Managementul amenajarilor hidroenergetice studiu de caz [311601]
[anonimizat]
1.1. CONSIDERAȚII PRIVIND AMENAJĂRILE HIDROENERGETICE
Introducere
Energia este un cuvânt de origine greacă (forță acțiune) reprezintă capacitatea pe care o posedă un sistem de corpuri de a produce lucru mecanic sau echivalentul acestuia.
O [anonimizat], [anonimizat], [anonimizat] , energie calorică sau termică.
[anonimizat] (energie radiativă) [anonimizat]. [anonimizat]. Optimizarea dinamică mai complexă pentru a determina în timpul real un sistem sau procedeu.
Rezolvarea unei probleme de optimizare presupune cunoașterea unei funcții obiective și o funcție cost .
Optimizarea dinamică cu și fără restricții presupune identificarea a două regimuri de identificare maxima și minimă.
Exprimată prin relația:
Energia hidroelectrică este o [anonimizat] (nepoluantă), regenerabilă prin ciclul hidrologic și ușor adaptabilă cu cererile variabile de consum în sistem. [anonimizat] o deține în producția de energie electrică pe plan planetar.
Uzinele hidroelectrice lucrează cu randamente de 85…90 %, aproape dublu decât cel al uzinelor electrice pe bază de combustibil fosil. [anonimizat] a resurselor existente și poluarea atmosferei prin emisiunile de gaze rezultate din arderea combustibililor fosili (cărbune, petrol, gaze naturale).
Potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de 36.000 GWh/[anonimizat] a [anonimizat], circa 30.000 GWh/an (potențial economic amenajabil).
1.2. SITUAȚIA ACTUALĂ A AMENAJĂRILOR HIDROENERGETICE DIN ROMÂNIA
Potentialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este evaluat la cca 17308 GWh / [anonimizat], căruia îi corespunde o putere instalată P = 6335,32 MW. În prezent este amenajat cca 40 % din potentialul tehnic amenajabil fiind instalați 5880 MW, cu o producție anuală medie de 16200 GWh / an. În ultimii ani energia produsă pe cale hidraulică a reprezentat 25…30 % [anonimizat] a permis, în general, o acoperire satisfacatoare a vârfurilor de sarcina ale consumatorilor din sistem.
În condițiile economiei de piață în care consumatorii industriali au posibilitatea de a-[anonimizat] o marfă greu vanzabilă. [anonimizat] a-[anonimizat]. Pe termen mediu și lung energia hidroelectrică este singura care va avea o [anonimizat]. Pe baza celor prezentate se conturează clar necesitatea de a [anonimizat], ale țării noastre. [anonimizat], precum Franța, Italia, Elveția, Austria și altele, s-a amenajat 70…90 % din potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil constituie un argument suplimentar că trebuie găsite soluțiile economice pentru reluarea în ritm susținut a activității în domeniul amenajărilor hidroenergetice din țara noastră.
Șanse sporite de finantare din diverse resurse interne sau externe vor avea amenajările hidrotehnice complexe, deservind cât mai multe folosințe. O amenajare hidroelectrica, chiar dacă are folosința principală producerea de energie electrică, deservește de obicei mult mai multe folosințe, ca : protejarea mediului înconjurator prin regularizarea debitelor și combaterea inundațiilor în aval de amenajare, alimentari cu apă pentru consumatori industriali și casnici, irigații, piscicultura, turism și agrement etc. În aceste condiții apare rațional ca investiția să fie suportată de toți beneficiarii amenajării, pe baza unor criterii construite pe principiile economiei de piață.
Resursele financiare importante pot fi obținute prin atragerea capitalului privat international și autohton. Acest sistem, care a condus la rezultate bune în multe țări în curs de dezvoltare, între care și Turcia, poate fi aplicat, de exemplu în varianta BOT (build, operate, transfer).
El constă în concesionarea amenajării pe o perioadă de timp în care investitorul privat își recuperează investiția și obține un profit rezonabil, perioada după care lucrarea este transferată în proprietate publică.
Problema de prima importanță în prezent în acest domeniu în țara noastră este regândirea concepției amenajărilor hidroenergetice, care urmează a fi realizate astfel încât să corespundă cât mai bine noilor cerințe economice și sociale.
Sistemul hidroenergetic românesc (partea aflată în administrarea S.C. Hidroelectrica S.A.) are în structura sa două categorii de centrale hidroelectrice – privite din prisma modului în care se poate face planificarea de energie electrica anuala :
a. centrale pe firul apei fără posibilități de regularizare a debitului mai mare decât un interval zilnic / saptămânal ;
b. centrale cu acumulare sezonieră / anuală / multianual și cascadele de centrale aval (ce beneficiază de efectul regularizator al lacurilor "cap de cascadă").
Energia anuală pentru aceste centrale înglobează și energia centralelor din cascada de centrale pe care o controlează.
Centralele pe firul apei (a.) produc 9511 GWh / an (59,2 %), centralele cu lacuri de acumulare (b.) produc 6442 GWh / an (40 %), restul de 117 GWh/an (0,8 %) fiind produși de CHE de mică importanță.
2.1. PRODUCȚIA DE ENERGIE PRODUSĂ ÎN HIDROCENTRALE
Relația generală de calcul a producției de energie anuală a unei centrale hidroelectrice este :
E=9,81·, (2.1)
unde : Qt – debitul utilizat (turbinat) [ m3 / s ] ;
η – randamentul total de transformare a energiei hidraulice în energie electrică ;
Hnm – căderea netă medie în intervalul de funcționare [ m ].
Debitul turbinat poate avea valorile :
Qt = Qafl, pentru CHE pe firul apei,
sau : Qt = Qafl S(H), pentru CHE cu lacuri de acumulare,
unde : S(H) = S – suprafața lacului dedusă din ecuația suprafeței lacului pentru un anumit nivel H ;
H – nivelul lacului de acumulare.
Semnul lui S(H) provine din evoluția nivelului în lac pe durata intervalului considerat ("+" de stocare din volumul lacului, iar "-" acumulare în lac).
Rezultă în mod evident că valoarea producției anuale de energie a unei centrale poate fi determinată dacă se determină (prognozează) valoarea debitelor afluente (Qafl) pe intervalul pe care se dorește planificarea producției de energie.
2.2. FURNIZAREA DE SERVICII DE SISTEM
Serviciile de sistem – sunt acele servicii asigurate de regulă de către producători de energie (centrale electrice) necesare pentru menținerea nivelului de siguranță și securitate în funcționarea sistemului energetic precum și a calității energiei electrice furnizate consumatorilor.
Cei doi parametrii fundamentali de calitate ai energiei electrice sunt frecvența și tensiunea.
Specific proceselor ce se produc într-un sistem energetic este faptul că echilibrul producție – consum se realizează dinamic în timp real și are ca rezultat stabilitatea frecvenței.În sistemul energetic românesc frecvența trebuie mentinută în limitele 50 0,2 Hz.
Menținerea tensiunii într-un sistem energetic (zonă de rețea) este în funcție de echilibrul energiilor magnetizate produse / generate în rețea și cele consumate / absorbite de către consumatori.
La sistemul energetic românesc tensiunile pe linii și la punctele de alimentare trebuie menținute în limitele Un 5 % (Un fiind tensiunea nominală de funcționare a rețelei și având valorile standardizate de 0,4 ; 20 ; 110 ; 220 ; 400 și 750 kV.
Este un lucru unanim recunoscut că CHE asigură pentru SEN cvasitotalitatea serviciilor de sistem.
Acest lucru este datorat următoarelor avantaje pe care le au CHE față de alte tipuri de centrale și anume :
– timpi de pornire / oprire foarte reduși 2 – 4min. / 4 – 6 min. (din staționare până în sarcina minimă) ;
– viteza de variație a sarcinii 10 MW / min. (turbine KAPLAN), 80 – 100 MW / min. (turbine PELTON) ;
– banda de putere permisă pentru variația de sarcină de la 15 – 20 % Pn la 100 – 110 % Pn ;
– funcționarea cu randamente ridicate la sarcini parțiale ;
– posibilitatea de funcționare în regim compensator sincron în regim de motor sincron pentru furnizarea de energie reactivă (regim supraexcitat) sau absorție de energie (regim subexcitat).
Enumerăm în cele ce urmează modurile în care, CHE asigură necesarul de servicii de sistem al SEN :
reglajul primar de frecvență – putere : este un serviciu ce trebuie asigurat de toate agregatele unităților de producere din SEN (inclusiv turbogenerator și generator CHE).
Asigurarea reglajului primar de căte hidroagregat ne este un serviciu plătit ci o obligație impusă la calificarea centralelor ca producător de energie electrică.
reglajul primar frecvență – putere se asigură automat prin caracteristica de statism a sistemului de reglaj a turației.
Este cunoscut că fiecare sistem de reglaj are o caracteristică putere – frecventa statică ca în figura 2.
P
Figura 2 : Caracteristica putere – frecvență statică
La creșterea frecvenței hidrogeneratorul se descarcă de putere activă în timp ce la scăderea frecvenței sarcina activă va crește.
s= (2.2)
Mărimea variației puterii ΔP rezultă din mărimea de mai sus și este
ΔP=s (2.3.)
unde : ΔP – puterea nominală a hidroagregatelor ;
fn – frecvența nominală a SEN ;
Δf – variația de frecvență [ mHz ] ;
s – statismul regulatorului [ % ].
Hidroagregatul ce funcționează în SEN are valori ale statismului între 4,5 – 8%, iar gradul de insensibilitate (valoarea minimă a abaterii de frecvența la care se produce modificarea puterii active) de 20 – 200 mHz.
Practic puterea mobilizată pentru reglajul primar frecvență – putere de către hidroagregate are valori de 4 – 5 % Pn respectiv valori de 40 – 100 MW. Timpul pentru mobilizarea reglajului primar integral este de 30 minute iar durata de mobilizare trebuie să fie de minim 15 secunde.
Este necesar însă pentru folosirea reglajului primar frecvență – putere ca grupurile aflate în funcționare la un moment dat să funcționeze având rezervată banda de reglaj primar respectiv să funcționeze la puteri inferioare valorilor de (0,95 – 0,96) Pn.
reglajul secundar frecvența – putere : servește pentru readucerea frecvenței la valoarea nominală și a puterilor de schimb cu sistemele vecine la valorile programate după ce a fost epuizată intervenția reglajului primar pe baza unei rezerve care poate fi mobilizată automat în 15 minute.
Aceasta înseamnă că anumite hidroagregate aflate în funcțiune (și prevăzute cu instalație de reglaj frecventa – putere conectate la regulatorul central al DEN) au rezervată o bandă de reglaj proporțională cu puterea nominală a hidroagregatului.
Pe durata procesului de reglaj puterea hidroagregatului poate varia în funcție de variația frecvenței între Pmin și Pnom în conformitate cu ordinul de reglaj primit de la unitatea centrală.
Figura 3
Rezerva de reglaj secundar frecvență – putere se contractează de la producători calificați și este un serviciu de sistem plătit. Capacitățile calificate și pentru rezerva de reglaj secundar de către S.C. Hidroelectrica și caracteristicile tehnice ale acestora asigură în prezent 90-95% din necesarul de reglaj secundar al SEN.
Valoarea totală a benzii de reglaj secundar frecventa – putere este de 280 – 300 MW.
rezerva turnantă : reprezintă acea rezervă de putere localizată pe hidroagregatele aflate în rotație (în regim de compensator sincron) ce poate fi mobilizată în timp de maxim 5 minute pentru o durată nelimitată și care servește pentru restabilirea echilibrului producție – consum respectiv aducerea frecvenței la valoarea nominală.
Hidroagregatele de putere mai mare au rezervată o bandă de putere destinată încărcării / descărcării de putere activă prin comandă manuală dată de DEN atunci când în cazul înregistrării unei abateri de la frecvența nominală intervenția reglajului primar și a reglajului secundar nu au condus la restabilirea frecvenței.
Serviciul rezervă turnantă se contractează de la producătorii calificați.
Valoarea totală a puterii în rezervă turnantă contractată de la S.C. Hidroelectrica S.A. este de 300 MW.
Prognozarea puterii în rezervă turnantă se face zilnic pentru fiecare interval orar pe hidroagregatele aflate în funcțiune în regim de generator.
Atunci când puterea în funcțiune este redusă (goluri de sarcină, zile de sarbatoare) și nu se poate asigura rezerva unei puteri totale de 300 MW se pot utiliza pentru progamare hidroagregatele ce pot functiona în regim de compensator considerându-se că prin trecerea în regim generator (operație ce se realizează în cca. 1 – 1,5 sec.) se poate utiliza ca rezerva turnantă întrega putere a hidrogeneratorului (puterea nominală).
serviciul "rezerva tertială rapidă" : se realizează de către toate hidroagregatele centralelor hidroelectrice din portofoliu (toate îndeplinind condiția ca pornirea și preluarea sarcinii să se realizeze în maxim 30 min.) dar sunt preferate centrale cu puteri unitare mai mari.
Pentru serviciul rezervă terțiala rapida se planifica acele grupuri care nu au fost prevăzute în oferta de energie sau oferta pentru alte servicii de sistem.
reglajul secundar al tensiunii ( U / Q ) : asigurarea echilibrului între puterea reactivă consumată de receptorii de energie magnetizantă din sistem și sursele generale ale acestei energii reprezintă conditia principală pentru menținerea unui nivel al tensiunilor în nodurile sistemului în limitele normate.
Prin condiția de licențiere ca producător de energie electrică, grupurile generatoare din SEN sunt obligate să aibă asigurat reglajul primar al tensiunii prin intermediul regulatoarelor automate de tensiune.
A asigura reglajul primar de tensiune înseamnă a avea posibilitatea de generare (regim inductiv) / absorbire (regim capacitiv) a energiei reactive în benzile primare stabilite pe diagrama P-Q a fiecărui generator (figura 4).
Figura 4 : Diagrama P – Q a generatoarelor
Serviciul "reglaj secundar al tensiunii" plătește numai energia reactivă produsă / absorbită în benzile secundare de reglaj stabilite de diagrama P-Q a fiecărui generator.
3.1. INDICATORI CARACTERISTICI AI VARIAȚIEI CONSUMULUI DE ENERGIE ELECTRICÃ
Variația în timp a consumului de energie electrică se poate evidenția printr-un sistem de indici care se referã la CS zilnice, lunare, precum și la variația anuală a sarcinii.
Mărimile caracteristice ale variației consumului sunt :
Ei – energia consumată (Ez – energia zilnică, El – energia lunară, Ea – energia anuală) ;
PMi – sarcina maximă (PMz – zilnică, PMl – lunară, PMa – anuală) ;
Pmi – sarcina minimă (Pmz – zilnică, Pml – lunară, Pma – anuală);
Sarcina medie pe o perioadă caracteristică de timp, având durata T0i ore (pentru 1 zi T0z = 24 h, pentru o lună de 30, respectiv 31 de zile, T0l = 720 sau 744 h, pentru un an Ta = 8760 h), notatã cu , se determină din relația :
Ei=T0i; (3.1)
Indici sintetici, care indică limitele de variație a sarcinii în jurul valorii medii, sunt :
factor de aplatisare γi dat de raportul dintre puterea medie și cea maximă :
γi= (3.2.)
