INGINERIA SISTEMELOR DE ENERGII REGENERABILE [303427]

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI MANAGEMENT INDUSTRIAL

INGINERIA SISTEMELOR DE ENERGII REGENERABILE

FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI

Lucrare de licență

COORDONATOR ȘTIINȚIFIC

conf. dr. ing. CRISTINA HORA

ABSOLVENT: [anonimizat]

2017

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI MANAGEMENT INDUSTRIAL

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI MANAGEMENT INDUSTRIAL

INGINERIA SISTEMELOR DE ENERGII REGENERABILE

FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI

Lucrare de licență

COORDONATOR ȘTIINȚIFIC

conf. dr. ing. CRISTINA HORA

ABSOLVENT: [anonimizat]

2017

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI MANAGEMENT INDUSTRIAL

INGINERIA SISTEMELOR DE ENERGII REGENERABILE

FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI

Studiu privind modernizarea  unei centrale  hidroelectrice de mică putere

Studiu de caz: CHEMP LEȘU

COORDONATOR ȘTIINȚIFIC

conf. dr. ing. CRISTINA HORA

ABSOLVENT: [anonimizat]

2017

Introducere

Producerea energiei prin arderea combustibililor fosili a [anonimizat], a gazelor cu efect de seră. Această situație a generat schimbări profunde în echilibrul planetei noastre. Pentru definirea schimbărilor se utilizează frecvent următoarele sintagme: [anonimizat], [anonimizat], [anonimizat], [anonimizat].

[anonimizat], urgența primară nu mai este doar economisirea resurselor de combustibili fosili (imperativ al anilor 1970–1985), ci protejarea mediului de poluarea generată prin arderea combustibililor fosili.

Cele trei posibilități de remediere a situației actuale sunt:

[anonimizat], [anonimizat] „Surselor Regenerabile de Energie” (SRE).

[anonimizat]-a [anonimizat] 28 la 33%. Punerea în practică a unei strategii energetice pentru valorificarea potențialului surselor regenerabile de energie (SRE) se înscrie în coordonatele dezvoltării energetice a României pe termen mediu si lung și oferă cadrul adecvat pentru adoptarea unor decizii referitoare la alternativele energetice.

Economisirea energiei prin creșterea randamentelor atât la consumatorti cât și la producători este una din soluțiile tehnice care sunt la îndemâna specialiștilor din domeniul energetic. Astfel în România aceasta soluția a stat la baza inițierii unui program de modernizare și retehnologizare a centralelor hidroelectrice pentru valorificare cît mai eficientă din punct de vedere tehnic cât și economic a resurselor hidroenergtice ale țării noastre.

O direcție de acțiune importantă pentru consolidarea rolului sectorului hidroenergetic al României, o reprezintă retehnologizarea și modernizarea centralelor hidroelectrice în operare.

[anonimizat] a început după anii 60, o parte din centralele hidroelectrice în operare “are depășită durata de viață normată”, care este de circa 25 de ani. [anonimizat], [anonimizat].

Programul de retehnologizare și modernizare a centralelor hidroelectrice a fost conceput ca o amplă acțiune de aducere a echipamentelor și construcțiilor hidrotehnice la performanțele tehnice si economice. Rezultatele acțiunilor de retehnologizare și modernizare sunt în primul rând refacerea capacităților funcționale a centralelor “pentru un nou ciclu de viață”, sporuri importante de putere și energie față de performanțele inițiale, precum și creșterea ofertei de servicii tehnologice de sistem (reglaj de frecvență – putere, reglaj de tensiune, etc.).

Lucrările de modernizare reprezintă ansamblul lucrărilor în urma cărora o instalație sau un echipament poate îndeplini funcții suplimentare față de situația anterioară, ca urmare a adăugării sau înlocuirii unor componente, aparate, soft-uri, realizate la nivelul tehnicii actuale și care au drept consecință creșterea eficienței economice a ansamblului modernizat. Valoarea acestor lucrări se suportă din fondurile de investiții și va majora valoarea de intrare a activului fix respectiv.

In afară de câteva CHE construite după anul 1990 (ex. Cornetu pe râul Olt, Rucăr pe râul Dâmbovița); care au fost proiectate în soluție complet automatizate și unde ca atare procesul din hidrocentrale este informatizat, în restul hidrocentralelor care au o anumită vechime în exploatare, informatizarea procesului acestora are loc după terminarea acțiunii de modernizare, începută deasemeni după anul 1990 și care constituie un proces în plină desfășurare.

Necesitatea modernizării are la bază: fie numărul mare de ore de funcționare și implicit uzura avansată a echipamentelor însoțită de regulă de scăderea randamentelor și chiar a disponibilității grupurilor, fie randament și fiabilitate scăzută încă de la punerea în funcțiune a echipamentelor (evident datorată unor vicii de concepție sau fabricație), fie în unele cazuri datorită unor probleme care țin de disponibilitatea centralei ca urmare a unor performanțe energo-economice inițiale reduse, sau de capacitate redusă de realizare a serviciilor tehnologice de sistem.

Deasemeni se mai poate invoca gradul redus de automatizare prin concepția inițială.

În toate situațiile se are în vedere, ca odată cu modernizarea să se prelungească durata de viață a echipamentelor primare cu cel puțin încă un ciclu de funcționare, să se înlocuiască echipamentele de reglaj, de automatizare și control cu echipamente de ultima generație, fiabile și cu posibilitatea de a fi înglobate într-un sistem informatic de conducere a procesului tehnologic din CHE.

Nu în ultimul rând se are în vedere creșterea randamentelor de funcționare, a puterii disponibile, sau cel puțin realizarea parametrilor inițial proiectați.

Ca o consecința firească modernizrea va conduce și la optimizarea funcționării CHE, la creșterea operativității și siguranței în funcționare, reducerea costurilor și creșterea eficienței activității.

În lucrarea pe care am elaborat-o, doresc să stabilesc in baza unor informațiilor culese, modul în care se poate valorifica mai eficient potențialul microhidroenergetic intr-o zonă relativ apropiată de noi prin modernizare unei centrale hidroelectrice de mică putere . În acest sens am elaborat un studiu de caz privind modernizarea centralei hidroelectrice de mică putere LEȘU pe râul Valea Iedei, in loc Remeți, județul Bihor.

Lucrarea este structurată pe cinci capitole principale care tratează atât aspectele și problemele generale al valorificării microhidropotențialului energetic a României cât și problemele specifice realizării proiectului modernizare a obiectivului hidroenergetic menționat.

Fiecare capitol este deasemenea structurat pe subcapitole în care am analizat concret etapele elaborării studiului de caz.

La finalul lucrării, în capitolul concluzii am evidențiat pe scurt rezultatele și modul în care pot fi atinse obiectivele modernizării obiectivelor hidroenergetice.

Capitolul I.

Notiuni generale legate de Sursele Regenerabile de Energie

Strategia energetică Europeană în contextul Dezvoltării Durabile

Dat fiind faptul că Pământul ne oferă resurse limitate, acestea trebuie utilizate într-un mod responsabil, oferind o îmbunătățire continuă a calității vieții pe Pământ a generațiilor contemporane, cât și a generațiilor următoare.

Prima Strategie de Dezvoltare Durabilă a UE a fost adoptată de Consiliul European la Goeteborg în 2001, apoi completată în 2002 la Barcelona.

În acest document se pune mare accent pe combaterea tendințelor negative non-durabile legate de schimbările climatice cauzate de încălzirea globală și folosirea energiei, prin elaborarea unor planuri de acțiuni pe termen scurt, păstrând în același timp și perspectiva pe termen lung.

Cel mai important aspect va fi modificarea sau îmbunătățirea treptată a modelelor actuale de producție și consum, care sunt inadecvate la ora actuală din punct de vedere a dezvoltării durabile, prin utilizarea tehnologiilor de mediu și eco-inovații.

Implementarea Strategiei revine Uniunii Europene și a statelor membre, de la nivel comunitar până la cel național. Este important conștientizarea a întregii societăți, de la societatea civilă, comunitățile locale până la simpli cetățeni a Uniunii că doar printr-o strânsă conlucrare se poate atinge obiectivele dezvoltării durabile.

În acest scop, sunt identificate patru obiective-cheie:

protecția mediului, prin măsuri care să permită disocierea creșterii economice de impactul negativ asupra mediului;

echitatea și coeziunea socială, prin respectarea drepturilor fundamentale, diversității culturale, egalității de șanse și prin combaterea discriminării de orice fel;

prosperitatea economică, prin promovarea cunoașterii, inovării și competitivității pentru asigurarea unor standarde de viață ridicate și unor locuri de muncă abundente și bine plătite;

Îndeplinirea responsabilităților internaționale ale UE prin promovarea instituțiilor democratice în slujba păcii, securității și libertății, a principiilor și practicilor dezvoltării durabile pretutindeni în lume.”

Pentru a realiza ambițiosul plan de reducere a emisiilor de gaze cu efecte de seră cu 20% sau chiar 30% până în 2020, statele membre a UE trebuie să pună un accent mult mai mare pe dezvoltarea sistemelor de producere a energiei din resurse regenerabile –  energia solară, energia hidroelectrică, energia eoliană, energia oceanelor, energia geotermală, biomasa și biocombustibilii. Deși aceste surse de energie regenerabilă reprezintă o alternativă pentru combustibilii fosili, din punct de vedere a randamentului și a costurilor, încă nu reprezintă o alegere tentantă.

Dacă privim lucrurile de la o distanță mai mare, făcând abstracție de la efectele imediate a utilizării resurselor regenerabile de energie în locul celor convenționale, ne dăm seama că pe termen lung asta e alegerea potrivită, fiindcă astfel nu vom fi nevoiți să cheltuim sume colosale pentru combaterea efectelor încălzirii globale și probabil astfel reușim să asigurăm și generațiilor viitoare șansa de a trăi în bunăstare pe Pământ.

Dezvoltarea durabilă este modul de a satisface necesitățile generațiilor actuale, fără a pune în pericol capacitatea viitoarelor generații de a satisface propriile necesități. Acesta este un obiectiv principal stipulat în Tratatul Uniunii Europene, care afectează toate politicele și activitățile Uniunii Europene.

Datorită condițiilor geografice, economice, politice sau sociale dezvoltarea exploatării resurselor regenerabile de energie nu s-a realizat uniform pe întregul teritoriu al Uniunii Europene.

Conform datelor statistice furnizate de Eurostat și prezentate în fig. 1 de mai jos, se poate observa că în anul 2013 unele state din UE deja au atins cotele propuse pentru anul 2020, reprezentând ponderea energiei din surse regenerabile din consumul final brut, iar alte state încă trebuie să depună eforturi pentru atingerea acestui scop. Cea mai mare pondere din energia obținută din surse regenerabile în 2013 la nivelul U.E o avea cea obținută din biomasă și din deșeuri din surse regenerabile, cu o cotă parte de 64.2%, urmat apoi de energia hidro cu 16.6%, energia eoliană 10.5%, energia solară 5.5%, energia geotermală 3.1% și energia mareelor 0.02%. Ca și țară membru al Uniunii Europene, România a elaborat o strategie națională de dezvoltare durabilă , dezbătută și aprobată de Guvernul României la 12 noiembrie 2008, care să respecte obligațiile asumate ca și stat membru al UE și să stabilească obiective concrete pentru realizarea trecerii la modelul de Dezvoltare Durabilă .

CAPITOLUL II.

II.I AMENAJAREA HIDROENERGETICĂ DRĂGAN-IAD.

Dezvoltarea economiei naționale după 1950, a impus o puternică campanie de electrificare a țării. Astfel în perioada 1950-1990 producția de energie electrică a crescut foarte rapid, ritmul ei de creștere fiind unul din cele mai ridicate pe plan mondial

La nivelul anului 1990 puterea totală instalată în SEN a atins 22.479 MW, cu o producție de energie de 64.309 GWh/an, adică de circa 30 de ori mai mult ca în 1950.

În țara noastră dezvoltarea sistemului hidroenergetic a demarat mai ales după începerea dezvoltării economiei și a luat amploare după al doilea război mondial.[6]

Sub supravegherea profesorului dr. ing. DORIN PAVEL (1900-1979) considerat de drept ,,părintele hidroenergeticii românești” acest sector s-a dezvoltat în mod deosebit.

În perioada 1926 și 1929, Dorin Pavel desfășoară o susținută activitate de inventariere a potențialului hidroenergetic al României. Elaborează o primă lucrare de sinteză ,,Forțele hidraulice disponibile ale Românie”publicată în Buletinul IRE nr. 23/1929. În această lucrare care estimează în baza cercertărilor efectuate, potențialul tehnic amenajabil al țării este evaluat la valoarea de 36,6 TWh/an, respectiv o putere instalată de 6052 MW.

Potențialul economic amenajabil al țării este estimat la valoarea de 5206 MW în putere, valoarea în energie urmând să fie stabilită la elaborarea planului general de amenajare (valoarea ce va rezulta fiind de 24,04 TWh/an).[4]

Profesorul Dorin Pavel demonstrează că din rațiuni economice, utilizarea potențialului hidroenergetic nu se poate face în lipsa unei concepții generale de amenajare a centralelor la nivelul întregii țări, cu integrarea folosinței energetice și în activitatea generala de gospodarire a apelor.

În acest sens este elaborat un ,,Plan general de amenajare a resurselor hidroenergetice ale Romaniei,, prezentat în monumentala monografie ,, Plan general d'amenagement des forces hydrauliques en Roumanie" publicată în Buletinul IRE nr. 58/1933.

Planul general prezintă schemele de amenajare la nivel de proiect tehnic cu datele tehnice ale uvrajelor ce intră în compunerea amenajării precum și indicatorii tehnico-economici pentru 567 de centrale hidroelectrice (ce se pot realiza pe 71 cursuri de apă) însumând o putere instalată de 5379 MW cu o producție de energie în an mediu de 24.040 GWh/an.

Amenajarea hidroenergetică Drăgan – Iad face parte ,,Plan general de amenajare a resurselor hidroenergetice ale Romaniei,, elaborat de Dorin Pavel. Anul 1951 marchează debutul demersurilor necesare construcției amenajării hidroenergetice Drăgan-Iad, așa cum aflăm din documentele Consiliului Tehnico-Ștințiific al Ministerului Energiei Electrice din acea perioadă.

Complexul de lucrări din cadrul acestei amenajări este grafat pe văile Drăgan și Iada, la care se adaugă și un afluent mai din amonte al Crișului Repede, respectiv Săcuieul, cele trei râuri contribuind cu aproximativ 67% la formarea stocului mediu multianual în profilul Oradea, față de numai 25% cât reprezintă suprafața bazinală a acestora din totalul deținut Crișul Repede. Acesta situație este condiționat, în principal, de configurația generală a reliefului din nordul Munților Apuseni, de cantitatea mare de precipitații și de gradul accentuat de împădurire a acestei zone.

