Metoda de Reducere a Uzurilor Unui Hidrogenerator al Unei Turbine Aflate In Functiune din Anul 1967
Cuprins
I. Introducere
I.1.Scurt istoric
I.2.Functionarea minihidrocentralelor
I.3.Tipuri de hidorcentrale
I.4. Geneza si caracteristicile energiei electrice
I.5. Rolul energiei hidroelectrice in sistemul hidroenergetic
I.6. Contorlul unui sistem energetic
I.6.1.Controlul activ de tensiune –frecventa
I.6.2.Controlul tensiunii si magnetul puterii active
I.6.3.Pornirea la rece
I.7.Hidroenergia si mediul
I.8.proiectare microhidrocentrale
II. Microhidrocentrale
II.1.Definitii si elemente caracteristice
II.2.Scheme de menajare
II.2.1.Microhidrocentrale de cadere medie sau mare
II.2.2.Microhidrocentrale de joasa tensiune
II.3.Dimensionarea energetica si evaluarea economica
II.3.1.Debitul si puterea instalata
II.3.2.Alegerea tipului de turbine
II.3.3.Evaluarea energiei produse in anul hydraulic mediu
II.3.4.Aspecte economice
II.3.4.1.Investitia initiala
II.3.4.2.Costuri de exploatare
II.3.4.3.Oportunitatea de investire
II.3.4.4.Exemle de analiza aoportunitatii de investire
II.3.4.5.Riscuri finaciare asociate
II.4.Echipamentul hidromecanic si echipamentul
II.4.1.Generatorul
II.4.2.Multiplicatorul sau regulatorul de turatie
II.4.3.Alte coponente mecanice si electrice
III. Turbine Hidraulice
III.1.Tipuri de turbine
III.1.1.Turbine cu impuls
III.1.1.1.Turbina Pelton
III.1.1.2.Turbina Turgo
III.1.1.3.Turbina Cross-Flow (Banki-Mitchell
III.1.2.Turbine cu reactiune
III.1.2.1.Turbina Francis
III.1.2.2.Turbina Kaplan
III.1.2.3.Turbina Bulb
III.1.2.4.Alte tipuri de turbine cu reactiune
III.2.Turatie specifica si similitudine
III.2.1.Relatii de similitudune
III.2.2.Turatia specifica
IV. Studiu de Caz
IV.1.Scolul proiectului si obiectivul proiectului
IV.2.Descrierea lucrarii
IV.3.Concluzii
Bibliografie
I INTRODUCERE
Lucrarea de față dorește a fii o prezentare a unui proiect referindu-se la o metodă de reducere a uzurilor unui hidrogenerator al unei turbine aflate în funcțiune din anul 1967, de la punerea în funcțiune a hidroagregatului nu s-au făcut decât centrarea geometrică constatându-se dea lungul timpului necesitatea centrari rotorului după axa magnetică a câmpului creat de stator și rotor. În general în tehnologia clasică de centrarea a rotorului în stator, are în vedere obținerea unui întrefier uniform din punct de vedere geometric, a cărei valoare să se încadreze în valoarea prevăzută de documentația tehnică a hidroagregatului.
Din experiența practică a rezultat că în multe cazuri, chiar în condițiile unei centrări corecte din punct de vedere geometric, la funcționarea în gol a hidroagregatului au fost detectate vibrații mari.
Nivelul vibrațiilor se modifică uneori substanțial la funcționare în sarcină.
Din acest motiv se impune ca orice operație de centrare să fie însoțită de verificarea experimentală a axei magnetice.
I.1. Geneza și caracteristicile energiei hidraulice
Conform [1]
” Resursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondiale de energie primară. Energia hidraulică este disponibilă în natur ă sub forma energiei asociată curgerii râurilor și a fluviilor, energie cunoscută sub denumirea hidroconvențională și ca energie a valurilor, a curenților marini și a oscilațiilor periodiceale mareelor, ultimile fiind încadrate în categoria energiilor hidroneconvenționale.Hidroenergia este o formă de energie regenerabilă, între care se mai înscriu energia solară, energia eoliană și energia geotermală
. Sursa primară a energiei hidraulice este radiația solară și circuitul apei în natură
Între diversele forme de energie regenerabilă,hidroenergia esteși vară mâne pentru mult timp cea mai importantă sursă utilizată
. În prezent, energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 millioane de GWh, ceea cereprezintă între 16 și 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimări acceptă că
potențialul exploatabil este de șase ori mai mare. La nivelEuropean, în 2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă.
În România , la nivelul anului 2008, se produc anual, în medie, cca 18 TWh, adică35 %din consum, dar potențialul amenajabil este de 38 TWh / an.Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este și curată.
Ea nu produce deșeuri (cenuși sau substanțe radioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la originea ploilor acide.Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări printurbinare.Ansamblul construcțiilor și instalațiilor care asigură transformarea energiei hidraulice în energie electrică poară denumirea de amenajare hidroenergetică.
Amenajările hidroenergetice convenționale cuprinzâd lacuri de acumulare, create prin bararea cursurilor de apă, precum și canale, conducte sau galerii de derivare a apei spre centrala hidroelectrică, unde sunt amplasate turbinele și generatoarele. O categorie specială o constitue uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Amenajrile hidroenergetice neconvenționale cuprind la rândul lor instalații și mecanisme specifice de convertire a energiei valurilor și mareelor în energie mecanicăși apoi electrică.
Resursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondiale de energie primară , a căror utilizare este indispensabilă pentru a se putea asigura consumul de energie în continuă creștere în toate țările.
Energia hidraulică este disponibilă în natură sub mai multe forme:
Energia debitelor râurilor și a fluviilor;
Energia oscilațiilor periodice ale mareelor;
Energia valurilor și a curenților marini;
Energia hidraulică convențională este energia aferentă râurilor și fluviilor , curent numită energie hidro.Diferența de nivel între cota unei secțiuni de la care cade (curge) apa și cota secțiunii la care ajunge apa ,reprezintă măsura energiei potențiale.
În natură această energie se transformă în energie cinetică ,regăsită sub forma curgeri apei între cele două cote.
Resursele hidraulice de energie se regenerează continuu ,prin transformarea și acumularea naturală a energiei solare. Sursa primară a energiei hidraulice este radiația și circuitul apei în natură.Radiația solară produce evaporarea (în special de pe oceanul planetar) ,norii încărcați cu vaporii de apă se deplasează către uscat ,în anumite condiții condensează ,precipitațiile ,cad pe suprafața uscatului și o parte din volumul de apă formează scurgere de suprafață(fig,I.1.)
Figura I.1 – Circuitul apei în natură
Pornind de la aceste considerente ,rezultă clar că energia este regenerabilă. Cât timp vor fi precipitații apa se va colecta și va curge în albiile cursurilor de apă și energia hidro va fi prezentă. Desigur ,sunt în desfășurare cercetări pentru desvoltarea și a unor alte surse de energie regenerabilă.Între energiile regenerabile care au deja aplicare la scară industrială sunt energia eoliană și energia solară. Lor li se adaugă la o scară mai redusă energia geotermală ,energia provenită din biomasă etc. Hidroenergia este pe departe cea mai important sursă de energie regenerabilă utilizată în present. Energia generată annual pe cale hidro atinge 2,1 milioane de GWh , ceea ce reprezintă între 16 și 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimări accept că potențialul esploatabil este de șase ori mai mare. La nivel European în 2007 ,hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă ,care la rândul ei trebuie să crească cu 8% pe an. În România se produc anual ,
Peste pe cale hidro , cca 18 TWh ,adică 35% din consum ,dar potențialul amenajabil este de 38 TWh/an. O situație edificatoare privind resursele energetice și contribuția energiilor regenerabile pe plan mondial este redată în figura I.2
Figura I.2 – Sursele de energie electrică la nivel mondial în 2007
Datorită rezervelor limitate ale resurselor tradiționale (cărbune ,petrol ,gaz) , a caracterului de piață controlată geopolitic pentru resursele tradiționale și a creșteri rapide a consumului de energie ,se impune extinderea în viitor a utilizării surselor regenerabile. Un motiv în plus îl constituie impactul asupra mediului (efectul de seră , ploile acide , încălzirea globală) creat prin utilizarea resurselor tradiționale.
Valorificarea energiei hidraulice primare ca energie hidroelectrică se face prin intermediul turbinelor hidraulice și a generatoarelor electrice. Apa trece prin paletele turbinei și pune în mișcare de rotație , energia hidraulică devenind energie mecanică.Turbina rotește la rândul ei rotorul generatorului în câmp magnetic al statorului și prin fenomenul de inducție electromagnetică se convertește energia mecanică în energie electrică figura I.3.Transformarea energiei hidraulice în energie electrică se face cu randamente foarte bune ,ceea ce contribuie la eficiența economică a fructificării ei.
Figura I.3 – Transformarea energiei hidraulice în energie electrică
În cele mai multe cazuri energia hidro se concentrează într-o anumită secțiune prin barare, sau prin derivarea curgerii față de albia naturală prin canale sau galerii. (vezi fig. I.6 și I.7)
Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este și curată și disponibilă atunci când consumatorii o cer. Ea nu produce deșeuri (cenuși sau substanțe radioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare.
Comparativ cu hidroenergia, care este înmagazinabilă în lacuri de acumulare și poate răspunde prompt la cerințe, celelalte surse de energie regenerabilă sunt dependente de schimbările sezoniere, zilnice sau chiar orare ale vremii. Energia eoliană și energia solară depind de vânt și de soare. Sunt surse intermitente. Valorificarea lor în acord cu cerințele consumatorilor se poate face eficient numai prin conexare cu hidroenergia.
Avantajul principal este prețul de cost extrem de redus în raport cu cel al surselelor tradiționale de energie electrică. Chiar costurile de operare sunt mult reduse pentru că instalațiile și construcțiile sunt simple și robuste, iar fiabilitatea este mare.
Figura I.6 – Structura prețului de cost la principalele surse de energie electric
Rezumând, principalele caracteristici ale energiei hidroelectrice sunt:
Sursa este regenerabilă și nepoluantă;
Randamentul transformării energiei hidraulice în energie electrică este ridicat;
Acumulările amenajărilor hidroenergetice asigură și alte folosințe – atenuarea viiturilor, navigație, alimentări cu apă etc.;
Uzinele hidroelectrice au durată mare de viață;
Costurile de investiție sunt mari, dar costurile de întreținere și operar sunt foarte reduse;
Hidroenergia are un rol important în cadrul sistemului energetic.
Rezumând, principalele caracteristici ale energiei hidroelectrice sunt:
Sursa este regenerabilă și nepoluantă;
Randamentul transformării energiei hidraulice în energie electrică este ridicat;
Acumulările amenajărilor hidroenergetice asigură și alte folosințe – atenuarea viiturilor, navigație, alimentări cu apă etc.;
Uzinele hidroelectrice au durată mare de viață;
Costurile de investiție sunt mari, dar costurile de întreținere și operar sunt foarte reduse;
Hidroenergia are un rol important în cadrul sistemului energetic.
I.2. Rolul energiei hidroelectrice în sistemul energetic
Sistemul Electroenergetic (SE) reprezintă ansamblul instalațiilor electroenergetice interconectate, situate pe tearbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare.
Comparativ cu hidroenergia, care este înmagazinabilă în lacuri de acumulare și poate răspunde prompt la cerințe, celelalte surse de energie regenerabilă sunt dependente de schimbările sezoniere, zilnice sau chiar orare ale vremii. Energia eoliană și energia solară depind de vânt și de soare. Sunt surse intermitente. Valorificarea lor în acord cu cerințele consumatorilor se poate face eficient numai prin conexare cu hidroenergia.
Avantajul principal este prețul de cost extrem de redus în raport cu cel al surselelor tradiționale de energie electrică. Chiar costurile de operare sunt mult reduse pentru că instalațiile și construcțiile sunt simple și robuste, iar fiabilitatea este mare.
Figura I.6 – Structura prețului de cost la principalele surse de energie electric
Rezumând, principalele caracteristici ale energiei hidroelectrice sunt:
Sursa este regenerabilă și nepoluantă;
Randamentul transformării energiei hidraulice în energie electrică este ridicat;
Acumulările amenajărilor hidroenergetice asigură și alte folosințe – atenuarea viiturilor, navigație, alimentări cu apă etc.;
Uzinele hidroelectrice au durată mare de viață;
Costurile de investiție sunt mari, dar costurile de întreținere și operar sunt foarte reduse;
Hidroenergia are un rol important în cadrul sistemului energetic.
Rezumând, principalele caracteristici ale energiei hidroelectrice sunt:
Sursa este regenerabilă și nepoluantă;
Randamentul transformării energiei hidraulice în energie electrică este ridicat;
Acumulările amenajărilor hidroenergetice asigură și alte folosințe – atenuarea viiturilor, navigație, alimentări cu apă etc.;
Uzinele hidroelectrice au durată mare de viață;
Costurile de investiție sunt mari, dar costurile de întreținere și operar sunt foarte reduse;
Hidroenergia are un rol important în cadrul sistemului energetic.
I.2. Rolul energiei hidroelectrice în sistemul energetic
Sistemul Electroenergetic (SE) reprezintă ansamblul instalațiilor electroenergetice interconectate, situate pe teritoriul unei regiuni, a unei țări, sau a unei grupări de teritorii, prin care se realizează producerea, transportul, distribuția și utilizarea energiei electrice.
Sistemul Electroenergetic Interconectat este un system electroenergetic format prin interconectarea a două sau mai multe sisteme electroenergetice care funcționează în paralel.
Consumul de energie electrică reprezintă valoarea totală a energiei electrice absorbite de la rețea de beneficiari, într-un timp specificat (consum zilnic, lunar, anual etc.).
Puterea totală care trebuie sa fie produsă de centralele sistemului energetic este dictată in fiecare moment de necesitățile de putere însumate ale consumatorilor, care au variații zilnice, săptămânale și sezoniere caracteristice. Reprezentarea grafică a puterii cerute de consumatori în timp se numește graficul sau curba de sarcină. Variația în timp a puterii totale cerute de toți consumatorii în decurs de o zi reprezintă graficul de sarcină zilnică P(t), iar energia zilnică consumată este (fig. I.12):
Curbele de sarcină ale zilelor de lucru se împart în trei zone caracteristice:
zona de vârf, corespunzatoare sarcinilor variabile, ale vârfurilor de dimineață si de seară, situate deasupra sarcinei minime dintre cele două vârfuri (golul de zi), care se poate acoperi numai de centrale electrice ce pot funcționa cu sarcini variabile și pot fi pornite și oprite cel puțin de două ori în decursul unei zile;
zona de semivârf, cuprinsă între sarcina la golul de zi și sarcina la golul de noapte, care se acoperă în mod normal de centrale care pot fi oprite, sau cărora li se poate reduce sarcina în cursul nopții;
zona de bază, situată sub sarcina minimă de noapte, care se acoperă de centrale cu funcționare continuă în tot cursul zilei.
