Amenajari hidroenergetice

319
DAN STEMATIU 2008

Transcript of Amenajari hidroenergetice

Page 1: Amenajari hidroenergetice

DAN STEMATIU

2008

Page 2: Amenajari hidroenergetice

2

Descrierea CIP a Bibliotecii Naţionale a României

STEMATIU, DAN

Amenajări hidroenergetice / Dan Stematiu Bucurereşti: Conspress, 2008

Bibliogr. ISBN 978-973-100-017-8

624.13 Colecţia Carte universitara

CONSPRESS

B-dul Lacul Tei nr. 124, sector 2, Bucureşti Tel: (021) 242 27 19 / 169; Fax: (021) 242 07 81

Page 3: Amenajari hidroenergetice

3

PREFAŢĂ Resursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondiale de energie primară. Energia hidraulică este disponibilă în natură sub forma energiei asociată curgerii râurilor şi a fluviilor, energie cunoscută sub denumirea hidro convenţională şi ca energie a valurilor, a curenţilor marini şi a oscilaţiilor periodice ale mareelor, ultimile fiind încadrate în categoria energiilor hidro neconvenţionale. Hidroenergia este o formă de energie regenerabilă, între care se mai înscriu energia solară, energia eoliană şi energia geotermală. Sursa primară a energiei hidraulice este radiaţia solară şi circuitul apei în natură. Între diversele forme de energie regenerabilă, hidroenergia este şi va rămâne pentru mult timp cea mai importantă sursă utilizată. În prezent, energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 millioane de GWh, ceea ce reprezintă între 16 şi 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimări acceptă că potenţialul exploatabil este de şase ori mai mare. La nivel European, în 2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă. În România, la nivelul anului 2008, se produc anual, în medie, cca 18 TWh, adică 35 % din consum, dar potenţialul amenajabil este de 38 TWh / an. Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este şi curată. Ea nu produce deşeuri (cenuşi sau substanţe radioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare. Ansamblul construcţiilor şi instalaţiilor care asigură transformarea energiei hidraulice în energie electrică poartă denumirea de amenajare hidroenergetică. Amenajările hidroenergetice convenţionale cuprind lacuri de acumulare, create prin bararea cursurilor de apă, precum şi canale, conducte sau galerii de derivare a apei spre centrala hidroelectrică, unde sunt amplasate turbinele şi generatoarele. O categorie specială o constitue uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Amenajările hidroenergetice neconvenţionale cuprind la rândul lor instalaţii şi mecanisme specifice de convertire a energiei valurilor şi mareelor în energie mecanică şi apoi electrică. Lucrarea de faţă tratează numai o parte din ansamblul de noţiuni, baze teoretice şi lucrări inginereşti care sunt cuprinse în sintagma amenajări hidroenergetice. Cuprinsul cărţii este definit de programa analitică a cursului cu denumire similară, pe care autorul îl predă din anul 1982 la Facultatea de Hidrotehnică a Universităţii Tehnice de Construcţii Bucureşti. Curicula specializării cuprinde un curs extins dedicat construcţiilor hidrotehnice, unde sunt predate barajele şi construcţiile aferente barajelor, prizele de apă, derivaţiile sub presiune, prin conducte şi galerii hidrotehnice, precum şi derivaţiile cu nivel liber prin canale. Astfel de construcţii intră şi în componenţa amenajărilor hidroenergetice, dar nu mai sunt tratate şi în această lucrare. Cartea debutează cu un capitol introductiv, în care se prezintă geneza şi caracteristicile energiei hidraulice şi se precizează rolul energiei hidroelectrice în sistemul energetic.