Valea Drăganului, care reprezintă stocul cel mai ridicat de apă, este la o cotă cu aproximativ 300 m mai înaltă față de Valea Iadei, tocmai în sectorul în care cele două văi sunt mai apropiate una de alta.

Valea Drăganului se caracterizează, de asemenea, prin prezență unei lărgiri mai pronunțate în amonte de o zona de îngustare, ceea ce a favorizat atât amplasarea barajului, cât și formarea unei acumulări cu volum ridicat de apă. La acestea se adaugă posibilitatea de derivare gravitațională și prin pomparea a unui anumit debit de apă din Valea Săcuieului și din Valea Cârligatele (cursul superior al Văii Iadei). În condițiile realizării integrale a derivaților menționate, debitul captat s-ar ridica de la 5,30 m3/s la 8,65 m3/s, corespunzător cu sporirea suprafeței bazinale de la 153 km² la 330 km².

Amenajarea, la care lucrările au început spre sfârșitul anului 1974, după ce au fost efectuate importante studii de schemă încă din anul 1951 și finalizate în 1970-1973, este constituită, în principal, din urmatoarele lucrări hidroenergetice: barajul și acumularea Drăgan, CHE Remeți, CHE Munteni I (căderea Drăgan), MHC Munteni II (căderea Iada), barajul și acumularea Leșu, barajul și acumularea Bulz, aductiunea principală; stația de pompare Săcuieu; captările secundare gravitaționale din bazinul Drăgan: Dara și Zărnișoara; din bazinul Iada: Izvor, Sălhiș și Cârligatele; din bazinul Săcuieu: Răcad, Anișel, Aluniș, Valea lui Șerp, Rujet și Bănițor.[11]

Problema construirii unui lac de acumulare pe Valea Iadei a fost pusă încă din 1951. În acest an au început să fie realizate primele studii pentru găsirea unui loc propice amenajarii. În urma efectuării acestor studii s-a hotărât amplasarea lacului de acumulare în Depresiunea Poiana.

Scopul inițial al amenajării a fost asigurarea alimentarii cu apă a orasului Oradea și localităților din lunca Crișului Repede.

În urma efectuării studiilor de specialitate, în 1952 s-a hotarât renuntarea la construirea unei amenajări pe Valea Iadei, probabil datorită structurii geologice ce pune în evidență existența unor strate de conglomerate, marne și gresii ce permit partial infiltrarea apei, dar și datorită existentei unei zone de brecii la contactul cu riolitele în versantul drept prin care anual se infiltreaza o mare cantitate de apă.

În "anii constructiei socialiste" s-a revenit la ideea construirii unei amenajări pe Valea Iadei. Astfel, în 1968, s-a ordonat începerea lucrărilor de construcție "cu orice risc". Suprafețele de teren, aflate în proprietatea locuitorilor satului Remeți au fost expropriate și au început lucrările de excavare în vederea construirii amenajării.

S-a stabilit astfel ca barajul să fie construit în apropierea confluenței Văii Iadei cu Valea Leșului (amonte de confluență) la o altitudine la baza de 570 mdM. În ce priveste tipul barajului s-a stabilit construirea unui baraj din arocamente cu nucleu de argilă și mască de beton.

Totodată scopului inițial al lucrării, asigurarea alimentării cu apă a orașului Oradea și a localităților din lunca Crișului Repede și regularizarea cursului Văii Iadei i s-a adaugat și acela al producerii energiei electrice. În acest scop a fost construită, la baza barajului o Centrală Hidoelectrică de Mică Putere , având o putere instalată de 3,5 MW.

Începute în 1968, lucrările pentru construirea lacului de acumulare Leșu au durat patru ani, fiind finalizate în anul 1972.

Mai târziu, spre sfârșitul anului 1974, de la lacul de acumulare Leșu vor fi construite aducțiunile spre Uzina Electrică Remeți, realizându-se astfel un sistem hidroenergetic, Sistemul Hidroenergetic Iad-Drăgan.

Eficacitatea sistemului hidroenergetic Drăgan – Iad urma să fie sporită prin realizarea unei captări în bazinul Superior al văii Iadei (în dreptul confluenței văii Cârligatele cu Valea Iadei) și o aducțiune spre lacul de acumulare Drăgan, aceasta captare contribuind cu un aport de apă de 1m3/s.[7]

Realizarea acestei captări însemna o creștere a puterii instalate la Hidrocentrala Remeti cu 17 MW și o producție de energie electricș de 33 mil kWh/an, față de reducerea cu 2 mil kWh/an la CHEMP Leșu.

Totodată, realizarea captării Cârligate va duce și la scăderea debitului mediu anual al Văii Iadei de la 1,89 m3/s la aproximativ 1,00 m3/s fapt ce va avea repercursiuni și asupra nivelului apei în lacul de acumulare Leșu.

Lacul de acumulare Leșu are un volum util de 26 milioane m3 și un volum brut de 28,2 milioane m3. Capacitatea lacului la Nivelul Normal de Retenție (N.N.R.) este de 25 510 000 m3, iar capacitatea lacului la Nivelul de Deversare (N.D.) se ridică la 28 440 000 m3.

Pentru Nivelul Normal de Retenție cota lacului, la mira de la barajul Leșu este de

564,50 mdM, iar pentru nivelul de deversare cota lacului crește la 576,50 m față de nivelul Mării Negre. În ce privește lățtimea maximă, aceasta este înregistrată în locul unde Valea Lupului debușează în lacul de acumulare Leșu și valoare ei este de cca. 1 km, în funcție de nivelul apei în lacul de acumulare.

Lungimea lacului de acumulare Leșu, ca și lățimea dealtfel, variază în funcție de nivelul apei în lac. Astfel, valorile lungimii lacului de acumulare Leșu variază de la 4,87 km, la N.N.R., până la 5,1 km la N.D. Adâncimea medie și cea maximă sunt și ele în strânsă corelație cu nivelul și volumul apei în lac.

În ce priveste suprafața și aceasta suferă influențele nivelului și volumului apei în lac. Suprafata lacului la Nivelul Normal de Retentie este de 120 ha.

Acumularea Leșu este cea mai mare acumulare pe Valea Iadei cantonata în spatele unui baraj omogen, din anrocamente, cu mască de etanșare din beton armat pe parametrul din amonte, având urmatoarele caracteristici:

cota cresterii grinzii sparge-val: 581mdM;

cota coronamentului: 580,5 mdM;

înaltimea maxima: 60,5 m;

lățimea coronamentului: 7,0m;

volumul total al lacului: 28,4 mil. m³;

volumul util energetic: 26,0 mil. m³;

suprafata lacului la NNR 576,5 mdM: 148 ha.

fig 2.1 Lacul de acumulare LEȘU

CHEMP Leșu este o construcție din beton armat, cu patru nivele, fară suprastructură, amplasată la piciorul barajului. Dispune de o turbină Francis verticală cuplată direct cu generatorul FVM 3,7-50.

Proiectul amenajării hidroenergetice Drăgan-Iad a fost modificat de mai multe ori iar la final în anul 1973 proiectul a fost aprobat de departamentul pentru marile baraje din cadrul Ministerului Apelor și a Ministerului Energie Electrice. Lucrările au demarat în anul 1974, lucrările preliminare ale amplasamentului barajului (devierea apelor, excavații) executându-se între anii 1974-1978, betonarea începând în 1979. [6]

Barajul Drăgan este situat pe râul Drăgan (afluent al Crișului Repede), în aval de confluența cu râul Sebeșel fiind cea mai importană construcție hidroenergetică din zonă și din cadrul amenajării hidroenergetice Drăgan-Iad. Având în vedere principalii parametrii ai acestui obiectiv, prin comparatie cu alte lucrari de acest fel din țară, se constată că Barajul Dragan are cea mai mare deschidere pe râurile interioare, iar în privința supleții structurii ocupă locul al doilea după Paltinul, dar și inaintea celor de la Vidraru și Tarnita.

Barajul Drăgan este o construcție din beton în arc cu dublă curbură, fiind împărțită din motive tehnologice în 33 de ploturi de 12 m grosime.

fig. 2.2 Barajul și lacul de acumulare Drăgan

Principalii parametri tehnici ai barajului sunt:

cota coronamentului :856 mdM;

cota fundației : 736 mdM;

înălțimea maximă : 120 m;

lungimea la coronament : 444m;

grosimea la coronament : 6 m;

grosimea maximă la baza secțiunii maestre: 28 m;

volumul betonului : 470 000 m³;.

Acumularea Drăgan rezutată în urma construirii barajului are o cuvetă ce se întinde pe Valea Sebeșelului și pe Valea Drăganului până la confluența cu pârâul Crăciun.

Acumularea Drăgan are următoarele funcții:

regularizarea anuală a debitelor din bazinul hidrografic Drăgan-Iada-Săcuieu;

producerea de energie electrică prin CHE Remeți , CHE Munteni;

folosințe complexe de apă;

atenuarea undelor de viitură pe râul Drăgan;

Parametrii tehnici ai lacului Drăgan:

nivelul normal de retentie (NNR)= 851 mdM;

nivelul minim de exploatare: 795 mdM, pentru 2 grupuri; 785 mdM pentru un grup;

volumul total : 112 mil m³;

volumul util: 104 mil.m³;

folosințe energetice: 64 mil.m³;

folosințe complexe: 40 mil. m³;

volumul de protecție contra viiturilor: între 851-856 mdM = 15 mil m³;

suprafața lacului la NNR=290 ha.

Aducțiunea principală este o construcție subterană din beton armat, de tip galerie sub presiune având o lungime totală de 4330m. Aducțiunea are diametrul interior de 3,60 m și un debit instalat de 40 m³/s. Aducțiunea se încheie cu castelul de echilibru care are o înălțime de 109,8 m și diametrul camerei superioare de 12 m. La capătul aval al aducțiunii este racordată galeria fortață în lungime de 565 m (portiunea orizontală = 115 m și cea înclinată la 35ș = 450 m) cu diametrul interior de 3,0 m.

Controlul circulației apei în aducțiunea principală se realizeaza prin grătarul rar de la priză, vanele duble plane montate în puțul umed amplasat în aval de priză, vana fluture situată într-o camera în aval de castelul de echilibru și vanele sferice de la fiecare grup hidroenergetic din hidrocentrală.

Centrala hidroelectrică Remeți este o construcție din beton armat, amplasată la cca. 50 m adâncime sub talvegul Văii Bisericii, la 3 km amonte de confluența cu râul Iada într-o zonă de de calcare masive, strabătută de falii și fisuri, cu posibilități de antrenare a unei mari cantități de apă din rețeaua subterană și supraterană.

Caracteristicile centralei:

căderea de calcul: 330 m;

căderea minimă: 262 m;

tipul turbinelor: Francis, verticala, cu camera spirala metalica FVM 54,3 -305;

puterea instalată : 2×50 MW;

producția de energie 200 GWh/an.

Debitele uzinate în hidrocentrala Remeți sunt conduse prin galeria de fugă, lungă de până la CHE Munteni I.

Aducțiunea spre CHE Munteni I este lungă de 2073 m, având o secțiune de tip potcoavă. Debitul instalat este de 49 m³/s. (40 m³/s de la uzina Remeți și 9 m³/s. din aductiunea Leșu-Munteni).

CHE Munteni I este o construcție subterană din beton armat, situată în apropierea localității Munteni.

Caracteristicile centralei :

tipul turbinei: FVM 30-140;

număr turbine: 2;

putere instalata: 58 MW;

debit instalat: 2×24,5m³/s;

căderea de calcul: 140 m;

căderea maximă: 153 m.

Hidrocentrala a intrat în funcțiune în anul 1988, este programată să funcționeze cca. 2070 h/an, rezultând în anul hidrologic mediu o producție de 120 GWh/an.

Microcentrala Munteni II valorifică debitul de apă al râului Iada pe diferența de bazin între barajul Leșu și CHE Munteni I.

Este prevăzută cu un grup orizontal Francis FEO 190×720, putere instalată 0,7 MW, debit instalat 2,0 m³/s. și o producție medie de 2,0 GWh/an.

Acumularea Bulz are funcția de lac compesator, cu o lungime de 1 km, obținut prin construirea unui baraj deversor cu prag lat, cu două stavile de 6 x 6 m.

Caracteristicile barajului sunt:

cota coronamentului: 365 mdM;

lungimea frontului deversat: 12 m;

cota fundației: 348 mdM;

înăltimea barajului: 17 m.

Lacul compensator Bulz are urmatorii parametri:

NNR 363 m;

volumul total: 0,538 mil.m³;

volum util: 0,518 mil.m³;

suprafața: 12,58 ha.

Pe lângă aceste acumulări și baraje pentru o bună funcționare a întregului sistem energetic a fost nevoie de construirea unei stații de pompare precum și captări și aducțiuni secundare.

Stația de pompare Săcuieu.

Debitul total captat din bazinul Săcuieu este de 2 x 2,12 m³/s, din care 1,7 m³/s, reprezintă captarea Săcuieu iar 1,42 m³/s captările secundare gravitaționale de pe traseul galeriei.

Barajul Săcuieu are următorii parametri:

cota coronamentului: 709,5 mdM;

înaltimea barajului: 20,5m;

NNR: 707 mdM;

N.minim: 704 mdM;

volumul total: 0,60 mil.m³;

volumul util: 0,31 mil.m³;

suprafața la NNR: 128,0 ha;

Stația de pompare la un debit nominal de 2,1 m³/s poate pompa la o înălțime maximă de 105 m.

În bazinul hidrografic superior al Crișului Repede există o serie de captări și aductiuni secundare cu un aport de cca. 39% din aportul total în lacul Dragan. Sunt în numar de 13, din care 12 captări gravitaționale și una prin pompaj.

Captarile secundare sunt răspândite în trei bazine hidrografice:

Bazinul Săcuieu: Stația de pompare Săcuieu, Răcad, Valea cu Pești, Anișel, Aluniș, Valea lui Șerp, Rujet și Bănișor;

Bazinul Drăgan: Dara și Zărnișoara;

Bazinul Iadei: Cârligatele, Izvor și Salhiș.

Lungimea totală a acestor aducțiuni este de 21.925 m, din care aducțiunea Cârligatele-Ciripa are o lungime de de 4672 m.

Pentru valorificarea potențialului hidroenergetic al bazinului superior al râului Crișul Repede s-a efectuat lucrări de mare amploare, concretizate prin barajul Drăgan care are cea mai mare deschidere dintre baraje de acest fel de la noi din țară, barajul Leșu, precum și o serie de baraje mai mici, aducțiuni reprezentate prin galerii subterane săpate în șisturi cristaline sau calcare.

Prin apariția lacurilor de acumulare (în special Drăgan și Leșu) au survenit importante modificări ale peisajului, modificări de ordin hidrologic, climatic (au apărut microclimate specifice în jurul acestor lacuri), turistic (prin creșterea potențialului datorită construirii unor baze turistice în zona barajului Leșu, satul de vacanță de la Coada Lacului, hotelul de la Floroiu).