Curbele de sarcină prezintă anumite aspecte caracteristice, care depind de structura și ponderea diferitelor categori de consumatori, de variația condițiilor naturale și climatice în decursul anului, de programul de lucru și zilele de repaos, de situația economică și obiceiurile de viață ale populației, de tarifele de vânzare ale energiei electrice etc. O caracterizare globală a variației puterii cerute zilnic este dată de indicele de aplatizare (I.1.), sau coeficientul de utilizare a sarcinii maxime, reprezentând raportul dintre sarcina medie și sarcina maximă:
(I.1.)
In zilele de lucru ale unei săptămâni curbele de sarcină sunt asemănătoare, având variațiuni limitate de ± 2…3% de la o zi la alta, datorită în special modificării condițiilor meteorologice. În zilele de repaos, sarcina medie reprezintă între 70 și 80% din aceea a zilelor de lucru, iar in ziua de lucru care urmează dupa ziua de repaos circa 93…94%, din cauza sarcinii de noapte mai scăzute. În (fig I.9.) se prezintă comparativ curbele de sarcină ale zilelor unei săptămâni dintr-o zonă cu economie dezvoltată, iar în (fig.I.10) elemente comparative ale graficelor de sarcină pentru zi de lucru și zi de repaos.
În condițiile din România, diferențele dintre zona de vârf și golul de noapte (cea mai descărcată zonă a curbei) variază în funcție de sezon și se situează în jurul valorii de 25…30% din maximul zilnic. Sarcinile de vârf și consumul lunar de energie electric au valorile maxime în lunile decembrie și ianuarie si valorile minime în lunile iunie și iulie. Este de semnalat faptul că, în ultimii ani, în verile foarte călduroase, cu temperaturi extreme, se manifestă modificări semnificative datorită instalațiilor de aer condiționat. Consumul mediu lunar de energie electrică, precum și sarcina medie lunară au în cursul anului o variație sezonieră, asemănătoare cu aceea a sarcinilor de vârf maxime lunare. Pentru caracterizarea regimului anual de variație a curbelor de sarcină se utilizează indicele care reflectă durata de utilizare a sarcinii maxime anuale (I.7.)
(I.2.)
exprimat ca raport dintre cantitatea de energie electrică produsă pentru consum intern anual și puterea (sarcina) de vârf maximă anuală.
Figura I.7 – Graficul de sarcină zilnic pentru o zi lucrătoare
Figura I.8 – Grafice de sarcină în decursul unei săptămâni
Figura I.9 – Diferențe între alura graficelor de sarcină pentru zi de lucru (cu două vârfuri) și zi de repaus (cu un singur vârf).
În sistemul energetic, contribuția centralelor electrice trebuie să asigure acoperirea curbelor de sarcină în condiți tehnice normale privind calitatea energiei livrate (frecvență, tensiune) precum și funcționarea în condiții economice optime a producătorilor de energie electrică. Tipurile de centrale electrice care asigură acoperirea curbelor de sarcină depind evident de zonele caracteristicile ale acestora.
Pentru acoperirea zonei de bază sunt indicate centrale cu flexibilitate scăzută în pornire/oprire, care au predominant o funcționare continuă, de obicei cu o putere constantă :
centralele de termoficare, cu puterea livrată dependentă de consumul de caldură cerut pentru termoficare; putere și parametri superiori;
centralele nuclearo-electrice, cu o producție mare de energie practice constantă pe toată durata de operare;
UHE pe firul apei, sau cu acumulări mici, în perioadele cu debite afluente mari, pentru a evita pierderi de energie prin deversarea apei.
Pentru acoperirea zonei de semivârf sunt indicate:
centralele termoelectrice de condensație, care pot funcționa în orele de noapte cu sarcină redusa sau pot fi oprite;
UHE cu acumulări pentru regularizare zilnică, în perioade de debite mijlocii;
Pentru acoperirea zonei de vârf pot fi utilizate numai centralele care au elasticitate mare în funcționare, care au posibilitatea de a fi puse în funcțiune și de a fi oprite de mai multe ori pe zi fără inconveniente tehnice, care au timp foarte scurt de pornire și viteză de încărcare mare până la plină sarcină, care au randamente ridicate la sarcini variabile și la durate de utilizare reduse.
Dintre toate tipurile de centrale, cele hidroelectrice cu lacuri de acumulare mari au caracteristicile cele mai potrivite pentru o exploatare la vârf de sarcină. Acoperirea vârfului de sarcină o mai pot asigura, dar cu costuri mult mai mari, centralele cu turbine cu gaz și CTE cu turbine de construcție specială. Repartiția sarcinii zilnice pe tipuri de central este prezentată în (fig.I.10.)
Prin calitățile lor tehnice și economice (elasticitate, fiabilitate, preț de cost redus) centralele hidroelectrice sunt amenajări deosebit de adecvate și pentru îndeplinirea operativă a serviciilor tehnologice de sistem cum sunt: reglarea frecvenței, reglajul secundar frecvență-putere, rezerva turnantă, rezerva terțiara rapidă și reglajul tensiunii.
Figura I.10 – Acoperirea curbei de sarcină zilnică de către diferitele tipuri de central electrice
După cum se observă în (fig.I.10.)vârful de sarcină este preluat de uzinele hidroelectrice (UHE) dar și de uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP)”
I.3. Controlul unui sistem energetic
I.3.1.Controlul activ de tensiune – frecvență
Conform [2]”Se face în vederea menținerii în limite acceptabile ale valorii nominale a frecvenței. Dispozitivele de control încearcă să echilibreze în timp real atât producția cât și cererea de electricitate. Cel mai important este controlul primar, care este un control local, automat al vitezei generatorului, realizat de regulatorul de viteză, acționând asupra vanelor de control care reglează debitul de apă care intră în turbină. Când viteza generatorului crește, vana de control reduce debitul intrat în turbină diminuând puterea mecanică. Un efect invers se obține când are loc o reducere a vitezei.[2]
Raportul dintre devierea de la viteza nominală și creșterea energiei rezultate este cunoscut sub numele de droop, caracteristică intrinsecă a regulatorului de viteză.
Acțiunea acestuia joacă un rol cheie în menținerea frecvenței cât mai aproape de valoarea sa nominală, evitând devieri semnificative de la aceasta. Caracteristica dinamică a acestui control se situează într-un interval de câteva secunde.
I.3.2. Controlul tensiunii și managementul puterii reactive
Se face în vederea menținerii unui profil adecvat al tensiunii în sistemul de transport, din punct de vedere al calității furnizării și al siguranței. Sistemele energetice sunt echipate cu dispozitive de management al puterii reactive/control al tensiunii. Controlul primar este un control automat local realizat de regulatorul automat de tensiune al generatorului, care reglează nivelul tensiunii la bara colectoare a blocului, acționând asupra sistemului de excitație care alimentează furnizarea cu curent continuu a rotorului. Se produce o variației în sensul creșterii/descreșterii puterii reactive care permite readucerea nivelului de tensiune la valoarea prescrisă. Caracteristica dinamică a acestui control se situează într-un interval de câteva secunde.
I.3.3.Pornirea la rece
Inseamnă repornirea sistemului energetic în cazul în care are loc o întrerupere completă a acestuia. În vederea pornirii la rece, grupurile generatoare trebuie să realizeze pornirea sistemului energetic fără alimentări de energie de la rețea.
Funcția pornirii la rece include și pregătirea de instrucțiuni detaliate pentru toți participanții implicați în activitatea de furnizare de electricitate, care trebuie respectate în cazul unei opriri totale a sistemului.
Funcțiile dinamice (reglajele) și rezerva de putere ca și funcțiile cinetice (urmărirea și acoperirea sarcinii programate) nu sunt independente ci sunt interactive și se înlănțuiesc. Astfel, urmărirea curbei de sarcină este un program de acoperire a sarcinilor într-un anumit interval de timp, corectat în timp real în funcție de ecarturile aleatoare de la starea de echilibru a sistemului prin acționarea diferitelor reglaje.
În prezent, în România, centralele hidro sunt principalele furnizoare de servicii tehnologice de sistem, acoperind aproximativ 80% din rezerva minut a sistemului energetic. La acoperirea necesarului de putere de reglaj secundar participă opt central hidroelectrice mari: Porțile de Fier I, Stejarul, Corbeni, Ciunget, Gâlceag, Șugag, Mărișelu și Retezat. Puterea lor instalată însumează 2845 MW, din care o bandă totală de 400…530 MW este prevăzută pentru acest reglaj.
Aceste amenajări sunt alcătuite dintr-un rezervor inferior, care poate fi și lacul de acumulare al unei UHE clasice, și un rezervor superior (aflat la o cotă superioară), în care apa este acumulată prin pompaj. Pomparea se face atunci când în sistemul energetic există un surplus de putere disponibilă, așa cum se întâmplă în cursul nopții sau în zilele de weekend. Din rezervorul superior apa este descărcată în rezervorul inferior prin turbine, producând energie electrică, în perioadele de vârf de sarcină.La fel ca în cazul UHE clasice, grupurile turbină – generator pornesc rapid și acoperă cerințele de sarcină sau de servicii de sistem
În multe dintre țările cu sisteme energetice dezvoltate, unde resursele de hidroenergie clasică au fost epuizate sau nu pot fi valorificate datorită restricțiilor, UHEAP reprezintă singura alternativă pentru echilibrarea sistemului energetic. Un avantaj suplimentar constă în faptul că amplasarea lor nu este direct legată de condițiile hidrografice ale unui bazin și deci pot fi construite în centrul de grutate al consumului, cu avantaje semnificative privind distibuția. La nivelul anului 2005, peste 20% din turbinele cele mai mari din lume erau instalate în UHEAP.
Figura I.11 – Principiul uzinelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP)
Figura I.12 – Alternanța pompare – turbinare la UHEAP”
I.4. Hidroenergia si mediul
Conform[3]”Oamenii și acțiunile lor fac parte din mediul natural. Materialele de construcție, energia, hainele, alimentele și toate celelalte necesare vieții provin din resurse naturale. Lumea în care trăim este puternic afectată de intervențiile antropice pentru crearea condițiilor de viață, a comfortului, a siguranței oamenilor. Pe măsură ce omenirea crește și se dezvoltă, oamenii devin din ce în ce mai dependenți de resursele din natură. Pentru satisfacerea multora dintre nevoile zilnice oamenii au nevoie de energie electrică. Cele mai multe surse nu sunt regenerabile și sunt în cantități limitate. Sunt necesare noi foraje de sondă, noi mine de cărbune și de uraniu, immense depozite de gaze naturale.
Oamenii își doresc un mediu curat. În același timp oamenii își doresc energie pentru încălzirea și iluminatul locuințelor și pentru a pune în mișcare toată gama de aparatură legată de comfort. Care este soluția? Fie se reduce cererea de energie electrică, fie se găsesc și se dezvoltă acele surse care sunt acceptabile din punctul de vedere al efectelor asupra mediului. Conservarea energiei pare a fi o cale, dar creșterea continuă a populației și dorința de avea acces la comfort a populației din țările în curs de dezvoltare fac ca rezultanta să conducă totuși la cereri sporite de energie electrică. În aceste condiții, trebuie examinate toate categoriile de surse și promovate cele mai eficiente și acceptabile alternative.
Hidroelectricitatea este una dintre soluțiile care răspunde acestui deziderat.
Hidroelectricitatea folosește o sursă regenerabilă, nu poluează aerul apa și solul, este sigură și are costuri reduse. În plus, are caracteristici energetice care o fac indispensabilă în sistemul energetic.
Așa cum s-a arătat, amenajările hidroenergetice cu lacuri de acumulare aduc și alte beneficii semnificative: atenuează viiturile, asigură alimentarea cu apă a populației și economiei, furnizează apă pentru irigații. Un beneficiu ce nu trebuie neglijat este crearea de peisaje și facilități pentru recreere, condiții pentru pescuitul sportiv și pentru sporturi nautice.
Amenajările pentru producerea de hidroelectricitate au și efecte negative asupra mediului natural sau social. Prin barare se inundă suprafețe de teren, este afectată migrația peștilor, se colmatează zonele de acces în lac. Consecințele ecologice ale acestor amenajări sunt favorabile sau nefavorabile, în funcție de climat și de condițiile naturale din amplasament.
În ceea ce privește mediul social, amenajările hidroenergetice au efecte pozitive dar și negative. Costurile sociale sunt date de modificarea folosirii terenurilor și inundarea cuvetei lacului, strămutarea populației din amprenta amenajării, discomfortul localnicilor pe perioada relativ lungă a execuției lucrărilor. În același timp dezvotarea hidroenergetică aduce după sine noi drumuri bune, dezvoltarea turismului, locuri de muncă pentru cei ce o deservesc, dezvoltare orizontală a industriilor legate de întreținerea instalațiilor și construcțiilor etc. O sinteză a efectelor bune și rele este prezentată în (fig.I.13.)
Figura I.13 – Efecte favorabile (căsuțe albe) și defavorabile (căsuțe gri) ale unei amenajări hidroenergetice
Ceea ce se poate spune este că hidroenergia are o istorie și o cazuistică care permite cunoașterea în detaliu a problemelor și că bunele practici de reducere a efectelor negative asupra mediului sunt cunoscute profesiei.”
I.5. Proiectarea microhidrocentralelor
Faza I
Realizarea de studii necesare procesului de proiectare ulterioară
Studiul topographic
Studiul geotehnic
Studiul hidrologic
Pentru realizarea studiilor mai sus menționate se poate colabora cu firme autorizate care au o vastă experiență în domeniu
Faza II
Studiul de prefezabilitate și studiu de fezabilitate
Specialiști pot analiza ,evalua întreaga investiție ,optimizând la maxim productivitatea amenajării
De asemenea întocmirea mai multor variante și alegerea celei optime are rolu de a evita o serie de riscuri cum ar fi costurile neprevăzute întârzierile sau chiar reluarea unor proceduri în stadii avansate ale proiectelor.
Faza III
Realizarea proiectuli
Urmărește următoarele etape:
Întocmirea documentației pentru obținerea autorizației de construcție (D.T.A.C.)
Întocmirea proiectului tehnic ( P.Th.)
Întocmirea detaliilor de execuție(D.E.
II. MICROHIDROCENTRALE
II.1. Definitii si elemente caracteristice
Conform[6]”O primă definiție pornește de la însăși denumirea curent utilizată, micro fiind asociat puterii centralei. Definiția microhidrocentralelor (MHC) plecând de la limitarea puterii instalate nu are o însă o abordare unitară. În cele mai multe țări europene microhidrocentralele sunt centrale a căror putere instalată este se încadrează până la anumite limite în funcție de legislația fiecărei regiuni.
Definiția microhidrocentralelor în funcție de puterea instalată este însă neconcludentă și conjuncturală. În ultima decadă a fost evidentă tendința de a mări limita superioară a puterii instalate, pentru că până de curând numai microhidrocentralele erau acceptate ca producători de “energie regenerabilă”.
Definiția corectă pornește de la caracteristicile puterii și energiei livrate.
Microhidrocentralele propriu-zise sunt uzine hidroelectice de mică putere, care valorifică energia hidraulică a unui sector de râu, fără a modifica însă regimul de curgere al acestuia. Prin modul de operare, hidrocentrala folosește doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului.