2. raportul αi dintre sarcina minimă și cea maximă
αi= (3.3)
Acești indici se pot aplica la CS zilnice, săptămânale, lunare și anuale.
Pentru CS zilnice se folosește și raportul β dintre sarcina minimă de zi Pβ și sarcina maximă zilnică :
β= (3.4.)
Un indice sintetic al CS îl reprezintă durata de utilizare (zilnică, lunară, anuală) Tui a sarcinii maxime din perioada de timp corespunzătoare:
Tui=[h/zi,h/lună,h/an] (3.5.)
3.2. ÎNCADRAREA CENTRALELOR ELECTRICE ÎN CURBA ZILNICĂ DE SARCINĂ
Luând drept criteriu regimul de funcționare al centralelor electrice care se poate idealiza sub formă de benzi orizontale – CS zilnice se pot divide în trei zone caracteristice (figura 5) :
zona de vârf, situată deasupra puterii minime de zi, caracterizată prin puterea (Pvz) și respectiv energia (Evz) zonei de vârf.
zona de semivârf, cuprinsă între puterea minimă de zi și
cea minimă de noapte, care determină puterea (Psz) și energia (Esz) de semivârf.
zona de bază, situată sub puterea minimă de noapte având puterea (Pbz) și energia (Ebz) de bază.
Centralele electrice care ar funcționa cu toată puterea în zona respectivă ar trebui, în zona de vârf, să pornească și să oprească de două ori pe zi și în zona de semivârf o dată pe zi iar în zona de bază ar putea funcționa continuu.
Figura 5 : Zonele caracteristice ale CS zilnice
Indicii celor trei zone caracteristice sunt :
ponderea puterii P și energiei E a fiecărei zone față de puterea maximă și energia zilnică
duratele de utilizare zilnică T a puterilor de vârf și semivârf
De exemplu, indicii carcteristici ai zonei de vârf sunt :
pvz =[h/zi] (3.6.)
În mod similar se determinã indicii și pentru celelalte zone.
Se remarcă :
pvz+psz+pbz = 1 ; evz+esz+ebz = 1 ; pbz = αz ; Tbz = 24 h/zi (3.7.)
Pentru stabilirea locului pe care-l poate ocupa în graficul zilnic de sarcină o centrală electrică se utilizează "curba de analiză a graficului de sarcină".
Curba de analiză constă în reprezentarea grafică a valorilor funcției energie E = E (P), (figura 6), unde :
E(P)=,P[0,Pmax] (3.8.)
Pe curba de analiză o centrală programată să funcționeze cu energie ECHE poate fi plasată să funcționeze în mai multe zone, rezultând valori diferite ale puterii de funcționare.
În cazul centralelor pe firul apei, atunci când se încearcă încadrarea în zona de semivârf pot apărea situațiile prezentate în figura 6.
Figura 6 : Curba de analiză a graficului de sarcină
Figura 7 : Variațiile posibile de încărcare în curba zilnică de sarcină a centralelor pe firul apei
Situațiile 1 și 2, valorile energiilor zilnice, E1, E2, conduc prin încadrarea în zona de semivârf la puteri Pi mai mici decât puterea disponibilă a centralei sau cel mult egală cu aceasta.În aceste situații întreaga energie produsă este considerată energie de semivârf.
În cazul 3, valorile energiei zilnice E3, conduc la o încadrare în zona de semivârf la puteri ce depășesc puterea disponibilă a centralei, este evident că o parte din energie trebuie încadrată în zona de bază.
Se procedează la modificarea încadrării ca în figura 7.b. și se determină Eb și Esvf. La limită se ajunge la situația în care întreaga energie să fie energie de bază.
Ansamblului de CHE cu mari lacuri proprii de acumulare i se repartizează o porțiune a curbei de sarcinã care cuprinde, în cazul general, o parte din zonele de vârf, semivârf și bază.(figura 8).
Figura 8 : Încadrarea ansamblului de CHE cu mari acumulări în curba de sarcină zilnică
Suprapunând cele trei zone se obține graficul de funcționare a ansamblului de centrale studiate indicat în figura 9.
Figura 9 : Graficul de funcționare zilnică al grupului de CHE cu acumulare
4.1.CARACTERISTICILE ENERGIEI
Principalele caracteristici ale energiei hidraulice sunt :
Energia hidraulică este o sursă inepuizabilă, care se regenerează continuu datorită circuitului permanent al apei în natura .
Randamentul de transformare al energiei hidraulice în energie electrică este ridicat, fiind de 0,7-0,85, iar tehnologia de transformare a energiei hidraulice în energie electrică este verificată atât pentru amenajări mari, cât și pentru cele mici.
Energia hidraulică reprezintă o componentă a folosirii complexe a cursului de apă. Asigurarea cu apă potabilă și industrială, a debitelor necesare pentru irigații, îmbunătățirea sau crearea condițiilor de navigație, atenuarea viiturilor ș.a. pot fi obținute, parțial sau total, prin realizarea corespunzătoare a amenajărilor hidroelectrice.
Prin aceasta, amenajările hidroelectrice sunt elemente motor al dezvoltării zonelor adiacente, cărora le asigură apa și energia electrică, elemente strict necesare punerii în valoare a altor resurse naturale, fiind un catalizator al îmbunătățirii condițiilor de viață ale populației.
Energia hidraulică nu este poluantă, astfel că nu apar de regulă restricții sub acest aspect. Realizarea lacului de acumulare poate însă perturba echilibrul ecologic prin influența lor multiplă și complexă. Din această cauză, în ultimul timp se studiază impactul marilor amenalări hidroelectrice asupra medilui ambiant.
Amenajările hidroelectrice au o durată de viată înddelungată și cheltieli anuale de productie reduse. Aceste elemente le fac deosebit de atractive în situația actuală, în care costul combustibilului a crescut mult, rezultând în multe cazuri mai economice decât centralele termoelectrice, chiar dacă necesită investiții inițiale sensibil mai mari decât acestea.
Amenajările hidroelectrice se caracterizează prin manevrabilitatea lor ridicată în exploatare, putând prelua cu ușurință energia modulată dată de variațiile de sarcină ale consumatorilor. Totodată, prin acumularea apei în lacuri – gravițional sau prin pompaj – se stochează energia hidraulică ce poate fi apoi transformată rapid în energie electrică.
Caracteristicile tehnice și funcționale ale AHE
Variația în timp a consumului de energie electrică pune în evidență o serie de probleme tehnice legate în special de acoperirea părți variabile a curbelor de sarcină.
Cerințele tehnice principale pe care trebuie să le îndeplinească centralele care participă la acoperirea acestei zone sunt:
Viteza de încărcare mare, în MW/min, pentru a putea prelua panta rapidă de creșterea a sarcinii în orele de vârf.
Pornirea într-un timp scurt, pentru a putea participa la acoperirea părții variabile a curbelor de sarcină.
Posibilitatea de prelucrare a variațiilor bruște de sarcină.
Randamente ridicate la funcționarea cu sarcini variabile â.
Posibilitatea de funcționare la un minim de sarcină cât mai scăzut.
Siguranța în exploatare în variații de sarcină și în timpul proceselor tranzitorii legate de pornirea grupurilor.
Datele hidrologice disponibile
Debitul este unul din parametrii principali ai puterii și capacității de producție a AHE. Datele hidrologice disponibile constau din debite medii zilnice, lunare și anuale. După necesitățile calculelor energetice se utilizează și debite medii pe diferite intervale caracteristice din timp: perioada de ape mari de primăvară, cea de etiaj de vară și respectiv de de iarnă, perioada de golire sau de umplere a lacului de acumulare etc.
Debitele se poate exprima sub diferite forme, dintre care cele mai utilizate sunt:
debitul Q se exprimă în m2/s.
debitul specific al bazinului hidrologic q:
Stratul de apă scurs într-un interval de timp:
F este suprafața bazinului hidrologic [km2]
t – durata intervalului de timp
Debitul specific q permite compararea diferitelor bazine, iar stratul de apă scurs ht, compararea debitelor cu precipitațiile.
Variația unui șir de debite de aceeași natură Q, având n termeni se poate exprima prin șirul de coeficienți de debit kt:
Kt=Qt/Qm;
Qm este media aritmetică a șirului Q;
.
Principalele curbe caracteristice puse la dispoziție de hidrologice sunt:
Hidrograma debitelor, care prezintă variația cronologică a debitelor.
Curba de frecvență, care indică numărul de debite zilnice ce se găsesc intr-un interval de debite ales.
Curba de durată, care ordonează debitele unui șir continuu de valori după mărimea lor și nu în ordine cronologică, începând cu valoarea cea mai mare și terminând cu cea mai mică .
4.2. TIPURI DE AMENAJĂRI HIDROELECTRICE (AHE)
Amenajarea unui sector de râu se poate face, în principiu, în una sau mai multe trepte, prin AHE baraj, de derivație sau cu baraj și derivație. În figura 10 se prezintă sectorul de râu A – B – C a cărui amenajare se examinează în câteva scheme cu una și două trepte, prin AHE baraj și derivație.
Figura 10 : Posibilități de amenajare a unui sector de râu
a – amenajarea într-o singură treaptă ; b – amenajarea în două trepte
În cazul unei singure trepte, schemele numai cu baraj sau numai cu derivație, precum și cea cu baraj și derivație vor avea urmãtoarele producții de energie electrică :
E1B = 86400 CHTηTB (4.1)
E1D = 86400 AHTηTD (4.2.)
E1BD = 86400 BHTηTM (4.3.)
Fracționarea căderii totale HT în două trepte, HB și HC, prin realizarea unei AHE în secțiunea B va permite obținerea următoarei producții totale de energie electrică :
E2B = 86400 [BHBηT + CHCηTB2 ] (4.4.)
E2D = 86400 [AHBηT + BHCηTD2 ] (4.5.)
În relațiile de mai sus, A, B, C reprezintă debitul mediu al râului în secțiunile A, B și respectiv C (QA < QB < QC), iar ηTB și ηTD randamentul total de transformare al energiei hidraulice în energie electrică, în cazul amenajării baraj și respectiv de derivație.
Se constată cã producția maximă de energie electrică se obține în soluția cu o treaptă – baraj (1 B) care utilizează debitul maxim sub căderea totală. La asemenea amenajări, în general și ηTB este cel mai mare, datorită coeficientului maxim de utilizare al debitului, randamentului mai ridicat al turbinei și generatorului care sunt de putere mare etc.
Elementele prezentate pun în evidență avantajul energetic al AHE baraj față de cele de derivație. De asemenea, rezultă cã diminuarea producției de energie electrică este mai redusă în cazul treptelor de derivație de lungime mică, deoarece E1BD > E1D, E1BD > E2D și E2D > E1D.
În general realizarea AHE baraj se justifică economic în zonele de pantă mică a râului, iar derivațiile în zonele de pantă mare.
Pentru compararea diferitelor derivații se utilizează următorii indici caracteristici :
metri cãdere brutã realizați de un kilometru de aducțiune:
iD = [ m / km ] (4.6.)
potențialul teoretic liniar corespunzãtor la un kilometru de aducțiune :
pD = [ kW / km ] (4.7.)
pulsul de energie electrică obținut prin realizarea a un kilometru suplimentar de aducțiune :
ΔeD = [ GWh / km ] (4.8.)
unde : ΔED – pulsul de energie electrică adus AHE prin realizarea deri-vației ;
LD – lungimea aducțiunii [ km ] ;
hd – căderea brută obținută de aducțiune [ m ] ;
Ptl – puterea teoretică liniară [ kW ] a sectorului de râu amenajat de aducțiune.
AHE cu regularizare zilnică
Punerea în concordanță a debitului afluent pe râu cu cerințele foarte variabile de putere din cadrul unei zile, se realizează prin regularizarea zilnică a debitelor.
Pentru folosirea cât mai completă a potențialului hidroenergetic al cursului de apã funcționarea AHE urmãrește utilizarea maximă a debitului zilnic afluent. Din această condiție rezultã cã regularizarea zilnicã se aplică atunci când debitul afluent este mai mic decât debitul maxim turbinabil al AHE ; în perioadele în care debitul afluent este mai mare AHE funcționeazã în bază, la puterea maximã, pentru a produce cât mai multă energie electrică, surplusul de debit deversându-se.
Regularizare zilnică corespunde unui ciclu de regularizare
umplere – golire de o zi. Debitul afluent este regularizat pentru a acoperi sarcina electricã variabilă din cursul zilei respective.
AHE cu regularizare săptămânală
Analiza regularizării zilnice a debitelor pune în evidență că o perioadă îndelungată a anului se folosește numai o parte din volumul disponibil al lacului de acumulare. Diferența poate fi folosită în perioada de ape mici, pentru regularizarea săptămânală a debitelor, umplându-se lacul în zilele de repaus și repartizându-se volumul suplimentar astfel acumulat în zilele lucrătoare.
Regularizarea săptămânală se realizează cu următoarele ipoteze simplificatoare :
– debitul afluent în cursul săptămânii este constant ;
– volumul acumulat în zilele de repaus se repartizează egal în zilele de lucru ale săptămânii ;
– regularizarea zilnicã se considerã în cazul cel mai simplu cu un singur vârf zilnic.
AHE cu regularizare sezonieră și anuală
În cadrul regularizării sezoniere și anuale a debitelor se disting două perioade (semicicluri) caracteristice, de umplere și respectiv de golire a lacului AHE. Planurile globale ale semiciclurilor de golire și respectiv de umplere, precum și al ciclului de golire – umplere, urmăresc să determine volumul din lac care trebuie utilizat pentru a obține producția maximă de energie în perioada care se examinează (de golire, de umplere sau de umplere – golire).
Semiciclul de golire are loc într-o perioadă de timp caracterizată prin consum mare de energie electrică și debite afluente mici, ceea ce impune suplimentarea acestora cu apă din lacul de acumulare.
Producția de energie electrică în perioada de golire a lacului se determină în același mod, atât la AHE cu regularizare sezonieră, cât și la cele cu regularizare anuală, concluziile fiind valabile în ambele cazuri.
Pentru a asigura regularizarea sezonieră sau anuală a debitelor, AHE trebuie să dispună de un lac de acumulare important, fiind în general de tipul cu baraj și derivație sau AHE baraj de cădere medie sau mare. Din această cauză, în perioada de golire sau de umplere a lacului, oscilațiile principale de cădere sunt determinate de variația nivelului lacului.
4.3. REGULARIZAREA DEBITELOR. ROLUL LACULUI DE ACUMULARE
Lacul de acumulare, ca parte constitutivă a unei amenajări hidroelectrice, are o importanță primordială asupra puterii, mărimii și distribuției în timp a producției de energie electrică, precum și modul de utilizare a AHE în sistemul electroenergetic.
