IEC 61215, aceasta însă, creşte costurile unei investiţii deoarece panourile PV care îndeplinesc acest standard sunt puţine şi scumpe. Operare şi Mentenanţă Costurile O&M sunt calculate să acopere costurile directe de operare ale centralei electrice şi includ:
Costurile estimate de O&M se ridică la 100.000E/an. Criterii de analiză:
SCENARIUL B Cunoscând că valoarea medie a radiaţiei solare pentru o suprafaţă mobilă orientată perpendicular pe Soare, este de 4,104kWh/m2/zi, puterea medie a unui panou PV este de 170W/m2, pierderile în sistem sunt de 10% iar necesarul anual este 2GWh, se poate calcula: Energia generată de 1m2 panou este de:
Din această valoare se scad pierderile de 10% din sistem şi rezultă: 374.796Wh/m2/an * 90% = 337.316Wh/m2/an
2.000.000KWh/an ÷ 337,316 kWh/m2/an = 5.929m2 panouri. Aceste panouri se vor monta pe heliostate care execută mişcarea de urmărirea Soarelui pe două axe (fig. 3 din Anexe). Puterea maximă generată de aceste panouri este: 5.929m2 * 170W/m2 = 1.007.930W
1.007.930W * 5,07E/W = 5.110.205Euro Un exemplu de aranjament pe locaţia propusă, este dat în Fig. 4 din Anexe. Fiind şi aceasta o soluţie non-termică, elementele de construcţie sunt identice cu cele de la Scenariul A, respectiv:
Construcţia care cuprinde centrul de control şi distribuţie precum şi sectoarele tehnic şi de întreţinere va cuprinde următoarele încăperi:
Toate aceste spaţii pot fi grupate într-o singură clădire cu o suprafaţă desfăşurată de 300 m2 şi un volum de 1800 m3. La toate aceste lucrări se mai adaugă lucrările pentru îngrădirea locaţiei cu un gard cu plasă. Deoarece se folosec panouri PV identice cu cele prezentate la Scenariul A, problemele acestor panouri se regăsesc şi în acest caz. Un element important care apare în acest caz îl reprezintă heliostatele. Aceste dispozitive, deşi reprezintă un cost suplimentar faţă de primul caz, permit reducerea drastică a numărului de panouri PV deoarece permit creşterea energiei furnizate de fiecare panou pe parcursul unei zile (Fig. 5). Prin folosirea acestei metode de captare a energiei solare, se obţine o reducere semnificativă a costurilor de investiţie, menţinând, totuşi, aceleaşi costuri de mentenanţă.
Costurile O&M sunt calculate să acopere costurile directe de operare ale centralei electrice şi includ:
Costurile estimate de O&M se ridică la 100.000E/an. Criterii de analiză:
SCENARIUL C Cunoscând că valoarea medie a radiaţiei solare pentru o suprafaţă mobilă orientată perpendicular pe Soare, este de 4,104kWh/m2/zi, puterea medie a unui panou CPV este de 239W/m2, pierderile în sistem sunt de 10% iar necesarul anual este 2GWh, se poate calcula: Energia generată de 1m2 panou este de:
Din această valoare se scad pierderile de 10% din sistem şi rezultă: 430.790Wh/m2/an * 90% = 387.711Wh/m2/an
2.000.000KWh/an ÷ 387,711kWh/m2/an = 5.159m2 panouri. Aceste panouri se vor monta pe heliostate care execută mişcarea de urmărirea Soarelui pe două axe (fig. 5 din Anexe). Puterea maximă generată de aceste panouri este: 5.159m2 * 239W/m2 = 1.233.001W
1.233.001W * 4,1E/W = 5.055.304E Un exemplu de aranjament pe locaţia propusă, este dat în Fig. 6. Fiind şi aceasta o soluţie non-termică, elementele de construcţie sunt identice cu cele de la Scenariile A şi B, respectiv:
Construcţia care cuprinde centrul de control şi distribuţie precum şi sectoarele tehnic şi de întreţinere va cuprinde următoarele încăperi:
Toate aceste spaţii pot fi grupate într-o singură clădire cu o suprafaţă desfăşurată de 300m2 şi un volum de 1800m3. La toate aceste lucrări se mai adaugă lucrările pentru îngrădirea locaţiei cu un gard cu plasă. În cazul acestei soluţii tehnice, folosirea panourilor CPV aduce un câştig important atât în ceea ce priveşte investiţia iniţială (deoarece se folosesc mult mai puţine panouri solare şi, implicit, heliostate), cât şi în faptul - extrem de important – că se permite scalabilitatea tehnologică, respectiv se permite creşterea randamentului centralei electrice prin schimbarea doar a celulelor solare. Acest din urmă aspect este deosebit de important în prelungirea duratei de exploatare a centralei, deoarece nu mai este necesară reparaţia capitală pentru o creştere de performanţă. Se mai poate adăuga că celulele solare CPV sunt foarte rezistente în timp şi au un randament ce depăşeşte deja 39% (faţă de 17% cât este randamentul unei celule solare clasice, pe siliciu). Prin folosirea acestei metode de captare a energiei solare, se obţine o reducere semnificativă a costurilor de investiţie, menţinând, totuşi, aceleaşi costuri de mentenanţă.
Costurile O&M sunt calculate să acopere costurile directe de operare ale centralei electrice şi includ:
Costurile estimate de O&M se ridică la 100.000E/an. Criterii de analiză:
Scenariul D Cunoscând că valoarea medie a radiaţiei solare pentru o suprafaţă mobilă orientată perpendicular pe Soare, este de 4,104kWh/m2/zi, puterea medie a unui panou PV este de 170W/m2, pierderile în sistem sunt de 10% iar necesarul anual este 2GWh, se poate calcula: Energia generată de 1m2 panou PV este de:
Din această valoare se scad pierderile de 10% din sistem şi rezultă: 374.796Wh/m2/an * 90% = 337.316Wh/m2/an = 337,316kWh/m2/an
333,316kWh/m2/an * 21 = 6.999,636kWh/m2/an Necesarul de panouri PV exprimat în m2, rezultă din expresia: 2.000.000KWh/an ÷ 6.999,636kWh/m2/an = 286m2 panouri PV. Aceste panouri, la un factor de putere de 21x vor genera o putere maximă de: 286m2 * (170W*21) = 1.021.020W La un preţ investiţional de 4,1E/W, rezultă: 1.021.020 * 4,1 = 4.186.182E Deoarece pentru un captator paraboloidal sunt necesari 9,6m2 panouri PV, rezultă că sunt necesari: 286m2 panouri PV ÷ 9,6m2 panouri/captator = 30 captatori. Un captator paraboloidal are o deschidere de 2,86m şi o lungime de 84m, ceea ce înseamnă o suprafaţă reflectoare utilă de 240m2.
Un exemplu de montaj al acestor captatori este cel din fig. 8. Fiind şi aceasta o soluţie non-termică, elementele de construcţie sunt identice cu cele de la scenariile A, B şi C, respectiv:
Construcţia care cuprinde centrul de control şi distribuţie precum şi sectoarele tehnic şi de întreţinere va cuprinde următoarele încăperi:
Toate aceste spaţii pot fi grupate într-o singură clădire cu o suprafaţă desfăşurată de 300 m2 şi un volum de 1800 m3. La toate aceste lucrări se mai adaugă lucrările pentru îngrădirea locaţiei cu un gard cu plasă. În cazul acestei soluţii tehnice, folosirea captatorilor P-CPV aduce un câştig important atât în ceea ce priveşte investiţia iniţială (deoarece se folosesc mult mai puţine panouri solare şi, implicit, oglinzi reflectoare), cât şi în faptul - extrem de important – că se permite scalabilitatea tehnologică, respectiv se permite creşterea randamentului centralei electrice prin schimbarea doar a celulelor solare. Acest din urmă aspect este deosebit de important în prelungirea duratei de exploatare a centralei, deoarece nu mai este necesară reparaţia capitală pentru o creştere de performanţă. Se mai poate adăuga că celulele solare CPV sunt foarte rezistente în timp şi au un randament ce ajunge deja la 31,5% (faţă de 17% cât este randamentul unei celule solare clasice, pe siliciu). Prin folosirea acestei metode de captare a energiei solare, se obţine o reducere semnificativă a costurilor de investiţie, menţinând aceleaşi costuri de mentenanţă.