Există și o a doua categorie de microhidrocentrale, care au producerea de energie electrică subordonată altor folosințe cum ar fi: irigațiile, alimentarea cu apă a populației sau a industriei, evacuarea apelor uzate etc. În aceeași categorie se includ și centralele care valorifică căderea debitului de servitute descărcat din acumulări. Deși utilă, producția de energie nu reprezintă principalul obiectiv al acestor amenajări. În general, puterea instalată este de până la 100 … 300 kW și de aceea sunt denumite microhidrocentrale. În figurile(II.1.) și(II.2.) sunt prezentate, pentru ilustrare, două exemple de microhidrocentrale asociate altor folosințe.
Figura II.1 – Microhidrocentrală (MHC) care valorifică debitul de servitude
Microhidrocentralele intră în categoria amenajărilor pe firul apei, la care nu există acumulări, iar puterea livrată fluctuează odată cu debitul râului. Pentru că o astfel de amenajare nu dispune de o putere asigurată semnificativă, puterea instalată este și ea redusă și, ca urmare, se încadrează în categoria micro.
La acumulările prin barare, un anumit debit trebuie descărcat din lac pe râu, pentru a se menține echilibrul ecologic în aval și a nu fi afectate celelalte folosințe (denumit frecvent debit de servitute). Acest debit se descarcă prin by-pass-uri din golirea de fund, ca în figura 2.1, sau direct din aducțiune. Diferența de nivel dintre nivelul apei din lac și cota aval face ca acest debit să aibă potențial energetic, care se valorifică dacă pe circuitul de descărcare se introduce o MHC.
Figura II.2 – Microhidrocentrală care valorifică o parte din debitul derivat pentru irigații
În perioadele în care irigațiile se întrerup, sau când debitul folosit scade sub cel derivat pe aducțiune, apa din canalele magistrale de irigații se descarcă în râu, pentru a evita deversarea peste bermele canalului. Căderea dintre canal și râu se poate valorifica intercalând o microhidrocentrală.
Figura II.3 – Schema de principiu a unei microhidrocentrale
Schema cuprinde un baraj de priză, fără acumulare, o aducțiune care poate fi canal de coastă, ca în (fig.II.1), dar poate fi și conductă de aducțiune, la zi sau îngropată, o cameră de încărcare, una sau mai multe conducte forțate, centrala hidroelectrică și apoi returul în râu. Schema poate să se modifice în funcție de morfologia terenului, dar principiul de alcătuire se conservă.
Microhidrocentralele "pe firul apei" implică construirea unei derivații, prin care se dirijează o parte a apelor râului. Devierea este necesară pentru a se putea concentra căderea de pe sectorul amenajat. Debitul derivat conduce la o reducere a debitului râului între priza de apă și centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a asigura intrarea debitului către priza de apă, este necesar un prag deversant sau un stăvilar.
Microhidrocentralele pot fi de cădere mare sau de cădere mică, depinzând de caracteristicile geografice ale zonei disponibile. Pentru un sector de râu care parcurge un relief abrupt, diferența de nivel poate fi utilizată prin devierea parțială a debitului și returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină. În cazul amplasamentelor de deal sau din zone colinare, unde energia fructificabilă este dată majoritar de debit, dar cu căderi mici, microhidrocentrala se amplasează direct în albie, sau pe un canal de deviere scurt, alăturat albiei râului. Schemele de amenajare corespunzătoare sunt prezentate în paragraful următor.
Din punct de vedere al utilizării energiei produse, microhidrocentralele pot livra energie unor consumatori izolați, nelegați la sistemul energetic (fig.II.4).
Figura II.4 – MHC pentru utilizatori izolați
Alimentarea cu energie electrică din surse independente este întodeauna mai scumpă decât energia livrată de sistemul energetic. Excepție fac amplasamentele izolate, pentru care construcția unor linii de transport ar fi foarte scumpă. În aceste cazuri energia hidroelectrică devine o variantă interesantă economic, prin comparație cu generatoarele diesel, dacă se introduc în comparație, pe lângă costul investiției, costurile pentru operare, durata de viață, uzura și piesele de schimb.
Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurile hidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un system energetic mai mare. Individual, ele nu dispun, în general, de o putere asigurată semnificativă. De aceea, comunitățile izolate care folosesc microhidrocentrale au nevoie deseori de o putere suplimentară, dată de alte forme de generare, cum ar fi cele cu motoare diesel. O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunități izolate, sau ale unei industrii, numai dacă debitul minim al râului este suficient pentru a satisface cerințele vârfului de consum de energie electrică.
Promovarea intensă a microhidrocentralelor ca surse de energie regenerabilă s-a datorat și faptului că sunt considerate soluții energetice care nu afectează mediul, în timp ce amenajările hidroenergetice cu puteri instalate mai mari au un impact negativ.
Lucrul este numai în parte adevărat, dat fiind faptul că și microhidrocentralele au efecte asupra mediului, care trebuie avute în vedere atunci când se autorizează realizarea lor. Dintre acestea se evidențiază:
impactul ecologic al debitul de apă deviat și riscul de a nu menține un debit suficient prin albia naturală a râului;
efectele asupra peștilor sau a altor organisme care trec prin turbine odată cu apa prelevată la priză;
impactul vizual, uneori negativ, al prizei de apă, al pragului (sau stăvilarului) și al clădirii centralei, în funcție de soluțiile de arhitectură alese;
impactul din perioada de construcție, când sunt realizate drumuri tehnologice, devieri ale apelor din viitorul amplasament, perturbarea sedimentelor de pe patul râului și/sau depozitarea materialelor de construcții în apă etc. ), sau pot livra energia în rețelele electrice ale sistemului energetic (fig.II.5)
Figura II.5 – MHC cu livrare a energiei în sistem
II.2. Scheme de amenajare.
II.2.1 Microhidrocentrale de cădere medie sau mare
Schemele microhidrocentralelor de cădere mare sau mijlocie preiau apa din amontele sectorului amenajat printr-o priză, utilizând căderea locală creată de un prag deversant sau de un stăvilar, și o conduc spre turbine, printr-o derivație. De la turbine apa este returnată în râu printr-un canal de fugă.
Pentru simplitatea schemei, derivația este realizată ca o conductă, denumită uneori aducțiune, alteori conductă forțată (fig.II.6). În cazul derivațiilor de lungime mare, varianta cu conductă forțată devine neeconomică. Suprapresiunile generate de lovitura de berbec sunt cu atât mai mari cu cât lungimea conductei este mai mare, iar grosimea pereților conductei este dictată de presiunea maximă la care este supusă. Costul conductei crește în consecință.
O variantă care este preferabilă pentru căderi mari, este realizarea derivației parțial prin curgere liberă, printr-un canal de aducțiune. Canalul are pantă redusă și urmăreștecurbele de nivel. La capătul canalului se realizează o cameră de încărcare de la care pleacă conducta forțată spre turbine (fig.II.7).
Figura II.6 – Schemă cu derivația realizată de conducta forțată
Această schemă este avantajoasă dacă morfologia terenului permite înscrierea cu excavații raționale a canalului de aducțiune și dacă nu există resticționări de mediu. În zone în care mediul este protejat, o conductă îngropată este singura alternativă la canalul deschis.
Figura II.7 – Schemă cu derivația realizată de canalul de aducțiune
La alegerea variantei de schemă trebuie avute în vedere și condițiile de exploatare. Canalul necesită curățire sistematică, fiind expus colmatării cu frunze și cu material spălat adus în canal. Conducta trebuie protejată anicoroziv. În regim de iarnă, conductele supraterane sunt expuse pericolului de îngheț atunci când centrala nu funcționează și conducta rămâne plină.
Indiferent de modul de realizare a derivației, este utilă includerea în schemă a unei mici acumulări, capabile să stocheze debitul derivat în perioadele în care centrala nu funcționează, fără a pierde apa prin deversare. Acumularea se poziționează în afara cursului râului, sub forma unui bazin lateral. Amplasamentul poate fi în vecinătatea prizei, asociat cu un deznisipator, sau la finalul aducțiunii, sub forma unei camere de încărcare. A doua variantă este favorabilă în cazul în care aducțiunea este realizată cu conducte, pentru că diametrul acestora se va dimensiona pentru un debit uniform prelevat din râu, mai mic decât debitul instalat al centralei.
II.2.2.Microhidrocentrale de joasă cădere
Schemele microhidrocentralelor de joasă cădere pot fi de derivație sau de tip baraj.
Schemele de derivație crează căderea prin construcția în albia majoră a cursului de apă a unui canal de derivare, cu pantă redusă și rugozitate mică (fig.II.8). Canalul este construit în rambleu, iar la extremitatea aval este poziționată centrala. Returnarea la râu a apelor turbinate se face printr-un canal de fugă, realizat în săpătură. Diferența de nivel dintre bieful amonte, constituit din avalul canalului de derivare și bieful aval, corespunzător amontelui canalului de fugă, constitue căderea centralei.
Figura II.8 – Schema unei MHC de joasă cădere realizată prin derivare
Microhidrocentralele de tip baraj sunt amplasate în albia minoră a unor cursuri de apă cu debite importante. Căderea se realizează prin ridicarea locală a nivelului apei, prin construcția unui prag deversant sau a unui stăvilar. O parte din secțiunea barată o ocupă descărcătorul de ape mari, iar cealaltă o ocupă centrala. Din punct de vedere conceptual schema este similară cu aceea a uzinelor hidroelectrice fluviale, dar partea de construcție este mult simplificată, în conformitate cu condițiile mai puțin severe privind echipamentul, asigurările de calcul, acomodarea altor folosințe etc.
Schema cea mai simplă poziționează centrala alături de zona deversantă (fig.II.9).
Descărcarea debitelor ce depășesc debitul instalat al MHC, ca și controlul nivelului amonte, se face prin deschideri echipate cu stavile plane, de obicei cu acționare manuală. În frontul barat se prevede și o scară de pești pentru a nu fi afectată fauna piscicola.
Figura II.9 – Microhidrocentralele de tip baraj
Figura II.10 – Fructificarea energetică a căderii de la prag prin sifonare
Schemele microhidrocentralelor de tip baraj se pot asocia și unor baraje sau praguri de fund existente. Dacă nu există goliri de fund care să se preteze includerii unor turbine, peste prag se poate instala un sifon, care are în interior o turbină Kaplan, iar generatorul este scos pe o pasarelă de traversare a pragului (fig.II.10).
Dacă lățimea albiei nu permite integrarea centralei în frontul barat, atunci se poate recurge la amplasarea acesteia în interiorul pragului deversant (fig.II.11). O deschidere suplimentară, mult mai îngustă, echipată cu stavile, asigură atât spălarea aluviunilor reținute de prag, cât și descărcarea în aval a debitelor de servitute, atunci când central nu turbinează.
Figura II.11 – Amplasarea MHC în pragul deversant
Odată cu creșterea interesului pentru micro hidro, generată de angajamentele țărilor europene de a promova sursele de energie regenerabilă, au apărut și scheme innovative de realizare a MHC-urilor. Cu titlu de exemplu, se prezintă sistemul MATRIX, promovat de VA TECH HIDRO, din Austria, pentru microhidrocentrala atașată ecluzelor de la amenajarea Freudenau, pe Dunăre.
Figura II.12 – Principiul MATRIX și blocul de turbine de la ecluzele amenajării Freudenau
În această schemă, grupuri mici și identice turbină – generator sunt montate într-un cadru de forma unei matrici (fig.II.12). Turbinele sunt de tip propeller (Kaplan cu pale fixe), cuplate axial cu generatoare asincrone. Generatorul este capsulat și imersat.
Fiecare unitate turbină – generator se operează independent. Dimensiunea unei unități este de 1x1x3m, iar puterea nominală a acesteia este de 200 kW, la o turație de 500 rot/min. Turbinele lucrează la la căderi între 0,5 și 10 m.
Pentru o microhidrocentrală de tip baraj, una sau mai multe deschideri ale stăvilarului pot fi echipate cu cadre cu turbine montate în sistem martix, eliminând centrala din frontul barat (fig.2.13).”
Figura II.13 – Echiparea cu panouri MATRIX a deschiderilor unui stăvilar
II.3.Dimensionare energetica si evaluare economica
II.3.1.Debitul și puterea instalată
Conform[4] „Pentru a decide dacă pe un sector de râu dat este fezabilă realizarea unei microhidrocentrale, trebuie evaluată mai întâi resursa de apă disponibilă. Potențialul energetic al schemei este proporțional cu produsul debitului și al căderii:
unde apar notațiile:
P = puterea hidroelectrică fructificabilă;
Pi = puterea instalată în MHC;
ε = coeficientul de utilizare a debitului ținând seama de deversări și de debitele de servitute care nu pot fi prelevate pentru turbinare;
Hbr = căderea brută pe sector;
ηh = randamentul hidraulic:
(II.2)
cu Σ hr pierderile de sarcină pe circuitul hidraulic.
În relații mai intervin ηt randamentul turbinei, ηg randamentul generatorului și ηG
randamentul global, dat de produsul randamentelor ηG = ηh*ηt*ηg.
Dimensionarea energetică are în vedere determinarea debitului instalat, stabilirea ariilor de curgere pentru circuitul hidraulic și a alegerea puterii instalate a centralei.
Căderea brută poate fi considerată, în general, constantă, dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a se estima potențialul și pentru a calcula producția anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a debitelor. Curba de durată evidențiază, în procente, durata dintr-un an în care debitul este egal sau depășește o anumită valoare. Ea oferă un mijloc de determinare rapidă a cantității din resursa de apă disponibilă care poate fi folosită de turbine de diferite dimensiuni (fig. II.14).
Figura II.14 – Curba de deurată a debitelor pentru amplasamentul unei MHC
Făcând referire la(fig.II.14.), care este curba de durată a debitelor unui râu într-un amplasament posibil pentru o amenajare hidroenergetică, puterea P disponibilă a râului variază în timp odată cu variația debitului Q. Nu toată puterea poate fi folosită.
Mai întâi trebuie înlăturată din curba de durată a debitelor debitul care trebuie lăsat pe albie (debitul de servitute), având în vedere faptul că râul trebuie să își continue existența în albia naturală. Hașura rară și oblică de la baza curbei de durată din (figII.14.) reprezintă această curgere.
Debitul utilizabil rămâne în suprafața de deasupra servituții. Pentru a turbina toată resursa disponibilă, ar fi necesară o turbină atât de mare încât să preia și debitele extreme din partea dreaptă a curbei, care au durată de curgere de câteva procente din durata unui an. O astfel de turbină ar fi foarte scumpă și ar funcționa la întreaga ei capacitate pentru o foarte scurtă perioadă de timp. Ca urmare, se determină un debit instalat Qi a cărui valoare se regăsește pe o perioadă de timp semnificativă din an.