Se constată că pe lângă construcțiile cu scop hidroenergetic existente se mai pot efectua în viitor o serie de lucrări pentru valorificarea potențialului neexploatat de pe cursul superior al Crișului Repede, zona pretându-se la o construcție-complex de tip cascadă între localitățile Morlaca în amonte și Șuncuiuș, precum și doua acumulări suplimentare pe râul Drăgan, una la Ciripa și alta la Valea Draganului.[7]

Centralele deja existente au o putere instalat totala de 214,5 MW, ceea ce asigură o producție medie de energie de 431,2 GWh/an. Din analiza potențialului hidroenergetic al amenajărrii rezultă că puterea totală instalată care ar rezulta din construirea a încă 17 hidrocentrale și microhidrocentrale ar fi de aproximativ 57,4 MW. ceea ce ar însemna o producție suplimentară de energie electrică de 173,7 GWh/an.

Dacă aceste proiecte vor fi puse în practică, vom putea spune că, amenajarea hidroenergetică a Crișul Repede este una din cele mai complexe amenajări de râuri din țară, având o putere instalată totală în bazinul superior de 271,9 MW și o productie de energie electrica de 604,9 GWh/an.

fig 2.3 Lacul de acumulare DRĂGAN

Debitele uzinate în hidrocentrala Remeți sunt conduse prin galeria de fugă, lungă de 9,1 km, până spre lacul Munteni I. Lacul Munteni I are volumul total de 0,12 mil.³ respectiv volumul util de 0,08 mil. m³ fiind realizat pe baza unui baraj de mică înălțime. Din lac pornește aducțiunea spre CHE Munteni I lungă de 2073 m, având o secțiune de tip potcoavă. Debitul instalat este de 49 m³/s. (40 m³/s de la uzina Remeți și 9 m³/s. din aducțiunea Leșu-Munteni).

II. 2 Centrala Hidroelectrică de Mică Putere LEȘU

Centrala Hidroelectrică de Mică Putere (CHEMP) Leșu este amplasată la piciorul barajului Leșu, baraj care aparține Administrației Bazinale a Apelor Române Direcției Apelor Crișuri, fiind echipată cu 1 hidroagregat vertical tip FRANCIS de 3,4 MW.

Centrala Leșu este o construcție din beton armat de tip subteran, cu 4 nivele fără suprastructură, având dimesiunile 14 x 11 x 7 m, dispusă în albie imediat aval de baraj. Acccesul în centrală este asigurat printr-un drum de acces pietruit de circa 1 km pe malul stâng al albiei rîului Valea Iadei.

fig. 2.4 Barajul Leșu

Barajul LEȘU este un baraj din anrocamente cu miez de argilă și mască de beton pe taluzul amonte. Este amplasat în bazinul hidrografic al Crișului Repede pe râul Valea Iadei.

Accesul se realizează pe drumul județean 108 K, la o distanță de 98 km de Oradea, la 25 km distanță de drumul național E 60 Oradea- Cluj și la aproximativ 12 km amonte de localitatea Remeți.

Barajul are inălțimea de 60,5 m, cota coronamentului fiind situată la 576,50 mdM.

Lacul de acumulare format în spatele barajului are un volum 28,5mil.m3 apă.

Principala funcție a barajului și a lacului de acumulare format a fost până în anul 1988 asigurarea rezervei de apă pentru municipiul Oradea. După finalizarea Amenajării hidroenergetice Criș Repede -Aval această funcție a fost preluată de CHE Tileagd și barajul compensator Oșorhei.[7]

Având în vedere volumul de apă acumulat în lac și căderea realizată de baraj precum și necesarul de energie din perioada dezvoltării industriei în țara noastră, s-a considerat oportună valorificarea energetică a acumulării.

Astfel în anul 1977 s-au finalizat lucrările de punere în funcțiune a CHEMP Leșu cu puterea instalată de Pi=3,4MW și energia de proiect de Ep = 10GWh/an.

fig. 2.5 CHEMP Leșu

Debitul de apă uzinat de hidroagregatul instalat în CHEMP este de Q. 9,3 m3/s la H. 53,5m și P=3,4MW

După uzinare, apa e direcționată în aducțiunea principală Remeți – Munteni, prin intermediul unei galerii de aducțiuni secundare de 8,1 km lungime. Tot în această galerie este direcționată apa din captările secundare Izvor, Sălhiș și Zîmbru.

CHEMP Leșu este o centrală pe firul apei de tip centrală baraj cu regularizare zilnică a debitului în aval.

Producția de energie și numărul de ore de funcționare sunt prezentate în tabelele de mai jos.

tabelul 2.1 Producția de energie a CHEMP Leșu

tabelul 2.2 Orele de funcționare a CHEMP Leșu

Principalele echipamente hidromecanice aferente Barajului LEȘU

Priza de apă

Priza este în administrarea Administrației Bazinale de Ape Crișuri Oradea.

Caracteristici constructive

amplasament malul stâng amonte baraj

cota prag priză 539,00 mdM

grătar des mobil – dreptunghiular 3,0 x 7,0 m

batardou, actionat electric 3,0 x 7,0 m

conductă metalică în aval l =88m, Ø=1600 mm

Sub priza de apă există o galerie de acces a golirii de fund având:

cota pragului radierului golirii de fund 523,50 mdM

vană plană 1,6 x 2,5m manevrabilă cu un troliu de pe platforma de la cota 541 mdM

Priza de apă permite accesul apei spre instalațiile hidromecanice de la golirea de fund precum și la turbina de la CHE Leșu.

Aducțiunea principală. Este amplasată la 70 m amonte de punctul de debușare a galeriei de deviere.

Caracteristici constructive

blindaj autoportant l = 44 m; Ø =1400 mm

casa vanelor fluture

conductă forțată metalică l = 19 m; Ø = 1400 mm; înclinare 150

Asigură accesul apei spre CHEMP Leșu.

Casa vanelor

Este o construcție din beton armat monolit, având gabaritul în plen de 5,5 x 5,7 m2

Echipament hidromecanic de la casa vanelor este format din două vane fluture VF 140-72 înseriate între ele, acționate hidraulic și instalație gresare.

Vana din aval este are rol de echipament de siguranță și de manevră din fața turbine. Vana din amonte este vană de revizie, care permite efectuarea lucrărilor de reparații la vana din aval (de manevră).

fig.2.6 Casa vanelor CHEMP LEȘU

fig. 2.7 Vana fluture de revizie

Principalele echipamente hidromecanice aferente CHEMP LEȘU

Turbina hidraulică

tip: FVM 3,7-50

puterea turbinei la cădere și debit de calcul 3700kW

nr. de pale: 15 pale turbină

nr. pale AD 16 pale

diametru AD 1500 mm

diametru lagăr 350 mm

cădere netă maximă 53,5 m.c.a.

cădere netă de calcul 50 m.c.a.

cădere netă minimă 22 m.c.a.

debitul instalat pe turbină 8,3 m3/s

diametrul rotor 1060 mm

deschiderea aparat director 212 mm

Descrierea componentelor turbinei hidraulice FVM 3,7 – 50

1. Camera spirală

Din punct de vedere constructiv camera spirală este o construcție metalică sudată compusă din:

corpul camerei din tablă de oțel,

inel superior format din 4 segmenti pentru imbinarea cu aparatul director,

statorul turbinei format din 7 coloane si un pinten dispuse la unghiuri egale pe periferia camerei spirale

Este prevazută cu două plăci pe partea superioară așezate diametral pentru așezarea servomotoarelor aparatului director. Diametrul max al secțiuni de intrareeste 1400 mm iar greutatea totală 7045 kg.

2. Rotorul turbinei

Constructiv, rotorul constă dintr-o coroană, un inel și 14 palete turnate din oțel austenitoferitic asamblat prin sudură.

Paletele sunt profilate și de forma specială ca să asigure pierderi hidraulice minime la trecerea apei prin rotor.Rotorul este prevăzut și cu ogivă

Diametrul rotorului turbine este de 1060 mm iar înălțimea maximă 632,5 mm. Greutatea totală a ansamblului rotor este 865,5 kg.

3. Aparatul director ( AD)

Este compus în cea mai mare parte din ansamble sudate mari având urmatoarele părți principale:

inel inferior,

palete,

inel superior,

inel de reglare de tip exterior.

mecanism de furci și șuruburi de reglare

Principalul element funcțional este paleta care este turnata din oțel inoxidabil marca T12C130. AD –ul are un numar de 16 palete. Cu profil asimetric dispuse echidistant pe diametrul D-1500mm. Inelul interior al AD este o construcție sudată formată din 4 segmenti de inel din tablă de oțel 37-2K având practicate 16 găuri în care sunt presate bucșe din bronz servind drept reazem pentru fusurile paletelor.

Inelul superior este o construcție sudată din tabla de oțel, formata din segmenti, inelul superior de susținere, nervuri și plăci de prindere.

Inelul de reglare, de tip exterior realizează legătura dintre palele AD și servomotoarele AD prin intermediul mecanismelor cu furci și șuruburi de reglare și respective bolțuri.

Pentru evitarea pătrunderii apei în partea superioară a turbinei prin lagărele paletelor, la partea lor inferioară s-a prevăzut un sistem de etanșare cu câte doua manșete de cauciuc pentru fiecare paletă.

Aparatul director are o deschidere maximă de 212 mm.

Pentru protejarea aparatului director împotriva deteriorării în cazul pătrunderii de corpuri dure între palete, la fiecare paletă este prevăzut un bolț de forfecare.

4. Instalație semnalizare rupere bolțuri

Instalația este în esență un circuit electric alimentat la 24 V integrat în sistemul de automatizare al turbinei. Circuitul este format din 16 limitatori capsulați legați în paralel și montați pe fiecare pală. Pozitia normală a limitatorilor este ,,deschis,,.

5. Lagarul turbinei

Lagărul turbinei este cu autoungere, cu ulei în baie și cu cuzineți cu compoziție antifricțiun.. Principalul elemenet funcțional al lagărului este cuzinetul realizat din două bucăți, prin turnare. Asamblarea celor două jumătăți de cuzinet se realizează cu șuruburi prin intermediul plăcilor de separație prevăzute în acest scop.

6. Arborele turbinei

Este realizat din OL 35, se fixează de rotorul turbinei și respectiv de arborele generatorului prin 10 buloane din OL34 îmbunatățit.

Principalii parametrii ai arborelui:

diametrul ext si int……………………………………………………240/100 mm

diametrul ext al flansei………………………………………………….410 mm

diametrul butucului……………………………………………………..350 mm

lungimea arborelui……………………………………………………..2306 mm

7. Etansarea arborelui turbinei

Se realizează prin presiunea exercitată de o bucșă de presare prin intermediul unui inel de glisare din bronz pe suprafața unui inel format din 6 segmenti de grafit, fixate cu știfturi în canalele prevăzute din manta. Presiunea de contact în etanșare se realizează prin intermediul a 6 arcuri de compresiune tensionate prin intermediu unui inel de presare și de 4 șuruburi fixate pe conul etanțării. Eventualele pierderi de apă de la etanșarea turbinei sunt evacuate de un ejector.

fig.2.8 Instalația de evacuare apă cu ejector

Pentru evitarea producerii unor incidente este prevăzută și o instalație de drenare și evacuare a apei din capacul turbinei realiazată cu două electropompe care funcționează în regim automat.Pompele sunt comandate prin intermediul unei instalții formată din relee de nivel cu plutitori.

Grupul de ulei sub presiune are rolul de a asigura presiunea de ulei necesară funcționării Regulatorului de viteză electrohidrauluic cu care este echipată turbine hidrauluicvă :

volum rezervor : 0,47 m3

volum hidrofor : 2000 l

electropompă DRF – 128 .

Instalația apă răcire are rolul de a asigura debitul și presiunea apei de răcire necesară racirii elementelor turbine care sunt supuse fenomenului de încălzire datorită ferecării său datorită efectului Joule . Apa de răcire ste luată din bazinul de liniștire situat î naval la iesirea apei din conul aspirator.

Instalația este compusă din:

2 electropompe

2 filtre, vane și armături

fig. 2.9 filtrele instalației apă de răcire

Instalația de aer înaltă presiune compusă din :

electrocompresor A2V1-100 EG42 cu 2 trepte înaltă presiune p n 30 kgf / cm3

rezervor de aer inaltă presiune volum 2m3

vane , armături, elemente de siguranță

Instlația de aer joasă presiune compusă din :

recipient de 1,5 m3

2 electrocompre tip ECS 12- 0,5

Vane, armături,elemente de siguranță

Caracteristici principale ale generatorului Tip HVS 250/53-12

Putere nominală aparentă S= 4180 KVA

Putere nominală activă P = 3553 kW

Tensiune nominală U = 6300 V

Curentul nominal stator I = 385 A

Turatia nominală n = 500 rot/min.

Factor de putere 0,85

Umax rotor 1500 V

Transformator de putere : Tip TTU- NL-AL

Putere aparentă : 6300 kVA

Un=6,3 / 20 kV

In=165,3/677,36 A

Pierderi fe=12,4 kW

Pierderi cu=60 kW

Servicii proprii de curent alternativ.

TSP 1 : Tip TTU – AL

Putere aparentă : 250 kVA

Tensiune 6,3/0,4 kV

In=22,9/361 A

TSP 2 : Tip TTU – AL

Putere aparentă : 250 kVA

Tensiune : 20 / 0,4 kV

In=7,22/361 A

Servicii proprii de curent continuu ale centralei hidroelectrice sunt asigurate de o baterie de acumulatori staționară tip LS-3 cu tensiunea de , 220 Vcc. La acestă baterie de acumulatoare sunt conectate două redresoare tip TTC- 7 220 V, 10A. Aceste redresoare funcționează în permanență în regim tampon cu bacteria de acumulatori, asigurănd încărcarea și menținerea parametrilor nominali de funcționare a acesteia.

Regulator Automat de Tensiune

Caracteristici funcționale RAT

Tensiunea de alimentare 3 x 380 V c.a. +10 %, 15 %

Frecvența Ual 50 Hz ±5 %

Tensiunea de alimentare din bateria centralei : 220 V c.c. ±10 %, max 5 A.

Tensiunea maximă de ieșire : Minim 1,2 * U alimentare

Plafon de forțare în curent : Minim 2*In excitație timp de 20 sec.

Plafon de forțare în tensiune : Minim 2*Un excitație

Caracteristici excitatoare verticală cu excitația separaă tip EVS 49/17,9-4

Putere nominală : 40 kW

Tensiune nominală : 80 V

Curentul nominal : 500 A

Curentul nominal de excitație a excitatoarei : 16 A

Tensiune plafon : 155 Vcc

Tensiunea maximă : 160 V

Instalația de epuismente compusă din :

electropompă tip EPU – 1 2 buc;

electropompă tip CR-80 – 1 buc.

fig. 2.10 instalația epuisment

Stația interioară 20 -6 kV compusă din:

celulă trafo – 2 buc.