Costurile O&M sunt calculate să acopere costurile directe de operare ale centralei electrice şi includ:
Costurile estimate de O&M se ridică la 50.000E/an. Criterii de analiză:
Scenariul E Acest tip de centrală solară (Fig. 8) foloseşte concentratoare tip EuroTrough (Fig. 9) care au următoarele specificaţii tehnice:
Cunoscând că pentru a acoperi un necesar de 2GW anual, în condiţiile în care, în locaţia propusă există 2300 ore cu soare pe an şi o valoare a radiaţiei solare de 4,104kW/m2/zi, rezultă un necesar de putere instantanee de 1MW. Coroborând această valoare cu specificaţiilor tehnice ale unui concentrator EuroTrough rezultă că sunt necesare 28 colectoare. Colectoarele sunt orientate pe direcţia Nord-Sud şi totalizează o suprafaţă totală colectoare de 10.355m2, ocupând o suprafaţă de teren de aprox. 28.000m2. Fiecare colector are o pompă care pune în mişcare agentul termic. O parte din agentul termic colectat de la toate colectoarele este direcţionat către un generator de aburi. Acolo. Apa este transformată în abur ce este apoi direcţionat către un superîncălzitor unde, sub influenţa unei alte părţi de agent termic provenit de la colectoare, aburul este încălzit la temperaturi ce depăşesc 340oC, după care este injectat într-o turbină cu abur. De aici, ciclul este similar cu orice altă centrală electrică clasică. O astfel de centrală solară presupune ca, pe lângă câmpul de colectoare, să se construiască traseele de agent termic precum şi întreaga infrastructură a unei centrale electrice clasice (generator de abur, cazan preîncălzitor, cazan reîncălzire, cazan supraîncălzire, turbina de abur cu generatorul electric aferent, condensor, rezervoarele de stocare a căldurii, trasee de conducte între toate aceste elemente, staţie tratare apă, instalaţia electrică de forţă). Toată infrastructura poate fi adăpostită într-un ansamblu de clădiri de aprox. 2500m2, compartimentate corespunzător tipurilor de instalaţii existente. Distanţa medie dintre axele longitudinale ale colectoarelor solare este de 14m iar toate colectoarele ocupă o suprafaţă de teren de aprox. 28.000m2. Un exemplu de aranjament al întregii centrale solare tip CSP pe locaţia propusă, este prezentat în fig. 10. Această tip de centrală nu permite o scalabilitate tehnică, respectiv, nu permite o retehnologizare în vederea creşterii randamentului final, din motive economice. O retehnologizare presupune o investiţie mult prea mare pentru a putea fi recuperată într-un interval de timp rezonabil. O creştere a rentabilităţii este posibilă doar în condiţiile în care energia termică rezultată din proces este descărcată în circuitul de termoficare al oraşului. Operare şi Mentenanţă Costurile O&M sunt calculate să acopere costurile directe de operare ale centralei electrice şi includ:
Costurile estimate de O&M se ridică la 150.000E/an. Criterii de analiză:
Scenariul F Acest tip de centrală solară (Fig. 11) foloseşte ca elemente concentratoare oglinzi plane ce focalizează energia solară într-un punct situat la înălţime. La acest tip de centrală, turnul receptor este poziţionat în punctul cel mai sudic al amplasamentului centralei (Fig. 12). Deoarece, pe de o parte, configuraţia terenului propus pentru amplasarea centralei nu permite o amplasarea unui număr suficient de oglinzi pentru a obţine puterea electrică necesară, iar pe de altă parte, amplasarea unui turn de mare înălţime în cel mai sudic punct al terenului, adică foarte aproape de malul apei, implică costuri foarte mari cu fundaţia acestuia, această soluţie este scoasă din discuţie.