Alegerea se face astfel încât energia câștigată, în comparație cu unele capacități mai mici, să justifice costurile adiționale ale echipamentelor și conductelor. Mai există un motiv pentru care debitul instalat trebuie limitat: nici o turbină nu poate funcționa de la un debit zero la debitul instalat. Multe pot funcționa doar până la valori de minim 60% din debitul instalat, iar chiar cele mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu atât va fi mai mare întreruperea funcționării datorită debitelor mici.
Pentru evaluări preliminare se admite că debitul instalat este egal cu diferența dintre debitul mediu anual și debitul de servitute.La alegerea debitului instalat trebuie avut în vedere și modul în care se fructifică energia produsă de MHC. Dacă centrala alimentează cu energie un consumator izolat sau o rețea mică, debitul instalat trebuie ales astfel încât să permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. Dacă centrala este conectată la o rețea de distribuție a sistemului energetic, debitul instalat trebuie ales astfel încât venitul net obținut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.
Determinarea curbei de durată a debitelor se face pe baza unor înregistrări cu privire la regimul precipitațiilor pe suprafața bazinului hidrografic de interes și la debitul râului, pentru o perioadă de timp cât mai lungă. Cu ajutorul unui hidrograf mediu multianual al debitelor, furnizat de către un for autorizat, și prin aranjarea datelor în ordine descrescătoare și nu cronologic, poate fi obținută o curbă de durată a debitelor ca în (fig.II.15.) Pe baza curbei este posibilă estimarea potențialului amplasamentului.
Figura II.15 – Construcția curbei de durată a debitelor
Atunci când nu se dispune de înregistrări de debite, șirul cronologic al acestora se poate construi prin modele hidrologice, pornind de la înregisrările de precipitații de la o stație meteorologică aflată în vecinătate.
O reprezentare alternativă a curbei de durată a debitelor este aceea în care ordonata Q se înlocuește cu raportul Q/Qm, unde Qm este debitul mediu multianual al cursului de apă. Ordonata adimensională permite compararea regimurilor de curgere ale unor cursuri de apă cu debite mult diferite. Reprezentarea este utilă pentru că permite construcția curbei de durată pentru un râu fără înregistrări de debite, dacă se cunoaște sau se esimează debitul său mediu, utilizând aceași distribuție adimensională cu aceea a unui râu vecin, cu caracteristici bazinale similare, pentru care sunt debite înregistrate.
II.3.2.Alegerea tipului de turbină
După stabilirea debitului instalat se alege tipul de turbină, în funcție de parametrii energetici debit nominal și cădere. Alegerea se face pe baza graficelor care definesc domeniile de funcționare ale diverselor tipuri de turbine, cum este graficul din (fig.II.16.)
Figura II.16 – Delimitarea domeniilor de aplicabilitate a tipurilor de turbină în funcție de debitul și căderea nominal
În (fig.II.17) se prezintă variația randamentului turbinelor în funcție de debitul turbinat. O turbină este proiectată să funcționeze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim, de regulă pe la 80% din debitul nominal, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade.
Figura II.17 – Dependența randamentului turbinei de raportul dintre debitul turbinat și debitul nominal
La alegerea tipului de turbină trebuie avută în vedere și elasticitatea în funcționare a centralei. Turbinele Kaplan și Pelton cu dublu reglaj pot funcționa satisfăcător într-o gamă mult mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus). Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime, iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul nominal în sus. Când debitul scade sub 40% din debitul nominal funcționarea turbinelor Francis ar putea devein instabilă, cu vibrații sau șocuri mecanice. Turbinele cu aparat director fix și pale fixe pot funcționa satisfăcător doar într-o plajă foarte redusă de debite.
II.3.3.Evaluarea energiei produse în anul hidrologic mediu
Evaluarea se face pornind de la curba de durată a debitelor, pe care sunt figurate, ca în figura 2.14, debitul instalat, debitul de servitute și debitul minim la care se mai poate face turbinare. Suprafața hașurată este o măsură a debitelor care contribuie la producerea de energie.
Pentru calcul, se împarte această suprafață în fâșii cu baza egală cu 5%, începând din origine. Ultima fâșie va avea o bază mai mică, corespunzătoare limitei graficului dată de debitul minim turbinat (ca în figura 2.14), sau, după caz, de debitul de servitute, dacă acesta este mai mare decât debitul minim turbinat.
Contribuția în energie a unei fâșii este dată de relația:
unde:
w este baza fâșiei, de 5% pentru toate fâșiile mai puțin ultima;
y – greutatea specifică a apei (9,81 kN/m3);
T – numărul de ore dintr-un an (8760 ore);
Qmedian debitul ce corespunde medianei fâșiei în curba de durată a debitelor;
Hbr – căderea brută a centralei;
Δh – pierderea de sarcină pe circuitul hidraulic al centralei la trecerea debitului Qmedian ;
ηturb – randamentul turbinei pentru Qmedian, determinat în funcție de raportul Qmedian / QN.
În relație mai intervin randamentele generatorului (ηgen), ale multiplicatorului de turație (ηtrans) și al transformatorului (ηTRAFO).
Energia produsă într-un an este suma energiilor tuturor fâșiilor:
(II.4)
Pe baza energiei produse anual se determină și factorul de încărcare CF (Capacity Factor), care exprimă cum și cât de mult lucrează turbina în decursul unui an:
(II.5)
unde Pi este puterea instalată.
Pentru o primă estimare, factorul de încărcare se poate determina în funcție de raportul dintre debitul instalat și debitul mediu multianual:
Tabelul II.1.
Din experiența microhidrocentralelor realizate până în prezent, facorul de încărcare CF este cuprins între 50% și 70%.
II.3.4.Aspecte economice
Investiția inițială
În comparație cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un cost de capital inițial foarte mare. Costul investiției are variații mari și depinde în mare măsură de amplasament și de condițiile climatice. Costurile pentru investițe include construcțiile (priză, aducțiune, clădirea centralei,etc), echipamentele (turbina, generatorul, transformatorul, liniile de transport) și costurile pentru studiile de teren, proiectare, achiziții de teren, concesiune și avize.
Microhidrocentralele de mare cădere sunt mai puțin costisitoare din moment ce, la aceași putere instalată, cu cât este mai mare căderea cu atât debitul instalat este mai mic. Se pot lua în considerare, cu caracter orientativ, următoarele valori de investiții specifice:
•între 1500 și 9000 Euro/kW instalat pentru căderi între 2,3 și 13,5 m;
•între 1000 și 3000 Euro/kW instalat pentru căderi între 27 și 350 m.
Pe de altă parte trebuie avut în vedere că microhidrocentralele cu căderi mari se construiesc în amplasamente montane, cu densitate mică a populației. Pentru furnizarea energiei către utilizatorii locali, impedimentul pleacă de la faptul că cerințele locale de energie sunt mici. Pentru furnizarea în rețeaua sistemului, dificultatea pleacă de la faptul că uneori este necesar transportul la distanțe mari, către principalele linii de transport. Aceste impedimente pot anula avantajul costurilor scăzute ale MHC-urilor izolate cu căderi mari.
Echipamentele pentru căderi și debite mici sunt costisitoare, iar costurile echipamentelor reprezintă între 40 și 50% din costul total al instalațiilor hidroenergetice convenționale.Soluțiile constructive depind foarte mult de topografie și geologie, și, de asemenea, de metoda de construcție aplicată și de materialele utilizate. Din experiența germană proporția costurilor în investiția totală rezultă de: 35% construcții civile, 50% echipamente, 15% altele.
Costuri de exploatare
În fluxul de venituri și cheltuieli intervin, pe lângă costurile generate de amortisment, și costurile medii anuale de exploatare (salarii, întreținere, consumuri proprii etc). Pentru o investiție rentabilă, acestea ar trebui să să se situeze în intervalul 0,8 –1,5 % din investiție.
Oportunitatea de investire
Rentabilitatea unei investiții în MHC se apreciază ținând seama de veniturile și cheltuielile din perioada de exploatare (de viață) a investiției. Cheltuielile au o parte predefinită cunoscută (costuri generate de investiție, de taxele de concesiune etc.), și o componentă care variază în decursul exploatării (înteținere, reparații, salarii etc.).
La terminarea exploatării, care este finalul perioadei de valabilitate a concesiunii sau autorizării, Venitul Net Actualizat (VNA), sau beneficiul actualizat, dat de diferența dintre venitul actualizat și costul total actualizat trebuie să fie pozitiv (vezi capitolul 3). Variantele analizate trebuie să îndeplinească această condiție, iar varianta optimă este aceea care conduce la valoarea maximă a VNA.
Exemplu de analiză a oportunității de investire
Se consideră o microhidrocentrală într-o zonă montană, care va livra energia în sistemul energetic. Caractristicile principale ale proiectului sunt:
Putere instalată: 1000 kW
Producția de energie anuală 3 210 MWh
Costurile de investiție estimate (EUR):
1. Studiul de fezabilitate 6 100
2. Proiectare și urmărirea execuției 120 000
3. Construcții 576 900
4. Echipament 537 300
5. Instalații electrice și conexe 137 400
Total 1 377 700
Cheltuieli neprevăzute (3%) 451 331
Total investment 1 419 031 EUR
Investiția specifică este:
1 419 031 / 1000 = 1 419 EUR / kW
Costul de investiție pentru kWh produs anual:
1 419 031 / 3 210 = 442 EUR / MWh
Cheltuielile de exploatare și întreșinere sunt estimate la 4% din investiția totală:
1 419 031 x 0.04 = 56 761 EUR
Pentru analiza de rentabilitate se admite că durata de realizare a microhidrocentralei este de 4 ani. În primul an se întocmește studiul de fezabilitate și se obțin autorizările. La finalul primului an se cheltuiește suma pentru fezabilitate și ½ din suma pentru proiectare. La finalul celui de al doilea an sunt cheltuiți banii pentru cealaltă jumătate din costul proiectării. La finalul anului trei sunt cheltuiți banii pentru 60% din construcție și 50 % din banii de procurare a echipamentului. La finalul anului patru se cheltuiesc restul sumelor pentru realizarea MHC.
Punerea în funcțiune se face la finalul anului patru, devenind operabilă la începutul anului cinci. Veniturile din energia vândută și cheltuielile de exploatare se contabilizează la finalul fiecărui an. Durata autorizației de gospodărire a apelor (de concesionare) este de 35 ani, începând cu anul doi de realizare a proiectului. Rata de actualizare a capitalului este de 8%. Valoarea netă actualizată se calculează cu relația:
(II.6.)
unde:
Ik = investiția în anul k (durata totală 3 ani);
Vk = venitul din vânzarea energiei în anul k (durata de exploatare 35 – 2 ani);
Ok = cheltuieli de operare anuale;
Mk = cheltuieli de mentenanță anuale (întreținere și reparații);
Calculul VNA trebuie să țină seama de variația anticipată a prețului de achiziționare a energiei produse (dacă nu există un preț ferm stabilit prin autorizări) și de creșterea cheltuielilor de operare și întreținere în acord cu rata inflației. Caculul se face tabelar, an de an, valoarea finală fiind elementul de decizie. Pentru microhidrocentrala din acest exemplu a rezultat VNA = 108 964 EUR.
Rata internă de revenire RIR se calculează printr-un proces iterativ, propunând diferite rate de actualizare a capitalului r și calculând pentru fiecare VNA. Valoarea lui r pentru care VNA devine zero este RIR. Pentru microhidrocentrala din acest exemplu a rezultat RIR = 8,8%. Pentru că VNA > 0 și RIR > r rezultă că investiția este oportună.
Riscuri financiare asociate
Se admite că studiile care au stat la baza proiectului au fost complete și corecte și că durata de execuție a fost respectată. Pe parcursul exploatării se pot produce însă evenimente sau situații care afectează concluziile studiului de oportunitate.
În timpul operării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra fluxului de venituri și cheltuieli. Acestea sunt:
– reducerea producției de energie față de media stabilită în etapa de proiectare, din cauza unor perioade secetoase (precipitații reduse);
– nerealizarea parametrilor garantați pentru echipament (putere, randament, comportament pe termen lung la funcționare, costuri mari pentru întreținere, reparații ale stricăciunilor etc.);
– uzura prematură a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezența unor eroziuni produse de sedimentele solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei.
Pentru a stabili riscul proiectului respectiv, sunt necesare calculede sensibilitate, care să examineze modul cum variația fiecărui factor influențează economicitatea proiectului respectiv, precum și situația în care se pot modifica simultan mai mulți factori independenți. De exemplu, este posibilă prelungirea duratei de execuție datorită unor accidente geologice neprevăzute inițial, iar după terminarea execuției să urmeze o perioadă hidrologică deficitară. Evident că în acest caz returnarea banilor împrumutați devine dificilă, se pot plăti dobânzi penalizatoare etc. și, în consecință, rentabilitatea proiectului poate scade, sau, la limită, proiectul poate deveni nerentabil.”
III.1. ECHIPAMENTUL HIDROMECANIC SI ELECTRIC
Conform[5]”Principalele componente mecanice și electrice ale unei microhidrocentrale sunt turbina (turbinele) și generatorul (generatoarele). Așa cum s-a arătat, alegerea turbinei depinde în principal de căderea disponibilă și de debitul instalat în microhidrocentrală.
În tabelul III.1 sunt sintetizate caracteristicile turbinelor cu care se echipează uzual microhidrocentralele.
Tabel III.1 – Recapitulație a tipurilor de turbine
Datorită faptului că o turbină poate opera normal numai între debitul nominal și debitul minim, de la care randamentele scad drastic, este uneori avantajos să se instaleze mai multe turbine mici decât o turbină mare. În acest caz turbinele pot fi pornite sau oprite secvențial, astfel încât fiecare să turbineze la debite cât mai apropiate de debitul nominal și deci să opereze cu randamente mai bune.
Figura III.1 – Echipare cu o turbină tip propeller
În (fig.III.1.) se prezintă o turbină propeller, frecvent utilizată în MHC –uri.Dimensiuni mai mici ale turbinelor înseamnă și greutăți mai mici și deci costuri mai mici de transport și montaj. Diametrele rotoarelor vor fi și ele mai mici și turația turbinelor va fi mai mare. Ca urmare, este posibil să nu mai fie nevoie de regulator de turație între turbină și generator.
III.1Generatorul
Există două tipuri de generatoare folosite în microhidrocentrale și anume cele sincrone și cele de inducție (asincrone). Un generator sincron poate fi operat izolat în timp ce unul de inducție trebuie operat legat în rețea. Generatoarele sincrone sunt mai scumpe decât cele asincrone și sunt utilizate numai atunci când microhidrocentrala acoperă în cea mai mare măsură, sau în totalitate, consumul. Randamentul generatoarelor asincrone este cu 2…4 % mai mic decât cel al generatoarelor sincrone și, ca urmare, sunt alese numai pentru puteri sub 5000 kVA.
Tensiunea de lucru a generatoarelor variază cu puterea. Valorile uzuale sunt 380 sau 430 V pentru puteri de până la 1400 kVA și de 6000 V pentru puteri instalate mari.
Tensiunile mari necesită însă un transformator independent pentru a alimenta cu energie centrala.