Page 4: Amenajari hidroenergetice

4

Capitolul al doilea tratează resursele hidroenergetice şi schemele de amenajare. Pentru început se prezintă modul de evaluarea a potenţialului hidroenergetic şi estimările privind potenţialul hidroenergetic al României şi potenţialul hidroenergetic mondial. Sunt apoi detaliate soluţiile de amenajare şi principiile de alcătuire a schemelor uzinelor hidroelectrice (UHE). Un paragraf special este dedicat parametrilor energetici ai uzinelor hidroelectrice. Capitolul trei defineşte mai întâi indicatorii tehnico – economici ai UHE. Se prezintă apoi condiţiile de comparare a variantelor hidroenergetice şi criteriile de selecţie şi de dimensionare. Unele exemple de aplicare a criteriilor energo-economice la dimensionarea uzinelor hidroenergetice servesc aprofundării noţiunilor. O tratare succintă a turbinelor hidraulice face obiectul capitolului patru. Curicula restrânsă a specializării nu mai cuprinde un capitol de turbine hidraulice în cadrul cursului de maşini hidraulice şi staţii de pompare şi, ca urmare, noţiunile strict necesare au fost incluse în lucrarea de faţă. Sunt prezentate, în succesiune, tipurile de turbine hidraulice, turaţia specifică şi principiile de similitudine, criteriile de selecţie a tipului de turbină, fenomenul de cavitaţie în turbine şi randamentul turbinelor. Cel mai extins capitol tratează centralele hidroelectrice pe derivaţie. Sunt detaliate dispoziţiile generale ale centralelor supra şi subterane şi construcţiile specifice acestora: camere de încărcare, castele de echilibru şi case de vane. Un capitol de asemenea extins tratează centralele hidroelectrice din frontul barat. Se prezintă dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Kaplan şi respectiv cu turbine Bulb. Sunt prezentate apoi unele elemente de dimensionare hidraulică. În final sunt detaliate elementele constructive şi calculele de rezistenţă aferente, precum şi problema stabilităţii la alunecare. Capitolul şapte este dedicat microhidrocentralelor. Sunt prezentate schemele caracteristice şi specificul acestor amenajări care, în pofida aportului lor modest ca sursă energetică, sunt în prezent intens promovate, probabil conjuctural. Tocmai din acest motiv capitolul are un grad de detaliere ce poate părea neconcordant cu complexitatea mai redusă a problemelor. Uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj sunt din ce în ce mai actuale, fiind singura formă cu aplicare industrială de înmagazinare a energiei în exces din sistem. Ele sunt şi singura soluţie de acumulare a energiei eoliene, care se produce intermitent şi dependent de factorii exteriori. Capitolul opt tratează cuprinzător aceste amenajări cu caracter special. Resursele neconvenţionale de energie hidraulică şi sistemele de conversie a energiei valurilor şi mareelor în energie electrică sunt prezentate în capitolul final. Lucrarea se adresează cu predilecţie studenţilor de la facultăţile de construcţii, dar prin rigoarea tratării şi detalierile care exced programa cursului este utilă şi inginerilor practicieni din domeniu. Autorul

Page 5: Amenajari hidroenergetice

5

CUPRINS

1. INTRODUCERE ……………………………………………………. 9 1.1. Geneza şi caracteristicile energiei hidraulice…………..................

9

1.2. Rolul energiei hidroelectrice în sistemul energetic …………........ Controlul unui sistem energetic .................................................

13 18

1.3. Hidroenergia şi mediul ……………………......................................

20

1.4. Scurt istoric ………………………………………............................. 22

Bibliografie …………………………………………………………………

24

2. RESURSE HIDROENERGETICE ŞI SCHEME DE AMENAJARE ………………....................................................................

25

2.1. Relaţii de calcul şi unităţi de măsură pentru putere şi energie .........

25

2.2. Potenţialul hidroenergetic al cursurilor de apă …………..................

27

2.3. Evaluarea potenţialului hidroenergetic liniar ……….........................

28

2.4. Potenţialul hidroenergetic al României ……………………………..

32

2.5. Potenţialul hidroenergetic mondial ………………………………….

33

2.6. Scheme de amenajare ...........................................................................

37

2.6.1. Scheme de amenajare ale uzinelor hidroelectrice de tip baraj..... Uzina hidroelectrică de la Itaipu ................................................ Uzina hidroelectrică de la Three Gorge .................................... Uzina hidroelectrică Hoover ..................................................... Amenajarea hidroenergetică a Dunării ......................................