Proiectul propus răspunde astfel obiectivelor şi priorităţilor documentelor programatice elaborate pe plan mondial şi naţional referitoare la problemele stringente cu care se confruntă omenirea în prezent, privitoare la reducerea rezervelor de combustibili fosili, poluare globală, etc. Proiectul prezintă deci importanţă deosebită atât pe plan local, prin diminuarea până la anulare a cheltuielilor CJ Giurgiu pe curentul electric consumat de instituţiile aflate în subordine, cât şi pe plan naţional prin construirea primei centrale solaro-electrice din România, ceea ce înseamnă un pas extrem de important făcut pe direcţia reducerii masive a poluării cu noxe. Punctul nevralgic al acestui proiect este faptual ca amplasamentul este situat concomitent:
Se reaminteste ca avand in vedere documentatiile si legislatia care au stat la baza evaluarii impactului potential al acestei investitii se poate estima doar un posibil impact direct negativ pe termen scurt (pe perioada existentei santierului), asupra conservarii habitatelor si a speciilor de flora si fauna specifice din aceasta zona. Prin masurile impuse la faza de proiectare si organizare de santier prezentate la capitolul 4, acest impact poate fi eliminat. Tinand cont de aceasta concluzie, pentru aprobarea acestui proiect, se poate face apel/referire la OUG 57/2007, Art. 28, pct 3, 4 si 5. Considerentul invocat din ratiuni de ordin social este faptul ca aceasta invetitie a CJ Giurgiu este o investitie de interes public. Cap. 10 MASURI PENTRU MONITORIZAREA EFECTELOR SEMNIFICATIVE ALE IMPLEMENTARII PUZ-lui Din momentul inceperii activitatii, noua investitie va face obiectul unei supravegheri si unui control complex pentru decelarea si urmarirea efectelor asupra mediului si sanatatii. Supravegherea se va face prin doua tipuri de actiuni: ● Supraveghere din partea autoritatilor abilitate si cu atributii de control precum:
● Automonitoring efectuat de operatorul centralei care are urmatoarele componente:
10.1 Monitorizarea emisiilorDatorită faptului că o centrală electro-solară de tip fotovoltaic nu se constituie ca un factor poluator pentru mediu, nu sunt necesare măsuri speciale de monitorizare şi supraveghere a calităţii factorilor de mediu. 10.2 Monitorizarea variabilelor de proces / Monitorizare tehnologicaMonitoringul tehnologic este o actiune distincta si va avea ca scop verificarea continua a starii si functionarii centralei. Centrele de control, comanda si securitate prin care se face monitorizarea, sunt prezentate in proiectul tehnic.
Apreciem că funcţionarea acestei centrale solaro-electrice, datorită modului de proiectare, al materialelor şi al echipamentelor care se vor utiliza la realizarea sa, prezintă un risc nesemnificativ pentru mediul înconjurător şi sănătatea umană. Se reaminteste că la centralele electrice clasice, pentru obţinerea a 1MWh se eliberează în atmosferă 1 tonă de CO2, rezultă deci că centrala solaro-electrică propusă în acest proiect va stopa emisia anuală în atmosferă a 2.000 tone de CO2. Acesta reducere de emisie in atmosferă de CO2. poate fi considerata un impact pozitiv.
Yüklə 496,15 Kb. Dostları ilə paylaş:
|