Lacurile de acumulare sunt realizate de baraje care contribuie și la crearea căderii AHE. Din aceastã cauză lacurile de acumulare influențează asupra ambilor parametrii ai AHE, debitul și căderea. Astfel, prin regularizarea debitelor în lac se realizează o redistribuire a acestora, acumulându-se în perioadele de ape mari și utilizând-o apoi în cele secetoase. Variațiile de nivel al apei în lac, determinate de regularizarea debitelor, au ca rezultat oscilații ale căderii AHE.
La amenajările hidroelectrice, poziția lacului în cadrul schemei determină sistemul de regularizare al debitelor. Astfel :
regularizarea directă se efectuează de lacuri proprii ale AHE legate direct de centrala hidroelectrică.(figura 11.a.)
Figura 11 : Sisteme de regularizare a debitelor
a – regularizare directă ; b – regularizare prin compensare
A – lac de redresare
regularizarea prin compensare se realizează de lacuri importante ale AHE, situate în amonte, separat de priza amenajării, pe râul principal sau pe unul dintre afluenții lui.(figura 12.b.)
Regularizarea prin compensare apare frecvent la AHE în cascadă care
dispun în amonte de un lac important. Lacurile mai mici ale AHE din aval de lacul principal asigură debitele necesare până la venirea debitului regularizat din amonte, iar în anumite cazuri regularizează debitul pe diferența de bazin.
regularizarea de redresare are scopul de a transforma debitele foarte variabile ale AHE în debite mai constante, fiind realizată de lacuri amplasate în aval de centrală.
La amenajările în cascadă care dispun de mai multe lacuri de acumulare se întâlnesc de mai multe ori sisteme complexe de regularizare a debitelor dintre care principale sunt :
regularizarea repetată directă corespunde situației în care mai multe lacuri de acumulare importante amplifică regularizarea debitelor în același sens.
regularizarea inversă are loc atunci când lacul sau lacurile din aval regularizează debitele în sens invers decât lacurile din amonte. Astfel, în multe cazuri, cursul superior al râurilor este amenajat pentru utilizarea preponderent energetică, în timp ce cursul inferior pentru irigații. Un lac aval regularizează debitele venite din amonte, conform graficului energetic, după un nou grafic impus de cerințele irigațiilor.
În amenajarea integrală și complexă a râurilor pot apărea sisteme deosebit de complexe rezultate din combinarea celor prezentate.
Clasificarea regularizãrii energetice a debitelor
Principalele tipuri de regularizare energetică a debitelor sunt :
regularizare zilnică – corespunde unui ciclu de regularizare umplere – golire de o zi. Debitul afluent este regularizat pentru a acoperi sarcina electrică din cursul zilei respective.
regularizare săptămânală – permite acumularea debitelor excedentare din zilele de repaus, cu consum de energie electrică mai mic și folosirea lor în zilele lucrătoare ale săptămânii, cu cerințe mai mari.
În cadrul regularizării anuale a debitelor se disting două perioade caracteristice : de umplere și respectiv de golire a lacului.Tipurile de regularizare anuală se diferențiazã dupã modul de umplere a lacului, putându-se deosebi :
regularizarea sezonieră : volumul relativ mic al lacului nu permite reținerea întregului volum de apă afluent în perioada de umplere, ceea ce impune o funcționare continuă în toată perioada de umplere cu debitul maxim turbinabil Qm.
Volumul de apă Va care poate fi acumulat este :
Va = Wu – QMtu (4.9.)
unde : Wu – volumul de apă afluent în lac în perioada de umplere [ m3 ], având o durată de tu [ s ].
Regularizarea sezonieră are loc atunci când volumul Vu este mai mic sau cel mult egal cu Va. AHE funcționează în perioada de umplere în regim de bază, cu debitul maxim turbinabil, pentru a reduce deversările. Un regim variabil de funcționare poate fi adoptat numai în perioada de golire a lacului.
regularizare anuală – are loc atunci când AHE poate funcționa în regim variabil, atât în perioada de golire, cât și în cea de umplere a lacului, asigurându-se totodată umplerea lacului în fiecare an.
Notând cu Wcu volumul minim de apă necesar a fi consumat în perioada de umplere, volum determinat de cerințele de energie ale sistemului electroenergetic, se pot stabili limitele volumului util al lacului pentru regularizarea anuală :
Wu – QMta < Vu < Wu – Wcu (4.10)
regularizare multianuală – corespunde unor lacuri cu volum mare, care nu pot fi umplute în fiecare an, în special în cazul unei succesiuni de ani secetoși. Regularizarea multianuală acumulează surplusul de apă din anii ploioși pentru al folosi în anii secetoși.
La unele lacuri de acumulare relativ mici, amplasate pe râuri cu regim hidrologic foarte variabil, regularizarea poate să varieze, fiind sezonieră într-un an ploios, anuală într-un an normal și multianuală într-o succesiune de ani secetoși. Din această cauză se propune ca în asemenea situații departajarea tipului de regularizare să se facă în baza regularizării realizate în anul normal. În astfel de cazuri, clasificarea regularizării în sezonieră, anuală, multianuală are un caracter convențional.
Orice regularizare superioară asigură și pe cele inferioare. Astfel regularizarea anuală asigură și pe cea zilnică și săptămânală. Prin acesta, cu cât regularizările sunt mai avansate, crește independența de funcționare a AHE în sistemul electroenergetic, diminuându-se influența regimului hidrologic asupra puterii și producției de energie electrică.
În cazul în care AHE nu dispune de un lac de acumulare, funcționarea ei este pe firul apei, puterea și producția de energie electrică depinzând direct de debitele afluente pe râu.
Modul de utilizare al lacurilor de acumulare se stabilește pe baza planurilor de exploatare a acestora, care se elaboreazã pentru diferite intervale de timp trecându-se treptat de la perioade mari la perioade mai mici. Intervalul de timp cel mai mare pentru care se întocmește planul de exploatare se corelează cu tipul de regularizare pe care-l poate asigura lacul AHE.
Astfel, în cazul AHE cu regularizare sezonieră, anuală și multianuală se disting trei categorii de planuri de exploatare și anume :
planuri globale, care stabilesc volumul lacului care se utilizează (preluare de apă din lac sau acumulare în lac) într-un interval de timp îndelungat, care corespunde în general perioadei de golire a lacului, de umplere a acestuia sau întregii perioade de golire – umplere. Perioada pentru care se stabilește planul global se determină pe baza cerințelor sistemului electroenergetic. Astfel, dacă AHE trebuie să dea producție maximă de energie iarna, pentru intervalul de timp al planului global se va lua perioada de golire a lacului. În cazul unei ponderi ridicate de AHE cu lacuri de acumulare, planul global se determină pentru perioada corespunzătoare întregului ciclu golire – umplere.
Planurile globale urmăresc să determine cota de volum a lacului care trebuie utilizată pentru a obține pe întreaga perioadă examinat, producția maximă de energie electrică.
planuri de scurtă durată – stabilesc volumul de apă utilizat (preluat sau acumulat) în cursul unei perioade scurte de timp (lunã, decadã etc.). Suma volumelor utilizate în toate perioadele mai scurte din cadrul perioadei îndelungate, pentru care s-a stabilit planul global trebuie să fie egală cu volumul de lac stabilit prin planul global.
planuri zilnic – orare – stabilesc modul în care diferitele AHE participă la acoperirea variațiilor de sarcină ale sistemului electroenergetic din cursul unei zile sau succesiuni de zile, în limitele permise de volumul de lac determinat în cadrul planului de scurtă durată.
Planurile de scurtă durată stabilesc, ca și planurile globale, numai volumul lacului care se utilizează într-o anumită perioadă. În timp ce planurile globale se determină pentru fiecare AHE în parte, independent de celelalte centrale electrice, din sistem, planurile de scurtă durată, precum și cele zilnic orare se stabilesc ținând seama de ansamblul centralelor electrice, urmărind asigurarea unei funcționări economice și sigure a întregului sistem.
4.4. ROLUL REZERVEI ENERGETICE A LACURILOR DE ACUMULARE PENTRU GARANTAREA SIGURANȚEI ÎN SISTEMUL ENERGETIC NAȚIONAL
Rezerva energetică a marilor lacuri de acumulare
Rezerva energetică a marilor lacuri de acumulare reprezintă echivalentul energetic al volumelor de apă stocate în principalele lacuri de acumulare cu folosință energetică, cu regularizare / multianuală, din amenajările realizate în România (aflate în principal în administrarea S.C. Hidroelectrica S.A., dar și a Companiei Naționale "APELE ROMÂNE").
Lacurile de acumulare ce formează rezerva energetică și caracteristicile principale sunt date în tabelul următor :
Avantajele conferite sistemului energetic de existența rezervei energetice a marilor lacuri de acumulare sunt următoarele :
– reținerea integrală a volumelor de apă în perioadele de viitură (când debitele afluente depășesc cu mult debitele instalate ale centralelor) ;
– transferul unor importante cantități de energie din perioadele de afluență naturală mare și consum redus, în perioadele cu afluență naturală redusă și consum mare ;
– obținerea în centralele hidroelectrice a unor valori ridicate ale puterilor asigurate pe seama cărora se fundamentează un important volum de servicii de sistem.
În gestionarea rezervei energetice a marilor lacuri de acumulare s-au conturat, pe baza experienței de exploatare, valori caracteristice reprezentate în figura 12.
Dacă se admite că de exitența rezervei energetice a marilor lacuri de acumulare depinde siguranța sistemului energetic apare întrebarea “ care trebuie să fie valoarea rezervei energetice minime pentru care siguranța sistemului este încă asigurată ? ”.
Figura 12 : Punctele caracteristice ale curbei de evoluție a rezervei energetice a marilor lacuri
Conceptul de “siguranță a sistemului energetic național” privit din punctul de vedere al asigurării resurselor
Definirea conceptului de siguranță a sistemului energetic național este o întreprindere deosebit de complexă și dificilă, aceasta implicând precizarea unor elemente de natură tehnică, organizatorică, conducere operativă și asigurarea resurselor.
Se va încerca să se facă precizările ce țin de asigurarea resurselor necesare garantării siguranței în funcționare a sistemului energetic național.
Pentru garantarea siguranței în funcționarea sistemului energetic național (considerațiile sunt valabile pentru actuala structură a capacităților de producție din SEN) trebuie asigurate cel puțin următorele elemente :
acoperirea zonei de vârf și semivârf a curbei zilnice de sarcină în oricare zi a anului prin utilizarea numai a centralelor hidroelectrice ;
asigurarea întregului volum de servicii de sistem numai de către centralele hidroelectrice.
4.5. REZERVA ENERGETICĂ MINIMĂ A MARILOR LACURI DE ACUMULARE
Conceptul de siguranță a sistemului energetic național privit din punctul de vedere al asigurării resurselor impune existența în marile lacuri de acumulare a unei rezerve care să poată fi utilizată atunci când afluența naturală la centralele hidroelectrice nu asigură acoperirea zonei de vârf și semivârf a curbei de sarcină și furnizarea întregului volum de servicii de sistem.
Rezerva energetică minimă a marilor lacuri poate fi definită ca fiind cantitatea de energie stocată în principalele lacuri de acumulare, care asigură în SEN acoperirea, în orice moment al anului, a necesarului de energie din zona de vârf și semivârf a graficului de sarcină și a întregului volum de servicii de sistem.
Trebuie înțeles că rezerva minimă energetică a marilor lacuri de acumulare nu influențează exploatarea optimă a rezervei energetice, volumele la care se exploatează în situații normale acumulările energetice fiind mult superioare celor din rezerva minimă. În figura 14 se prezintă evo-luția rezervei energetice în marile lacuri de acumulare în comparație cu li-mitele stabilite ale rezervei minime.
Asigurarea rezervei minime energetice în marile acumulări constituie o obligație pentru cei ce planifică și dispecerizează funcționarea sistemului energetic, iar această obligație este prevăzută printr-o reglementare ANRE.
Figura 14 : Evoluția rezervei energetice în marile lacuri și limit
5.1. PREZENTAREA ZONEI AMENAJĂRILOR HIDROELECTRICE STUDIATE
Structura amenajării este formată din 9 grupuri energetice și 4 în executie. Astfel amenajările hidroelectrice formate :
AHE Scropoasa are 2 x 6 MW și stația electrică de 6kV
AHE Dobrești are 4 x 4 MW și stația electrică de 6/110kV
AHE Moroieni are 2 x 7,5 MW și stația electrică de 6/110kV
AHE Pucioasa are 2 x 1,2 MW și stația electrică de 6kV
În total este o putere de 45 MW. În execuție sunt 4 amenajării cu o putere de :
AHE Moroieni1 4 x 1,5 MW,
AHE Pietroșița 3 x 1,5 MW,
AHE Buciumeni 3 x 1,5 MW,
AHE Moțăieni 3 x 1,5 MW.
Regimul de funcționare a centralelor hidroelectrice este un regim de vârf variabil în funcție de cantitatea de apă și nevoia de energie.
Aceste amenajării sunt situate în Valea Ialomiței superioare, între Cheile Tătarului și în aval de Vârful Gâlma prezintă caractere favorabile pentru cele trei amenajări hidroelectrice existente pe cursul superior al râului, deoarece pe un parcurs de numai 15 km Ialomița are o pantă mare, totalizând o cădere de aproximativ 760 m, iar precipitațiile abundente din această regiune asigură cursului de apă un debit specific mediu important (aproximativ 21 l / s km2). Deși bazinul Ialomiței în această regiune este cuprins numai între 55 și 158,5 km2, totuși datorită pantei considerabile ale cursului de apă, care în unele porțiuni ajunge la 130 ‰, a rezultat o concentrare mare de energie hidraulică.
Bazinul superior al Ialomiței este format din versanții a douã masive muntoase importante : Bucegii la Est și Nord și Leaota la Vest, cu două vârfuri între 1800 și 2500 m (Omu – 2511 m, Babele 2292 m, Doamna – 2237 m, Leaota – 2134 m, Tãtarul – 1966 m etc.)
În amonte de Cheile Tătarului, debitul de apă al Ialomiței este mic și foarte neregulat.În aval de acestea însă, întâlnim amenajările hidroelectrice în cascadă : Scropoasa cu lacul de acumulare Bolboci și CHE Scropoasa (12 MW) și în aval de aceasta Dobrești cu lacul de acumulare Scropoasa și CHE Dobrești (16 MW) și Moroieni cu lacul de acumulare Dobrești și CHE Moroieni (15 MW).
În aval de CHE Moroieni (Gâlma), Ialomița intră în regiune de dealuri unde are o pantă mai redusă, între 10 – 15 ‰. Și în această regiune există AHE importante, cu căderi mai mici, după cum o dovedește prezența AHE Pucioasa cu MHC Pucioasa (2 MW), o amenajare complexă situată în apropierea orașului Pucioasa.
În continuare se prezintă câteva caracteristici tehnice importante ale fiecărei amenajări amintite.