40 43 45 44 50

2.6.2. Scheme de amenajare ale UHE de derivaţie ................................. 56 2.6.3. Scheme de amenajare ale UHE mixte ........................................... 59 2.6.4. Principii de alcătuire a schemelor UHE ........................................ 66 2.7. Parametri energetici ai uzinelor hidroelectrice .................................

67

2.7.1. Lacul de acumulare ....................................................................... 67 2.7.2. Debitul instalat .............................................................................. 70 2.7.3. Căderea ......................................................................................... 70 2.7.4. Puterile caracteristice ale UHE ..................................................... 73 2.7.5. Energia livrată de UHE ................................................................. 75

Bibliografie …………..…………………………………………………….

77

3. STABILIREA PARAMETRILOR ENERGETICI ŞI DIMENSIONAREA UHE………………………......................................

79

3.1. Indicatorii tehnico – economici ai UHE ………………………………

79

3.2. Condiţii pentru compararea variantelor .............................................

80 3.2.1. Aducerea la echivalenţă a variantelor ........................................... 81

Page 6: Amenajari hidroenergetice

6

3.2.2. Indicatori de comparaţie .............................................................. 823.3. Criterii de selecţie şi de dimensionare ................................................. 83 3.3.1. Criterii bazate pe durata de recuperare a investiţiei..................... 83 3.3.2. Criteriul cheltuielilor toatale actualizate minime ………………. 84

3.4. Exemple de aplicare a criteriilor energoeconomice la dimensionarea unei UHE ………………………....................................................................

91

3.4.1. Determinarea puterii instalate ………………………………….. 91 3.4.2. Determinarea înălţimii barajului ……………………………….. 94 3.4.3. Determinarea diametrelor derivaţiei ............................................ 97

3.5. Evaluarea oportunităţii de investire în UHE ......................................

104 3.5.1. Criterii tradiţionale ……………………………………………… 105 3.5.2. Criterii bazate pe actualizare ........................................................ 105

Bibliografie ……………………………………………………………………

107

4. TURBINE HIDRAULICE ............................................. ..................

109

4.1. Tipuri de turbine hidraulice ………………………………………....

109 4.1.1. Turbine cu impuls …………………………................................ 109 4.1.2. Turbine cu reacţiune …………………………………………...... 1134.2. Turaţie specifică şi similitudine ………………………....................... 118 4.2.1. Relaţii de similitudine ………………………….......................... 118 4.2.2. Turaţia specifică ........................................................................... 119

4.3. Dimensionarea preliminară …………………………………………..

121 4.3.1. Relaţii pentru turbinele Pelton…………………………………… 121 4.3.2. Relaţii pentru turbinele Francis .………………………………… 122 4.3.3. Relaţii pentru turbinele Kaplan …………………………………. 122

4.4. Criterii de selecţie a tipului de turbină ………………………………..

123 4.4.1. Selecţia în funcţie de cădere …………………….......................... 123 4.4.2. Selecţia în funcţie de cădere şi debit ...………………………….. 124 4.4.3. Selecţia în funcţie de turaţia specifică ...………………………… 124

4.5. Fenomenul de cavitaţie în turbine ………………………...................

124 4.6. Randamentul turbinelor …………………..........................................