Celulă LEA – 2 buc;

celulă măsură – 1 buc.

celulă trafo – 1 buc.

Celulă generator – 1 buc.

Celulă măsură – 1 buc.

Celulă separator – 1 buc

Evacuare energiei electrice din CHEMP Leșu se realizează prin 2 linii de 20 kV.

fig.2.11 Stația interioară 20 -6 kV:

Centrala este echipată cu un Grup Diesel de 38 kVA pentru alimentarea serviciilor proprii in caz de avarii majore în SEN.

CAPITOLUL III

3.1 Modernizarea echipamentelor hidroenergetice

O direcție de acțiune importantă pentru consolidarea rolului sectorului hidroenergetic al României, o reprezintă retehnologizarea și modernizarea centralelor hidroelectrice în operare.
Dat fiind că, dezvoltarea hidroenergeticii în România a început după anii 60, o parte din centralele hidroelectrice în operare “are depășită durata de viață normată”, care este de circa 25 de ani. Multe din echipamentele centralelor hidroelectrice sunt uzate fizic și moral, au performanțe tehnice și economice inferioare celor din centralele ce se realizează astăzi în lume, gradul de siguranță în funcționare este scăzut, existând riscul producerii unor avarii cu consecințe negative.

Programul de retehnologizare și modernizare a centralelor hidroelectrice a fost conceput ca o amplă acțiune de aducere a echipamentelor și construcțiilor hidrotehnice la performanțele tehnice si economice Rezultatele acțiunilor de retehnologizare și modernizare sunt în primul rând refacerea capacităților funcționale a centralelor “pentru un nou ciclu de viață”, sporuri importante de putere și energie față de performanțele inițiale, precum și creșterea ofertei de servicii tehnologice de sistem (reglaj de frecvență – putere, reglaj de tensiune, etc.).

Lucrările de modernizare reprezintă ansamblul lucrărilor în urma cărora o instalație sau un echipament poate îndeplini funcții suplimentare față de situația anterioară, ca urmare a adăugării sau înlocuirii unor componente, aparate, soft-uri, realizate la nivelul tehnicii actuale și care au drept consecință creșterea eficienței economice a ansamblului modernizat. Valoarea acestor lucrări se suportă din fondurile de investiții și va majora valoarea de intrare a activului fix respectiv.

In afară de câteva CHE construite după anul 1990 (ex. Cornetu pe râul Olt, Rucăr pe râul Dâmbovița, Tg. Jiu; care au fost proiectate în soluție complet automatizate și unde ca atare procesul din hidrocentrale este informatizat, în restul hidrocentralelor care au o anumită vechime în exploatare, informatizarea procesului acestora are loc după terminarea acțiunii de retehnologizare, începută deasemeni după anul 1990 și care constituie un proces în plină desfășurare.[5]

Necesitatea modernizării are la bază: fie numărul mare de ore de funcționare și implicit uzura avansată a echipamentelor însoțită de regulă de scăderea randamentelor și chiar a disponibilității grupurilor, fie randament și fiabilitate scăzută încă de la punerea în funcțiune a echipamentelor (evident datorată unor vicii de concepție sau fabricație), fie în unele cazuri datorită unor probleme care țin de disponibilitatea centralei ca urmare a unor performanțe energo-economice inițiale reduse, sau de capacitate redusă de realizare a serviciilor tehnologice de sistem. Deasemeni se mai poate invoca gradul redus de automatizare prin concepția inițială.

În toate situațiile se are în vedere, ca odată cu modernizarea să se prelungească durata de viață a echipamentelor primare cu cel puțin încă un ciclu de funcționare, să se înlocuiască echipamentele de reglaj, de automatizare și control cu echipamente de ultima generație, fiabile și cu posibilitatea de a fi înglobate într-un sistem informatic de conducere a procesului tehnologic din CHE. Nu în ultimul rând se are în vedere creșterea randamentelor de funcționare, a puterii disponibile, sau cel puțin realizarea parametrilor inițial proiectați. Ca o consecința firească modernizrea va conduce și la optimizarea funcționării CHE, la creșterea operativității și siguranței în funcționare, reducerea costurilor și creșterea eficienței activității.[6]

Se are în vedere reabilitarea echipamentelor primare de pe circuitul hidraulic (turbina, vana de admisie a apei, precum și alte părți ale instalațiilor de pe circuitul hidraulic).

Se urmărește reabilitarea echipamentelor de pe circuitul electric (generator, întrerupător de borne, eventual transformatorul de putere și căile de evacuare a energiei).

Pe de alta parte se urmărește înlocuirea sistemelor de reglaj control și măsură ale hidroagregatelor (RAV; RAT; sistem de excitație; sisteme de măsură și de protecție), deoarece trecerea la conducerea informatizată a procesului, presupune existența sistemelor de reglaj, control, măsură și protecție, compatibile cu tehnica informatică și renunțarea la sistemele de automatizare bazate pe releistică.

La turbină se urmărește după caz, funcție de uzura suportată de diferitele subansamble ale acesteia; înlocuirea rotorului sau refacerea profilului inițial al palelor, înlocuirea sau reabilitarea sistemului de etanșare, înlocuirea paletelor aparatului director, sau reabilitarea profilului acestora, cu sau fără intervenții asupra lagărelor paletelor și a cinematicii de acționare a aparatului director. O atenție deosebită se acordă lagărelor hidroagregatului, urmărindu-se modernizarea integrală sau după caz înlocuirea părților care au suferit uzuri.

La generator se va avea în vedere starea generală a fierului statoric (strângerea tolelor și izolația acestora, eventuale puncte de încălzire), funcție de care se vor lua măsurile corespunzătoare, de regulă intervenții locale sau reparație generală (despachetarea fierului, izolare și reîmpachetare).

În ce privește înfășurarea statorică măsurile ce se vor lua sunt funcție de felul izolației barelor, dar și prin constatări în urma demontării din crestătură a câteva bare de bobine.

În funcție de constatări fie se adoptă hotărârea rebobinării statorului, dacă izolația este realizată cu materiale perimate și există și uzuri foarte mari ale acesteia, fie se adoptă diferite măsuri de îmbunătățire a izolației în scopul prelungirii duratei de viață. Se va acorda o atenție deosebită capetelor de bobine și consolidării acestora.

În ce privește rotorul, se au în vedere măsuri asemănătoare cu cele preconizate pentru stator, acordându-se o atenție deosebită și elementelor de împănare a polilor și a celor de fixare a diferitelor elemente supuse unor mari solicitări mecanice și electrice în timpul funcționării mașinii.

Nu în ultimul rând, se va stabili cu precizie ce trebuie îmbunătățit la instalațiile de ventilare-răcire, frânare, stingere a incendiului, urmărire termică a fierului și cuprului, dar și modernizările ce trebuie aduse mașinii pentru monitorizare parțială sau totală.

Întreruptorul de borne al generatorului de regulă se înlocuiește cu un întrerupător cu vid sau cu SF6 (hexaflorura de sulf), vechiul întrerupător având deja durata de viață expirată.

Transformatorul de putere (și de servicii după caz) se reabilitează funcție de rezultatele analizei tehnice de detaliu (decuvare, toaleta generală, strângerea și consolidarea miezului și a înfășurărilor, a legăturilor de borne, îmbunătățirea izolației, uscarea și reincuvarea).

După caz, funcție de durata de viață parcursă, tipurile de materiale de izolație, modul exploatării și rezultatele măsurătorilor, se va stabili calea de urmat privind înlocuirea sau reabilitarea cablurilor sau sistemelor de bare prin care se evacuează energia.

Trebuie menționat faptul ca turbina, generatorul, transformatorul, fiind echipamente scumpe, înlocuirea lor, sau efectuarea de lucrări costisitoare, trebuie să fie hotărâtă numai în cazuri foarte bine justificate din punct de vedere tehnic și de siguranța în funcționare.

Cu ocazia reabilitării echipamentelor primare se vor înlocui obligatoriu traductoarele care sunt defecte sau incompatibile cu sistemele informatice ce se implementează și se vor monta suplimentar traductoarele necesare pentru monitorizarea completă a acestor echipamente.

In ce privesc echipamentele de reglaj ale hidroagregatului: RAV, RAT și instalația de excitație a generatorului, de regulă se înlocuiesc cu echipamente noi și mai rar se reabilitează anumite părți, dat fiind că echipamentele moderne, compatibile cu echipamentele de informatizare, prezintă facilități suplimentare foarte utile în conducerea generală a HA sau a CHE în ansamblu.

Dacă ne referim la alte tipuri de instalații de supraveghere, măsura, control, protecții prin relee, acestea se vor înlocui cu instalații de concepție nouă. Desigur că o analiză mai atentă comportă înlocuirea volumului de protecții pe baza de relee, cu protecții digitale, mult mai scumpe, dar mai adaptabile funcțiunilor de protecție, mai sigure în funcționare, mai precise și care pot comunica cu circuitele informatice din centrală.

După o perioadă de funcționare de peste 40 de ani în care CHEMP Leșu a contribuit la funcționarea Sistemului Energetic Național este necesar punerea în practică a unui preces de modernizare a echipamentelor din această hidrocentrală. În acest sens trebuie avut în vedere noile tehnologii și practici aplicate în cadrul unor programe asemănătoare derulate de Hidroelectrica SA.

Astfel în acest capitol vom analiza situația și starea echipamentelor hidromecanice și electrice existente, și vom propune varianta cea mai oportună din punct de vedere tehnic și economic pentru derularea unui program de modernizare cât mai realist în vederea pregătirii centralei pentru un nou ciclu de exploatare în condiții de siguranță maximă.

3.2 ANALIZA ECHIPAMENTELEOR HIDROMECANICE – PROPUNERI DE MODERNIZARE

Turbina hidraulică FVM 3,7-50

TURBINA HIDAULICA FVM 3,7-50 din CHEMP Leșu a fost construită integral la U.C.M. Reșița, uzina care a construit dealtfel marea majoritate a echipamentelor hidromecanice cu care sunt echipate centralele hidroelectrice din țară.

Rolul turbine hidraulice este de a transforma energia hidraulică a apei în energie mecanică la axul turbiunei.

fig. 3.1. Arborele turbinei CHEMP Leșu

Pentru modernizarea turbinei hidraulice care este instalată în CHEMP Leșu este necesară demontarea acesteia și transportul la UCM Reșița. Se vor înlocuii in totalitate rotorul turbinei, Aparatul Director, lagărul turbinei și sistemul de etanșare al arborelui turbine.

Se va instala un sistem modern de monitorizare a bolțurilor de forfecare din sistemul de antrenare a paletelor aparatului director, precum și un sistem de monitorizare permanentă a poziției servomotoarelor de actionare AD.

fig. 3.2 Instalație monitorizare rupere bolțuri AD

Grupul de ulei sub presiune

Grupul de ulei sub presiune asigură alimentarea continuă cu ulei sub a presiune sistemului de reglaj al turbinei.

Instalația se compune din:

rezervor de ulei,

un acumulator aer-ulei ,

două electropompe,

diferite armături,

aparate de măsură și control

instl. de automatizare

asigură funcționarea complet automat a G.U.P-ului.

Acumulatorul umplut cu ulei și aer reprezintă o sursă de energie cu aer comprimat, asigurînd funcționarea organelor sistemului de reglaj prin intermediul uleiului sub presiune.

Pompele de ulei, antrenate de motoare electrice completează periodic uleiul sub presiune din acumulator, consumat pentru diferite manevre sau prin pierderi de presiune.

2. Caracteristici tehnice

Rezervor de ulei :

Volum total………………………………………………………………………….2,8 m3

Volum normal………………………………………………………………………1,13m3

Felul fluidului………………………………………………………………..ulei TBA 57

Rezervor tampon :

Presiunea nominală…………………………………………………………………25 bar

Volum total……………………………………………………………………..…0,475m3

Volum normal de ulei………………………………………………..……0,124 – 0,147m3

Electropompa :

Nr. pompe……………………………………………………………………….…..2 buc.

Debit………………………………………………………………………………..63l/min.

Turatia…………………………………………..……………………………1450rot/min

Putere motor…………………………………………………………………….…5,5 kW

Modernizarea Grupului de ulei sub presiune constă din:

înlocuirea electropompelor existente cu electropompe cu șuruburi de la firma Allweiler

introducerea în rezervorul de ulei a unor rezistențe de încălzire pentru încălzirea uleiului uleiului la staționări în perioade reci ale anului, eliminându-se astfel problemele care pot apărea la servovalvele sistemului de reglaj datorită vâscozității mari a uleiului;

introducerea unei instalații de răcire ulei pentru racirea uleiului in perioda de funcționare îndelungată;

introducere de filtre duble de presiune pe refularea fiecărei pompe;

prevederea de supape de presiune pilotate pe refularea fiecărei pompe care asigură descărcarea de presiune la pornire și oprirea pompei, evitând suprasolicitarea motorulu i electric;

prevederea unui electrodistribuitor și a unui drosel prin care se reglează și se descarcă ulei la completarea cu aer pentru menținerea unui raport optim între aerul care intră în accumulator și nivelul uleiului;

prevederea unui ventil electric de izolare între acumulator și regulator

dotare Grup de ulei sub presiune cu stație proprie de filtrare ulei;

prevederea acumulatorului cu supapă de siguranță care descarcă uleiul în rezervorul de ulei, în cazul creșterii presiunii la valoarea reglată pentru descărcare;

prevederea acumulatorului cu traductor de presiune cu semnalul de ieșire 4-20 mA pentru controlul presiunii din accumulator;

prevederea acumulatorului cu indicator magnetic de nivel cu semnalul de ieșire 4-20 mA pentru controlul nivelului de ulei din acumulator;

prevederea rezervorului cu traductor de nivel cu semnal de ieșire 4-20mA și termorezistență pentru urmărirea nivelelui de ulei din rezervor și a temperaturii uleiului;

conducte noi din oțel inoxidabil;

Modernizarea instalație GUP va permite funcționare in condiții de siguranță deplină a instalațiilor turbinei din punct de vedere al securității muncii, al protecției mediului și prin asigurarea siguranței în funcționare a instalațiilor.

Consumul specific acestei instalații va scădea datorită faptului că pierderile de agent motor (ulei sub presiune, aer sub presiune ) vor fi sunt eliminate în totalitate. În acest fel funcționarea electropompelor este mult limitată, aceasta având loc doar in cazul schimbărilor bruște de stare (variții bruște de putere sau aruncări de sarcină).

fig.3.3 Ecran monitorizare GUP

Mărimi Indicate

Presiune RT

Nivel Ulei RT

Nivel Ulei R

Temperatura Ulei Reglaj

Ore funcționare Pompa 1

Ore funcționare Pompa 2

Semnalizări:

Nivel Ulei RT

Nivel MaxMax

Nivel Normal

Nivel MinMin

Presiune RT

Presiune MaxMax

Presiune Normala

Presiune MinMin

Nivel Ulei R

Nivel MaxMax

Nivel Normal

Nivel MinMin

Avarie GUP

fig. 3.4 Instalația GUP modernizat

Prin realizarea unui sistem de monitorizare și automatizare integrat, instalația pote fi monitorizată on-line și integrată în sistemul SCADA al amenajării în cadrul Unității Dispeerizabile REMU din care face parte.