5.2. AMENAJAREA HIDROELECTRICĂ SCROPOASA
Amenajarea se află în sectorul cuprins între bazinul Bolboci și lacul CHE Dobrești, mai exact între cheile Tătarului (coada lacului Bolboci) și CHE Scropoasa amplasată în coada lacului Scropoasa. Scropoasa intră în categoria amenajărilor complexe, dovada făcând-o lacul Bolboci, cel mai important de pe cursul superior al Ialomiței. Cu un volum mare comparativ cu celelalte existente lacul Bolboci va putea regulariza în parte regimul variabil al apelor Ialomiței și va putea asigura astfel pentru AHE din aval disponibilități mai mari de putere și energie.
FUNCȚIUNILE ACUMULĂRII BOLBOCI
1. Folosințe de apă
– alimentare cu apă pentru zona amonte Doicești ;
– alimentare cu apă municipiul Târgoviște ;
– alimentare cu apă municipiul București ;
– alimentare cu apă a zonei industriale Târgoviște ;
– piscicultură în cuveta lacului și eventuale amenajări în aval de acumulare Bolboci.
2. Producere energie electrică
– debit instalat…………….6,2 m3 / s
– cădere brută…………….232m
– putere instalată………12 MW (2 X 6 MW)
– galerie aducțiune……….L = 3,1 ; Φ = 2m
PRINCIPALELE CARACTERISTICI ALE AMENAJĂRII BOLBOCI
1. Lacul
– suprafața bazinului…………………….50 km2
– debit mediu afluent (râu)……………1,1 m3 / s
– suprafața lacului…………….………….100 ha
– volumul teoretic în lac la N.N.R…..20000000 m3
2. Barajul – din anrocamente cu masca din beton armat rezemată pe vatra amonte
– cota minimă de fundație…………1389,00 mdM
– cotă talveg………………………..1390,00 mdM
– cotă coronament………………1438,00mdM
– cotă creastă deversor……………1435,00 mdM
– cotă golire de fund – amonte…..1396,00 mdM
– aval………..1384,00 mdM
– înălțimea maximă a barajului.…..55,00 m
– lungimea coronamentului…………500 m
– lățimea coronamentului……………7,00 m
– pantă parament – amonte………..1 : 1,3
– aval…..……….1 : 1,3
– număr berme..…………………….2
– lățime berme.…………………..3,50 m
– lungimea golirii de fund.………..135,00 m
– lățimea deversorului……………….41,00 m
– etanșare – în adâncime : voal de injecții executat din galeria vetrei
– la suprafață : mască din dale de beton armat
– drenare – foraje de drenaj cu debușare în galeria din vatrã
3. Evacuator
– debitul de calcul (deversor)………….220 m3 / s
– debitul de verificare (deversor)……….470 m3 / s
– debitul golirii de fund……..………….30 m3 / s
4. Priza
– cotă radieri priză……………….1412,00 mdM
– debit maxim captat…………..65,00 m3 / s
Figura 13 : AHE Scropoasa – plan de ansamblu
Descrierea circuitului hidrotehnic
Priza de apă CHE Scropoasa este prevăzută în dreapta corpului barajului Bolboci și este echipată cu o instalație de batardou și vană plană A1 – 1,2 X 1,7 / 39. Priza de apă este de tip "în puț umed" și are scopul de a pune la uscat puțul casei vanelor la revizia vanelor plane de serviciu și împreună cu vana plană de serviciu de a izola aducțiunea.
În amonte de priza de apă la o distanță de aproximativ 100 m se deschide în lac gura unei aducțiuni secundare a lacului Bolboci care aduce apa de la captarea secundară Oboarele și de la captările secundare Dichiu 1, 2 și 3. Galeria are o lungime de 2 km, un diametru Φ 2000 și are blindaj de beton.
Galeria de aducțiune principală are o lungime de 3050 m, un diametru Φ 2000 și este parțial blindată cu virole metalice.
Castelul de echilibru este amplasat la aproximativ 50 m înaintea casei vanelor. Are un diametru de Φ 2100 iar puțul este blindat metalic cu virole.
Casa vanelor este amplasată între galeria de aducțiune și conducta forțată și este echipatã cu douã vane fluture V.F. 150 – 80.Acestea constituie organe de închidere automatã la comandă și avarie (spargerea conductei forțate) sau pentru revizii și reparații.
Conducta forțată este situată între casa vanelor și turbinele hidraulice ale centralei. Este construită din metal (conductă aparentă) și are trei tronsoane cu înclinații și diametre diferite. Legătura între tronsoane este realizată între "masive de ancoraj" de la ultimul masiv conducta (de tip pantalon) ține presiunea de apă până în spatele vanei sferice V.S. 70 – 310. Aceasta este amplasată la extremitatea aval a conductei forțate aferente și în amonte de turbina hidraulică.
CHE Scropoasa
Hidrocentrala Scropoasa este echipata cu doua turbine de tip Francis avand schema monofilară prezentată în anexa 1 , verticale cu camera spirală, având simbolul F.V.M.-6,25-219, turbina care se cuplează direct cu hidrogeneratorul vertical sincron aferent .
Turbina hidraulică este mașina la nivelul căreia energia cinetica a apei din conducta fortata se transforma in energie mecanica.
CARACTERISTICI TEHNICE PRINCIPALE
Caderea neta maxima – H.max.= 232,6 m
Caderea neta de calcul – H.c. = 229,5 m
Caderea neta minima – H.min.= 192,0 m
Debitul instalat pe turbina – Q.max.= 3,2m.c./s.
Puterea maxima la caderea neta de calcul – N.max.= 6350 kw
Pe baza acestor date au rezultat:
– diametrul rotorului – D = 0,99 m
– turatia normala – n = 1000 rot./min.
– turatia de ambalare – na = 1510 rot./min.
– inaltimea de aspiratie maxima – Hs = – 1 m
– diametrul de intrare in camera spirala – D.sp.= 0,7 m
Functionarea turbinei este controlata de un sistem de reglare cu actiune continua, asigurandu-se urmatorii parametrii de reglare:
– domeniul de variatie a incarcarii – (0 – 100)%
– timpul de inchidere – 5,5 sec.
– cresterea de presiune (in raport cu H.max.) – 15%
– cresterea de turatie – 45 %
Turbina este prevazuta pentru automatizare totala si nu permite functionarea in regim de compensator sincron a hidroagregatului.
.
Figura 14 : Profil longitudinal prin aducțiunea principală – CHE Scropoasa
Figura 15 : Conducta forțată CHE Scropoasa – plan de situație
CHE Scropoasa este dotata cu 2 generatori de constructie verticala de tip HVS 228/59-6, cuplati direct si rigid cu turbina hidralica de tip Francis fig 16. Acesti generatori au drept scop transformarea energiei mecanice produsa de turbina hidraulica in energie electrica culeasa la bornele statorice ale generatorului
Caracteristici tehnice ale hidrogeneratorului HVS 228/59-6
Puterea aparenta : 6850 kVA
Puterea nominala activa : 6165 kW
Tensiunea nominala : 6300 V +(-) 5%
Curentul nominal statoric : 627 A
Factorul de putere nominal : 0,9
Turatia nominala : 1000 rot./min.
Turatia de ambalare max. : 1500 rot./min.
Randamentul la sarcina nominala : 96,4 %
Descrierea generatorului
Principalele părți componente ale generatorului de la CHE Scropoasa sunt:
statorul
rotorul
excitatoarele cu diode rotative
steaua superioara
lagarul axial
lagarul radial superior
lagarul radial inferior
Regimuri și condiții de funcționare a generatoarelor sincrone și a anexelor lor.
În timpul funcționării generatorului pot apărea o serie de perturbări atât la reteaua la care este conectat cât și în circuitul intern al generatorului,perturbări pe care generatorul trebuie să le preia fără a fi scos din funcțiune. Hidrogeneratorul permite următoarele regimuri de funcționare:
a) Generatorul debitează puterea nominala la valorile nominale ale tensiunii, curentului, factorului de putere și frecvenței.
b) La modificarea tensiunii la bornele generatorului în limitele +(-) 5% din tensiunea nominală (5985 – 6615) V, generatorul debiteaza puterea nominala pentru factorul de putere nominal. Pentru 105% UN, curentul din stator trebuie să fie 95% din curentul nominal, iar pentru 95% UN curentul din stator poate fi mărit până la 105% din IN.
Pentru valori mai mici ale tensiunii, curentul nu trebuie sa depăsească 105% din curentul nominal.
Generatorul poate funcționa cu tensiuni până la 110% din UN în acest caz scăzându-se puterea cu câte două procente pentru fiecare procent de crestere a tensiunii peste 105 % UN. Funcționarea generatorului cu tensiuni mai mari de 110% UN nu este permisă.
c) Generatorul funcționează cu aer de răcire având temperatura la intrare max.+ 40C. Pentru temperaturi ale aerului de răcire în limitele +40C – +30C se admite cresterea sarcinii generatorului cu 0,75 %, pentru fiecare grad de scădere a temperaturii aerului de răcire. Pentru valori cuprinse în limitele de la 35C la 30C se poate crește sarcina generatorului cu 0,25% pentru fiecare grad de scădere a temperaturii aerului de răcire. Pentru valori mai mici de +30C a temperaturii aerului de răcire, creșterea în continuare a sarcinii nu se admite.
d) Hidrogeneratorul debitează puterea nominala de durata – 6850 kVA pentru factor de putere 1 si 0,9. Hidrogeneratorul poate funcționa și la factori de putere mai mari, cu condiția ca, curentul din înfăsurarea de excitație să nu depășească valoarea nominala.
e) La modificările frecvenței (turației) în limitele +(-)5% din frecvența nominala, generatorul debitează puterea nominala. Pentru valori mai mici ale frecvenței nu se admite creșterea tensiunii peste tensiunea nominală.
f) Hidrogeneratorul admite o supraîncărcare de scurtă durata:
– 15o% sarcina nominală timp de 2 min.
– 110% sarcina nominală timp de 30 min.
g) La funcționarea în regim nesimetric curentul din fază cea mai încărcată nu trebuie să fie mai mare decât curentul nominal, iar nesimetria curenților să nu depăsească 20% din curentul nominal pe fază.
h) Functionarea generatorului in regim asincron nu se admite. La iesirea din sincronism a generatorului se intra in regim de avarie si se deconecteaza de la bare.
i) Punerea la pamant rotorica constituie regim de avarie permitandu-se functionarea in acest caz max. 2 ore. Daca in acest interval punerea la pamant nu a fost inlaturata generat, trebuie deconectat de la bare.
j) Vibratiile maxime ale generatorului pentru toate regimurile de functionare la turatia nominala nu trebuie sa depaseasca 0,04 mm in amplitudine simpla.
k) Intensitatea maxima a zgomotului la distanta de un metru de generator trebuie sa fie sub 85 db.
l) Nu se admite functionarea generatorului daca apar zgomote, lovituri, atingeri, vibratii inadmisibile sau bataia arborelui.
m) Nu se admite functionarea generatorului daca temperatura lagarelor axiale si radiale precum si a uleiului de ungere depaseste limitele admise.
n) Nu se admite functionarea generatorului daca s-a intrerupt alimentarea cu apa a racitoarelor de ulei.
o) Periodic se vor efectua revizii generale ale intregului generator, pastrandu-se o curatenie perfecta.
p) Dupa uscarea generatorului, inainte de punerea in functiune se va masura rezistenta izolatiei infasurarii statorice.
Energia produsă în CHE Scropoasa este livrată în SEN prin LEA 20 kV.
A fost realizată în anii 1928 – 1930 și este așezatã la confluența râului Ialomița cu Brăteiul, la cota 893,50 mdM folosind apele Ialomiței captate în Cheile Orzea (barajul Scropoasa) la cota 1197,50 mdM și ale Brăteiului captate la cota 1206,35 mdM, având o cădere brută de 304 m și un debit instalat de 7 m3 / s.
Fig.16 Turbina hidralica de tip Francis
5.3. AMENAJAREA HIDROELECTRICĂ DOBREȘTI
Lacul de acumulare
Barajul din Cheile Orzea de 26 m înãlțime creazã un lac de acumulare având ca folosință doar producerea de energie electricã. Lacul Scropoasa are un volum de 550000 m3, suprafața totală a bazinului versant fiind de 121,5 km2.
Descriera circuitului hidrotehnic
Circuitul hidrotehnic Dobrești este cel mai complex din amenajările Ialomiței superioare. Are rolul de a aduce debitele Ialomiței și Brăteiului la captările de apă ale CHE Dobrești (bazin versant 121,5 km2).
Circuitul se compune din două aducțiuni de apă importante cuprinse între prizele de apă baraj deversor Brătei respectiv baraj Scropoasa și castelul de echilibru și o conductă forțată metalică aparentă.
Priza de apă Scropoasa
Instalațiile de captare de la barajul Scropoasa se compun din : un baraj de greutate cu profil triunghiular construit din beton căptușit cu piatră, și prevăzut cu un distrugător de energie la partea din aval. Înălțimea barajului este de 26 m și 6 m deschiderea la coronament. Priza de apă de formă eliptică din beton prevăzută cu grătar format din șine de fier așezate vertical cu curbură convexă în afară, are rolul de a curăți apa de impurități mari.
Axul prizei se află la 12,5 m sub nivelul apei și se racordează cu galeria de aducțiune de formă circulară printr-un tronson în formă de pâlnie. Gura prizei are dimensiuni de 7,46 X 5,60 m2.Canalul de evacuare servește la evacuarea în aval a depozitelor de aluviuni ce se formează la intrarea în priză și este prevăzut cu o vană plană de 2,5 X 2 m2. O galerie de acces realizează legătura între priza de apă de la intrare și galeria de aducțiune, la nivelul camerei de admisie.
Figura 16 : AHE Dobrești – plan de ansamblu
Galeria de aducțiune principală
Galeria principală de aducțiune are o lungime de 2 km și un diametru Φ 2000
blindată metalic cu virole nituite de tablă pe a doua jumătate din lungimea ei (spre castelul de echilibru).
Aducțiunea Brătei, (galeria secundară de aducțiune Dobrești) are o lungime de 500 m și un diametru de Φ 1200 – conductă metalică.
Între km 3 și 3,5 (capătul aducțiunii) apa captată la priza de apă Brătei ajunge în castelul de echilibru printr-un tunel Φ 1700.
Castelul de echilibru
Castelul de echilibru este de tip cilindric din beton armat, înalt de 34 m și cu diametrul de 7 m. În el ajung conductele de aducțiune de la Scropoasa și Brătei.
Rolul castelului este de a asigura amortizarea loviturilor de berbec când acele injectoarelor turbinelor se închid brusc. El furnizează apa necesară la pornirea turbinelor până ce coloana de apă din conducta de aducțiune se pune în mișcare.
Conducta de aducțiune Scropoasa se poate închide printr-o vană 2X2 m prevăzută cu o vană de umplere de 0,42 m pentru egalizarea presiunii.
Vana conductei Brătei este de 1,8 X 1,8 m cu vană de umplere de 0,24 X 0,42 m.
Înaintea vanei conductei forțate este instalat un grătar fix cu dimensiunile 2,9 X 3,2 m.