126

Bibliografie …………………………………………………………………

128

5. CENTRALE HIDROELECTRICE PE DERIVAŢIE …………

129

5.1. Consideraţii generale ………………………………………………….

129

5.2. Dispoziţia generală a centralelor supraterane ………………………..

130 5.2.1. Centrale de joasă cădere echipate cu turbine Kaplan ................... 130

Studiu de caz: Stabilitatea la alunecare a ansamblului casă de vane, conductă forţată şi centrala hidroelectrică Vaduri

133

5.2.2. Centrale echipate cu turbine Pelton ............................................ 136 5.2.3. Centrale echipate cu turbine Francis.............................................. 5.2.4. Elemente caracteristice pentru dispoziţia generală a centralelor …

140 143

5.3. Dispoziţia generală a centralelor subterane ………………………….

147 5.3.1. Consideraţii generale …………………………………………… 147 5.3.2. Centrale subterane echipate cu turbine Pelton ............................ 154

Page 7: Amenajari hidroenergetice

7

5.3.3. Centrale subterane echipate cu turbine Francis ………………… 155 5.3.4. Centrale în puţ .………………………………………………… 158 Centrale hidroelectrice aflate în exploatare în România ……… 159

5.4. Construcţii specifice centralelor pe derivaţie ..........…………………

165 5.4.1. Camere de încărcare ................................................................... 165 5.4.2. Castele de echilibru .................................................................... 175 5.4.3. Case de vane …………………………………………………… 199

Bibliografie ………………………………………………………………….

201

6. CENTRALE HIDROELECTRICE ÎN FRONTUL BARAT …

203

6.1. Elemente caracteristice ……………………………………………….

203

6.2. Dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Kaplan ..

204 6.2.1. Elemente componente şi particularităţi constructive ................... 204 6.2.2. Elemente caracteristice ale dispoziţiei generale ......................... 210 6.2.3. Centrale în pile ............................................................................ 214

6.3. Dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Bulb …

215 6.3.1. Elemente componente şi particularităţi constructive ................... 215 6.3.2. Comparaţie între echipările Bulb şi Kaplan ................................. 220 Centralele sistemului hidroenergetic Porţile de Fier I şi II........ 221

6.4. Dimensionarea hidraulică .....................................................................

224 6.4.1. Calculul prizei ……………………………………………. ....... 224 6.4.2. Calculul camerei spirale ……………………………………….. 227 6.4.3. Calculul aspiratorului ………………………............................... 228 6.4.4. Dimensiuni orientative ale circuitului hidraulic .......................... 230

6.5. Alcătuirea constructivă şi calcule de rezistenţă ……………………..

231 6.5.1. Elemente constructive …………………………………………… 231 6.5.2. Calcule de rezistenţă ……………………………………………. 232

6.5.3. Stabilitatea la alunecare …………………….............................. 233

Bibliografie ....................................................................................................

237

7. MICROHIDROCENTRALE ………………………….....................

239

7.1. Definiţii şi elemente caracteristice .......................................................

239

7.2. Scheme de amenajare ...........................................................................

243 7.2.1. Microhidrocentrale de cădere medie sau mare ........................... 243 7.2.2. Microhidrocentrale de joasă cădere ........................................... 245

7.3. Dimensionare energetică şi evaluare economică ................................

248 7.3.1. Debitul şi puterea instalată ........................................................ 248 7.3.2. Alegerea tipului de turbină ........................................................ 251 7.3.3. Evaluarea energiei produse în anul hidrologic mediu ............... 252 7.3.4. Aspecte economice .................................................................... 253

7.4. Echipamentul hidromecanic şi electric ................................................

254

7.5. Particularităţi constructive ...................................................................

258 7.5.1. Consideraţii generale .................................................................. 258 7.5.2. Priza de apă ............................................................................... 258 7.5.3. Conducta de derivaţie ................................................................ 260 7.5.4. Clădirea centralei ..................................................................... 262

Page 8: Amenajari hidroenergetice

8

Bibliografie ...................................................................................................

265

8. UZINE HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRIN POMPAJ ………………………….............................................................

267

8.1. Consideraţii preliminare……………………………………………….

267

8.2. Rolul şi funcţiile UHEAP........................................................................

269

8.3. Clasificarea UHEAP .............................................................................

270

8.4. Tendinţe în domeniul grupurilor UHEAP .........................................

273

8.5. Scheme de amenajare ...........................................................................

275 Etanşarea şi drenarea rezervoarelor superioare. Studiu de caz....... 283

8.6. Randamentul ciclului pompare – turbinare .......................................

287 8.6.1. Randamentul tehnic.…………………………………………… 287 8.6.2. Eficienţa energetică ………………………………………….. 288 8.6.3. Corecţii ale randamentului tehnic ……………………………. 289

Bibliografie ………………………………………………………………….