Instalația de apă de răcire aferentă hidroagregatului

Instalație apă răcire are rolul de a asigura debitul și presiunea apei de răcire necesară răcirii elementelor turbine care sunt supuse fenomenului de încălzire datorită frecării său datorită efectului Joule:

instl. apă răcire exixtentă filtru de apă modernizat

La proiectarea și realizarea instalațiilor auxiliare ale turbinei modernizate s-au avut în vedere realizările la alte hidroagregate modernizate.

Circuitul v-a cuprinde :

două filtre cu curățire automată care asigură apa curată la etanțarea arborelui turbinei,

două supape de sens după fiecare filtru pentru a împidica trecerea apei în sens inver

doi robineți de izolare la intrarea ăn fiecare filtru,

un manometru cu bloc de contacte electrice la intrarea în etanșarea arborelui turbinei,

un debitmetru diferențial la intrarea în etanșarea arborelui,

un manometru cu bloc de contacte electrice la intrarea în răcitoarele de ulei,

un debitmetru diferențial la ieșirea din fiecare răcitor de ulei,

supapă de sens la ieșire din fiecare răcitor de ulei,

fig. 3.5 Schema instalației de alimentare cu apă de răciere

Vanele din circuitul instalației vor fi înlocuite cu electrovane comandate automat pentru reglarea debitului prin circuit.

fig. 3.6 Vane comandate electric din circuitul apei de răcire HA.

S-au prevăzut înlocuirea următoarele echipamente din instalațiile auxiliare a turbinei :

înlocuire electropompe de evacuare apă capac turbină;

înlocuire filtrele de apă pentru etanșare arbore turbină cu filtre cu curățire automată

s-a prevăzut traductor de nivel cu semnal de ieșire 4-20 mA pentru controlul presiunii apei la intrarea în etanșare arbore capac turbină;

s-a prevăzut traductor de nivel cu semnal de ieșire 4-20 mA pentru controlul presiunii apei la intrarea în răcitorii de ulei;

s-a prevăzut traductor de debit cu semnal de ieșire 4-20 mA pentru controlul debitului apei la intrarea în etanșare arbore capac turbină;

s-a prevăzut traductor de debit cu semnal de iesire 4 20 mA pentru controlul debitului apei la ieșirea din fiecare răcitor de ulei;

robineții, supapele de sens sunt de la firme specializate din Germania;

conductele, flanșele și alte elemente de traseu sunt din oțel inoxidabil.

Instalația epuismente a centralei

Instalația de epuismente din centrală este destinată evacuării apei care rezultă din infiltrații și pierderilor de apă din instalații. Este compusă din 3 electropompe și un bazin deschis in care se colectează apa.

fig. 3.7 instalația epuisment CHE Leșu

Caracteristici tehnice ale echipamentelor.

caracteristici electropompe P1, P2 tip ACV 60 :

Tip motor…………………………………………………………………….. MA-AL-100

Putere…………………………………………………………………………………. 3 kW

Turatie motor………………………………………………………..……… 1425 rot/min.

Turatie pompa………………………………………………………………. 1500 rot/min.

Debit max…………………………………………………………………………. 16 m3/h

Hmax…………………………………………………………………………………. 16 m

Caracteristici electropompa P3 tip Cerna 80:

Tip motor……………………………………………………………………..… ASV-125

Putere………………………………………………………………………………. 5,5 kW

Turatie motor………………………………………………………………… 3000 rot/min.

Debit max………………………………………………………………………….. 45 m3/h

Hmax…………………………………………………………………………………. 32 m

Urmărirea nivelului de apă în bazin se realizează cu ajutorul unor semnalizatoare de nivel cu plutitor. Prin intremediul acestora se realizează și automatizarea funcționării instalației.

Soluția cea mai eficientă pentru realizarea unei instalații care să asigure fiabilitate și siguranță în funcționare a centralei este realizarea unui bazin etanș ,prin adoptarea unei soluții pentru realizarea unui capac etanș montat la accesul bazinului existent.

Instalația existentă trebuie îmlocuită integral.

Evacuarea apei din bazinul etanș se va realiza cu trei electropompe astfel

2 pompe submersibile verticale de tip PATTERSON 18m3/min H- 25m

1 pompă submersibilă verticală de tip Alweiller Germania 55m3/min H-35m

Pompele Patterson vor funcționa in regim automat comandate de un automat programabil prin rotație . Astfel este sigurat un un regim de funcționare echilibrat pentru ambele pompe.

Pompa Alweiller va funcționa doar in cazul de avarie fiind comandată de un sistem redundant 100% care urmărește atît nivelul apei din bazin cât și viteza de creștere a cesteia.

Monitorizarea nivelului apei în bazinul etanș se va face print-un sistem automatizat cu ajutorul unui automat programabil și a traductorilor de nivel.

fig. 3.8. traductor magnetic de nivel (semnal de ieșire 4-20mA)

Întregul sistem de comandă și alimentare cu energie electrică a electropompelor, este situat la un nivel superior cotei maxime de inundare a nivelelor tehnologice iar cablurile de comandă și forță nu sunt întrerupte prin doze de conexiuni, astfel încât această instalație să poată funcționa chiar și în cazurile extreme de inundare până la nivelul suprateran.

Acest sistem poate fi integrat în sistemul SCADA al UD REMU și poate fi monitorizat on-line de la centrul de comandă centralizată, dispecerat DH Cluj.

Regulatorul de viteză al turbine hidraulice RAVE

Regulatoarele de viteză au rolul de a stabiliza viteza grupurilor generatoare acționând asupra aparatului director și de a comanda încărcarea grupurilor prin modificarea adecvată a admisiei în turbină (creșterea puterii de consemn la creșterea consumului, respectiv diminuarea acesteia la scăderea consumului).

Primele regulatoare de viteză au fost de tip mecano-hidraulic.

Cu un astfel de tip de regulator este echipată turbina din CHEMP Leșu. Pentru a se realiza performanțele prognozate ale turbinei, este necesară înlocuirea regulatorului existent cu un regulator automat de generație actuală.

Controlul turbinei și al secvențelor de comenzi aferente proceselor specifice turbinei sunt realizate în mod continuu de catre RAV, prin prelucrarea numerică a semnalelor achiziționate de la traductoarele aferente RAV (semnale 4-20 mA) și prin furnizarea unui semnal electric de comandă a distribuitorului proportional de comandă al AD (semnal ± 10Vcc) care va acționa cele două servomotoare de acționare ale AD.

Astfel acest regulator va asigura:

închiderea și deschiderea AD la pornirea și oprirea normală a hidroagregatului;

închiderea AD la ambalarea hidroagregatului;

menținerea constantă a turației turbinei;

funcționarea stabilă la mers in gol;

egalizarea frecvenței generatorului cu cea a SEN în vederea îndeplinirii condițiilor de sincronizare;

limitează turația hidrogeneratorului la declanșările de la SEN;

funcționarea în regim manual .

Sistemul de reglaj a vitezei turbinei hidraulice se compune din:

unitatea numerică de comandă HA din camera de comandă a CHE;

panoul operator RAV tip OP7 Siemens HA, în camera de comandă.

cofret local – la nivel turbină;

traductoare de măsură a parametrilor instalației:

traductor de presiune ulei sistem de reglaj;

senzor înfundare a filtrelor de ulei (filtru de linie și distributor proporțional);

traductor de poziție AD;

traductor poziție sertar distribuitor AD;

traductor de măsură a puterii active furnizată de HA;

echipament hidromecanic de acționare (elementele de execuție: distribuitoare proporționale).

fig 3.9 panoul operator RAV tip OP7 Siemens ; cofret RAVE

Cofretul RAV, de la nivel turbină, contine:

siguranța automața de alimentare cofret ;

separatoare galvanice.

distribuitorul proporțional al AD;

sertarul de siguranță (de avarie RAV);

senzorul infundare filtru ulei 25μm, de linie

afișorul de turație.

Echipamentul hidromecanic se compune din:

blocul hidraulic de comandă AD;

filtre de ulei;

elemente de legătură.

Blocul hidraulic de comandă asigură conversia semnalelor electrice de comandă și protecție emise de automatului programabil al RAV în acțiuni hidromecanice asupra AD.

Blocul hidraulic de comandă AD asigura două funcții:

conectarea energetică de la sursa de presiune existentă în instalația hidraulică la cele două servomotoare de comanda AD,

distribuția și reglarea rezistivă a debitului servomotoarelor.

În amonte de blocul hidraulic este montat un filtru de presiune dublu DN 80 cu debit nominal de 630 l/min, presiune nominală de 40 bar cu robinet de selectare pentru schimbarea sau curățarea cartușelor filtrante în timpul funcționării instalației hidraulice și cu indicator de colmatare electric pentru avertizare în cazul infundării filtrelor. Finetea de filtrare a cartușelor filtrante este de 25 μm.

Blocul hidraulic mai este prevăzut cu un filtru de presiune cu un debit nominal de 60 l/min și finețe de filtrare de 10 μm. Filtrul de presiune este prevăzut cu supapa de by-pass și indicator de colmatare. Presiunea de deschidere la supapa de by-pass este de 6 bar.

Instalația regulatorului automat de viteză este integrată în SCADA și poate fi monitorizată în permanență de la dispeceratul central al amenajării.

3.3 Modernizarea instalațiilor electrice aferente CHEMP LEȘU.

Hidrogeneratorul

Hidrogeneratorul vertical sincron tip HVS 260/53-12 cu care este echipată CHEMP Leșu are in componență urmatoarele mașini electrice, instalatii anexe și dispozitive auxiliare:

Hidrogeneratorul sincron

Instalația de ridicare frânare.

Instalația pentru controlul temperaturii.

Instalația de răcire a aerului.

Instalația pentru stins incendiu.

Instalația de ungere a lagărelor

Excitatoarea – este un generator de c.c. montat direct pe arborele hidrogeneratorului

Generatorul sincron de reglaj este destinat pentru masura tensiuni de excitatie.

Sistemul de reglare automata si manuala a tensiunii care cuprinde:

regulatorul automat de tensiune

reostatul de excitație.

Sistemul de dezexcitare rapida care cuprinde :

automatul de dezexcitare rapida- ADR.

Rezistenta de dezexcitare a hidrogeneratorului.

Hidroagregatul sincron precum și instalațiile auxiliare vor fi modernizate sau înlocuite integral în vederea sigurării siguranței în funționare precum și monitorizarea parametrilor și a stării de funcționare a instalațiilor.

Sistemul de monitorizare trebuie astfel conceput încât să asigure integrarea în SCADA și posibiliatea funcționării în siguranță fară supraveghere operativă.

fig. 3.10. Fereastra principală de monitorizare a unei CHEMP.

fig. 3.11. Ecran protecții electrice tip ABB cu care va fi echipat Hidroagregatul,

Instalatia proprie de stins incendiu generator

Pentru stingerea unor eventuale incendii în interiorul generatorului, s-a prevăzut o instalație cu apă, compusă din 2 conducte inelare amplasate în zona capetelor frontale superioare și inferioare ale înfășurărilor, alimentate cu apă din conducta forțată. Instalația este comandată in mod automat de o centrală de detecție a incendiilor de tip Schrack.

fig. 3.12 Schema instl. stins incendiu HA.

Instalația de ungere a lagărelor hidoagregatului

Instalația de ungere a lagărelor are rolul de asigura ungerea lagărelor radiale și a lagărului axial in timpul derularii procesului automat de pornire a hidroagregatului. Mediul de ungere al lagărelor este uleiul. În momentul pornirii hidroagregatului instalația de ungere este activată și injectează ulei sub presine între butucul lagărului și segmenți acestuia. Astfel aste asigurată ungerea lagărelor pînă la atingerea vitezei de rotație care să asigure formarea peliculei continue de ulei necesară ungerii normale.

fig. 3.12 instalația de injecție a uleiului in lagăr.

Răcirea uleiului din lagăre se realizează cu ajutorul răcitoarelor de ulei prin țevile cărora trece apa de răcire. Temperatura uleiului din băile lagărelor în timpul funcționării de durată nu trebuie să coboare sub 15 0C, deoarece acest lucru duce la creșterea vâscozității uleiului. Temperatura maximă a uleiului nu trebuie sa depășeasca 65 0C.

Hidrogeneratorul este dotat cu 4 dispozitive de franare si ridicare cu ajutorul cărora se realizează fraânarea rotorului în timpul opririlor și ridicarea rotorului în timpul reviziilor și la pornire.

Ridicarea rotorului se face cu ulei sub presiune de la instalația proprie de ridicare la 40 bar. Monitorizarea pozitiei saboților de ridicare se face cu traductoare de poziție. Frânarea rotorului se face cu aer de la instalația de aer comprimat la o presiune de 6 bar.

fig. 3.13 Instalația ridicare / frânare rotor

Instalația de monitorizare a temperaturilor hidroagregatului

Controlul termic al hidrogeneratorului se face cu ajutorul termorezistentelor care sunt amplasate în locurile cele mai solicitate termic. Controlul temperaturii înfășurării statorice și a miezului statoric se face cu 12 termorezisțente plasate simetric pe cele trei faze.

fig.3.14 Ecran de afișare monitorizare temperaturi hidroagregat

Monitorizarea temperaturilor lagărelor se realizează cu ajutorul termorezistențelor cilindrice montate în baia lagărelor dar și în cuzineții lagărelor,locurile cele mai solicitate termic datorită frecării.

Activarea modului Grafic are ca efect deschiderea unei ferestre unde sunt prezentate evoluțiile grafice ale temperaturilor de pe lagăre si unde pot face operațiile specifice de prelucrare a acestora.

Fig 3.15 Ecran grafic minitorizare temperaturi lagare

Stația 6/20kV

CHEMP Leșu este o centrală care furnizează energia electrică la tensiunea de 20kV deoarece la momentul punerii în funcțiune a centralei sistemul energetic din zonă nu era dezvoltat la tensiunea de 110kV. Astfel echipamentele primare instalate la CHEMP LEȘU sunt la tensiunea de 6kV (tensiunea produsă de hidrogenerator ) și 20kV (tensiunea la bornele trafo de putere )

Stația 6/20kV din CHEMP Leșu este dotată la ecest moment cu echipamete din generația anilor 70-80 produse la intreprinderile din țară. La acest moment echipamentele menționate sunt depășite din punct de vedere tehnic și prezintă un grad de uzură deosebit de accentuat.