Conducta forțată
Conducta forțată servește la transportul apei sub presiune de la castelul de echilibru, până la clădirea centralei. Ea preia salturile hidraulice la aruncările de sarcină.
Conducta forțată este alcătuită din tronsoane de tablă metalică îmbinate longitudinal prin sudură iar transversal îmbinate prin flanșe nituite pe conducte și strânse în buloane. Ea este încastrată în nouă masive de ancoraj ce sunt amplasate la schimbări de pante cu rolul de a prelua eforturile și dispune de șapte manșoane de expansiune care au rolul de a elimina eforturile de contracție sau de alungire date de variația de temperatură a mediului ambiant.
Conducta forțată are la partea superioară o vană tip fluture care servește la închiderea rapidă a admisiei apei în conductă.Lungimea conductei forțate este de 683,50 m formată din tronsoane metalice de 6 m lungime fiecare. Diametrul conductei este variabil și descrește cu mărirea presiunii (Φ 1700 – 1400).
Debitul ce trece prin conducta forțată la sarcină maximă Q = 7m3 /s iar viteza apei în conducta forțată este v = 3,2 – 4,7 m / s după variația de secțiune. Grosimea tablei de oțel din care este construită conducta forțată este variabilă datorită creșterii de presiune (13 – 39 mm).
CHE Dobrești
Hidrocentrala Dobrești este echipată cu patru turbine tip Pelton egale ca mărime, cu ax orizontal, cuplate cu generatorii de curent alternativ direct prin cuplă rigidă avand schema monofilară prezentată în anexa 2.
Turbina constituie motorul primar al generatorului, un motor hidraulic care transformă energia apei sub presiune în energie mecanică.
Turbina Pelton după principiul de funcționare este o turbină cu acțiune monorotorică, cu două injectoare și cu rapiditate normală.
Caracteristici principale ale turbinei
căderea brută Hb = 304 m, căderea netă Hn = 285 m ;
debitul la sarcină maximă Q = 1750 l / s ;
putere maximă P = 4158 kW ;
turația n = 500 rot / min ;
fabricație Voith.
Turbina se compune din următoarele părți principale : rotorul cu cupe și axul rotorului ; palierele ; carcasa ; conducta de admisie principală, acele injectoare și deflectoarele ; regulatorul ; dispozitivul de siguranță ; canalul de fugă.
Cele patru generatoare sunt de fabricație ABB Brown – Boveri și au următoarele caracteristici : tip D 250 / 12 ; Sn = 5000 kVA ; Un = 6,3kV ; In = 440 A ; cos φ = 0,8 ; fn = 50 Hz ; n = 500 rot / min (6 perechi de poli).
5.4. AMENAJAREA HIDROELECTRICĂ MOROIENI
Amenajarea folosește în interes strict energetic apele Ialomiței în sectorul cuprins între capătul canalului de fugă al uzinei Dobrești și un punct situat la circa 100 m în aval de Vârful Gâlmei realizând astfel o cădere de 223,5 m.
Descrierea circuitului hidrotehnic
Hidrocentrala Moroieni este a treia amenajare hidrotehnică în bazinul superior al râului Ialomița și folosește căderea acestuia între cotele 890,20 și 660,75 mdM, adicã pe o înãlțime de 229,5 m.
Amenajarea CHE Moroieni captează apele râului Ialomița și a doi afluenți ai săi (Raciu și Răteiu), prevăzându-se totodată și un bazin de compensare cu o capacitate de 30000 m3.
Barajul cu ajutorul căruia se realizează bazinul de compensare este construit din beton armat, având două deschideri de câte 9 m lățime, separate printr-o pilă și limitele de maluri și culee.
În fiecare deschidere s-a prevăzut câte o vană plană de fund de 2,60 m înălțime iar la partea superioară câte o clapetă automată de 1 m înălțime.
În afară de acestea, la baraj mai sunt montate o serie de vane batardouri, grătare și mecanisme pentru admisie, izolare, spălare, decantare și manevrare, cu ajutorul cărora se asigură exploatarea optimă a acestor instalații.
Cota de reținere a barajului este de 890,20 mdM, iar înălțimea de la radier este de 8,30 m.
Aducțiunea centralei este realizată printr-un tunel sub presiune cu diametrul interior de 2 m și lungimea de circa de 4650 m.
Aducțiunea se termină într-un castel de echilibru de subteran de tip diferențial cu două camere legate printr-un puț vertical cu diametrul de 2,30 m.
Porțiunea conductei între castelul de echilibru și casa vanelor este o parte din beton armat și o parte din virole metalice încastrate în beton.
În casa vanelor sunt montate două vane fluture : una cu acționare automată servind pentru exploatarea normală, iar a doua cu acționare manuală pentru cazuri de reparații. Ambele vane au diametrul de 1,84 m.
Tot în casa vanelor sunt montate în aval de vanele fluture, două ventuze de aerisire a conductei forțate cu acționare automată. Pentru umplerea conductei forțate în casa vanelor este prevăzută o vană by-pass cu acționare manuală.
Conducta forțată construită din virole metalice sudate între ele, având diametrul de la partea superioară de 1,84 m iar la partea inferioară 1,53 m în lungime totală de 550 m este montată în pantă pe malul drept al râului Ialomița pe care îl traversează și se termină în spatele clădirii centralei la distribuitor.
Din lungimea totală de 550 m, o porțiune de 108 m se află îngropată, iar restul de 442 m este la suprafață.
Pentru susținerea porțiunii de la suprafață conducta forțată se sprijină pe 15 șei metalice având suporți din beton armat.
Pentru asigurarea stabilității conductei forțate pe toată lungimea ei au fost turnate opt masive de ancoraj din beton armat dintre care în interiorul masivelor 1-5 sunt montate dispozitive de compensare ale conductei forțate.
Traversarea conductei forțate peste albia râului Ialomița este realizată printr-un arc fără susținere, având ambele capete încastrate în masive de beton, iar peste acest arc s-a montat o pasarelă metalică.
La partea superioară a arcului se găsesc montate două supape de aerisire pentru cazurile de golire completă a conductei forțate, supape care se acționează automat.
În ambele părți ale arcului sunt montate vane de golire care se acționează manual. Distribuitorul conductei forțate, ca urmare a avariei din 1968, a fost complet betonat pentru asigurarea unei securități depline a instalațiilor din interiorul centralei.
Aducțiunea sau galeria de aducere constituie unul din elementele principale ale amenajării prin derivație și are ca scop creerea căderii de presiune necesară și aducția apei până la camera de echilibru (sau castelul de apă) de la captarea principală Dobrești și cele două captări secundare Brăteiu și Raciu.
Instalațiile de amenajare a aducțiunii se compun din : aducțiunea principală și aducțiunile secundare.
Aducțiunea principală :
Plecând de la HC Dobrești galeria străbate muntele Răteiu, muntele Raciu și muntele Piscul cu Brazi. Traseul galeriei nu iese la suprafață în nici un punct între captarea Dobrești și castelul de echilibru.În lungul său traseu a trebuit să se traverseze văile Răteiului și Raciului.
Galeria prezintă o mulțime de coturi în plan datorită pe de o parte firului apei, pe de altă parte și datorită celor două traversări ale văii Răteiu și Raciu care a impus a se schimba traseul pentru a se putea trece pe sub albia pârâurilor în condiții de siguranță.
Lungimea galeriei între captarea Dobrești și castelul de echilibru este de 4687,9 m.Secțiunea galeriei este circulară fiind cea mai potrivită pentru preluarea presiunilor interioare. Diametrul secțiunii este de 2 m.
Pentru ușurarea circulației prin galerie cu ocazia reviziilor sau reparațiilor profilul galeriei are o bază plată de 0,5 m.
Cota axului galeriei la intrare este de 883,50 mdM, iar la castelul de echilibru este de 864,80 mdM, galeria având o pantă medie de 3,75 ‰. Presiunea interioară a apei în galerie variază de la aproximativ 8 m în coloană de apă de origine (Dobrești) la aproximativ 32 m coloană apă la sosirea în castelul de apă. Panta galeriei nu este uniformă ci variază în funcție de pierderile de sarcină maxime în lungul galeriei, precum și de cotele necesare la traversările văilor Răteiu și Raciu.
Aducțiunile secundare :
Servesc la conducerea apelor celor două captări secundare Răteiu și Raciu până la aducțiune.
Aducțiunea Răteiu este din beton având diametrul de 0,50 m calculată pentru o admisie de 0,4 m3 / s, o lungime de circa 12 m și o pantă de 2 ‰.
Conducta pornește din camera de încărcare a denisipatorului, face un cot la aproape 900, cu o razã de curburã de 1,62 m și se descarcã în camera de încãrcare a puțului racord.
Puțul de racord în formă de pâlnie verticală are rolul de descărcare a apelor în galerie. Nivelul apelor în camera de încărcare a puțului este la cota de 896,38 mdM iar axa galeriei în punctul de racord cu puțul este la cota de 872,25 mdM. Înălțimea puțului este de 24,61 m și diametrul variază de la 1,3 m la gura pâlniei până la 1,2 m la fundul pâlniei.
La partea superioară există camera de încărcare în care se adună apele din aducțiunea respectivă și deversează în pâlnie pe la partea superioară a ei.
La partea de jos a camerei, lateral există o vană V care prin ridicare se poate goli sau curăți în cazul reparațiilor la camera de încărcare.
Aducțiunea Raciu este de tipul unei conducte metalice îngropate în tranșee. Lungimea totală a aducțiunii este de 880,60 m din care 148,10 m de conductă are diametrul de 600 mm iar 82,5 m are diametrul de 500 mm.
Ea atinge în unele puncte adâncimi de 4 m iar în altele este chiar la suprafață. Conducta este construită din tole de 2 X 1 m fasonate la dimensiunile necesare, roluite și sudate. Grosimea tolei este de 8 mm.
Împotriva apelor de infiltrație pe porțiunea îngropată este învelită cu hârtie bitumată de 3 mm grosime.
Conducta pleacă de la cota 932,00 mdM (cota radierului) din denisipatorul captării și debușează în camera de încărcare la cota fundului acestei camere, cote 894,80 mdM. Pantele conductei sunt de 6 ‰, 12 ‰ și 27 ‰.
Conducta aceasta se racordează în aducțiunea principală prin intermediul camerei de încărcare a puțului de racord.
Puțul de racord Raciu care face descărcarea apelor se compune din: camera de încărcare ; puțul propriu-zis format dintr-o porțiune paralelipipedică de 33,15 m lungime, secțiunea de 2 X 1 m ce are o înclinare de 51,30 față de orizontală și o porțiune cu o pantă foarte mică de aceași secțiune cu lungimea de 12 m ce face legătura cu galeria care are axa în acest punct la 869,00 mdM.
CHE Moroieni
Hidrocentrala este echipată cu două turbine identice de tip Pelton fig.17 cu ax orizontal, cuplate cu generatorii de curent alternativ direct prin cuple rigide avand schema monofilară prezentată în anexa 3. Turbina constituie motorul primar al generatorului. Ea este un motor hidraulic, care transformă energia hidraulică pe care o folosește sub formă pur cinetică în energie mecanică la arborele mașinii.
Turbina Pelton, după principiul de funcționare hidraulic este o turbină de egală presiune, adică cu vana de apă aerisită, cum se numea în trecut, termenul consacrat fiind “turbina cu acțiune”.
După numărul rotoarelor și al rapidității este o turbină geamănă ultrarapidă, adică cu două rotoare pe același ax și rapiditate mare. Aceasta are avantajul obținerii unui randament mai bun în comparație cu turbinele Francis, precum și obținerea unor organe de rotație cu diametru mai mic.
Pentru fiecare rotor sunt câte două injectoare. Axul se sprijină pe două lagăre cu ungere prin inele iar lagărul de capăt preia și jocurile axiale.
Caracteristicile principale ale turbinei
căderea : H = 223,5 m ;
debitul : Q = 4,25 m3 / s ;
puterea : P = 10770 c.p. ;
turația : n = 375 rot / min.
Organele principale ale turbinei sunt : distribuitorul turbinei ; statorul ; rotorul ; carcasa ; regulatorul ; aparate de măsură.
Generatoarele CHE Moroieni servesc la transformarea energiei mecanice produsă de turbinele hidraulice, în energie electrică ce este transportată spre consumatori prin rețeaua de Î.T.
Caracteristicile generatoarelor :
puterea aparentă : Sn = 9400 kVA ;
puterea activă : Pn = 7500 kW ;
curentul nominal statoric : In = 863 A ;
tensiunea nominală : Un = 6,3 kV ;
turația : n = 375 rot / min ;
frecvența fn = 50 Hz ;
factor de putere : cos = 0,8.
Din punct de vedere al construcției, hidrogeneratorul este de tip orizontal cu poli aparenți, având ventilație cu aer în circuit închis.
Fig.17 Turbina hidralica de tip Pelton
5.5. AMENAJAREA HIDROELECTRICĂ PUCIOASA
Amenajarea Pucioasa este situatã în apropierea orașului Pucioasa făcând parte din categoria amenajărilor complexe. Amenajarea este de tip centrală la piciorul barajului, realizând o cădere totală de 23 m.
Principalele folosințe de apă ale lacului de acumulare Pucioasa sunt :
alimentarea cu apă industrială a consumatorilor din aval, în special platforma industrială Târgoviște ;
producerea de energie electrică.
Caracteristicile principale ale lacului Pucioasa :
volum total : 10,5 mil. m3 la N.N.R. ;
cotă N.N.R. : 418,00 mdM ;
cotă minimă de exploatare : 408,43 mdM ;
cotă priză energetică : 406,43 mdM.
Figura 18 : Acumularea Pucioasa – plan de situație
Figura 19 : Baraj – Centrală Pucioasa : vedere în plan
Descrierea circuitului hidraulic
Pe circuitul hidraulic al agregatului sunt prevăzute următoarele organe de închidere :
priza de apă prevăzută în corpul barajului este
echipată cu un grătar și un set de batardouri pentru revizia circuitului hidraulic ;
conducta de aducțiune are panta de 17 / 100 și un
diametru Φ 2500 mm ;
La capătul dinspre centrală conducta intră într-un distribuitor prevăzut cu flanșe și contraflanșe cu un diametru Φ 2500 / 1400 mm.
De la distribuitor apa este dirijată printr-o conductă Φ 1400 mm la turbină. Oprirea admisiei la turbină se face cu ajutorul unei vane fluture VF-140-40 cu acționare hidraulică (cu servomotor) și contragreutate, comandată de regulatorul hidraulic al turbinei.Vana se prevede la capătul distribuitorului în fața turbinei.
CHE Pucioasa
Echipamentul hidromecanic al centralei este compus din două turbine tip FOM pentru un debit instalat Qi = 12 m3 / s, având o putere instalată de 2 MW cu o producție medie proiectată de circa 7,7, GW / an, avand schema monofilară prezentată în anexa 4.