289

9. RESURSE NECONVENŢIONALE DE ENERGIE HIDRAULICĂ……………………………………………………………

291

9.1. Consideraţii preliminare ………………………………………………

291 9.1.1. Consideraţii privind valurile marine ………………………….. 291 9.1.2. Consideraţii privind mareele şi curenţii marini ………………… 292

9.2. Hidroenergie din valuri marine ……………………………………..

294 9.2.1. Puterea şi energia valurilor marine …………………………... 294 9.2.2. Soluţii de valorificare a energiei valurilor ……………………… 296 9.2.3. Convertorul Pelamis …………………………………………… 302

Sistemul de captare a energiei valurilor de pe litoralul românesc al Mării Negre…………………………...........................................

304

9.2.4. Impactul asupra mediului .......................................................... 307

9.3. Hidroenergie din maree …………………............................................

307 9.3.1. Soluţii de recuperare a energiei asociate mareelor ………....... 307 9.3.2. Elice în curenţi mareici ....…………………………………… 308 9.3.3. Centrale mareo-motrice ........................................................... 311 Studiu de caz:Estuarul Severn ................................................. 315 9.3.4. Impactul asupra mediului ......................................................... 318

Bibliografie ………………………………………………………………...

318

Page 9: Amenajari hidroenergetice

9

1

INTRODUCERE

1.1. GENEZA ŞI CARACTERISTICILE ENERGIEI HIDRAULICE Resursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondiale de energie primară, a căror utilizare este indispensabilă pentru a se putca asigura acoperirea consumului de energie în continuă creştere în toate ţările. Energia hidraulică este disponibilă în natură sub mai multe forme : — energia debitelor râurilor şi a fluviilor; — energia oscilaţiilor periodice ale mareelor ; — energia valurilor si a curenţilor marini; Energia hidraulică convenţională este energia aferentă râurilor şi fluviilor, curent numită energie hidro. Diferenţa de nivel între cota unei secţiuni de la care cade (curge) apa şi cota secţiunii la care ajunge apa, reprezintă măsura energiei potenţiale. În natură acestă energie se transformă în energie cinetică, regăsită sub forma curgerii apei între cele două cote. Resursele hidraulice de energie se regenerează continuu, prin transformarea şi acumularea naturala a energiei solare. Sursa primară a energiei hidraulice este radiaţia solară şi circuitul apei în natură. Radiaţiă solară produce evaporarea (în special de pe oceanul planetar), norii încărcaţi cu vapori de apă se deplasează către uscat, în anumite condiţii condensează, precipitaţiile cad pe suprafaţa uscatului şi o parte din volumul de apă formează scurgerea de suprafaţă (fig. 1.1).

Figura 1.1. Circuitul apei în natură Pornind de la aceste considerente, rezultă clar că energia hidro este regenerabilă. Cât timp vor fi precipitaţii apa se va colecta şi va curge în albiile cursurilor de apă şi

Ape de suprafaţă

Precipitaţii

Apa subterană

Evapotranspiraţie

Evaporare

Nori care produc precipitaţii

Page 10: Amenajari hidroenergetice

10

energia hidro va fi prezentă. Desigur, sunt în desfăşurare cercetări pentru dezvoltarea şi a unor alte surse de energie regenerabilă. Între energiile regenerabile care au deja aplicare la scară industrială sunt energia eoliană şi energia solară. Lor li se adaugă la o scară mai redusă energia geotermală, energia provenită din biomasă etc. Contribuţia acestor alte surse de energie regenerabilă este încă foarte modestă. Hidroenergia este pe departe cea mai importantă sursă de energie regenerabilă utilizată în prezent. Energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 millioane de GWh, ceea ce reprezintă între 16 şi 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimări acceptă că potenţialul exploatabil este de şase ori mai mare. La nivel European, în 2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă, care, la rândul ei trebuie să crească cu 8% pe an până în 2010. În România se produc annual, pe cale hidro, cca 18 TWh, adică 35 % din consum, dar potenţialul amenajabil este de 38 TWh / an. O situaţie edificatoare privind resursele energetice şi contribuţia energiilor regenerabile pe plan mondial este redată în figura 1.2.