Întreruptoarele sunt de tip I.O. 6,3kV sau 20kV produse de Electroputere Craiova, nu mai prezintă siguranță în exploatare, înlocuirea acestora fiind neaparat necesară. La acest moment pentru tensiunile de lucru amintite sunt consacrate întreruptore cu mediu de stingere care prezintă siguranță deosebită în exploatare (vid ). Cercetările din domeniu electrotehnic au demonstrat că întreruptoarele cu vid sunt foarte eficiente pentru medie tensiune (6,3/20kV).

fig.3.16 Stația 6/20kV dotată cu întreruptoare tip I.O.

Din analiza efectuată se poate cuncluziona că tendința la nivelul Hidroelectrica este de înlocuirea echipamentelor care au ca mediu de stingere uleiul electroizolant care prezintă riscuri deosebite de explozie, incediu și pericol pentru personal, cu echipamente cu mediu de stingerea mai eficient și sigur (vid,SF6). Utilizarea acestor echipamente pe plan mondial s-a dovedit deosebit de eficientă și cu un grad de siguranță în exploatare foarte ridicat.

Avînd în vedere aceste aspecte, modernizarea stației de medie tensiune din CHEMP Leșu va implica înlocuirea în întregime a echipamentelor de comutație primară.

Stația va fi deasemenea dotată cu echipamente de detectare a scurtcircuitelor din interiorul celulelor așa numite,, protecții de arc electric,, precum și cu detector de fum. Celulele electrice care vor fi montate vor fi de tip ABB conform cu programul de modernizare a stațiilor de medie tensiune din cadrul Hidroelectrica SA.

fig.3.17 Întreruptor de medie tensiune cu vid model VD.4 ABB

Stația interioră de joasă tensiune va fi modernizată prin înlocuirea echipamentelor uzate, depășite din punct de vedere al siguranței în exploatare . Aceste echipamente prezintă uzuri avansate , nu pot fi monitorizate și comandate de la distanță, nu pot fi integrate în aplicația SCADA. Panourile electrice de joasă tensiune vor fi modernizate prin înlocuirea integrală a echipamentelor de comutație (contactoare, întreruptoare, separatoare, siguaranțe automate și siguranțe cu mare putere de rupere MPR, etc.)

Este necesară montare a de dispozitive de supraveghere a fazelor, echipamente de de monitorizare și control a stării echipamentelor și a altor module de control și de transmitere la distanță a datelor, pentru a se realiza astfel posibilitatea monitorizării și controlului și realizării unei rețele de telemecanică și de tip SCADA.

fig 3.18 Întreruptor de jt. tip USOL fig 3.19 Întreruptor de jt. tip Masterpact

Comenzile pentru executarea de manevre se pot activa local prin intermediul unui panou opreator care deservește intrega stație de medie tensiune sau de la distanță prin SCADA de la centrul de dispecer al SH Cluj.

fig. 3.20 Panoul operator de comandă din stația de medie tensiune

Pentru asigurarea funcționării și monitorizării echipamentelor chiar și cazuri de avarie și la lipsa tensiunii operative de 0,4kV din rețeaua de distribuție este asigurată alimentarea instalațiilor vitale prin intermediul unui generator antrenat cu ajutorul unui motor cu ardere internă cu capacitatea de 55 KW. Pornirea acestuia se realizează în mod automat la dispariția tensiunii pe bara de 0,4kV servicii proprii ale centralei.

Fig. 3.21 Generator electric pentru alimentarea de rezervă a serviciilor proprii 0,4kV

În acest capitol am prezentat doar pe scurt și nu în totalitate soluții de realizare a modernizării unor echipamente și instalații din CHEMP Leșu pentru asigurarea funcționării în condiții de siguranță a centralei, pentru un nou ciclu de funcționare a echipamentelor hidroenergetice și asiguararea monitorizării și controlului de la distanță prin SCADA a amenajării hidroenergetice Drăgan Iad. Am avut în vedere tendințele de centralizare a monitorizării și asigurarea funcționării fără personal operațional a centraleor de mică putere și microhidrocentralele din cadrul Hidroelectrica. Recomandarea aplicării unor soluții de modernizare are la bază etapele deja parcurse în cadrul unor proiecte asemănătoare din alte centrale precum și asigurarea colaborării cu producători de echipamente recunoscuți ca valoare pe plan internațional.

Acest lucru poate asigura proceduri de garanții extinse pentru echipamente, asiguararea de piese și componente de rezervă interschimbabile, pregătirea și calificarea de către producători de echipamente a unor echipe de specialiști din cadrul Hidroelectrica pentru efectuarea de lucrări de mică amploare.

3.4 Implementarea sistemelor informatice și aplicațiilor SCADA în cadrul CHEMP

Ținând cont de condițiile și cerințele specifice instalațiilor energetice din centralele hidroelectrice, implementarea aplicațiilor de proces trebuie realizată într-un mod coordonat și unitar, care să permită prelucrarea, transmiterea și schimbul de informații între diverse nivele ierarhice în cadrul sistemelor sau subsistemelor energetice, în scopul conducerii operative a instalațiilor.

Necesitatea acestei concepții derivă din faptul că toate instalațiile de conducere operativă a S.E.N. se prevăd a funcționa interconectat, deci se impune realizarea unei compatibilități între aceste sisteme, precum și unificarea tipurilor de informații și a formei în care acestea sunt transmise.

Totodată sistemul defineste interfața dintre Dispecerii Energetici de Hidroamenajare și diferitele trepte de conducere operativă aparținând Operatorului de Sistem și Operatorilor de Distribuție, precum și dispecerilor energetici locali aparținând consumatorilor, conform convențiilor ce se încheie între unitățile de hidrocentrale și aceștia.

Prin utilizarea acestui sistem se urmăreste atingerea urmatoarelor obiective:

Creșterea gradului de automatizare, al fiabilității și disponibilității funcționării centralei;

Creerea premizelor pentru trecerea la conducerea de la distanta a instalatiilor tehnologice

Reducerea costurilor de exploatare;

Eficientizarea funcționării centralei și al DHE-ului;

Asigurarea unui suport pentru personalul de conducere operativă prin creșterea calității datelor achiziționate din proces și implicit diagnosticarea rapidă a defectelor;

Instruirea personalului de la DHE și CHE;

Creșterea gradului de securitate a datelor și a proceselor;

Uniformizarea protocoalelor de comunicație utilizate, în vederea interconectării sistemelor locale sau cu terți (Transelectrica, DET, DEN, OPCOM, ANAR, etc.);

Reducerea costurilor de mentenanță și a volumului stocurilor de piese de schimb prin reducerea varietății tipurilor de echipamente utilizate;

Impunerea unui set minimal de performante ale sistemelor;

Stabilirea unui cadru general uniform pentru centrale hidroelectrice mari, mici și MHC-uri;

Ierarhizarea nivelelor de control și funcțiile destinate conducerii operative

Nivel 1 (DEN) Se asigură controlul DHE/CHE prin Dispeceratul Energetic Național.

Nivel 2 (DET) Se asigură controlul DHE/CHE prin Dispeceratul Energetic Teritorial.

Nivel 3 (DHE). Se asigură controlul CHE de la distanță. Acest nivel asigură exploatarea CHE într-un sistem HPMS/SCADA – SCADA

Nivel 4 (CHE) în cadrul CHE se stabilesc mai multe nivele de automatizare și comunicare

Funcțiile de automatizare și SCADA la nivel de CHE

Monitorizarea și controlul echipamentelor din cadrul unei CHE;

Semnalizarea parametrilor care nu se încadrează în limitele normale de funcționare;

Arhivarea, salvarea și stocarea datelor achiziționate din proces în vederea analizării ulterioare a acestora;

Transmiterea / recepția unor mărimi de la nivelele ierarhice superioare;

Reglajul secundar frecventa – putere

Reglaj de putere reactivă (reglaj de tensiune)

Stabilirea regim de funcționare CHE

Supravegherea rezervei (Reserve Monitor) – supravegherea rezervei constă în calcularea periodică a rezervei turnante precum și a rezervei terțiare rapide

Gestionarea debitului afluent

Telecontorizare energie electrica și servicii de sistem – la nivelul CHE se prevăd echipamente pentru măsura energiei electrice și cuantificarea serviciilor de sistem.

Conexiunile cu alte sisteme SCADA – aplicațiile SCADA de la nivelul centralelor electrice trebuie să fie conectate cu sistemele SCADA de la nivelele ierarhice superioare.

Dispecerii Energetici de Hidroamenajare (DHE) asigură conducerea operativă a instalațiilor și echipamentelor amenajării respective, precum și a unor echipamente electrice de legătură a acestor instalații cu sistemul energetic, în conformitate cu autoritatea de conducere operativă pe care o are asupra acestora, atribuite prin ordinul de împărțire.

De asemenea, corelat cu programele de funcționare și dispozițiile treptei superioare de dispecer, asigură coordonarea producției de energie electrica și necesitățile de folosire complexă a apei din amenajarea respectivă.

Mărimi și informații necesare conducerii operative a CHE

Realizarea sistemelor unitare SCADA si de automatizare pentru instalațiile energetice la nivel de CHE și DHE, impune stabilirea volumul de schimb de informații necesar coordonarii sistemului.

Astfel, se definește volumul minimal de informații cules din instalații, schimbul de informații între instalații și DHE, interfata intre sistemul SCADA si automatizarile instalatiilor functionale din obiectivele hidroenergetice, dotarea tehnica hardware și software la nivel de CHE și DHE și funcțiunile acestei dotări tehnice, precum si masurile de securitate ce se impun.

La nivelul unei centrale hidroelectrice trebuie monitorizate și comandate echipamentele din cadrul ansamblurilor funcționale.

Mărimi electrice și hidromecanice

Curent și tensiune din statoarele generatoarelor;

Puterea activă și reactivă la bornele agregatului (măsurate în patru cadrane pentru regim de generator, compensator, pompă, după caz);

Energia activă și reactivă livrată / primită de grupuri (măsurate în patru cadrane pentru regim de generator, compensator, pompă, după caz);

Turația / frecvența agregatului;

Debit, viteză apa în conducta forțată;

Tensiunea / curentul de excitație;

Curent și tensiune la borne pentru serviciile auxiliare de c.c. și c.a;

Nivelul apei în camerele de încărcare, la prize și în amonte de baraj;

Nivelul apei în amonte și în aval de CHE, precum și în bazinul de compensare zilnica, după caz;

Nivel epuismente, nivel apă bief amonte – aval;

Temperatură (ulei ungere, apă de răcire, lagărul axial, lagărul radial al generatorului, lagărul turbinei, fierul statorului, înfășurările generatorului, aerul de răcire la intrarea și ieșirea din răcitoare);

Deschidere aparat director, rotor;

Debite turbinate / pompate pe grupuri și pe centrală;

Debite afluente / defluente;

Presiune ulei reglaj, ulei ungere, apă de răcire, apă de stingere incendiu, aer comprimat înaltă presiune, aer comprimat joasa presiune, apă în conducta forțată.

Semnalizări

De stare: poziții vane operative, vană nod presiune, vană apa răcire, vane baraj, aparat director, limitator deschidere, dispozitiv de sarcina, by-pass, saboți frânare;

Poziții echipamente de comutație (întreruptoare, separatoare) poziții / stări automatizări (AAR, DAS, RAR, DRRI etc), poziția cheii de selectare a comenzilor;

De alarmare: nivelul minim și maxim al apei în camerele de încărcare, la prize și în amonte de baraj, depășiri de limite admise, privind starea construcțiilor hidroenergetice;

Preventive: vibrații elemente agregat, defect la întreruptor, defect în circuitele secundare, defect în serviciile proprii de c.c. / c.a., punere la pământ în serviciile proprii de c.c., semnalizări de gaze, temperatură, suprasarcină,etc.

De incident: acționării ale unor protecții sau automatizări (RAR, AAR, etc);

Starea grupurilor: oprit / mers în gol / sincronizare / conectat la rețea;

Regim de lucru hidroagregate: manual / în grup / reglaj primar / reglaj secundar;

Regim de comandă grupuri: local / dispecer / centrală / telecomandă.

Comenzi

Conectarea / deconectarea întreruptoarelor;

Închiderea / deschiderea separatoarelor;

Scoaterea / punerea în funcțiune a automatizărilor (DAS, RAR, AAR, DRRI);

Conectarea / deconectarea bateriilor de condensatoare;

Acționarea întreruptoarelor automate pentru servicii proprii de c.c și c.a.;

Anularea semnalelor autoreținute,

închidere / deschidere stavile, clapete, vane.

Consemne și reglaje

De putere activă, reactivă, bandă, frecvență, tensiune;

De debit, nivel.

Starea echipamentelor si proceselor de la nivel inferior

Pornirea / oprirea automată a grupurilor;

Sincronizarea automată;

Reglarea automată a vitezei (RAV);

Reglarea automată a tensiunii (RAT);

Protecția automată a echipamentului electric și mecanic

Stingerea automată a incendiilor;

Ungerea automată a lagărelor;

Frânare / ridicare automată rotor hidroagregat;

Comanda automată a vanelor și stavilelor;

Anclanșarea automată a rezervei (AAR) și reanclanșarea automată rapida (RAR).

Informatii din Sistemul de reglaj secundar automat frecventa – putere

Suma de putere activă a centralei;

Suma de putere reactivă a centralei;

Banda de reglaj a centralei;

Semnal de depășire a puterii pe LEA de evacuare din centrală;

Semnal de stare a instalației de reglaj "local / automat";

Semnal de identificare a insularizării.

Informatii aferente Acumularii

Poziții stavile, clapete, vane;

Deschidere evacuatori;

Debit deversat pe fiecare evacuator și însumat pe centrală (baraj)

Semnalizări de alarmare, necesare pentru luarea unor măsuri preventive privind regimul de funcționare al sistemului condus operativ.

Semnalizări de incident, necesare pentru luarea unor masuri rapide de remediere. Acestea corespund acționarii protecțiilor și automatizărilor (RAR, AAR, DAS, DDRI s.a) și schimbărilor de configurații ca urmare a acestor acționări.

Arhitectura minimală a unei centrale mici este prezentată în figura de mai jos. În funcție de gradul de importanța al centralei, de gradul de participare la furnizarea de servicii sistem, de funcționarea centralei cu sau fără personal de exploatare, aceasta arhitectura poate fi extinsa prin utilizarea unui număr mai mare de PLC-uri (inteligență distribuită) sau prin asigurarea redundanței totale sau parțiale la nivelul PLC-urilor, serverelor și/sau căilor de comunicații.

La nivelul de comandă locală arhitectura unei centrale mici este bazată pe PLC-uri master care guvernează fiecare ansamblu funcțional. De asemenea, toate sarcinile de comunicație ale PLC-urilor vor fi executate cu procesoare separate.

Arhitecturi ale sistemului SCADA pentru Centrale hidroelectrice de puteri mici.

Se consideră centrale mici centralele a căror putere instalată insumată a grupurilor este sub 100 MW, o arhitectură simplificata putănd fi utilizată și în cazul CHEMP.

fig. 3.22.Arhitectura sist. SCADA pentru CHEMP

Vulnerabilitățile și securitatea sistemelor SCADA

Sistemele SCADA prezintă atât vulnerabilități comune tuturor nivelelor de comandă prezentate anterior, cât și vulnerabilități specifice în funcție de rolul lor și de nivelul de comandă pe care îl asigură.