Conform(curs)Generatorul sincron trifazat prezintă caracteristici extrem de convenabile pentru producerea energiei electrice de curent alternativ și reprezintă solutia general acceptată de constructorii de centrale electrice si de sisteme electro-energetice.
După natura mașinii primare care furnizează energie mecanică întâlnim: diesel-generatoare, turbo-generatoare, hidro-generatoare.
În regim de generator mașina sincrona transformă energia mecanică primită pe la ax de la un motor primar în energie electrică debitată prin stator într-o rețea de curent alternativ.
Să presupunem o mașină sincronă cu poli înecati al carei rotor este excitat cu un curent continuu Ie avand un număr de Ne spire, si este rotit din exterior cu viteza unghiulara Ω1 Se obtine astfel un câmp magnetic inductor învârtitor pe cale mecanica, al carei armonică fundamentală are expresia:
cu
(III.1.)
(III.2.)
Fata de înfășurarea statorică vor rezulta fluxurile și respectiv t.e.m.
(III.3.)
Dacă înfășurarea statorică a generatorului este legată la rețea sau alimentează un consumator simetric echilibrat, atunci vor rezulta curenți prin aceasta și respectiv un câmp de reacție al acestora.
Cele două câmpuri (inductor și de reacție) se învârt cu aceeași viteză și se compun dând un singur câmp rezultant care depinde de natura sarcinii generatorului.
Cuplarea la retea a generatorului sincron:
a) – metoda sincronizarii fine ( se aplica generatoarelor si compensatoarelor sincrone in conditii normale);
b) – metoda autosincronizarii ( se aplica motoarelor sau compensatoarelor pornite in asincron si generatoarelor sincrone in regim de avarie).
a) Conditia de baza: curentul la cuplare sa fie nul adica:
aceeași succesiune a fazelor generatorului si a fazelor rețelei;
frecvența tensiunilor generatorului să fie aceeași cu frecvența tensiunilor rețelei;
tensiunile efective ale generatorului sa fie egale cu cele ale rețelei;
În momentul cuplării defazajul între tensiunea rețelei și cea a generatorului trebuie să fie nul.
Funcționarea în paralel cu rețeaua
Figura III.2 – Funcționarea în paralel
Verificarea condițiilor de punere în paralel
Succesiunea fazelor se verifică cu sincronoscopul, montajul putând fi “la stingere” sau “la foc învârtitor”. Se va prezenta schema de legare în cazul montajului la stingere.
Figura III.3 – Schema montajului de stingere
Dacă succesiunea fazelor este corectă atunci tensiunile ΔU1, ΔU2 și ΔU3 care se aplică becurilor sunt egale și becurile se aprind și se sting simultan
Figura III.4 – Succesiunea fazelor
Frecvența tensiunilor generatorului se măsoară cu un frecvențmetru, sau este indicata de sincronoscop: dacă becurile răman stinse atunci frecventa tensiunilor generatorului este aceeași cu cea a tensiunilor rețelei și de asemenea sunt îndeplinite și condițiile 3 și 4. Cea de a treia condiție mai poate fi verificată cu un voltmetru.
III.2.Multiplicatorul sau regulatorul de turație
Dacă turbina și generatorul au aceași turație, cuplarea axului turbinei se face direct cu axul rotorului generatorului. Se evită pierderi de energie mecanică și întreținerea este simplă. Sistemul de cuplare este stabilit de furnizorul de echipament, fiind recomandabilă o cuplare flexibilă, care poate acomoda eventuale nealinieri. Sunt însă numeroase situații când turația turbinei este mai mică decât 400 rot/min. Pentru că generatoarele standard au turația de 1000 … 1500 rot/min este necesară intercalarea între turbină și generator a unui multiplicator de turație (speed increaser). Soluția este mai convenabilă decât realizarea unui generator special, care ar avea costuri mari.
III.3.Alte componente mecanice și electrice
Microhidrocentrala mai include o serie de alte componente pentru circuitul hidraulic, pentru sistemul de control, pentru partea electrică etc. Între acestea se amintesc:
•vane de închidere a accesului apei la turbine;
•sistem de control hidraulic pentru turbine și vane;
•sistem de control și de protecție electrică;
•comutator electric;
•transformatoare pentru serviciile interne și pentru transmiterea puterii;
•serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea și sursa necesară funcționării sistemelor de control și a comutatorului;
•sisteme de răcire și de lubrefiere (dacă este necesar);
•sursă de putere de rezervă;
•sistem de telecomunicații;
•sisteme de alarmă împotriva incendiilor și de siguranță (dacă sunt necesare);
•sistem de interconectare sau de transmitere și de distribuție.
Dintre echipamentele hidromecanice ale unei uzine hidroelectrice, cele care au efect semnificativ în alcătuirea centralei hidroelectrice și au pondere în dimensionarea construcțiilor specifice sunt turbinele hidraulice.
IV TURBINE HIDRAULUICE
IV.1Tipuri de turbine hidraulice
Energia potențială a apei este transformată de o turbină în energie mecanică de rotație printr-unul dintre cele două moduri fundamentale:
– energia potențială este convertită în energie cinetică a apei înainte de a intra în rotorul turbinei. Un jet de apă cu viteză foarte mare lovește cupele montate pe extradosul rotorului și imprimă mișcarea de rotație. După impactul asupra cupelor apa cade în canalul de fugă, energia remanentă fiind foarte redusă. Turbinele care utilizează acest mecanism se numesc turbine cu impuls.
– presiunea apei se exercită asupra palelor rotorului, care este complet submers, circuitul hidraulic fiind sub presiune. Presiunea și viteza apei descresc pe măsură ce apa parcurge rotorul. Turbinele se numesc turbine cu reacțiune.
IV.1.1Turbine cu impuls
IV.1.1.1Turbina Pelton
In esență, această turbină este o roată hidraulică lovită tangențial de unul sau mai multe jeturi de apă. Jeturile acționează asupra cupelor, care au forma unor linguri și care sunt fixate la distanțe egale pe periferia rotorului (fig.IV.1).
Figura IV.1 – Elementele componente ale unei turbine Pelton
Forța tangențială de impuls creează cuplul motor la arborele turbinei, care în continuare este cuplat cu arborele generatorului de curent electric. Jeturile de apă sunt trimise prin injectoare. Viteza de rotație a rotorului este determinată de viteza și debitul jeturilor, care sunt controlate prin intermediul unei vane aciculare situată în interiorul injectorului (fig.IV.2). Turbina lucrează eficient atunci când viteza periferică a rotorului este jumătate din viteza jetului.
Figura IV.2 – Rotorul unei turbine Pelton și modul de acționare al injectorului la reducerea sarcinii
Atunci când sarcina grupului descrește, jetul este inițial deviat parțial până când vana aciculară reduce corespunzător debitul. Acest mod de operare este benefic pentru regimul de presiune din circuitul de alimentare al turbinei. Dacă s-ar proceda la închiderea bruscă a vanei aciculare s-ar induce o suprapresiune dinamică mare din lovitura de berbec. Detalii privind alcătuirea injectorului sunt redate în (fig.IV.3.)
Figura IV.3 – Injectorul unei turbine Pelton
Turbinele Pelton pot fi echipate cu unul, două, sau mai multe injectoare. Ex sunt prezentate în (fig.IV.4.)
Figura IV.4 – Turbine Pelton cu mai multe injectoare
IV.1.1.1 Turbina Turgo
Turbina Turgo are elemente comune cu turbina Pelton, dar de această dată cupele au o formă diferită, iar jetul de apă lovește planul rotorului la un unghi de 200. Apa intră în rotor pe o parte și iese pe cealaltă (fig.IV.5).
Figura IV.5 – Schema de principiu a unei turbine Turgo
Este o turbină utilizată pentru microhidrocentrale cu cădere mai mică decât gama de căderi a turbinelor Pelton (coborând până la 30 m) și cu debite mai mari. Dacă la o turbină Pelton debitul instalat este limitat de condiția ca apa reflectată de o cupă să nu interfere cu apa reflectată de cupa adiacentă, rotorul Turgo nu prezintă asemenea probleme. Ca urmare, viteza de rotație a rotorului este mai mare și se poate cupla direct cu axul generatorului, eliminând multiplicatorii de turație. O dispoziție general a unui ansamblu turbină – generator este prezentată în (fig.IV.6.)
Figura IV.6 – Ansamblul unei turbine Turgo
IV.1.1.1 Turbina Cross-Flow (Banki sau Banki – Michell)
Conceptul turbinelor cross-flow a fost patentat în 1903 de Michell și reinventat în 1920 de Donat Banki, de la universitatea din Budapesta. De aici și denumirile alternative pentru această turbină.
Caracteristica principală a turbinei este că jetul de apă, dreptunghiular, traversează de două ori palele dispuse pe periferia rotorului, perpendiculare pe acesta. Jetul este direcționat de un aparat director situat în amonte de rotor. Prima dată jetul trece din spre periferie spre centrul rotorului și apoi, după ce traversează spațiul liber din interiorul rotorului, jetul trece din interior spre exterior (fig.IV.7).
Figura IV.7 – Principiul turbinei cross-flow
Energia cinetică a jetului este convertită în energie de rotație a rotorului în doi timpi, odată la impactul asupra palelor la intrare și a doua oară la ieșirea din rotor. Turbina este încadrată în categoria turbinelor cu impuls deși , atunci când deschidrea dintre pale este mai mare și debitul crește, apa poate umple total interiorul rotorului și turbina lucrează ca o turbină cu reacțiune.
Figura IV.8 – Blocul unei turbine cross-flow produs de firma Ossberger
Firma Ossberger din Germania este principalul producător de turbine cross-flow. Peste 7 000 de turbine produse de această firmă sunt în exploatare în lume. Din acest motiv, li se asociază uneori turbinelor de tip cross-flow denumirea de turbine Ossberger. Majoritatea sunt ansambluri monobloc, care se instalează cu ușurință în schemele microhidrocentralelor (fig. IV.8). Principalul avantaj al turbinelor cross-flow este gama largă de căderi pe care le poate acomoda, de la 2 m la 100 m și menținerea unor randamente bune la o variație mare a debitelor.
IV 1.1Turbine cu reacțiune
IV.1.2.1Turbina Francis
Turbina Francis (fig.IV.9) are un rotor cu pale fixe, profilate pentru a induce apei o mișcare de rotație fără desprinderi sau turbioane.
Figura IV.9 – Elementele componente ale unei turbine Francis
Legătura dintre conducta forțată sau distribuitor și rotor se realizează printr-o carcasă spirală, care rapartizează în mod uniform debitul de apă pe periferia aparatului director. Din camera spirală apa este dirijată de palele aparatului director, care asigură orientarea cea mai favorabilă a curgerii spre rotor.
Rotorul este alcătuit dintr-un butuc, pe care sunt fixate două coroane circulare, între care se încastrează un număr de pale. Palele sunt lamelare, cu suprafața curbă în spațiu. Acestea delimiteaza în interiorul rotorului un sistem de canale prin care circulă curentul de apă (fig.IV.10).
Figura IV.10 – Rotorul unei turbine Francis
Concentric cu rotorul, se află aparatul director, alcătuit si el dintr-un număr de pale, care se pot roti într-un sistem de pivoți (fig.IV.11); palele statorice sunt dirijate în așa fel incât ele asigură o intrare eficientă a curentului de apă în canalele rotorului. Palele controlează secțiunea de intrare a apei spre rotor și reglează astfel debitul turbinat.
După ieșirea din rotor apa este evacuată spre aval de aspirator. Circulația apei pe tot traseul din interiorul turbinei are loc în spațiu închis, astfel încât rotorul, sub acțiunea energiei cinetice cât și aceea de presiune de care dispune curentul, creează un cuplu motor.
Figura IV.11 – Mișcările palelor aparatului director
Figura IV.12 – Rotorul turbinei Francis și rotorul generatorului de la un grup al amenajării Itaipu
Turbinele Francis se pot folosi pentru o marje foarte largă de căderi, de la 20 m la 700 m și pentru puteri de la câțiva kilowați până la 1000 MW. Dimensiunile sunt de asemenea cuprinse între zeci de cm până la 10 m. Datorită randamentelor foarte bune și a faptului că acoperă o gamă largă de căderi și debite, turbinele Francis sunt cele mai frecvent folosite. Pentru exemplificare, în (fig.IV.12) se prezintă una dintre cele 20 de turbine Francis de la UHE Itaipu, care are o putere de 700 MW, la o cădere de cca 120 m și un debit instalat pe turbină de 700 m³/s. Pentru a realiza dimensiunile grupului turbină – generator, pe schiță este poziționată și statura unui om.
IV 1.2.1Turbina Kaplan
Această turbină are rotorul de tip elice, cu arborele tubular vertical. Rotorul este alcătuit dintr-un butuc pe care se fixează 4…8 pale. Palele se pot roti printr-un sistem comandat de o tijă aflată în interiorul arborelui tubular, în funcție de debitul de apă disponibil (fig.IV.13)
Figura IV.13 – Ansamblul unei turbine Kaplan
Ca și la turbina Francis, curentul de apă este repartizat pe periferia rotorului prin aparatul director, după ce acesta a fost alimentat prin carcasa spirală. La debite mari carcasa sau camera spirală se construiește cu secțiunea de o formă specială, în genere poligonală, uneori din beton armat.
Spre deosebire de turbina Francis, turbina Kaplan este dublu reglabilă, adică permite orientări convenabile atât palelor rotorice cât și ale aparatului director. După cum se vede din (fig.IV.13), palele rotorului sunt acționate de curent de-a lungul arborelui, după ce în prealabil curentul și-a schimbat direcția cu 90°, de unde și denumirea de turbine axiale. Energia hidraulică cedată palelor face ca rotorul să creeze un cuplu motor, care prin intermediul arborelui este transformat in energie electrica de catre generatorul cu care turbina este cuplată direct.
Evacuarea apei are loc în spațiul închis format de tubul aspirator-difuzor, care la debite mari are o forma cotită și este construit din beton armat. Aspiratorul are o formă specială, cu secțiune crescătoare spre aval, pentru a decelera curentul de apă și a recupera energia cinetică.
Dubla reglare, prin aparatul director și prin palele rotorului, permite menținerea unor randamente ridicate în exploatare, de peste 90% , pentru o marje largă de debite. Din acest motiv turbinele Kaplan sunt frecvent folosite în amenajările hidroelectrice cu căderi mici (pâna la cca 30 m) și debite mari.
Pentru ilustrare, în (fig.IV.14.) sunt prezentate pozițiile extreme ale reglajului palelor rotorului, de la debite foarte mici la debitele nominale.
Figura IV.14 – Poziții extreme ale palelor rotorului unei turbine Kaplan
Tot pentru ilustrare, în (fig.IV.15) se prezintă ansamblul rotor turbină – rotor generator pentru o centrală hidroelectrică echipată cu turbine Kaplan
Figura IV.15 – Ansamlul rotoric al unui grup echipat cu turbine Kaplan
IV 1.2.1Turbina Bulb
Este de fapt o turbină de tip Kaplan (fig. IV.16) la care axul de simetrie este orizontal sau face un unghi relativ mic față de orizontală. Se diferențiază de asemenea prin faptul că accesul apei la palele statorice și rotorice se asigură printr-un sistem confuzor – difuzor, orizontal, în loc de obișnuita cameră spirală la intrare și tub aspirator-difuzor la evacuare. În acest mod traseul curentului urmează aproape o singură direcție, sau, în orice caz, un traseu fără curburi accentuate, fapt care micșorează apreciabil pierderile hidraulice.