Figura 1.2. Sursele de energie electrică la nivel mondial în 2007 Datorită rezervelor limitate ale resurselor tradiţionale (cărbune, petrol, gaz), a caracterului de piaţă controlată geopolitic pentru resursele tradiţionale şi a creşterii rapide a consumului de energie, se impune extinderea în viitor a utilizării surselor regenerabile. Un motiv în plus îl constitue impactul asupra mediului (efectul de seră, ploile acide, încălzirea globală) creat prin utilizarea resurselor tradiţionale. Valorificarea energiei hidraulice primare ca energie hidroelectrică se face prin intermediul turbinelor hidraulice şi a generatoarelor electrice. Apa trece prin palele turbinei şi o pune în mişcare de rotaţie, energia hidraulică devenind energie mecanică. Turbina roteşte la rândul ei rotorul generatorului în câmpul magnetic al statorului şi prin fenomenul de inducţie electromagnetică se converteşte energia mecanică în energie electrică (fig. 1.3). Transformarea energiei hidraulice în energie electrică se face cu randamente foarte bune, ceea ce contribuie la eficienţa economică a fructificării ei.

a

Page 11: Amenajari hidroenergetice

11

Figura 1.3. Transformarea energiei hidraulice în energie electrică

În cele mai multe cazuri energia hidro se concentrează într-o anumită secţiune prin barare, sau prin derivarea curgerii faţă de albia naturală prin canale sau galerii. Soluţii de principiu sunt prezentate în figurile 1.4 şi 1.5.

Figura 1.4. Concentrarea căderii prin bararea cursului de apă

Page 12: Amenajari hidroenergetice

12

Figura 1.5. Concentrarea căderii prin derivarea debitelor turbinate Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este şi curată şi disponibilă atunci când consumatorii o cer. Ea nu produce deşeuri (cenuşi sau substanţe radioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare. Comparativ cu hidroenergia, care este înmagazinabilă în lacuri de acumulare şi poate răspunde prompt la cerinţe, celelalte surse de energie regenerabilă sunt dependente de schimbările sezoniere, zilnice sau chiar orare ale vremii. Energia eoliană şi energia solară depind de vânt şi de soare. Sunt surse intermitente. Valorificarea lor în acord cu cerinţele consumatorilor se poate face eficient numai prin conexare cu hidroenergia. Marile ferme eoliene, care sunt din ce în ce mai numeroase, pot suplini o parte din energia hidro, iar când energia produsă de ele nu are debuşeu la consumatorii tradiţionali poate fi stocată în lacuri de acumulare, aşa cum se va vedea în paragraful următor. Lacurile de acumulare servesc, de cele mai multe ori, nu numai pentru stocarea energiei hidraulice, dar şi pentru o serie de alte folosinţe. Marile lacuri asociate amenajărilor hidroenergetice protejează împotriva inundaţiilor, prin atenuarea viiturilor, sunt importante surse pentru alimentarea cu apă a populaţiei şi a industriilor, asigură debit pentru irigaţii în perioadele secetoase, pot fi importante centre de dezvoltare a turismului. În cazul amenajărilor fluviale, nivelul apei este controlat prin barare iar navigaţia este mult favorizată, desigur prin construcţia de ecluze în frontul barat. Ansamblul construcţiilor şi instalaţiilor care asigură transformarea energiei hidraulice în energie electrică poartă denumirea de uzină hidroelectrică (UHE). Volumul mare de lucrări şi complexitatea acestora conduc la costuri mari de investiţie. Efortul financiar pentru investiţia iniţială este mare, dar este compensat de durata mare de viaţă a unei uzine hidroelectrice. Cu foarte rare excepţii, uzinele construite până în prezent sunt toate în exploatare, este drept cu unele intervenţii de retehnologizare.