Din punct de vedere al efectelor negative ale vulnerabilităților, acestea pot fi de următoarele tipuri:

catastrofice

majore

moderate

minore

nesemnificative

Vulnerabilitați comune

Vulnerabilitățile comune tuturor sistemelor SCADA reprezintă factorii de risc generali care pot provoca distrugerea, furtul, defectarea sau nefuncționarea corespunzătoare a echipamentelor. Aceste vulnerabilități , deși există la toate nivelele, prezintă de regulă un risc sporit la nivelele inferioare, atât din punct de vedere al probabilității de apariție a unor incidente, cât și din punct de vedere al efectelor pe care aceste incidente le pot produce. Apariția acestui tip de incidente la nivelele superioare nu are de regulă repercusiuni majore întrucât procesul poate fi controlat de la nivel local până la remedierea defecțiunilor.

Aceste vulnerabilități pot fi:

acces fizic neautorizat în instalații, furturi, distrugeri accidentale sau din culpă a echipamentelor sau a cablelor și liniilor de comunicație.

neprotejarea echipamentelor împotriva accesului persoanelor neatorizate la butoanele sau panourile de comandă.

întreruperea alimentării echipamentelor, lipsa asigurării alimentării din mai multe surse sau prin UPS, comportare necorespunzătoare a automaticii în lipsa alimentării.

protejarea necorespunzătoare împotriva factorilor de mediu cum ar fi umezeală, temperatură în afara limitelor admise de echipament, vibrații, agenți corozivi, etc.

descărcări atmosferice, supratensiuni pe alimentare sau interfețe de conectare la proces, emisii electromagnetice perturbatoare, amplasarea echipamentelor în apropierea unor cabluri de forță sau instalații unde se lucrează cu înaltă tensiune.

comportament necorespunzător al automaticii în lipsa comunicației cu nivelul ierarhic superior.

nerespectarea măsurilor de protecție împotriva incendiilor, prezența materialelor inflamabile, explozive sau combustibile în imediata apropiere a instalațiilor.

amplasarea echipamentelor în apropierea unor instalații sau părți a unor instalații în care pot apare incidente ce reprezintă factori de risc pentru echipamentele SCADA.

Vulnerabilitățile specifice din punct de vedere al securității care pot fi identificate la acest nivelul inferior sunt:

proiectare sau implementare necorespunzătoare a aplicațiilor software de comandă și monitorizare, care pot conduce la avarii grave în situația întreruperii alimentării, a liniilor de comunicație sau în situația blocării aplicațiilor / sistemului de operare.

funcționare necorespunzătoare a sistemelor de automatizare, lipsa unor interblocaje, care pot conduce la distrugeri grave în situația apariției unor incidente cum ar fi întreruperea alimentării sau a liniilor de comunicație.

urmărirea și monitorizarea deficitară a echipamentelor de către personalul de exploatare (nu sunt urmărite alarmele și avertizările furnizate de sistem, sunt deconectate hupele sau alte sisteme de avertizare vizuală sau acustică)

blocarea căilor de comunicație datorită apariției fenomenului de buclă închisă sau inundării cu telegrame broadcast produse accidental sau din culpă, dacă comunicația la acest nivel utilizează protocolul 802.3 (Ethernet).

introducerea accidentală sau din culpă a virușilor informatici sau a unor aplicații malware, prin rețea sau prin utilizarea necorespunzătoare a suporturilor de stocare mobile (memorii flash, harddisk-uri portabile, CD-uri, dischete)

trafic intens prin căile de comunicație datorită utilizării acestora în comun pentru sistemele SCADA și pentru alte instalații auxiliare, în special cele care vehiculează date multimedia (sisteme de supraveghere video)

interconectarea din punct de vedere al comunicațiilor cu rețelele de management și office sau cu rețele externe (Internet) la acest nivel poate introduce a gamă foarte largă de vulnerabilități, care afectează de regulă nivelele superioare de comandă.

furnizarea de informații false sau vechi de către sistemele de monitorizare atunci când se întrerup liniile de comunicație cu procesul sau din cauza unor blocaje sau funcționări necorespunzătoare a aplicațiilor software.

blocarea căilor de comunicație datorită apariției fenomenului de buclă închisă sau inundării cu telegrame broadcast produse accidental sau din culpă, dacă comunicația la acest nivel utilizează protocolul 802.3 (Ethernet).

trafic intens prin căile de comunicație datorită utilizării acestora în comun pentru sistemele SCADA și pentru alte instalații auxiliare, în special cele care vehiculează date multimedia (sisteme de supraveghere video), sau cele care descarcă periodic cantități mari de date.

efectuarea de update-uri automate ale aplicațiilor software sau ale sistemelor de operare, ceea ce poate conduce la incompatibilități sau disfuncționalități ale aplicațiilor software SCADA.

accesul la Internet din rețeaua SCADA, necesar aplicațiilor antivirus pentru update periodic, controlat insuficient, poate facilita accesul neautorizat în sistem sau introducerea unor aplicații malware sau viruși.

utilizarea unor aplicații antivirus al căror efect asupra aplicațiilor software SCADA nu a fost testat corespunzător, poate produce o încărcare excesivă a calculatoarelor și ca urmare o funcționare necorespunzătoare a aplicațiilor SCADA.

protejarea insuficientă a accesului prin rețea la interfețele de configurare a echipamentelor care asigură controlul traficului (switch-uri, routere, firewall, bridge-uri, servere, în general echipamente care au conexiuni simultan în rețeaua SCADA și în rețelele de management și office), poate conduce la pierderea controlului asupra acestora și ca urmare poate facilita intruziunea în rețeaua SCADA.

utilizarea de linii de comunicație pentru mentenanță de la distanță, de către terți sau de către personalul de întreținere propriu, insuficient controlată și procedurată, poate permite intruziunea necontrolată în sistemul SCADA.

accesul la rețeaua SCADA cu calculatoare, laptop-uri sau alte dispozitive mobile în vederea mentenanței, poate reprezenta un risc important în lipsa unui control riguros atât al activităților efectuate cât și al stării echipamentelor folosite.

Măsurile de securitate pentru eliminarea vulnerabilităților sistemelor SCADA

Măsurile de securitate specifice sistemelor SCADA (nivele superioare de comandă) sunt mult mai variate și mai complexe, și depind foarte mult de arhitectura și anvergura sistemelor respective. La aceste nivele se utilizează în mod uzual calculatoare cu sisteme de operare larg răspândite, mult mai vulnerabile la atacuri informatice, iar deschiderea din punct de vedere al comunicațiilor este mult mai mare, ceea ce mărește mult vulnerabilitatea sistemelor.

Un prim set de măsuri de securitate generale, aplicabile indiferent de complexitatea și arhitectura sistemului, este următorul:

Proiectarea sistemului și a aplicațiilor software trebuie să evite apariția unor avarii sau disfuncționalități grave în situația întreruperii alimentării, astfel încât comportamentul acestora în situația întreruperii unor linii de comunicații sau în situația pierderii legaturilor cu nivelele ierarhic superioare să nu producă disfuncționalități grave.

Sistemele de monitorizare trebuie astfel concepute încât să fie eliminată posibilitatea furnizării de date false sau de date vechi, fără nici o semnalizare prealabilă.

Protecția împotriva virușilor informatici se poate realiza în primul rând prin evitarea acolo unde este posibil a folosirii sistemelor de operare cu vulnerabilitate mare la viruși.

Traficul prin liniile de comunicație trebuie atent controlat, evitând utilizarea acelorași linii de comunicație pentru aplicații SCADA și pentru servicii auxiliare cum ar fi supraveghere video sau aplicații care transferă cantități mari de date.

Se va evita utilizarea liniilor de comunicație wireless în benzile publice în cazul aplicațiilor critice SCADA

Update-urile se vor realiza manual, selectiv, doar cele care sunt considerate necesare, și numai după ce efectul lor a fost verificat în prealabil pe o stație de lucru separată, efectuând inclusiv probe funcționale în sistemul SCADA.

Întregul trafic realizat între sistemele SCADA și exterior va fi atent filtrat, controlat și monitorizat, datele de monitorizare fiind arhivate pentru a permite analiza în urma unui incident de securitate.

Posibilitatea de acces în scopul mentenanței de la distanță (remote management) din Internet în rețeaua SCADA, utilizată de terți sau de personalul propriu de întreținere se va acorda numai în situații excepționale

Accesul cu calculatoare, laptop-uri sau alte dispozitive mobile în vederea mentenanței, upgrade-ului, configurărilor sau altor lucrări în afara activităților de exploatare propriu-zise, în zona rețelelor SCADA la toate nivelele, va fi strict restricționat

Proiectarea corespunzătoare a sistemelor de automatizare și a interblocajelor, astfel încât orice defecțiune apărută la echipamentele de automatizare, întreruperea alimentării sau a căilor de comunicații să fie corect semnalizată și să nu producă avarii ireversibile echipamentelor hidromecanice.

Interzicerea utilizării căilor de comunicații la acest nivel în comun cu alte servicii fără legătură directă cu SCADA (supraveghere video, servicii mail, web, ftp, etc).

Protejarea împotriva accesului fizic neautorizat prin încuierea dulapurilor, cofretelor, încăperilor în care sunt amplasate echipamentele, podurilor de cable, etc.

Instalarea de sisteme antiefracție cu senzori de ușă, senzori de mișcare, bariere radar sau infraroșu.

Instalarea de camere video de supraveghere cu înregistrare automată declanșată de senzori de mișcare sau prin sistemul software “motion detect”.

Măsuri administrative privind accesul restricționat și consemnat în registru în zonele cu echipament sensibil.

Respectarea strictă a regulamentelor interne privind accesul la butoanele și panourile de comandă.

Asigurarea alimentării cu energie electrică din mai multe surse și din baterii (UPS)

Utilizarea de echipamente în clasa de protecție corespunzătoare condițiilor de mediu în care sunt amplasate, montarea echipamentelor în dulapuri climatizate și ventilate corespunzător.

Protejarea interfețelor conectate la cabluri și linii lungi prin izolare galvanică, descărcătoare, ecranarea cablurilor și liniilor de comunicații, utilizarea de cabluri cu fibră optică în mediile cu perturbații electromagnetice puternice

Evitarea amplasării materialelor inflamabile în încăperile unde se află servere și echipamente SCADA sensibile. Echiparea încăperilor cu mijloace de detecție, prevenire și stingere a incendiilor în stare corespunzătoare.

Respectarea acestor principii de proiectare si funcționalitate sunt considerate esentiale pentru a asigura acestor instalatii fiabilitatea, functionalitatea, deschiderea și flexibilitatea necesare unor dezvoltări viitoare, precum și unificarea acestor sisteme la nivelul S.E.N. pentru a permite integrarea lor viitoare in noile concepte "smart-grid" si "centrale virtuale", concepte care pot asigura în viitorul apropiat valorificarea la un nivel superior a resurselor hidroenergetice.[10]

Capitolul IV

EFICIENȚA MODERNIZĂRII CHEMP LEȘU

IV. I Rezultatele cu caracter tehnic obținute în urma modernizării.

Abordarea soluțiilor de modernizare a instalațiilor, au dus la abordarea soluțiilor mai justificate din punct de vedere tehnic și economic, pe care le-au aplicat cu toată responsabilitatea, pentru a răspunde cât mai bine unor deziderate privind obținerea unor parametri superiori de funcționare, dar și pentru a aduce instalațiile la un grad de modernizare unanim recunoscut ca fiind o necesitate și în nici-un caz o extravaganță.

Acest mod de abordare trebuie să stea la baza deciziilor de modernizare ce se adoptă pentru hidroagregatele care necesită aplicarea acestor programe, pentru că nu de puține ori se exagerează prin echipare sau prin soluții sofisticate de echipare, prin necorelarea soluțiilor adoptate și prin neurmărirea unor obiective care să aducă plus de putere și energie.

În acest sens în cadrul proiectelor de modernizare a CHEMP se are în vedere o serie de obiective care să ducă în final la reușita acestor proiecte. Pentru ca aceste proiecte de modernizare să conducă la rezultatele cele mai superioare se are în vedere în primul rând alegerea cu deosebită atenție momentului oportun în care să demareze proiectul de modernizare.

Există mai multe modalități de a stabili momentul începerii acțiunii de retehnologizare:

în funcție de programul de modernizare stabilit de Hidroelectrica ca urmare a strategiei elaborată pentru o perioada mai mare de timp. Acest program vizează de regulă CHE de putere mare, sau zone cuprinzând mai multe hidrocentrale ale unei amenajări.

în funcție de îndeplinirea normei de ore de funcționare necesare pentru intrarea în reparație capitală a hidroagregatelor . Cu ocazia acestei acțiuni se pot moderniza părți ale hidroagregatului sau întreg echipamentul și instalațiile aferente.

ocazionat de un eveniment neprevăzut (avarie) al hidroagregatului sau al centralei, când cu ocazia intervenției pentru eliminarea părților afectate, se pot iniția și programe parțiale sau totale de modernizare.

ca urmare a determinării momentului oportun al intrării în procesul de modernizare, acolo unde se aplică conceptul de mentenanță predictivă și ca atare exista un sistem de urmărire a evoluției tehnice în timp, a echipamentelor și instalațiilor bine pus la punct.

în alte situații ordonate, când deciziile au la baza considerente de politică energetică neprevăzute în strategiile existente.

Obiectivele minime care se stabilesc la demararea proiectelor de modernizare vizează în primul rând următoarele

asigurarea a încă un ciclu de funcționare pentru hidroagregatele sau centralele modernizate/retehnologizate.

creșterea gradului de utilizare a potențialului hidroenergetic al CHEMP prin creșterea puterii disponibile și a energiei anuale, sau măcar readucerea parametrilor la situația acestora de la punerea în funcțiune;

aducerea capacităților de producție/retehnologizate la nivelul performanțelor energoeconomice al centralelor hidroelectrice pe plan mondial;

creșterea operatibilității și a siguranței în funcționare, automatizarea și conducerea informatizată a procesului în hidrocentrale;

creșterea eficienței în valorificarea energiei produse și a serviciilor de sistem, în condițiile liberalizării pieței de energie electrică;

utilizarea mai eficientă a personalului de exploatare a centralelor;

mărirea atractivității pentru capacitățile ce se supun procesului de privatizare.

Astfel, pentru situația analizată din cadrul UHE Oradea, CHEMP LEȘU, prin punerea în practică a soluțiilor de modernizare a instalațiilor menționate în lucrarea de față, obiectivele menționate mai sus sunt atinse atât din punct economic cât și din punct de vedere tehnic.