Figura IV.16 – Schema de principiu a turbinei Bulb
Butucul rotorului trece printr-un rost etanș (care permite rotire), într-o cameră realizată de o manta metalică, de forma unui bulb, în interiorul căreia se află generatorul de curent, sistemul de cuplare, instalațiile anexă etc.
Aparatul director este dispus în apropierea rotorului, iar mai în amonte se fixează o serie de nervuri de dirijare a curentului si de susținere a întregului sistem. Accesul în interiorul bulbului se face printr-un puț, a cărui gură de intrare se amenajează în sala mașinilor. O imagine a ansamblului turbină – bulb se poate urmări în (fig.IV.17.)
Figura IV.17 – Secțiune transversală printr-o turbină bulb
Turbinele bulb echipează centralele hidroelectrice pe firul apei, cu căderi modeste (de la câțiva metri la cel mult 20 m) și cu debite foarte mari. Secțiunile de curgere a apei către și de la turbină trebuie să fie foarte mari, ceea ce ar face ca în cazul turbinelor cu ax vertical să apară dificultăți constructive și costuri mari pentru schimbarea direcției de curgere la intrare și la ieșire.
IV1.2.1Alte tipuri de turbine cu reacțiune
Turbina Deriaz are un rotor cu elice cu pale reglabile, ca și turbina Kaplan, dar se deosebește de aceasta prin unghiul de atac al curentului față de axa de rotație (30° … 45°), astfel că traseul curentului devine diagonal.
Turbina de tip Propeller este o turbină Kaplan cu palele rotorului fixe. Este folosită atunci când căderea este cvasi-constantă și nu impune reglaje speciale.
Turbina Straflo este o turbină axială la care generatorul este amplasat într-un spațiu aflat în afara curntului apei.
IV.1Turatie specifica si similitudine
Turația specifică ns a unei turbine caracterizează forma acesteia, indiferent de dimensiunile geometrice. Pe baza turației specifice se poate concepe prin scalare o nouă turbină pornind de la o turbină cu performanțe cunoscute. Turația specifică este de asemenea principalul criteriu pentru alegerea corectă a unui anumit tip de turbină pentru caracteristicile energetice ale uzinei hidroelectrice.
Pornind de la căderea și debitul nominal al turbinei și cunoscând turația generatorului (rot/min) se calculează turația specifică și pe baza acesteia se alege tipul de turbină.
Definiția general acceptată pentru turația specifică este turația unei turbine ideale, care produce o putere unitară la o cădere unitară. Turația specifică este o caracteristică furnizată de fabricantul turbinei și corespunde condițiilor de funcționare la randament maxim a turbinei. Turația specifică este de asemenea mărimea pe baza căreia se pot determina în etapa preliminară principalele dimensiuni ale componentelor turbinei.
IV 2.1Relații de similitudine
Proiectarea turbinelor hidraulice, la fel ca a unei mari părți a structurilor hidraulice, se bazează pe studii pe modele la scară redusă. Teoria similitudinii constitue baza de trecere de la model la prototip. Modelul și prototipul trebuie să fie similare geometric.
În cazul turbinelor, cea de a doua condiție este identitatea coeficientului de debit definit sub forma
IV.1
cu notațiile cunoscute: Q – debit; A – arie de curgere; H– cădere.
Similitudinea geometrică se asigură dacă toate dimensiunile modelului se obțin prin reducerea cu un coeficient de scară k a dimensiunilor prototipului. Dacă coeficientul de scară se referă la lungimi, atunci raportul ariilor este k2 iar raportul volumelor este k3. Din condiția ca modelul și prototipul să aibă același coeficient de debit rezultă relația:
unde indicele m semnifică modelul.
Raportul puterilor furnizate de prototip și model este la rândul lui exprimat în funcție de aceleași mărimi:
Unitățile de măsură pentru debit și cădere sunt în SI, iar puterea este exprimată în kW. Raportul vitezelor de curgere va fi:
iar raportul turațiilor:
Revenind la raportul puterilor din relația (IV.3) și substituind pe k din relația (IV.5) rezultă:
IV.2.1 Turația specifică
Dacă modelul testat a avut căderea de Hm = 1m și debitul Qm astfel încât puterea generată să fie de 1kW, atunci turația modelului este denumită turație specifică nm = ns (rot/min) și prin înlocuire în relația (IV.6) are expresia:
Orice turbină care respectă aceleași proporții, indiferent de dimensiunile absolute va avea aceași turație specifică. Dacă prin încercări succesive modelul a fost perfecționat pentru a avea un randament maxim, atunci toate turbinele care au aceași turație specifică vor avea de asemenea un randament maxim.
O formulare alternativă pentru turația specifică se obține dacă se substitue în relația (IV.6) raportul P/Pm cu raportul H Q / Hm Qm:
Se introduc apoi condițiile Hm =1m și P = 9,81 x HmQm= 1kW și rezultă nm= ns:
Valorile uzuale ale turațiilor specifice pentru tipurile cunoscute de turbine, în funcție de cădere, sunt prezentate în graficul din (fig.IV.18.)
Figura IV.18 – Turația specifică a unor tipuri de turbine
Dependența dintre turația specifică și forma rotoarelor turbinelor cu reacțiune este ilustrată în (fig.IV.18.) Se poate observa că un rotor Francis lent corespunde unei uzine cu cădere foarte mare, în timp ce pentru căderi de cca 100 m este indicat un rotor Francis normal.
Figura IV.19 – Dependența dintre turația specifică și forma rotoarelor turbinelor cu reacțiune
La turbinele cu impuls, de tip Pelton cu un jet, turația specifică poate varia între ns = 12 pentru o cădere de cca 200m și ns = 26 pentru o cădere de 100m. Turația specific crește cu rădăcina pătrată a numărului de jeturi, astfel o turbină cu 4 jeturi, în aceleași condiții ca înainte, are turațiile specifice de 24 pentru o cădere de 200 m și de 52 pentru o cădere de 100m.
Turația specifică a unei turbine este specificată de producător. Sunt însă o serie de relații empirice, bazate pe studii statistice, care sunt utile pentru dimensionări preliminare:
Turbine Pelton ns = 85,49 / H0,243
Turbine Francis ns = 3763 / H0,854
Turbine Kaplan ns = 2283 / H0,486
Turbine Cross-flow ns = 513,25 / H0,505
Turbine Bulb ns = 1520 / H0,2837 ”
v.STUDIU DE CAZ
v.CENTRAREA MAGNETICĂ A ROTORULUI ÎN STATORUL GENERATORULUI SINCRON A UNEI C.H.E.
V.1. Considerații generale
În general , prin montaj se verifică calitatea execuției diferitelor subansamble și repere ale agregatului cât și tehnologia sistemului constructiv.
Operațiile de bază ale montajului general al hidroagregatului constau în așezarea ststorului pe fundație și incastrarea lui ,întroucerea rotorului în stator ,montarea lagărelor ,realizarea liniei de arbori generator turbină ,centrarea definitivă ,realizarea jocurilor în lagăre și a întrefierului conform documentației. Un montaj incorect poate contribui la scoaterea prematură din exploatare a hidroagregatului cu consecințe negative din toate punctele de vedere. Montajul trebuie realizat în concordanță cu procesul tehnologic stabilit și cu utilizarea dispozitivelor necesare în acest sens.
În general tehnologia clasică de centrare a rotorului în stator ,are în vedere obținere unui întrefier uniform din punct de vedere geometric ,a cărui valoare medie să se încadreze în valoarea prevăzută de documentația tehnică a hidroagregatului.
Din experianța practică a rezultat că în multe cazuri , chiar în condițiile unei centrări corecte din punct de vedere geometric , la funcționarea în gol a hidroagregatului a prezentat vibrații mari .Nivelul vibrațiilor se modifică uneori chiar substsnțial la funcționarea în sarcină.
Acest lucru se explică prin faptul că în timpul funcționări în sarcină ,asupra rotorului se exercită o serie de forțe electromagnetice a căror mărime si sens depind de poziția rotorului în câmpul magnetic rezultant al generatorului.
Din acest motiv se impune ca orice operație de centare să fie însoțită de verificarea experimentală a axei magnetice.
Centrările teoretice privind funcționalitatea hidrogeneratoarelor în condiții de neuniformitate ale rotorului , respectiv ale statorului ,au scos în evidență o serie de influențe asupra parametrilor de funcționare.
Aceste influențe apar în toate regimurile de funcționarea hidrogeneratoarelor respective manifestându-se prin anumite modificări a parametrilor de funcționare a hidrogeneratoarelor după cum urmează:
modificarea spectrului de vibrații a hidrogeneratorului
oscilații ale axei de rotație a rotorului în timpul funcționări
modificarea spectrulu cuplului magnetic în întrefierul generatorului
apariția unor forțe suplimentare de dezechilibru
apariția unor forțe suplimentare în lagărele hidrogeneratorului
diminuarea randamentului hidrogeneratorului prin creșterea pierderilor suplimentare în lagăre.
Este foarte important ca înainte de montaj să se verifice ca abaterile de formă ale statorului și rotorului să se încadreze în anumite limite admisibile.
În același timp sa impune ca în timpul montajului să se verifice modul de centrare a rotorului față de stator ,astfel încât abaterile de excentritate să fie minine.
În condițiile în care abaterile de formă și de excentritate nu depășesc o anumită valoare maximă admisibilă ,se poate considera că hidroagregatul se va încadra în limitele de performanțe impuse prin caietul de sarcini.
Hidroagregatele sunt echipamente electrice ce realizează conversia energiei hidraulice în energie electrică.Rotorul hidrogeneratorului fiind antrenat din exterior cu o putere mecanică dată de turbina hidraulică , transmite energia mecanică primită spre stator sub formă de energie electromagnetică prin intermediul întrefierului.Rezultă că întreaga energie produsă de generatorul electric trece prin intermediul întrefierului sub formă de energie electromagnetică care este o stare caracteristică câmpului electromagnetic.
Câmpul electromagnetic este caracterizat în general prin patru mărimi vectoriale:
– intensitatea câmpului electric
– inducția electrică
– intensitatea magnetică
– intensitatea magnetică
Cele patru mărimi vectoriale definesc starea energetică a câmpului electromagnetic din întrefier prin intermediul densității de volum a energiei electromagnetice We.
+ (V.1)
Energia totală din întrefier va fi integrala densități de energie pe volum v corespunzător spațiului din întrefier,
(V.2)
Întru-cât în întrefier câmpul electric este neglijabil energia We poate fi considerată în totalitate de natură magnetică ,adică
(V.3)
În timpul funcționării generatorului în sarcină, atât miezul magnetic al statorului cât și miezul magnetic al polilor se magnetizează, astfel că în întrefier vor apare forțe magnetice de interacțiune între cele două părți feromagnetice magnetizate.
Cunoașterea acestor forțe magnetice ce acționează asupra celor două armături feromagnetice este foarte importantă ,pentru că ele pot influența într-o măsură foarte mare funcționarea hidrogeneratorului.
Conform teoremei forțelor generalizate, forțele ce apar într-un câmp magnetic după o anumită direcție x ,este dată de relația:
ct (V.4)
Rezultă că forțele care apar după anumite direcții în întrefier depind de modul de variație a energiei în întrefier. Există două situații distincte în acest sens:
Densitatea de volum a energiei magnetice este constsntă în întrefier după toate direcțiile.
Densitatea de volum a energiei magnetice nu este constantă în întrefier după diferite direcții.
În primul caz densitatea de energie fiind constantă, rezultă că și inducția este constantă după diferite direcții în întrefier.
Figura V.1 –În acest caz forțele ce vor apare după o direcție radială x
(V.5)
În acest caz ideal forța rezultată în direcția radială asupra armături feromagnetice mobile va fi nulă.Spunem în acest caz că armătura magnetică a rotorului se rotește centric fața de armătura magnetică a statorului sau că rotorul este centrat magnetic față de stator.
Rezultă astfel ,condiția necesară pentru o centrare magnetică corespunzătoare densități de volum a energiei magnetice să fie constantă după toate direcțiile, în acest caz forța rezultantă după direcția radială fiind nulă.
În al doilea caz , când densitatea de volum a energiei magnetice nu este constantă după toate direcțiile, forțele ce apar după direcții radiale, nu vor fi egale .Forța după o direcție radială ce face unghiul cu axa , va fi dependentă de unghiul în Figura V.2 adică:
(V.6)
Rezultă în acest caz o forță rezultantă diferită de zero, adică:
(V.7)
Figura V.2 –În acest caz forțele ce vor apare sunt după toate direcțiile
Rezultă că în timpul funcționări în sarcină ,asupra rotorului se va exercita o forță radială rezultantă diferită de zero a cărei mărime este dependentă de neuniformitatea densități de volum a energiei magnetice din spațiul întrefierului.
Această forță poate produce vibrații care în timpse pot amplifica datorită tendinței de accentuare a neuniformități întrefierului prin modificarea jocurilor în lagăre. Se spune în acest caz că există o descentrare magnetică a rotorului față de stator.
Din acest motiv se impune ca orice centrare geometrică a unui hidroagregat să fie însoțită și de o verificare a centrări magnetice.
V.2.ÎNCERCĂRILE EXPERIMENTALE PRIVIND CENTRAREA MAGNETICĂ A ROTORULUI ÎN STATORUL HIDROGENERATORULUI SINCRON A UNEI C.H.E.
În vederea determinări axei magnetice la hidroagregatele verticale, se impune o procedură care s-a aplicat pe hidrogeneratorul din CHE Strâmtori-Firiza.
Este foarte important ca înainte de demontarea hidroagregatului în vederea reabilitări ,să se evalueze prin verificări complexe, performanțele reale de funcționare atât din punct de vedere mecanic cât și din punct de vedere electric.
Prin aceste verificări complexe (monitorizare și control)electrice și mecanice urmează se stabilească toate măsurile ce se impun din punct de vedere constructiv sau funcțional vederea aducerii în parametrii nominali ai hidroagregatului respectiv.
Conform acestei proceduri, rezultă următoarele:
V.2.1.Verificarea axei magnetice după centrarea geometrică.
După centrarea geometrică și realizarea jocurilor în lagăre, s-a procedat la determimarea experimentală a axei magnetice.
În vederea determinări axei magnetice la hidrogeneratorul din CHE Strâmtori-Firiza s-a procedat la alimentarea înfășurări de excitație cu impulsuri de curent cu valori în jur de 150A. În timpul aplicări impulsului de curent cu valori s-au verificat deplasările relative ale rotorului față de stator prin intermediul unor comparatoare mecanice. Verificarea axei magnetice se realizează prin controlul deplasării relative a rotorului față de stator în câmp magnetic (prin măsurători geometrice în întrefier). În cadrul proceduri de centrare magnetică utilizate deplasarea relativă a rotorului față de stator prin intermediul unor comparatoare fixate pe direcțiile radiale +X,+Y.