Priză

Cameră de încărcare

Conductă forţată

CHE

Page 13: Amenajari hidroenergetice

13

Avantajul principal este preţul de cost extrem de redus în raport cu cel al surselelor tradiţionale de energie electrică. O comparaţie concludentă este redată în figura 1.6. Costul este redus pentru că, odată amortizată investiţia iniţială, sursa de energie este curgerea apei care nu implică costuri, ci eventual taxe bazinale. Chiar costurile de operare sunt mult reduse pentru că instalaţiile şi construcţiile sunt simple şi robuste, iar fiabilitatea este mare.

Figura 1.6. Structura preţului de cost la principalele surse de energie electrică Rezumând, principalele caracteristici ale energiei hidroelectrice sunt:

Sursa este regenerabilă şi nepoluantă; Randamentul transformării energiei hidraulice în energie electrică este ridicat; Acumulările amenajărilor hidroenergetice asigură şi alte folosinţe - atenuarea

viiturilor, navigaţie, alimentări cu apă etc.; Uzinele hidroelectrice au durată mare de viaţă; Costurile de investiţie sunt mari, dar costurile de întreţinere şi operare sunt

foarte reduse; Hidroenergia are un rol important în cadrul sistemului energetic.

1.2. ROLUL ENERGIEI HIDROELECTRICE ÎN SISTEMUL ENERGETIC Sistemul Electroenergetic (SE) reprezintă ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, situate pe teritoriul unei regiuni, a unei ţări, sau a unei grupări de teritorii, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice. Sistemul Electroenergetic Interconectat este un sistem electroenergetic format prin interconectarea a două sau mai multe sisteme electroenergetice care funcţionează în paralel. Consumul de energie electrică reprezintă valoarea totală a energiei electrice absorbite de la reţea de beneficiari, într-un timp specificat (consum zilnic, lunar, anual etc.).

U

SD c

enţi

pe k

Wh

prod

us

5 4 3 2 1 0

Page 14: Amenajari hidroenergetice

14

Puterea totală care trebuie sa fie produsă de centralele sistemului energetic este dictată in fiecare moment de necesităţile de putere însumate ale consumatorilor, care au variaţii zilnice, săptămânale şi sezoniere caracteristice. Reprezentarea grafică a puterii cerute de consumatori în timp se numeşte graficul sau curba de sarcină. Variaţia în timp a puterii totale cerute de toţi consumatorii în decurs de o zi reprezintă graficul de sarcină zilnică P(t), iar energia zilnică consumată este (fig. 1.7):

∫=24

0

)( dttPEz (1.1) Curbele de sarcină ale zilelor de lucru se împart în trei zone caracteristice: — zona de vârf, corespunzatoare sarcinilor variabile, ale vârfurilor de dimineaţă si de seară, situate deasupra sarcinei minime dintre cele două vârfuri (golul de zi), care se poate acoperi numai de centrale electrice ce pot funcţiona cu sarcini variabile şi pot fi pornite şi oprite cel puţin de două ori în decursul unei zile; — zona de semivârf, cuprinsă între sarcina la golul de zi şi sarcina la golul de noapte, care se acoperă în mod normal de centrale care pot fi oprite, sau cărora li se poate reduce sarcina în cursul nopţii; — zona de bază, situată sub sarcina minimă de noapte, care se acoperă de centrale cu funcţionare continuă în tot cursul zilei.

Figura 1.7. Graficul de sarcină zilnic pentru o zi lucrătoare În figura 1.7, dreapta, se mai disting curba de durată a puterilor, care reprezintă numărul de ore dintr-o zi în care o anumită putere este cerută de sistem şi curba integrală a energiei, definită de relaţia (1.1).