Datele de bază ale turbinei Francis orizontală :
nivele : amonte – 418,00 mdM – N.N.R.406,40 mdM
nivel minim de exploatareaval
395,80 mdM la Q = 0 m3 / s
397,00 mdM la Q = 12 m3 / s
398,00 mdM la Q 1% = 380 m3 / s
398,70 mdM la Q 0,1 % = 398,70 m3 / s
căderi :
căderea netă maximă = 23 m
căderea netă minimă = 12 m
căderea nominală = 20 m
debite :
Q = 6 m3 / s
caracteristici tehnice :
diametrul rotorului – 1060 mm
turația nominală – 333 rot / min
turația de ambalare – 590 rot / min
puterea :
puterea maximă la cupla turbinei la Hmax→ Pmax = 1050 kW
puterea maximă la cupla turbinei la HC→ Pmax = 1050 kW
puterea maximă la cupla turbinei la Hmin→ Pmax = 480 kW
căderi nete : Hmax = 23 m
Hmin = 12 m
HC = 20 m
În domeniul de căderi cuprinse între Hmax = 23 m și HC = 20 m puterile maxime au fost limitate la Pmax = 1050 kW, iar în domeniul de căderi cuprinse între HC = 20 m și Hmin = 20 m puterile maxime variază liniar descrescător de la Pmax = 1050 kW la Pmin = 480 kW.
Debite maxime
Randamentele turbinei
la Hmax : max η = 82,3 la încărcarea de 60 % → P = 630 kW
max η = 84,8 la încărcarea de 70 % → P = 735 kW
max η = 87,3 la încărcarea de 80 % → P = 840 kW
max η = 89,3 la încărcarea de 90 % → P = 945 kW
max η = 90,2 la încărcarea de 100 % → P = 1050 kW
la HC : max η = 82,0 la încărcarea de 50 % → P = 525 kW
max η = 85,0 la încărcarea de 60 % → P = 630 kW
max η = 88,0 la încărcarea de 70 % → P = 735 kW
max η = 90,1 la încărcarea de 80 % → P = 840 kW
max η = 90,0 la încărcarea de 90 % → P = 945 kW
max η = 87,5 la încărcarea de 100 % → P = 1050 kW
la Hmin : max η = 79,5 la încărcarea de 70 % → P = 335 kW
max η = 82,0 la încărcarea de 80 % → P = 384 kW
max η = 83,7 la încărcarea de 90 % → P = 430 kW
max η = 84,0 la încărcarea de 100 % → P = 480 kW
Turbinele hidraulice sunt cuplate prin intermediul unor volante cu cele două hidrogeneratoare identice, orizontale, sincrone trifazate.
Caracteristicile hidrogeneratoarelor :
putere nominală aparentă : Sn = 1230 kVA ;
tensiunea nominală : Un = 6300 V ;
curentul nominal statoric : In = 112,7 A ;
factor de putere nominal : cos φ = 0,8 ;
frecvență nominală : fn = 50 Hz ;
turație nominală : nn = 333,3 rot / min ;
turația de ambalare na = 590 rot / min ;
randamentul la sarcină nominală : ηn = 93,44 % ;
Livrarea energiei electrice din MHE Pucioasa se face în primă fază printr-o LEA 20 kV aflată între MHE Pucioasa și stația 110 / 20 kV din orașul Pucioasa.
5.6. EXPLOATAREA TURBINELOR HIDRAULICE
Turbinele trebuie să funcționeze întotdeauna cu vanele lor și ale conductelor fortate, complet deschise. Limitatoarele dedeschidere ale turbinelor trebuie să fie reglate în poziția corespunzătoare puterii maxime pentru căderile și nivelurile respective din amonte și aval. Dacă funcționarea tuturor turbinelor unei centrale nu este necesară sau posibilă, atunci se va urmări ca prin rotație să se functioneze cu fiecare dintre turbine, astfel încât toate turbinele să însumeze un număr de ore de funcționare egal sau cât mai apropiat posibil.
Funcționarea turbinelor se admite numai la regimurile date de caracteristica de exploatare remisă de furnizor și verificată și numai dacă toate subansamblurile și mecanismele sunt în bună stare.
Funcționarea turbinelor în regim compensator sincron
trebuie să se facă în conformitate cu următoarele cerințe: să funcționeze normal, să se asigure răcirea labirinților și a garniturilor de etanșare ale arborelui turbinei, precum și rotirea în aer a rotorului turbinei respective, în conformitate cu indicațiile uzinei furnizoare.
Dacă turbinele Kaplan sau Francis au o instalație de blocare a aparatului director care poate fi legată hidraulic sau electric de funcționarea regulatorului, atunci funcționarea acesteia trebuie controlată și încercată cel puțin de două ori pe an. Pentru buna funcționare a turbinei se va urmări de către personalul de exploatare realizarea următoarelor reguli tehnice :
nivelurile din aval și din amonte să fie cuprinse în limitele stabilite ;
incarcarile sa nu depaseasca limitele date de condițiile de
cavitație sau de rezistenta mecanica;
bataile si vibratiile sa nu fie mai mari decit cele prescrise
de catre furnizor, respectiv de STAS 8124;
funcționarea să nu fie însoțiă de lovituri, zgomote și alte
fenomene improprii funcționării normale a turbinei;
temperaturile lagărelor să nu depasească valorile prescrise
de către furnizor;
presiunea din sistemul de reglaj să nu scadă sub valoarea
minima prescrisă;
nici un bulon de siguranță de la mecanismul aparatului
director al turbinelor Kaplan sau Francis să nu fie rupt;
h) combinatorul turbinelor Kaplan să fie reglat pentru caderea la care funcționeaza turbina;
i) vanele de închidere ale turbinelor și cele ale conductelor fortate care le alimenteaza să nu fie în poziție intermediara;
j) readucerea sistemului de reglaj să nu fie ruptă;
k) protecțiile să nu fie anulate sau în stare de nefunctionare.
Valorile încărcărilor, nivelurilor, presiunilor și temperaturilor menționate mai sus vor fi stabilite de către conducerea intreprinderii de exploatare respective.
Cazurile în care hidroagregatele trebuie oprite imediat și cazurile în care concomitent cu oprirea hidroagregatelor trebuie să se închidă și vana conductei fortate se vor stabili în ITI, pe baza datelor din proiect.
Pentru fiecare turbina hidraulică trebuie sa fie stabilite,
în conformitate cu instrucțiunile uzinei furnizoare și cu experiența exploatării, temperaturile maxime admisibile pentru fiecare
lagăr și pentru uleiul din sistemul de reglaj. Pe lângă acestea, în
baza experienței de exploatare, trebuie să fie stabilite căderile
normale de temperatură ale uleiului și apei de răcire și temperatura normală de regim a uleiului și a lagărelor.
În vederea asigurării unui grad ridicat de siguranță în
exploatare se impune verificarea periodica a turbinelor în ceea ce
priveste:
starea tuturor îmbinărilor și prinderilor prin suruburi, a buloanelor de fundație și a poziției stifturilor de siguranță;
mersul lin, bataia arborelui și vibratiile partilor fixe ale turbinei;
starea lagarelor si a cuplelor cu flanse ale arborilor;
etanseitatea conductelor de apa, ulei si aer;
starea instalatiilor automate de reglaj;
turatia masinii indicata de tahometrul regulatorului;
marimea caderii turbinei;
h) indicatiile aparatelor de masura acestea verificindu-se cu aparate de control corespunzatoare, conform normelor metrologice;
i) temperatura lagarelor agregatelor si etanseitatea arborelui (dupa cantitatea de apa scapata);
j) etanseitatea fusurilor paletelor aparatului director si a paletelor rotorice, la turbinele Kaplan si Francis. In cazul cresterii debitului de scapari se vor schimba garniturile in timpul opririlor planificate, conform graficului de reparatii. In cazul turbinelor prevazute sa lucreze in regim de virf, schimbarea garniturilor se face la prima oprire, mai indelungata, a turbinei;
k) starea de functionare a instalatiei de drenaj de pe capac si a releului cu flotor care o comanda;
1) prezenta unsorii in toate piesele in frecare functionind cu unsoare;
m) uzura lagarelor paletelor aparatului director si etanseitatea aparatului director, respectiv a injectorului in pozitia inchis ;
Pornirea turbinei dupa oprirea de avarie se admite numai dupa gasirea si indepartarea cauzelor care au dus la oprire. Masurarile vibratiilor si oscilatiilor axului turbinei se vor face periodic, la intervalele si regimurile ce se vor preciza prin ITI.
Supravegherea functionarii lagarului axial se va face prin urmarirea temperaturilor, a circulatiei uleiului si a apei de racire. Citirile de temperatura se vor înregistra in mod regulat.Periodic, la termene ce se vor stabili prin ITI, se vor efectua verificari privind circulatia uleiului si a apei si verificari ale instalatiilor de semnalizare.
Deosebit de importanta este supravegherea modului de lucru al lagarelor axiale greu incarcate la pornire, acesta fiind momentul cind lagarul poate fi usor avariat.
La lagarele axiale, inainte de pornire, se va reface, prin ridicarea rotorului, pelicula de ulei dintre pastile si patina. Pe baza indicatiilor furnizorului se va stabili in ITI intervalul la care trebuie facuta ridicarea, in functie de temperatura uleiului din baia lagarului.
Daca se folosesc racitoare de apa pentru racirea uleiului, se va verifica circulatia apei si se vor curati regulat racitoarele, pentru a micsora pericolul de astupare. Uleiul din lagare trebuie sa fie schimbat ori de cite ori caracteris-ticile lui scad sub limitele prevazute. Acolo unde se foloseste acelasi ulei atit vara cit si iarna, se va alege un ulei cu o variatie minima de viscozitate, in functie de temperatura.
5.6. PERSPECTIVA AMENAJĂRILOR HIDROELECTRICE
În prezent pe râul Ialomița se construiește un lanț de hidrocentrale ce fac legătura dintre CHE Moroieni și CHE Pucioasa. Acest lanț este cuprins din 4 hidrocetrale legate în cascadă care utilizează potențialul hidroenergetic al râului Ialomița în mod special apa evacuată de CHE Moroieni.
Amenajarea se află în sectorul cuprins între CHE Moroieni și CHE Pucioasa (coada lacului Pucioasa). În aval de acestea însă, întâlnim amenajările hidroelectrice în cascadă CHE Moroieni1 (6 MW), CHE Pietroșița (4,5 MW), CHE Buciumeni (4,5 MW) și CHE Moțăieni (4,5 MW).
Aceste debitează în linia de 20 kv care alimentează localitățile din apropierea acestora.
CHE Moroieni1 este dotată cu 4 turbine de tip Banky care transformă energia mecanică produsă de turbină în energie electrică culeasă la bornele statorice ale generatorului.
1. Producere energie electrică
– debit instalat…………….8,5 m3 / s
– cădere brută…………….60m
– putere instalată………6 MW (4 X 1,55 MW)
– galerie aducțiune……….L = 3,1 ; Φ = 2m
Iar celelalte 3 hidrocentrale CHE Pietroșița, CHE Buciumeni și CHE Moțăieni au fiecare cate 3 turbine Banky. Acestea sunt legate în cascadă având facuta legătura între ele prin fibra optica.
1. Producere energie electrică
– debit instalat…………….8,5 m3 / s
– cădere brută…………….60m
– putere instalată………4,5 MW (3 X 1,55 MW)
– galerie aducțiune……….L = 3,1 ; Φ = 2m
Turbina care are curgere transversală, numită Banki (figura 6.12), este folosită pentru o gamă largă de căderi, acoperind atât turbinele Kaplan, Francis cât și Pelton. Este potrivită în special pentru curgeri cu debite mari și căderi mici.
Fig. 21 (1) Turbina Banki; (2) secțiune transversală a turbinei, (3) lamele turbinei
6.1. OPTIMIZAREA EXPLOATĂRII PE PERIOADE SCURTE DE TIMP A AHE ÎN CASCADĂ CU REGULARIZARE SEZONIERĂ ȘI ANUALĂ
Considerații generale
Planurile globale pentru AHE în cascadă cu lacuri cu regularizare sezonieră și anuală stabilesc volumul de lac care poate fi utilizat pe o perioadă caracteristică îndelungată, de golire, de umplere sau de umplere – golire.
Pentru perioade mai scurte de timp, săptămână, lună, este necesar să se optimizeze de asemenea exploatare AHE în cascadă, pentru a răspunde în condiții cât mai bune cerințelor sistemului electroenergetic și ale gospodăririi apelor, respectând în același timp condițiile stabilite prin planurile globale de exploatare, prin care se asigură producția maximă de energie electrică pe perioada mai îndelungată studiată. În acest scop este necesar să se stabilească în primul rând criteriul de optimizare al cascadei pe perioada scurtă examinată.
Crieteriile pot fi foarte diferite, depinzând pe de o parte de tipul amenajării (pur energetică, preponderent energetică, complexă) și, pe de altă parte, de cerințele majore ale sistemului electroenergetic și ale gospodăririi apelor în perioada respectivă.
Dintre numeroasele criterii de optimizare a exploatării cascadelor este rațional să se aleagă cele care se referă la parametrii principali ai AHE : volumele de lacuri, producția de energie electrică, puterea disponibilă a amenajărilor, etc. Pentru o anumită cascadă, criteriul de optimizare se poate modifica de la o perioadă la alta, după cerințele concrete care se pun.
Criteriile generale legate de sistemul electroenergetic, cum ar fi consumul minim de combustibil, valoarea maximă a producției de energie electrică ș.a., sunt dificil de corelat cu parametrii AHE din cadrul fiecãrei cascade. Din această cauză este necesar ca o analiză detaliată a sistemului să determine cota de putere și energie pe care trebuie să o asigure toate AHE din sistem în perioada de timp examinată, urmând ca repartizarea acestora dintre diferitele amenajări sã se facă pe baza unui criteriu caracteristic amenajărilor.
Problema cotei de putere și energie care trebuie alocată tuturor AHE se poate trata și parametric, luând diferite variante de putere și energie ale tuturor AHE și examinând influența pe care o au atât asupra celorlalte centrale din sistem, cât și asupra AHE, în special asupra nivelelor lacurilor de acumulare și a posibilităților acestora, la diferite grade de solicitare pe perioada examinată, de a participa în perioadele următoare la acoperirea cerințelor de putere, de energie electrică și de apă.
Criteriile de optimizare trebuie să fie însoțite de unele condiții. Astfel, de exemplu, dacă criteriul de optimizare este obținerea producției maxime de energie, fără nici o condiție restrictivă, soluția va consta în golirea lacurilor cascadei. Dacă se pune însă condiția de a utiliza numai un anumit volum de apă din lacurile cascadei atunci se va putea stabili modul optim de exploatare a lacurilor care răspunde acestui criteriu.
Matematic, optimizarea exploatării lacurilor AHE este o problemă de maxim și minim legate, care se poate rezolva cu metoda multiplicatorilor lui LaGrange. Astfel dacă funcția obiectiv este F(x, y), unde x și y sunt variabile independente, legate prin condiția φ(x, y) = 0, se formează cu ajutorul multiplicatorului nedeterminat λ funcția ajutătoare ψ(x, y) = F(x, y) + λφ(x, y). Din următorul sistem de ecuații se determină valorile extreme x, y și multiplicatorul λ.