Deplasarea rotorului este determinată de impulsuri de curent continuu ce se stabilesc în înfășurarea de excitație a hidrogeneratorului. Impulsurile sunt generate prin intermediul unei instalații specializate ce permit în aceelași timp înregistrarea formei și valorilor acestora.
În comdițiile în care rotorul este fixat în axa magnetică, deplasarea acestuia va fi foarte mică sau chiar nulă.
Verificarea axei magnetice se face pentru 4 poziții distincte ale rotorului prin controlu deplasării acestuia în timpul stabilirii impulsului de curent.
După centrarea geometrică și cu jocurile în lagăre la valoarea minimă ,s-a procedat la determinarea experimentală a axei magnetice.
V.2.2.Măsurarea întrefierului înainte de verificarea axei magnetice.
Valorile exacte ale întrefierului nu au putut fi măsurate datorită sistemului constructiv ce nu permite introducerea lerei în întrefier.
Se consideră întrefierul existent și se verifică stabilitatea magnetică a rotorului.
Figura V.3- Întrefier rotor-stator
V.2.3Verificarea stabilități rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impls de curent electric
Întrefierul fiind cel din punctul V.3, s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un impuls de curent verificându-se deplasările radiale ale rotorului (în mm):
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor, pentru două probe de alimentare cu impuls de curent :
Tabel V.1.Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 1
Din valorile obținute pentru deplasări se constată:
-o forță magnetică radială după direcția (-X,+Y):
Rezultă o descentrare magnetică în această poziție a rotorul.Tendința de deplasare după direcția (+X,-Y) datorită forțelor magnetice este justificată de neunuformitatea întrefierului .
În această condiție s-ar impune o deplasare a rotorului pe direcția (X,-Y)
V.2.4. Verificarea stabilități rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impls de curent electric în poziția 2 a rotorului rotită cu 90 ͦfață de poziția 1.
Figura V.4 Poziția 2 rotor
Întrefierul fiind cel rezultat după rotire ,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un impuls de curent (I=150A) ,verificându-se deplasările deplasări radiale ale rotorului (în mm)
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor ,pentru două probe ale alimentări cu impuls de curent:
Tabel V.2. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 2
Din valorile obținute pentru deplasări se constată:
-o forță magnetică radială după direcția (-X).
Rezultă o descentrare magnetică în această poziție a rotorului.În aceaste condiții s-ar impune o deplasare a rotorului pe direcția (+X).
V.2.5 Verificarea stabilități rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impls de curent electric în poziția 2 a rotorului rotită cu 90 ͦfață de poziția 2.
Întrefierul fiind cel de la punctul IV.1. ,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un impuls de curent verificându-se deplasările radiale ale rotorului (în mm).
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Figura V.5 Poziția 3 rotor
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor, pentru două probe de alimentare cu impuls de curent:
Tabel V.3. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 3
Din valorile obținute pentru deplasări se constată:
-o forță magnetică radială după direcția (-X -Y).
V.2.6. Verificarea stabilității rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impls de curent electric în poziția 2 a rotorului rotită cu 90 ͦfață de poziția 3.
Figura V.6-Poziția 4 rotor
Întrefierul fiind cel rezultat după rotire ,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un impuls de curent, verificându-se deplasările radiale ale rotorului (în mm).
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor, pentru două probe de alimentare cu impuls de curent:
Tabel V.4. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 4
Din valorile obținute pentru deplasări se constată:
-o forță magnetică radială după direcția (-X +Y).
Rezultă o descentrare magnetică în această poziție a rotorului.În aceste condiții s-ar impune o deplasare a rotorului pe direcția (+X-Y).
CONCLUZIE:
Avind învedere valorile deplasărilor în cele patru poziții considerate rezultă că pentru recentrarea rotorului se impune o deplasare a rotorului pe direcția (+X-Y).
V.3.Recentrarea magnetică a rotorului .
În condițiile în care la punctul 3.1. a proceduri s-a constatat un dezechilibru magnetic , baza deplasărilor constatate ,se deplasează rotorul co o anumită valoare care în general se apreciază în funcție de efectul forțelor radiale de descentrare.
V.3.1Modificarea întrefierului după direcția de acționare a forțelor magnetice .
În condițiile în care deplasarea rotorului a avut loc după o anumită direcție , se procedează la mărirea întrefierului după această direcție ,în scopul diminuări acestor forțe.S-a procedat la o modificare a întrefierului prin deplasările rotorului cu 0,2 mm pe direcția (-Y) și cu 0,5 mm pe direcția (-X) față de poziția 1 a rotorului (de la punctul 3.1.1) în sensul invers de acționare a forței.
V.3.2 Verificarea stabilității rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impuls de curent electric în poziția 1 a rotorului .
Întrefierul fiind cel de la punctul 3.2.1 ,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un impuls de curent, verificându-se deplasările radiale ale rotorului (în mm):
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Figura V.7- Poziția 1 rotor recentrat
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor ,pentru două probe de alimentare cu impuls de curent .
Tabel V.5. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 4
Din valorile obținute pentru deplasări se constată:
-o forță magnetică radială după direcția (Y).
V.3.3 Verificarea stabilității rotorului prin alimentarea înfășurării cu un imupls de curent electric în poziția 2 a rotorului recentrat decalată cu 90 ͦfață de poziția 1.
Figura V.8 -Poziția 2 rotor recentrat
Întrefierul fiind cel corespunzător pozția 3.2.1.,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un inpuls de curent verificându-se deplasări radiale ale rotorului (în mm).
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor ,pentru două probe de alimentae cu impuls de curent:
Tabel V.6. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 4
V.3.4 Verificarea stabilității rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impuls de curent electric în poziția 3 a rotorului recentrat decalată cu 90 ͦfață de poziția 2.
Figura V.9- Poziția 3 rotor recentrat
Întrefierul fiind cel corespunzător pozția 3.2.1.,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un inpuls de curent verificându-se deplasări radiale ale rotorului (în mm).
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor ,pentru două probe de alimentae cu impuls de curent:
Tabel V.7. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 4
V.3.5 Verificarea stabilității rotorului prin alimentarea înfășurării cu un impuls de curent electric în poziția 3 a rotorului recentrat decalată cu 90 ͦfață de poziția 2.
Figura V.10- Poziția 4 rotor recentrat
Întrefierul fiind cel corespunzător pozția 3.2.1.,s-a alimentat înfășurarea de excitație cu un inpuls de curent verificându-se deplasări radiale ale rotorului (în mm).
la nivelul lagărului radial axial după direcțiile X și Y:
Rezultă următoarele valori ale deplasărilor ,pentru două probe de alimentae cu impuls de curent:
Tabel V.8. Deplasări pe direcția radială rotor în poziția 4
Anlizând semnul forțelor de dezechilibru în cele patru poziții distincte ale rotorului se constată că semnul forțelor se modifică ,astfel că la o rotație complectă a rotorului suma forțelor radiale de dezechilibru devine nulă.
Se consideră că această poziție a rotorului este cea corectă pentru funcționarea în sarcină a generatorului ,cu toate că din punct de vedere al întrefierului rotorului pare a fi descentrat geometric.
V.4.CONCLUZII PRIVIND CENTRAREA MAGNETICĂ.
La hidroagregatul de 4,2 MW din CHE Srântori-Firiza s-a constatat necesitatea corectări întrefierului prin deplasarea rotorului cu 0,2 mm pe direcția (-Y) și cu 0,5 mm pe direcția (-X).
Analizând semnul forțelor de dezechilibru în cele patru poziții distincte a rotorului se constată că semnul acestor forțe se modifică ,astfel că la o rotație complectă a rotorului suma forțelor de dezechilibru devine nulă.
Se consideră că această poziție a rotorului este cea corectă pentru funcționarea în sarcină a generatorului cu toate că din punct de vedere al întrefierului rotorului pare a fi descentrat geometric.
În urma recentrări magnetice și a măsurătorilor efectuate rezultă că centrarea la hidoagregatului este corectă și ca urmare pot fi continuate lucrările de montaj pentru punerea lui în funcție.
V.5. APARATURA ȘI MODUL DE EFECTUARE A MĂSURĂTORILOR UTILIZATĂ ACESTUI SCOP.
V.5.1Considerații generale .
Este foarte important ca înainte de demontare a hidroagregatului în vederea reabilitări ,să se evalueze prin verificări compexe , performanțele reale de funcționare atât din punct de vedere mecanic cât și din punct de vedere electric.
Prin aceste verificări complexe (monitorizare și control) electrice și mecanice urmează să se stabilească toate măsurile ce se impun din punct de vedere constructiv sau funcțional în vederea aduceri în parametri nominali a hidroagregatului respectiv.
V.5.1.1 Probe și verificări înainte de demontare
Puterea activă ,tensiunile și curenți la bornele generatorului au fost măsurate cu o instalație CCHAPT tip VPA323-Analizor de parametri electrici și parametri de proces ,prezentat în fig.V.11
Figura V.11- Analizor de parametrii electrici și parametrii de proces
Caracteristicile tehnice ale echipamentului sunt:
Intrari de măsură
1 analizor de putere trifazat, CA/CC, 100V/600V, 5A, separare galvanică pe fiecare canal;
12 intrări 20 mA sau 10V;
10 intrări 10V;
3 intrări de vibrații tip IEPE;
1 intrare turație și referință viteză;
Rezoluție 16 biți, rata de eșantionare 25 kS/s/ch, precizie 0,1%.
Alimentare
230/150V-50Hz/60Hz
Intrări/ieșiri digitale
4 intrări tip optocuplor 0 – 24 Vcc pentru vizualizare stare mașină;
4 ieșiri tip optocuplor 0 – 24 Vcc/100 mA cu funcție de avertizare, protecție sau comandă.
Ieșiri analogice
2 ieșiri analogice pentru generare de semnale cu formă , amplitudine și frecvență programabile.
Interfețe
USB (comunicare condiționer PC);
Ethernet (supraveghere de la distanță prin internet fix);
GSM – GPRS (supraveghere de la distanță prin internet mobil).
Turația hidrogeneratorului a fost măsurată cu un senzor laser de turație, de tipul QS30LDQ, 120000 rpm, 2 m distanța de sesizare, produs de Banner, prezentat în Figura V.12.
Figura V.12- Traductor de turație
Vibrațiile pe lagărul superior al generatorului și lagărul turbinei au fost măsurate cu trei senzori de vibrații, având următoarele caracteristici: număr serial 066921 cu senzitivitatea de 533,3 mV/g, număr serial 066922 cu senzitivitatea de 546,1 mV/g, număr serial 066923 cu senzitivitatea de 497,5 mV/g. Firma producătoare a acestor senzori este Hansford Sensors prezentați în fig.V.13.
Figura V.13 Traductor de vibrații montat pe lagărul superior al generatorului
Înaintea demontării hidroagregatului în vederea reparației, s-au efectuat următoarele verificări și măsurători:
V.5.1.2. ÎNCERCĂRI ÎN REGIM DE MERS ÎN GOL
Încercările au în vedere determinarea performanțelor de funcționare a hidrogeneratorului din CHE STRÂMTORI-FIRIZA, în regim de mers în gol.
S-au înregistrat următoarele regimuri de funcționare cu generatorul deconectat de la rețea.
V.5.1.3. Verificarea vibrațiilor în regimul de mers în gol neexcitat
Prin această încercare se determină performanțele de montaj mecanic a hidrogeneratorului prin măsurarea vibrațiilor atât în regimul tranzitoriu de pornire cât și în regimul stabilizat de mers în gol. S-au înregistrat următoarele mărimi:
tensiunea de linie Ulinie
vibrațiile lagărului axial radial superior pe direcția orizontală+x VLRAG_X_rad
vibrațiile lagărului axial radial superior pe direcția radială+y VLRAG_Y_rad
vibrațiile lagărului radial inferior pe direcția+x VLAG_X_rad
Rezultatele măsurătorilor în regimul tranzitoriu de pornire sunt date în Figura 5. 14.
Figura V.14- Variația parametrilormăsurați în regim tranzitoriu pornire și regim stabilizat
În tabelul V.9 sunt date valorile parametriilor măsurați în regim tranzitoriu de pornire a hidroagregatului în regim de mers în gol neexcitat.
Tabel V.9. Parametri măsurați în timpul regimului tranzitoriu de pornire
În tabelul V.10. sunt date valorile parametriilor măsurați în regimul stabilizat de mers în gol neexcitat.
Tabel V.10-Parametri măsurați în regim stabilizat
Figura V.15. Forma de undă a vibrațiilor în regim de mers în gol neexcitat.
Concluzii
Din înregistrările și măsurătorile efectuate în regim de mers în gol rezultă următoarele:
– nivelul vibrațiilor în lagărul radial-axial în timpul regimului tranzitoriu de pornire a turbinei atinge valori periculoase(6,03 mm/s), fapt ce conduce la modificarea jocurilor în lagăre;
– nivelul vibrațiilor în regim de mers în gol stabilizat, neexcitat nu este stabil, fapt ce indică o instablitate în dinamica rotorului cu consecințe negative asupra lagărelor;
– nivelul mare al vibrațiilor lagărelor indică o centrare incorectă a rotorului în stator;
– în timp vibrațile se accentuează conducând la mărirea jocurilor în lagăre.
V.5.1.4 Verificarea vibrațiilor în regimul de mers în gol excitat
În regimul de mers în gol, conectarea tensiunii de excitație a generatorului determină o valoare nominală a tensiunii în stator, s-a verificat procesul de excitare înregistrându-se următorii parametrii:
vibrațiile lagărului axial radial superior pe direcția orizontală+x VLRAG_X_rad
vibrațiile lagărului axial radial superior pe direcția radială+y VLRAG_Y_rad
vibrațiile lagărului radial inferior pe direcția+x VLAG_X_rad
tensiunea de linie a generatorului Ulinie
tensiunea de fază Ufaza
tensiunea de excitație a generatorului UexG
curentul de excitație al generatorului IexG
Variația în timp a mărimilor măsurate în timpul procesului de conectare a excitației este dată în fig. V.16.
Figura V.16- Variația parametrilor măsurați în regimul de mers în gol excitat.
În fig. V.17. sunt reprezentate formele de undă pentru:
– tensiunile de fază;
– tensiunea și curentul de excitație;
– vibrațiile în lagăre.
Figura V.17- Forma de undă la regimul stabilizat de mers în gol excitat
Concluzii:
În urma încercărilor în regim de mers în gol excitat rezultă următoarele:
în timpul procesului tranzitoriu de magnetizare a nivelului magnetic are loc o modificare bruscă a nivelului vibrațiilor în lagăre în sensul scăderii lor;
în regim de mers în gol stabilizat, nivelul maxim al vibrațiilor este în jur de 1,4mm/s;
în regim stabilizat de mers în gol la tensiunea nominală, se constată o instabilitate a nivelului vibrațiilor;
– modificarea bruscă a nivelului vibrațiilor în timpul procesului tranzitoriu de excitare a generatorului indică faptul că rotorul nu este în axa magnetică fapt ce determină o funcționare necorespunzătoare a generatorului.