Soluțiile tehnice stabilite se încadrează în direcția trasată la nivelul Hidroelectrica prin implementarea unor proiecte de modernizare /retehnologizare care să a sigure o continuitate și trasabilitate în cea ce privește utilizarea de echipamente compatibile din punct de vedere tehnic care pot fi deasemenea integrate în sisteme informatice de tip SCADA la nivelul Hidroelectrica SA și la nivelul de coordonării Sistemului Energetic Național.

IV. II Rezultatele cu caracter economic obținute în urma modernizării.

Prin atingerea obiectivelor cu caracter tehnic menționate în subcapitolul precedent, se obține implicit și realizarea obiectivelor cu caracter economic ce privesc valorificarea cât mai eficientă a resurselor hidroenergetice a amenajării hidroenergetice Drăgan-Iad.

În acest sens se pune în valoare creșterea eficienței în valorificarea energiei produse și a serviciilor de sistem, în condițiile liberalizării pieței de energie electrică, serviciile de sisterm oferite de Hidroelectrica SA fiind deosebit de importante pentru funcționare a în siaguaranță a Sistemului Energetic Național.

Hidroelectrica deține calificarea în baza Licenței 333 pentru efectuarea de servicii de sistem ,,reglaj primar frecventă putere,, prețul energie livrare ca urmare a efecuării acestor servicii de sistem fiind stabilite de OPCOM și ANRE.

Hidroelectrica sigură 90% din servicii de sistem ,,rezervă reglaj secundar frecvență – putere,, datorită capacităților deosebite a hidroagregatelor energetice în cea ce privește flexibilitatea și reglarea rapidă a parametrilor calitativi și cantitativi ai energiei electrice produse.

Rezerva de reglaj secundar este rezervă care, la abaterea frecvenței și/sau soldului SEN de la valoarea de consemn, poate fi integral mobilizată, automat, într-un interval de maximum 15 minute. Rezerva de reglaj secundar are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar si de a readuce frecvența și soldul SEN la valoarea programată.

Operatorul de Transport și Sistem (OTS) stabilește, atât în vederea programării și planificării funcționării grupurilor cât și în dispecerizare, rezerva de reglaj secundar necesară și repartizarea sa pe grupuri .

Producătorii asigură, în limitele caracteristicilor tehnice ale grupurilor, rezerva de reglaj secundar conform solicitării Operatorului de Transport și Sistem (OTS) .

La asigurarea serviciilor tehnologice de sistem ,,rezervă terțiară rapidă,, ponderea producătorului hidro este covârșitoare fiind de 81%.

Rezerva de reglaj terțiar (rezerva “minut ”) are rolul de a asigura refacerea rapidă (maximum 15 min.) a rezervei de reglaj secundar și de a participa la reglarea frecvenței și a soldului SEN programate. Rezerva “minut ” este furnizată sub forma de rezervă turnantă sau sub forma de rezervă terțiară rapidă. Rezerva “minut ” se încarcă de caăre producători, la dispoziția , Operatorului de Transport și Sistem (OTS) pe durata solicitată.

Hidroelectrica asigură deasemenea servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura stabilitatea tensiunii în nodurile de rețea. Stabilitatea tensiunii se realizează sub coordonarea Operatorul de Transport și Sistem (OTS), prin participarea cu instalațiile proprii de reglaj, a producătorilor, a Transelectrica si a consumatorilor..

Hidroelectrica asigură Servicii de sistem tehnologice utilizate pentru a asigura/ restaurarea funcționării SEN la rămânerea fără tensiune, în cazul unor avarii extinse sau al unui colaps de sistem.[ ]

Restaurarea rapidă a funcționării SEN se realizează utilizând surse de tensiune, astfel:

grupuri generatoare cu autopornire;

grupuri generatoare izolate pe servicii proprii;

grupuri generatoare insularizate pe o zona de consum;

interconexiuni cu sistemele electroenergetice vecine.

Sursele de tensiune trebuie să permită realimentarea serviciilor auxiliare ale grupurilor generatoare care nu au reușit izolarea pe servicii proprii, precum și ale centralelor electrice și stațiilor incluse în traseele de restaurare.

Participarea grupurilor generatoare la restaurarea funcționării SEN este asigurată prin conditiile de racordare sau/și prin Planul de restaurare a funcționării SEN, în funcție de necesități.

Hidroelectrica este un participant activ a pieței de energie tranzacționând în prezent pe Piața Concurențială, un număr important de contracte de vânzare-cumpărare de energie electrică, dintre acestea fiind încheiate urmare a participării la licitații organizate pe Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB) și Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale cu Negociere Continuă (PCCB NC).

Astfel modernizarea centralelor hidroenergetice asigură o sursă importantă în valorificarea la maxim a serviciilor de sistem importante și care aduc beneficii financiare deosebite pentru Hidroelectrica SA.

Prin modernizarea instalațiilor și echipamentelor CHEMP Leșu crește gradul de siguranță în funcționare a instalațiilor, fapt care conduce la reanalizrea modului de exploatare a echipamentelor.

În acest sens se poate afirma faptul că modernizarea echipamentelor de producere a energiei eletcrice, precum și implementarea în cadrul acestui proiect a informatizării și dezvoltării rețelelor de transmitere a datelor, facilitează elaborarea și punerea în practică a unei strategii de monitorizare a CHEMP de la distanță, fară implicarea directă a personalului de exploatare.

tab. 4.1. ore de funcționare a hidroagatului din CHEMP LEȘU

Datorită faptului că retehnologizarea va duce la o fiabilitate sporită a echipamentelor, timpii de oprire necesari pentru intervenții accidentale și mentenanță planificată vor fi reduși, va conduce la creșterea disponibilității hidrocentralei.

După finalizarea proiectului de retehnologizare se preconizează ca numărul de ore de funcționare să se dubleze și astfel energia produsă să crească direct proporțional, astfel pentru

4 180h de funcționare energia produsă se ridică la 4180 x 3,4 = 14 212 MWh

Daca se ține cont și de unele aspecte care rezultă din experiența de exploatare a bazinului hidrografic și de energia de proiect se poate concluziona că rezultatele modernizării se pot încadra astfel :

tab. 4.2 estimări privind rezultatele modernizării

După finalizarea proiectului de modernizare prezentat într-un mod mai succint în această lucrare, centrala hidroelectrică de mică putere Leșu va putea funcționa în condiții de siguranță sporită în exploatare și de ecconomicitate maximă prin monitorizarea directă a Dispecerul hidroenergetic de amenajare DH Cluj. Personalul de exploatare poate fi restructurat prin repartizarea în alte centrale sau trecerea la pensionare ținând cont că media de vârstă în cadrul UHE Oradea este destul de mare.

Modernizarea centralelor hidroelectrice de mică putere face parte din programul elaborat la nivelul societății de producere a energiei electrice în hidrocentrale Hidroelectrica SA , program care are ca obiectiv privatizarea unor obiective hidroenergetice.

CHEMP Leșu nu este deocamdată inclusă în acest program dat fiind faptul că structura amenajării hidroenergetice Drăgan – Iad are o configurație aparte, fiind integrate în procesul de valorificare a potențialului hidroenergetic trei centrale hidroelectrice care au rol esențial în realizarea reglajului secundar frecvență-putere. Această configuranță a amenajării nu facilitează exploatarea CHEMP Leșu în regim autonom, deci privatizarea acestei centrale nu este deosebit de atractivă pentru investitorii privați.

Faptul că barajul Leșu este proprietatea A.B.A. Crișuri este de asemenea un inconvenient pentru investitorii privații care ar dorii să exploateze acest obiectiv hidroenergetic fâră restricții inpuse de terțe societăți care nu sunt implicate în mod direct în cadrul SEN.

Dacă se iau în considerare cele menționate în acest capitol se poate concluziona că modernizarea CEMP Leșu va atinge rezultatele scontate atît din punct de vedere tehnic cât și din punct de vedere economic, iar centrala hidroelectrică v-a rămâne integrată în amenajarea hidroenergetică Drăga-Iad fiind în continuare gestionată de Hidroelectrica SA, societate de top în cadrul producătorilor de energie electrică și furnizoare de servicii de sistem specializate.

Concluzii

În contextul energetic actual, atât pe plan mondial cât și pe plan european, politicile energetice arată o tendință de a pune din ce în ce mai mare accent pe utilizarea energiilor regenerabile, care nu poluează, nu emit gaze cu efecte de seră și nu în ultimul rând sunt inepuizabile.

La sfârșitul lui 2015 la Paris s-a stabilit direcția care trebuie să urmărim cu toții dacă vrem să acordăm o șansă generațiilor care vin după noi.

Rămâne de văzut dacă interesele naționale, politice și economice vor fi puse pe plan secund și se va adopta o atitudine mai responsabilă din partea umanității în ceea ce privește dezvoltarea durabilă.

Uniunea Europeană se pare că este hotărât ca să urmeze acest drum și îndeamnă fiecare stat membru la acest lucru. România fiind și el membru în UE, voit sau forțat trebuie să urmeze acest trend și să crească aportul energiilor regenerabile în coșul final energetic.

Datorită infrastructurii deja existente în domeniul hidroenergetic din țara noastră, este alegerea perfectă să se facă investiții în această direcție, indiferent că sunt investiții publice sau private.

După cum am văzut avem un număr mare de microhidrocentrale pe teritoriul țării noastre care au fost construite în perioada comunistă, acum 20, 30 sau chiar 40 de ani, care sunt deja uzate fizic și moral, dar printr-un proces de modernizare ele ar putea din nou să atingă standardele tehnologice actuale și să cunoască o creștere de randament semnificativă.

Investițiile necesare pentru modernizarea acestor microhidrocentrale în majoritatea cazurilor ar fi doar o fracțiune din sumele necesare pentru construcția unei amenajări noi, astfel aceste investiții ar fi destul de fezabile.

Dacă luăm cazul CHEMP LEȘU, investițiile necesare prezentate mai sus ar ajunge aproximativ la suma de aproximativ 2 milioane de euro, care trebuie să admitem este o sumă destul de mare, dar este mult mai mică decât suma care ar fi necesară pentru construirea unei amenajări hidroenergetice de la zero.

Chiar dacă politicile energetice actuale din țară care privesc certificatele verzi este în impas, investiția de la CHEMP Leșu s-ar recupera în aproximativ 6 ani.

Creșterea randamentului centralei se concretizează și prin:

reducerea cheltuielilor din programul de mentenanță care la momentul actual este deosebit de amplu având în vedere vechimea echipamentelor și gradul de uzură a acestora.

scăderea consumului propriu tehnologic ca rezultat a înlocuirii echipamentelor cu consum sporit de energie, conduce de asemenea la creșterea randamentului global a centralei.

scădere numărului de ore de staționare datorită indisponibilități accidentale cauzate de incidente sau defecțiuni conduce la o disponibilitate mai mare a hidroagregatului și implicit la o producție sporită de energie electrică.

Eliminarea cheltuielilor cu personalul (centrala va funcționa fără personal)

Contribuirea la realizarea de servicii tehnologice de sistem în cadrul UD REMU

Obținerea și valorificarea de certificate verzi pentru producerea de energie electrice din surse regenerabile (CHEMP Leșu)

Este adevărat că în urma procesului de modernizare s-ar pierde și câteva locuri de muncă, dat fiind faptul că o mare parte din procesele din centrală ar deveni automatizate și controlate de la distanță, dar într-o economie de piață trebuie să fii eficient și să controlezi costurile cât se poate mai eficient.

După modernizarea CHEMP Leșu această unitate energetică ar fi una dintre cele mai moderne centrale hidroelectrice de mică putere din țară, care s-ar putea fi controlată chiar și de pe telefonul mobil al operatorilor, dacă e cazul. Modernizarea obiectivului crește siguranța în exploatare, care este un lucru important în domeniul energetic, unde au loc cazuri de accidente destul de grave.

Nu în ultimul rând în urma retehnologizării această bucată din istoria hidroenergeticii românești ar mai primii o șansă să aducă lumină în casele a miilor de oameni încă pe o perioadă de 30 de ani, dovedind că România dorește să meargă înainte pe drumul dezvoltării durabile, care să ofere șanse egale generațiilor următoare care vin după noi.

BIBLIOGRAFIE

[1]. Dragos Zachia Slatea , Studiu privind evaluarea potențialului energetic actual al surselor regenerabile de energie în Romania. Energetica, ISSN: 1453 -2360 nr.1/2010

[2]. I. Postelnicu , revista Energetica ICEMENERG, ISPE, 2010 Analiza Economica Pe Proiecte In Domeniu SRE. Studii de caz.

[3]. A. V. Paraschivescu. B. Popa, Introducere în utilizarea energiei apelor. Editura Politehnica, Bucuresti, 2007, ISBN 978-973-7838-36-0

[4].Paul Gheorghiescu, Probleme tehnice și economice privind valorificarea micropotențíalului hidroenergetical României in condițiile aplicarii schemelor de sprijin. Energetica, ISSN: 1453 -2360 nr.2/2010

[5]. PB Power (UK) și ISPE (Romania), Studiul privind reorganizarea și dezvoltarea sectorului de producere a energiei electrice în România, în vederea creșterii siguranței și competitivității în condiții de piață liberă. Studiul de dezvoltare cu costuri mimine a sectorului de producere a energiei electrice

[6]. Gh. VUC , Gestiunea energiei și managementul proiectelor energetice, Ed. 2, Editura Orizonturi Universitare, Timișoara,

[7]. Planul de management al bazinului hidrogarafic Crișuri.

[8]. Regulament de exploatare a resurselor de apă din bazinul hidrografic Crișuri

[9]. I.POPA Energia și mediul; Energetica, ISSN: 1453 -2360 nr.10/2012

[10]. Hidroelectrica SH Cluj PO.HE. DE. S1. Procedura implementare sisteme SCADA in instalatiile Hidroelectrica

[11].Hidroelectrica SH Cluj Regulament de exploatare a amenajării hidroenergetice Drăgan Iad

DECLARAłIE DE AUTENTICITATE

A

LUCRĂRII DE FINALIZARE A STUDIILOR

Titlul lucrării Studiu privind modernizarea unei central hidroelectrice de mică putere.

Studiu de caz :CHEMP LEȘU

Autorul lucrării BOTIȘ OVIDIU

Lucrarea de finalizare a studiilor este elaborată în vederea susținerii examenului de finalizare a studiilor organizat de către Facultatea IEMI din cadrul Universității din Oradea, sesiunea IULIE a anului universitar 2016-2017.

Prin prezenta, subsemnatul (nume, prenume, CNP)

Nume BOTIȘ

Prenume OVIDIU

CNP 1940711055132, declar pe proprie răspundere că această lucrare a fost elaborată de către mine, fără nici un ajutor neautorizat ẟi că nici o parte a lucrării nu conține aplicații sau studii de caz publicate de alți autori.

Declar, de asemenea, că în lucrare nu există idei, tabele, grafice, hărți sau alte surse folosite fără respectarea legii române ẟi a convențiilor internaționale privind drepturile de autor.

Oradea,

Data 03 07 2017

Semnătura

botiș