Criterii de optimizare
În problemele de optimizare a exploatării cascadelor de AHE cu lacuri importante de acumulare se vor utiliza notațiile următoare :
– Qa1,Qa2,…Qan – debitul mediu afluent în intervalele de timp t1, t2…tn corespunzătoare [ s ] ;
– QG – debitul mediu al întregii perioade de golire având durata tG ;
– ΔVi-1, i – volumul consumat din lac în perioada ti ;
– hm (i-1,i) – căderea medie dată de baraj în perioada ti ;
– h0m – cădere medie dată de baraj în toată perioada de golire ;
– V0,Vm – volumul lacului la începutul și respectiv la sfârșitul perioadei de golire ;
– hdn – căderea netă dată de derivație ;
– WG – volumul de apă afluent în lac în toată perioada de golire ;
– ηT – randamentul mediu total pe întreaga perioadă de golire ;
– a, n – parametrii curbei capacității lacului de tip exponențial ;
– h0, hm – căderea dată de baraj la începutul și respectiv sfârșitul perioadei de golire ;
– Wu – volum de apă afluent în lac în perioada de umplere ;
– Qu – debitul afluent mediu în perioada de umplere ;
– Qi – debitul instalat al AHE ;
– Qt – debitul turbinat mediu pe perioada de umplere ;
– Wd – volum de apă deversat ;
– tu – durata perioadei de umplere ;
– V0, Vm – volumul final și cel inițial al lacului.
Datorită faptului cã pe perioade scurte de timp nivelul în lac variază puțin, în multe cazuri se poate folosi în locul curbei exponențiale a capacității lacului o porțiune a ei care poate fi asimilată cu un segment de dreaptă, având ecuația V = ah + b, care se va folosi în continuare.
Cãderea medie datã de baraj est în acest caz :
h0m = 0,5 (h0 + hm) (5.4.)
Parametrii a și b se modifică pe diferite zone ale curbei de capacitate a lacului.
Principalele funcții obiectiv în exploatarea cascadelor AHE sunt :
a. producția de energie electrică :
în cazul golirii lacurilor :
(5.5.)
în cazul umplerii lacurilor :
(5.6.)
La golirea lacurilor nivelele inițiale h01 și h02 sunt cunoscute, variabilele independente fiind hm1 și hm2, în timp ce la umplerea acestora nivelele inițiale sunt hm1 și hm2, variabilele fiind h01 și h02.
Acest criteriu este unul din cele mai utilizate, atât în exploatarea energetică, cât și în cea complexă.
b. volumul de apă consumat de lacurile AHE în cascadă :
F = a1(h01 – hm1) + a2 (h02 – hm2) (5.7.)
Ca și în cazul precedent, al golirii lacurilor, variabilele sunt nivelele finale hm și hm2.
c. capacitatea energetică a lacurilor cascadei la sfârșitul perioadei examinate :
F = (5.8.)
În această relație, h01 și h02, reprezintă nivelele finale ale celor două lacuri, atât în cazul umplerii, cât și în cel al golirii. Nivelul minim tehnic este notat kmt, iar căderea medie realizată de baraj, h0m.
d. puterea disponibilă la sfârșitul perioadei :
Funcția obiectiv se determină folosind relația următoare :
(5.9.)
Criteriul se aplică numai pentru nivele în lacuri mai mici decât cele la care AHE poate dezvolta întreaga putere (pentru căderi mai mici decât căderea nominală a turbinelor).
Nivelele finale s-au notat h01 și h02, atât în cazul golirii, cât și în cel al umplerii lacurilor.
e. pierderi de putere sau energie. Acest criteriu se aplică în special la repartiția optimă a sarcinii orare – zilnice.
Condițiile care pot fi puse sunt de asemenea numeroase, putându-se cita :
obținerea unei producții date Ek de energie electrică :
(5.10.)
obținerea unui volum de apă Vk din lacurile cascadei AHE :
φ = a1(h01 – hm1) + a2 (h02 – hm2) – Vk = 0 (5.11.)
repartiția optimă a unei puteri totale date Pk între cele două AHE al cascadei :
φ = P1 + P2 – Pk = 0 (5.12.)
În toate relațiile de mai sus hdn trebuie să cuprindă atât căderea netă realizată de derivație a AHE studiate, cât și suma căderilor medii ale amenajărilor din aval, pe firul apei sau cu regularizare zilnică, până la a doua AHE cu lac important, care beneficiază de regularizarea dată de lacul din amonte.
Combinarea unei funcții obiective și a unor condiții restrictive constituie criteriul de optimizare al cascadei de AHE pe perioade scurte de timp.
Exemple de astfel de criterii sunt :
asigurarea unui volum de apă impus Vk din lacurile cascadei, obținând însă producție maximă de energie electrică (cazul cascadelor complexe).
utilizarea unui volum minim de apă din lacuri, pentruobținerea unei producții date Ek de energie electrică.
– obținerea unei puteri disponibile maxime la sfârșitul unei perioade de umplere sau golire, în care s-a asigurat o producție impusă Ek de energie electrică etc.
Este evident numărul foarte mare de criterii care pot apare în exploatare. Rezultatele obținute prin aplicarea unui sau altui criteriu sunt diferite, uneori chiar contradictorii, astfel că stabilirea corectă a criteriului de optimizare în perioada examinată, ținând seama de cerințele sistemului energetic și a gospodăririi apelor, are o importanță majoră.
Rezultatele obținute de la diferite criterii de optimizare trebuie să fie adaptate caracteristicilor amenajărilor în cascadă. Astfel, volumul utilizat sau acumulat în lacuri trebuie pus în concordanță cu capacitatea reală a fiecărei acumulări ; dacă volumul ce trebuie prelevat dintr-un lac depășește capacitatea acestuia, atunci diferența se transferă celuilalt lac. În cazul în care cerințele sistemului electroenergetic impun funcționarea ambelor AHE este necesar să se verifice dacă se asigură volumul de apă turbinat minim care să permită încadrarea AHE în curbele de sarcină etc.
Condițiile inițiale nu pot fi întotdeauna prinse în calculele analitice, fiind necesar, din această cauză, verificarea și corectarea soluțiilor rezultate prin adaptarea lor la caracteristicile cascadei și la cerințele de apă, putere și energie electrică.
6.2. OPTIMIZAREA ZILNIC – ORARĂ A EXPLOATĂRII AHE
Considerații generale
Pentru stabilirea criteriului de optimizare se ține seama de puterea zonei variabile a curbelor de sarcină a căror acoperire a fost repartizată tuturor AHE prin analiza globală tehnică, economică și funcțională a instalațiilor sistemului electroenergetic.
Sarcina variabilă cerută de sistem nu solicită funcționarea permanentă a tuturor AHE la puterea lor maximă disponibilă, astfel că este necesar să se stabilească criteriul de repartizare al sarcinii orare între diferitele AHE din sistem.
Utilizarea unor criterii, ca valoarea maximă a producției de energie electrică, folosite frecvent pentru fiecare cascadă de AHE în parte, nu este indicată, deoarece poate să nu reprezinte soluția optimă pe ansamblu, la scara sistemului. Utilizarea acestui criteriu pentru fiecare cascadă în parte poate conduce la o producție mai mare decât cea necesară în anumite ore și la neacoperirea sarcinii cerute în alte ore ale zilei.
În acest cadru, criteriul de optimizare zilnic – orară a exploatării tuturor AHE din cadrul sistemului este rațional să fie minimizarea pierderilor de putere sau energie electrică, care reprezintă, în fond, sub altă formă, criteriul maximizării producției de energie electrică, utilizat și până acum în optimizarea exploatării AHE.
Condiții suplimentare nu se pun, în general, în aceste cazuri, utilizarea întregului volum de apă determinat ca optim în etapele anterioare, fiind considerată mai mult o restricție decât o condiție. Parametrii caracteristici diferitelor AHE determină, ca și în cazurile precedente, o serie de alte restricții : nedepășirea nivelelor minime și de retenție, evitarea deversărilor, nedepășirea debitelor maxime turbinabile ș.a.
Criteriul minimului pierderilor de putere poate fi aplicat atât la cascade de AHE, cât și la AHE amplasate pe cursuri de apă diferite.
Rezultatele optimizării zilnic – orare ale exploatării AHE pot conduce la îmbunătățirea planurilor de exploatare de scurtă durată, datorită influențării lor reciproce.
Optimizarea zilnic – orară a exploatării AHE
Pentru optimizarea zilnic – orară a exploatării AHE se va utiliza criteriul enunțat, al minimizării pierderilor de putere sau de energie electrică.
Principalele cauze ale pierderilor care apar în exploatarea AHE sunt : variațiile de nivel în bieful amonte și aval, pierderile de sarcină pe traseul apei, randamentele turbinelor hidraulice și generatoarelor electrice.
În cazul AHE cu mari lacuri de acumulare, nivelul lacului variază foarte puțin în decursul unei zile, astfel că în cele mai multe cazuri poate fi considerat constant. La căderi mari, variația biefului aval nu este de asemenea semnificativă, deoarece variația pierderilor de putere cu debitul turbinat este dată în special de pierderile de sarcină pe aducțiune și de randamentele grupurilor hidrogeneratoare.
Puterea teoretică a unei AHE, fără a lua în considerație pierderile de sarcină și randamentele de transformare a energiei hidraulice în energie electrică, pentru o anumită cădere brută Hb dată de nivelele corespunzătoare biefului superior și celui inferior și pentru un anumit debit Qj, este :
Pt=9,81QjHb (5.13.)
Pentru a obține puterea dezvoltată de grupurile hidrogeneratoare, se scade din puterea teoretică pierderile de putere datorită pierderilor hidraulice de sarcină pe traseul aducțiunii de la baraj, până la debușarea canalului sau galeriei de fugă și pierderile de putere în grupurile hidrogeneratoare, determinate de procesele succesive de transformare a energiei hidraulice, până la forma de energie electrică.
Diferența dintre puterea teoretică a unei AHE, dată de relația de mai sus și puterea dezvoltată de grupurile hidrogeneratoare, reprezintă pierderile de putere. Astfel, minimul pierderilor de putere corespunde maximului puterii dezvoltate de grupurile hidrogeneratoare ale AHE. Puterea dezvoltată de acestea poate fi determinată pe cale grafică sau analitică.
Pierderile de sarcină pe aducțiune (galerie și conductă forțată) sunt următoarele :
hr=BdQ (5.14.)
iar pierderile de putere datorate acestora sunt :
ΔPr=9,81Qjhr=9,81BdQ (5.15.)
În cazul galeriilor cu nivel liber și al canalelor de fugă, pierderile de putere sunt practic constante, fiind independente de debitul Qj turbinat.
Din curba de randamente a turbinelor și generatoarelor se poate deduce variația puterii dezvoltate în funcție de debitul turbinat. În figura 15 se prezintă variația puterilor dezvoltate de cele două hidroagregate ale unei AHE, determinată prin scăderea pierderilor de putere menționate din puterea teoretică.
Figura 22 : Variația randamentelor parțiale ale unei AHE
echipate cu două grupuri
Puterea dezvoltată de hidroagrgatele unei AHE se poate exprima și analitic sub forma :
Pn = 9,81Qj(Hb – BdQ)ηtηg ; (5.16.)
ηt – randamentul turbinei :
ηt = ηt(Qj) sau ηt = ηt(Pn) ; (5.17.)
ηg – randamentul generatorului ;
ηg = ηg(Pn) sau ηg = ηg(Q). (5.18.)
Cu modificarea nivelului în lac se modifică atât căderea, cât și caracteristica de lucru a turbinei ηt = f(Q), astfel că variația puterii nete cu debitul turbinat P = f(Q) trebuie să se determine pentru o gamă largă de nivele.
Trasând curbele Pn = f(Q) pentru diferitele AHE de derivație cu mari lacuri de acumulare (figura 16), repartiția optimă a sarcinii va fi dată de înfășurătoarea superioară a acestor curbe. Astfel, în cazul curbelor din figura 15, se dă la început prioritate AHE-I care prezintă puterea netă relativă maximă până în punctul A. Acoperirea creșterii de putere se face apoi cu AHE-II, până la debitul corespunzător punctului B, menținându-se AHE-I la debitul corespunzător punctului A ș.a.m.d.
Figura 22 : Variația randamentelor totale ale mai multor AHE, utilizată în optimizarea zilnic – orară a sarcinii
Calculul este mai complicat în cazul cascadelor de AHE cu regularizare zilnică care au posibilități limitate de a funcționa independent, datorită interdependenței regimului lor de funcționare și capacității reduse de acumulare.
În asemenea situații calculul trebuie condus prin aproximații succesive. Se începe cu un regim similar de funcționare al tuturor AHE din cadrul cascadei, ceea ce permite o eșalonare a AHE din punct de vedere al puterii nete relative dezvoltate. În funcție de caracteristicile și parametrii amenajărilor, se caută optimizarea funcționării cascadei în regimuri intermediare prin modificarea modului de funcționare a acelor AHE la care pierderile de putere sunt cele mai mari, încărcândule sau descărcândule în limitele permise de parametrii cascadei și ținând seama de influența pe care aceasta o are asupra celorlalte amenajări din aval și din amonte.
Principalele pierdei de energie ale unei AHE din cadrul cascadei se datoresc variații biefului superior care scade la creșterea sarcinii până la sosirea undei din amonte. Totodată apare și o ridicare a nivelului aval.Variațiile acestora, care pot fi însemnate la AHE cu căderi mici, trebuie să fie examinate ținând seama și de influența regimului nepermanent de curgere, care poate face ca, la același debit turbinat, puterea să varieze cu timpul.
În cazul AHE cu biefuri conjugate, trebuie să se țină seama și de mărirea căderii pe care o poate da coborârea nivelului lacului aval asupra amenajării din amonte.
7.1. ELEMENTE INTRODUCTIVE
În România există un număr mare de acumulări (circa 250) realizate pentru diverse scopuri, din care pentru folosințe energetice peste 120.
În cadrul programului MENER, Ministerul Educației și Cercetării a acceptat elaborarea proiectului „Managementul exploatării acumulărilor hidroenergetice” în perioada debitelor mari de apă”, care are în principal următoarele obiective :
realizarea unor studii care să inventarieze situația actuală a amenajărilor hidroenergetice cu risc crescut de avarie în perioada exploatării la ape mari ;
elaborarea modelului numeric necesar luării deciziilor corecte în exploatarea acumulărilor în perioada debitelor mari de apă ;
elaborarea instrucțiunilor de exploatare pentru cazul tranzitării debitelor mari de apă prin acumulările de interes energetic.
7.2. PRINCIPII MANAGERIALE DE OPTIMIZARE A FUNCȚIONĂRII AHE – IALOMIȚA
Exploatarea potențialului hidroenergetic al amenajărilor în condiții optime din punct de vedere economic și al securității construcțiilor și instalațiilor hidrotehnice
Se va arăta în continuare capacitatea teoretică de producție de energie electrică a fiecărei CHE din cadrul amenajărilor studiate. Calculul va cuprinde perioada unei zile în care debitele afluente coincid cu debitele medii multianuale, într-un ciclu de menținere la o cotă constantă a lacului Bolboci, din amonte, lacul mare al AHE care determină regimul de funcționare al AHE din aval.