V.5.1.5 Caracteristica de mers în gol
Caracteristica de mers în gol reprezintă relația U0=f(IexG) pentru n = ct., (f = ct) și I = 0, unde U0 reprezintă tensiunea la bornele generatorului în regim de mers în gol. Întrucât în regim de mers în gol, curentul de sarcină este nul (I = 0), tensiunea la bornele generatorului va fi egală cu tensiunea electromotoare UeE, indusă de fluxul de excitație Фp determinat de curentul IexG din înfășurarea rotorului. În diagrama fazorială, tensiunea electromotoare UeE va fi defazată cu π/2 în urma fluxului de excitație respectiv în urma curentului de excitație (Fig. V.18 ).
Figura V.18-Diagrama fazorialăa generatorului sincron în regim de mers în gol
În condițiile în care turația generatorului se menține constantă, n = 428,5 rpm, ceea ce corespunde la frecvența f = 50 Hz, se modifică curentul de excitație IexG prin înfășurarea de excitație și se citesc valorile corespunzătoare ale tensiunii la bornele U0.
Figura V.19- Schema de măsură în regim de mers în gol
Valorile pentru caracteristica de mers în gol se înscriu în tabelul 5.5, iar reprezentarea grafică a variației U0=f(IexG) este dată în figura V.20 respectiv în figura V.21.
Figura V.20 Caracteristica la mers în gol înainte de demontare
Tabel V.11-Variația parametrilor parametrilor măsurați în regimul de mers în gol
Din caracteristicile de mers în gol rezultă:
Pentru generatorul din CHE Strâmtori-Firiza:
curentul de excitație de întrefier: IexGδ = 182 A
curentul de excitație de mers în gol: IexG0 = 196,5 A
curentul de excitație maxim pentru U0 = 1,2Un = 7594 V, rezultă din caracteristica de mers în gol extinsă: IexGm = 245 A.
Starea de saturație a circuitului magnetic se poate aprecia din raportul:
unde:
(V.7)
IexG0 este curentul de excitație corespunzător unei tensiuni de mers în gol U0 = Un,
IexGm este curentul de excitație corespunzător unei tensiuni de mers în gol U0 = 1,2Un,
km este coeficient de multiplicare al curentului de excitație.
Corespunzător unei tensiuni de mers în gol U0 = 1,2Un, din caracteristica de mers în gol extinsă rezultă:
. (V.8)
Concluzii:
Având în vedere rezultatele obținute în regim de mers în gol se constată următoarele:
starea miezului magnetic este caracterizat printr-o valoare redusă a inducției din întrefier, curentul de excitație de mers în gol Ie0 având o valoare apropiată de cea a curentului de excitație de întrefier Ieδ;
coeficientul de saturație km are o valoare redusă. În literatura de specialitate limita maximă admisă pentru coeficientul km este 1,8. Valoarea km = 1,2, obținută experimental, indică faptul că miezul magnetic nu este saturat, deci solicitările magnetice sunt reduse, în felul acesta se explică și durata mare de viață a statorului.
V.6. ÎNCERCĂRILE ÎN REGIM DEMERS ÎN SARCINĂ.
Încercările au în vedere determinarea performanțelor de funcționare a hidrogeneratorului din CHE Strâmtori-Firiza, în regim de mers în sarcină.
În acest regim s-au înregistrat următorii parametrii:
turația rotorului n
vibrațiile lagărului axial radial superior pe direcția orizontală+x VLRAG_X_rad
vibrațiile lagărului axial radial superior pe direcția radială+y VLRAG_Y_rad
vibrațiile lagărului radial inferior pe direcția+x VLAG_X_rad
tensiunea de linie a generatorului Ulinie
tensiunea de fază Ufaza
tensiunea de excitație a generatorului UexG
curentul de excitație a excitatoarei IexG
puterea activă P
curentul statoric I
V.6.1. Verificara vibrațiilor în regim de mers în sarcină
Forma de variație în timp a mărimilor măsurate în timpul procesului de pornire, sincronizare la rețea și încărcare în sarcină a generatorului este data în fig. V.21.
Rezultatele măsurătorilor sunt trecute în tabelul V.12, respectiv V.13.
Figura V.21 Variația parametrilor la pornire și în regim stabilizat la mers în sarcină la P=0.5MW
În fig. V.21 este reprezentată forma de undă a vibrațiilor la nivelul lagărului superior radial-axial pe axa +x și +y, a vibrațiilor la nivelul lagărului inferior radial al generatorului pe axa +x, precum și forma de undă a semnalelor de tensiune și curent din stator, cât și semnalele mărimilor electrice din circuitul de excitație.
Figura V.21Forma de undă la regim de mers în sarcină P=3.5MW
În tabelul V.12 sunt date valorile parametrilor măsurate la un interval de 1 sec. corespunzătoare unei încărcări a generatorului la P=3,5MW.
Tabel V.12-Variația parametrilor măsurați în regimul de mers în sarcină la P=3.5MW
În tabelul V.13 sunt date valorile vibrațiilor în regim stabilizat la diferite valori a puteri active debitate în rețea.
Tabel V.13-Variația parametrilor măsurați la diferite trepte de putere
Concluzii:
În urma verificării procesului automat de pornire, sincronizare la rețea și încărcarea în sarcină a generatorului se constată următoarele:
vibrațiile maxime în lagăre sunt în regim de mers în gol neexcitat;
procesul de excitare conduce la o reducere accentuată a vibrațiilor;
conectarea la rețea a generatorului are loc în condiții optime, fără nici o perturbație electrică sau mecanică;
încărcarea în sarcină conduce la modificări importante ale nivelului de vibrații în special în lagărul radial axial, ajungând la dublarea lor;
modificarea nivelului de vibrații este datorat descentrării magnetice.
V.6.1. CARACTERISTICILE LA REGIM DE MERS ÎN SARCINĂ (ÎN V)
Caracteristica în V, I = f (IexEx), pentru U = ct, f = ct, P = ct., corespunde diagramei fazoriale din figura V.22.
Condiția de P = ct., impune componenta activă a curentului debitat Ia = ct. și locul vârfului la variația lui IexG (UeE) este dreapta (Δ). În diagramă, mașina este supraexcitată și debitează putere inductivă în rețea. I
Dacă începe să se scadă curentul de excitație, curentul scade către valoarea minimă când generatorul funcționează fată de rețea la cos φ = 1; scăzând în continuare excitația (subexcitând mașina), curentul crește din nou și cosφ devine capacitiv.
Figura V.22 Diagrama fazorială a generatorului sincron funcționând la U=ct,f=ct,P=ct.
Pentru o putere P dată, este necesar ca excitația să nu scadă sub o anumită valoare minimă. În figură s-a reprezentat cu linie întreruptă și valoarea minimă UeEmin sub care funcționarea sincronă nu mai este posibilă pentru puterea considerată. Curba I=f(IexG) ce se obține, este de forma unui V.
Pentru altă valoare a puterii P=ct mai mare, dreapta (Δ) se deplasează astfel ca Ia să crească. Curentul de excitație necesar stabilirii noului Ia este de asemenea mai mare și vârful curbei în V în sistemul de axe (IexEx, I) se deplasează în sus și spre dreapta.
Figura V.23 Curbele în V ale mașini sncrone pentru diverse valori P=ct.
În figura V.23 sunt reprezentate caracteristicile I=f(IexEx) pentru diverse puteri P. Curba reprezentată întrerupt ce unește vârfurile curbelor în V, separă din punctul de vedere al încărcării reactive, zona funcționării ca generator inductiv, de cea de generator capacitiv (de receptor inductiv).
Curba reprezentată întrerupt în zona funcționării capacitive, indică limitele până la care poate fi scăzută excitația pentru diverse puteri P=ct, astfel ca funcționarea sincronă să fie posibilă.
Pentru diferite valori ale puterii active, se ridică caracteristicile în sarcină corespunzătoare puterii respective.
Pentru diferite valori ale curentului de excitație, se citesc valorile corespunzătoare a curentului stator, tensiuni statorice, puterile active și reactive. Rezultatele se trec în tabele.
Figura V.24 Schema de măsură pentru regimul de funcționare în sarcină.
V.6.1.2 Caracteristica în regim de mers în sarcină pentru P=1 MW
Generatorul fiind conectat pe rețea, la P=1 MW se modifică curentul de excitație din înfășurarea rotorică măsurându-se valorile corespunzătoare:
tensiunile de linie UR, US, UT
curentul statoric I
curentul de excitație al generatorului IexG
tensiunea de excitație a generatorului UexG
puterea activă P
puterea reactivă Q
factorul de putere cos φ
frecvența f
Tabel V.14-Valorile parametrilor electrici în regim de mers în sarcină pentru P=1MW
Figura V.25 Caracteristica la mers în sarcină la P=1MW
V.6.1.3 Caracteristica în regim de mers în sarcină pentru P=2 MW
Generatorul fiind conectat pe rețea, la P=2 MW se modifică curentul de excitație din înfășurarea rotorică măsurându-se valorile corespunzătoare:
tensiunile de linie UR, US, UT
curentul statoric I
curentul de excitație al generatorului IexG
tensiunea de excitație a generatorului UexG
puterea activă P
puterea reactivă Q
factorul de putere cos φ
frecvența f
Tabel V.15-Valorile parametrilor electrici în regim de mers în sarcină pentru P=2MW
Figura V.26 Caracteristica la mers în sarcină la P=2MW
V.6.1.4 Caracteristica în regim de mers în sarcină pentru P=3 MW
Generatorul fiind conectat pe rețea, la P=3 MW se modifică curentul de excitație din înfășurarea rotorică măsurându-se valorile corespunzătoare:
tensiunile de linie UR, US, UT
curentul statoric I
curentul de excitație al generatorului IexG
tensiunea de excitație a generatorului UexG
puterea activă P
puterea reactivă Q
factorul de putere cos φ
frecvența f
Tabel V.16-Valorile parametrilor electrici în regim de mers în sarcină pentru P=3MW
Figura V.27 Caracteristica la mers în sarcină la P=3MW
V.6.1.5 Caracteristica în regim de mers în sarcină pentru P=3,5 MW
Generatorul fiind conectat pe rețea, la P=3,5 MW se modifică curentul de excitație din înfășurarea rotorică măsurându-se valorile corespunzătoare:
tensiunile de linie UR, US, UT
curentul statoric I
curentul de excitație al generatorului IexG
tensiunea de excitație a generatorului UexG
puterea activă P
puterea reactivă Q
factorul de putere cos φ
frecvența f
Tabel V.17-Valorile parametrilor electrici în regim de mers în sarcină pentru P=3,5MW
Figura V.27 Caracteristica la mers în sarcină la P=3,5MW
Concluzii:
În urma verficărilor comportării în sarcină a hidroagregatului se constată următoarele:
pentru căderea la care s-au făcut probele, turbina a permis încărcarea generatorului până la o putere de 3,5MW;
din punct de vedere electric generatorul se comportă corespunzător din toată gama de putere la care s-au făcut probele;
valorile tensiunilor de fază sunt simetrice în toate regimurile verificate;
curenții pe faze sunt simetrici la toate puterile înregistrate;
factorul de putere în sarcină, peste 1,5MW devine capacitiv datorită limitării curentului de excitație la o valoare maximă de 180A.
BIBLIOGRAFIE
[1] International Commission on Non-ionizing Radiation Protection, Guidelines for limiting exposure to time-varying electric, magnetic and electromagnetic fields (Up to 300 GHz), Health Physics, nr. 74, pag. 494-522, 1998.
[2] Marincu, A., Greconici, M., The electromagnetic field around a high voltage 110 KV electrical overhead lines and the influence on the biological sistems, Proceedings of the 5th International Power Systems Conference – Timișoara, pag. 357-362, 2003.
[3] Hortopan, Gh., Compatibilitate electromagnetică, Ed. Tehnică, București, 2005.
[1] Prișcu, R. – Construcții Hidrotehnice, Editura Didactică și Pedagogică,București (1974).
[2] Prișcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. – Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, București (1970).
[3] Cojocar, M – . Hidroconstrucția 1950-2005.Tradiție și modernitate. (2005)
[4] Encarta® Online Encyclopedia Hydro-Power. Microsoft Corporation (2007)
[1] Prișcu, R. – Construcții Hidrotehnice. Editura Didactică și Pedagogică, București (1974).
[5] Vladimirescu, I. – Mașini hidraulice și stații de pompare. Editura Didactică și Pedagocică, București (1974).
[6] DAN STEMATIU – Amenajari hidroenergetice, Editura conspress, Bucuresti 2008
[7]vlab.pub.ro/research/DCnet/CONSORTIUM/CAPITOLUL%202F.doc
[8]Vădan I. – Energetica generală și conversia energiei, Mediamira, Cluj – Napoca 1998.
[9]Darie, S., Vădan, I. – Producerea, Transportul și Distribuția Energiei Electrice. Instalații pentru producerea energiei electrice, U.T. PRES, Cluj-Napoca, 2003.
BIBLIOGRAFIE
[1] International Commission on Non-ionizing Radiation Protection, Guidelines for limiting exposure to time-varying electric, magnetic and electromagnetic fields (Up to 300 GHz), Health Physics, nr. 74, pag. 494-522, 1998.
[2] Marincu, A., Greconici, M., The electromagnetic field around a high voltage 110 KV electrical overhead lines and the influence on the biological sistems, Proceedings of the 5th International Power Systems Conference – Timișoara, pag. 357-362, 2003.
[3] Hortopan, Gh., Compatibilitate electromagnetică, Ed. Tehnică, București, 2005.
[1] Prișcu, R. – Construcții Hidrotehnice, Editura Didactică și Pedagogică,București (1974).
[2] Prișcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. – Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, București (1970).
[3] Cojocar, M – . Hidroconstrucția 1950-2005.Tradiție și modernitate. (2005)
[4] Encarta® Online Encyclopedia Hydro-Power. Microsoft Corporation (2007)
[1] Prișcu, R. – Construcții Hidrotehnice. Editura Didactică și Pedagogică, București (1974).
[5] Vladimirescu, I. – Mașini hidraulice și stații de pompare. Editura Didactică și Pedagocică, București (1974).
[6] DAN STEMATIU – Amenajari hidroenergetice, Editura conspress, Bucuresti 2008
[7]vlab.pub.ro/research/DCnet/CONSORTIUM/CAPITOLUL%202F.doc
[8]Vădan I. – Energetica generală și conversia energiei, Mediamira, Cluj – Napoca 1998.
[9]Darie, S., Vădan, I. – Producerea, Transportul și Distribuția Energiei Electrice. Instalații pentru producerea energiei electrice, U.T. PRES, Cluj-Napoca, 2003.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Metoda de Reducere a Uzurilor Unui Hidrogenerator al Unei Turbine Aflate In Functiune din Anul 1967 (ID: 162773)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.