Se vor utiliza următoarele notații :
Qa – debitul natural afluent (dat de diferența de bazin) ;
Vt – volumul utilizat (turbinat) ;
Qi – debit instalat ;
Pi – putere instalată.
pentru AHE Scropoasa :
5h 15 min funcționare ; 64,575 MWh / zi
-pentru AHE Dobrești :
10 h 15 min funcționare ; 171 MWh / zi
pentru AHE Moroieni
13 h 15 min funcționare ; 199 MWh / zi
pentru AHE Pucioasa
20 h 30 min funcționare ; 41 MWh / zi
În urma acestor calcule s-au obținut o producției de energie electrică având o puterea de 45,932 MW/h cu un debit de apă cuprins între 6,4 și 12 m3/s.
46MW/h * 0.4 cc = 18,4 kg combustibil conventional
46MW/h * 600 cc = 27600 kg CO2
La acestea se evidențiaza reducerea emisilor de CO2 în atmosferă acestea fiind nule.
Tot în urma acestor calcule s-au obținut valori ale producției de energie nu cu mult mai mari față de valorile prezentate în proiectul general al amenajărilor studiate unde s-a luat în considerație, în foarte mică măsură, efectele regimului precipitațiilor în bazinul superior al Ialomiței
De exemplu, după viituri s-au înregistrat debite maxime de 223 în comparație cu 1,1 m3 / s debit mediu afluent (pe râu) pentru lacul Bolboci și 220 m3 / s comparativ cu 5,6 m3 / s debit mediu afluent al acumulării Pucioasa.
Aceste debite excepționale fac ca lacul Scropoasa și bazinul de compensare Dobrești, precum și pentru amenajările tuturor captărilor secundare ale fiecărei AHE, pierderile de apă prin deversări, urmate de colmatări accentuate să fie imposibil de controlat.
Totodată trebuie avut în vedere faptul că lucrările hidrotehnice ale acestor AHE au fost executate cu 20 – 75 ani în urmă și se poate constata cu ușurință că au apărut modificări atât în aprecierea debitelor de calcul și verificare, cât și în datele tehnice privind organele de evacuare, modificarea coeficienților de curgere, uzura sau chiar blocarea unor echipamente mecanice, dar cele mai mari modificări au apărut la valorile rezervate atenuării undelor de viitură în acumulări.
În mod evident apare ca necesară o reevaluare a pierderilor, precum și efectuarea unor studii a construcțiilor hidrotehnice pentru siguranța în exploatare.
Spre exemplificare am ales AHE Scropoasa. În Cheile Zănoaga, locul unde prin versantul acestora se află galeria de aducțiune principală Scropoasa panta râului este foarte ridicată.Pe lângă această latură favorabilă amenajarea galeriei de aducțiune prezintă un inconvenient din cauză că regiunea respectivă a formată din calcare titonice, în care apar numeroase izvoare.
După aproximativ 10 ani de la punerea în funcțiune a CHE Scropoasa s-a procedat la blindarea cu virole metalice a părții de aducțiune situată între casa vanelor și castelul de echilibru, a puțului castelului de echilibru, precum și a unei porțiuni de 50 m în amonte de castelul de echilibru. Realizarea acestui proiect a fost necesară ca urmare a constatării unor pierderi însemnate de apă în zona respectivă. Astfel a rezultat eliminarea parțială a pierderilor calculate atunci, în timp însă pierderile din porțiunea neblindată a galeriei accentuându-se. Constatarea acestor pierderi se face urmărind diferențele de nivel în forajele situate în regiunea castelului de echilibru și a casei vanelor, precum și a diferenței debitelor de apă din galeriile de prospecțiune. Aceste diferențe apar în situațiile când vana plană și batardoul de la priza energetică Bolboci sunt lansate (închise) și situația în care galeria de aducțiune se află în presiune egalizată cu lacul Bolboci. Alți parametrii care confirmă prezența acestor pierderi (ce s-au accentuat în timp) ar fi scăderea presiunii din galeria de aducțiune într-un timp relativ scurt după lansarea vanei plane și batardoului de la priza energetică Bolboci, precum și o diferență mică de volum de apă turbinat și volum consumat din lacul Bolboci calculat după curba tabelară limnimetrică a lacului Bolboci. Calculul real al pierderilor nu poate fi efectuat în lipsa unui sistem de măsurare a debitului turbinat, respectiv a debitului amonte, intrat în galeria de aducțiune prin priza energetică. Aceste pierderi continue existente în masa calcaroasă prezintă un grad mare de pericol în eventualitatea producerii fenomenului de „rupere fragilă”.
În situația prezentată, alături de pierderile de putere care există pe traseul galeriei de aducțiune, la posibila producere a fenomenului de „rupere fragilă”, este pusă în pericol integritatea construcțiilor din aval din cadrul amenajării Scropoasa.
Figura 24 : Curba limnimetrică – Acumularea Bolboci
De asemenea apa exfiltrată poate avea un debit considerabil și produce colmatarea celorlalte două amenajări din aval.
Pierderea de energie va fi foarte mare deoarece perioada de remediere a avariei galeriei de aducțiune va fi lungă, timp în care CHE Scropoasa va fi scoasă din producție.
Nedepășirea unor niveluri periculoasa ale barajului Bolboci, precum și alimentarea cu apă (folosințe de apă ale lacului Bolboci) a zonelor din aval va accentua colmatarea lacului Scropoasa prin manevrarea golirii de fund a barajului Bolboci. În concluzie producerea unei astfel de avarii generează pierderi de putere multiple și chiar defecțiuni în amenajările hidroelectrice din aval.
Un alt principiu de utilizare a potențialului hidroenergetic în condiții optime îl constituie reducerea timpului de aducere în condiții de sincronism (punere în funcțiune) a hidrogeneratoarelor.
Aducerea în condiții de sincronism a hidrogeneratoarelor 1 și 2 Scropoasa se realizează, ca de altfel la toate celelalte hidrogeneratoare din CHE studiate, folosind metoda sincronizării precise. În plus, la hidrogeneratoarele CHE Scropoasa, comparativ cu celelalte, timpul de aducere în sincronism este de circa 10 min., un timp prea mare care nu conferă o bună satisfacere a serviciilor de sistem (timp de pornire 1 – 5 min.), precum și pierderi de apă concretizate în pierderi de energie.
Reducerea la jumătate a timpului de aducere la condițiile de sincronism a generatorului înseamnă reducerea consumului de apă (dat de deschiderea aparatului director la 20 % conform I.T.I.) în timpul ΔT = 5 min.
Luând în considerare că funcția Qt [ m3 / s] deschidere A.D. [ % ] este aproape liniară ajung la următorul rezultat :
Qi = Qt [ la deschidere A.D. = 100 %] = 3,2 m3 / s
Qt [ la deschidere A.D. = 20 %] = 0,64 m3 / s
Volumul de apă pierdut la o pornire în ΔT = 192 m3 / s.Astfel la o funcționare la Pi cu două vârfuri (seară și dimineață) pierderea de apă echivalează o energie egală cu 12 MWh la Pn.
Ca metode de reducere a timpului de aducere a HG la condițiile de sincronism aș menționa : îmbunătățirea serviciului de mentenanță și eventual (pentru A.D. al turbinelor Scropoasa) o refacere a calculelor de proiect pentru sistemul de reglaj al poziției A.D. întrucât există modificări de la proiectul inițial
De asemenea o metodă care poate fi aplicată tuturor hidroagregatelor din amenajările studiate ar fi implementarea unui sistem funcțional pentru realizarea autosincronizării.
Reducerea duratei de pornire a hidroagregatelor înseamnă eliminarea unor pierderi considerabile de energie precum și satisfacerea unuia dintre serviciile de sistem la condițiile optime.
Un alt principiu general de optimizarea a funcționării AHE ar fi studierea posibilității de aplicabilitate a unor proiecte în urma cărora se obțin sporuri de energii prin :
-creșterea căderilor amenajate : – prin ridicarea N.N.R.
– adâncimea albiei sau hidropuls
– prelucrare stoc suplimentar
– creșterea Qi
– modernizare hidroagregat : – retehnologizare
– grup suplimentar
Unul din cele mai importante principii de optimizare care poate fi pus în legătură directă cu funcționarea economică și sigură a AHE ar fi implementarea unor sisteme de monitorizare a parametrilor principali (debite, presiuni, volume) a tuturor punctelor importante din circuitele hidraulice ale amenajărilor precum și a parametrilor reali de funcționare a hidroagregatelor centralelor hidroelectrice.
Elaborarea unor baze de date pentru modelarea numerică (debite, niveluri, curbe de capacitate) ale acumulărilor, posibilități de evacuare prin descărcător de ape. Totodată este necesar să se elaboreze o modelare numerică a scurgerii apei prin acumulări, programele de calcul urmând a fi implementate la serviciile de sistem de dispeceri ale amenajărilor hidroenergetice studiate, astfel încât să se poate elabora strategii de exploatare a acumulărilor în perioada debitelor cu fluctuații mari de apă în timp real, pe baza datelor obținute (debite, niveluri, precipitații) de la stațiunile hidrometeorologice din bazinul hidrografic aferent amenajării.
În concluzie programul are rolul realizării sau modificării instrucțiunilor de exploatare pe perioada debitelor existente, pe baza rezultatelor obținute din aplicarea experimentală a modelelor numerice elaborate.
CONCLUZII GENERALE
Lucrarea este prezentată în șapte capitole judicios alese și echilibrate, prezentare care a permis tratarea problemelor din tema astfel:
În capitolul I, subcapitolul 1.1 am prezentat situația amenajărilorhidroenergetice la nivel mondial, unde, în prezent, capacități hidroenergetice noi de circa 20000 MW se adaugă în fiecare an la cele existente. Nivelul activităților curente și perspectivele lor duc la concluzia că activitațile în domeniul amenajărilor hidroenergetice vor avea o dezvoltarea continuă și durabilă pentru mulți ani în viitor.
Am continuat în subcapitolul 1.2. cu situația actuală a amenajărilor hidroenergetice din România, unde problema de primă importantă în prezent este regândirea concepției amenajărilor hidroenergetice care urmează a fi realizate astfel încât să corespundă cât mai bine noilor cerințe economice și sociale.
În capitolul II am prezentat avantajele pe care le au CHE față de alte tipuri de centrale :
timpi de pornire / oprire foarte reduși ;
viteza de variație a sarcinii mare ;
funcționarea cu randamente ridicate la sarcini parțiale ;
posibilitatea de funcționare în regim compensator sincron.
Am enumerat în continuare modurile în care CHE asigură necesarul de servicii al SEN :
reglajul primar de frecventă – putere ;
reglajul secundar de frecventă – putere ;
rezerva turnantă ;
serviciul “rezerva tertială rapidă” ;
reglajul secundar al tensiunii.
În capitolul III am prezentat variațiile de energie electrică zilnică, săptămânală, lunară cu ajutorul curbelor de sarcină.În funcție de regimul de funcționare al centralelor electrice, CS zilnice se pot diviza în trei zone caracteristice :
zonă de vârf situată deasupra puterii minime de zi ;
zonă de semivârf cuprinsă între puterea minimă de zi și cea minimă de noapte ;
zonă de bază, situată sub puterea minimă de noapte.
Centralele electrice care ar funcționa cu toată puterea respectivă ar trebui, în zonele de vârf, să pornească și să oprească de două ori pe zi, în zona de semivârf, o dată pe zi, iar în zona de bază ar putea funcționa continuu.
În capitolul IV am descris diverse tipuri de amenajări hidroelectrice : AHE cu regularizare zilnică, AHE cu regularizare săptămânală, AHE cu regularizare sezonieră și anuală.
Am continuat cu rolul lacului de acumulare în regularizarea debitelor făcând și clasificarea regularizării energetice a debitelor în funcțiile de condițiile hidroenergetice ale amenajărilor.
În continuare am prezentat rolul rezervei energetice a lacurilor de acumulare pentru garantarea siguranței în SEN. Este foarte important asigurarea rezervei minime energetice în marile acumulări, fiind chiar o obligație prevăzută printr-o reglementare ANRE.
În acest capitol V am descris amenajările hidroelectrice Scropoasa, Dobrești, Moroieni, Pucioasa, pentru fiecare în parte prezentând :
principalele caracteristici ale lacului de acumulare ;
descrierea circuitului hidrotehnic ;
caracteristicile tehnice principale ale centralei.
Dar și amenajările Moroieni 1, Pietroșița, Buciumeni, Moțăieni care se construiesc .
În acest capitol VI am prezentat criteriile de optimizare ale exploatării pe perioade scurte de timp a AHE în cascadă cu regularizare sezonieră și anuală, exemple de astfel de criterii fiind :
asigurarea unui volum de apă impus din lacurile cascadei
utilizarea unui volum minm de apă din lacuri ;
obținerea unei puteri disponibile maxime la sfârșitul unei perioade de umplere sau golire.
Am continuat cu optimizarea zilnic – orară a exploatării AHE, ținând cont de puterea zonei variabile a curbelor de sarcină, având în vedere și variația randamentelor parțiale / totale ale AHE.
Consider că tema proiectului a fost atinsă tratând în mod obiectiv situația galeriei principale de aducțiune AHE Scropoasa precum și exemplul de calcul în cazul reducerii pierderilor de energie la limitarea duratei de punere în funcțiune a hidrogeneratoarelor.
Consider de asemenea că implementarea sistemelor de monitorizare a parametrilor principali ai amenajărilor hidroelectrice precum și a parametrilor reali de funcționare a hidroagregatelor constituie cel mai bun mijloc în vederea luării unor măsuri exacte de funcționare economică a ansamblurilor AHE precum și garantarea unei exploatări în condiții de deplină siguranță a acestora : în zonele în care puncte importante din cadrul amenajărilor (captări secundare) nu există personal operativ se poate interveni operativ introducând în programe date limită care să avertizeze prezența unor situații nedorite (colmatări). Totodată introducerea debitelor în punctele principale ale galeriilor de aducțiune precum și a conductelor forțate în funcții care urmăresc protecțiile la spargerea conductei forțate sau protecției la apariția unor avarii la galeriile de aducțiune prin compararea diferențelor de debit tranzitat după un algoritm SOFTWARE se pot realiza comenzi de lansare a batardourilor din prizele energetice respectiv a vanelor fluture din casa vanelor. Astfel se pot pune în aplicare proiecte nefinalizate în cadrul amenajărilor studiate.
ANEXA 1 : Schema electrică monofilară CHE Scropoasa
ANEXA 2 : Schema electrică monofilară CHE Dobresti
ANEXA 3 : Schema electrică monofilară CHE Moroieni
ANEXA 4 : Schema electrică monofilară CHE Pucioasa
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Managementul amenajarilor hidroenergetice studiu de caz [311601] (ID: 311601)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.