Pv = putere de vârf; Psv = putere de semivârf; Pb = putere de bază

Page 15: Amenajari hidroenergetice

15

În cazul în care cantitatea de energie cerută de consumatori este mai mare sau mai mică decât cantitatea de energie livrată de producători, în reţea apar perturbaţii de tensiune şi de frecvenţă, care pun în pericol funcţionarea consumatorilor, ducând la avarii grave ale acestora. Ca urmare, cantitatea de putere livrată (energie produsă) trebuie să fie egală, în orice moment, cu cantitatea de putere consumată (energie consumată). Curbele de sarcină prezintă anumite aspecte caracteristice, care depind de structura şi ponderea diferitelor categori de consumatori, de variaţia condiţiilor naturale şi climatice în decursul anului, de programul de lucru şi zilele de repaos, de situaţia economică şi obiceiurile de viaţă ale populaţiei, de tarifele de vânzare ale energiei electrice etc. O caracterizare globală a variaţiei puterii cerute zilnic este dată de indicele de aplatizare, sau coeficientul de utilizare a sarcinii maxime, reprezentând raportul dintre sarcina medie şi sarcina maximă:

maxP

Pmed=γ (1.2)

In zilele de lucru ale unei săptămâni curbele de sarcină sunt asemănătoare, având variaţiuni limitate de ± 2...3% de la o zi la alta, datorită în special modificării condiţiilor meteorologice. În zilele de repaos, sarcina medie reprezintă între 70 şi 80% din aceea a zilelor de lucru, iar in ziua de lucru care urmează dupa ziua de repaos circa 93...94%, din cauza sarcinii de noapte mai scăzute. În figura 1.8 se prezintă comparativ curbele de sarcină ale zilelor unei săptămâni dintr-o zonă cu economie dezvoltată, iar în figura 1.9 elemente comparative ale graficelor de sarcină pentru zi de lucru şi zi de repaos.

Figura 1.8. Grafice de sarcină în decursul unei săptămâni

Page 16: Amenajari hidroenergetice

16

Figura 1.9. Diferenţe între alura graficelor de sarcină pentru zi de lucru (cu două vârfuri) şi zi de repaus (cu un singur vârf).

În condiţiile din România, diferenţele dintre zona de vârf şi golul de noapte (cea mai descărcată zonă a curbei) variază în funcţie de sezon şi se situează în jurul valorii de 25...30% din maximul zilnic. Sarcinile de vârf şi consumul lunar de energie electrică au valorile maxime în lunile decembrie şi ianuarie si valorile minime în lunile iunie şi iulie. Este de semnalat faptul că, în ultimii ani, în verile foarte călduroase, cu temperaturi extreme, se manifestă modificări semnificative datorită instalaţiilor de aer condiţionat. Consumul mediu lunar de energie electrică, precum şi sarcina medie lunară au în cursul anului o variaţie sezonieră, asemănătoare cu aceea a sarcinilor de vârf maxime lunare. Pentru caracterizarea regimului anual de variaţie a curbelor de sarcină se utilizează indicele care reflectă durata de utilizare a sarcinii maxime anuale:

an

an

PETmax,

= (1.3)

exprimat ca raport dintre cantitatea de energie electrică produsă pentru consum intern anual şi puterea (sarcina) de vârf maximă anuală. În sistemul energetic, contribuţia centralelor electrice trebuie să asigure acoperirea curbelor de sarcină în condiţi tehnice normale privind calitatea energiei livrate (frecvenţă, tensiune) precum şi funcţionarea în condiţii economice optime a producătorilor de energie electrică. Tipurile de centrale electrice care asigură acoperirea curbelor de sarcină depind evident de zonele caracteristicile ale acestora. Pentru acoperirea zonei de bază sunt indicate centrale cu flexibilitate scăzută în pornire/oprire, care au predominant o funcţionare continuă, de obicei cu o putere constantă : — centralele de termoficare, cu puterea livrată dependentă de consumul de caldură cerut pentru termoficare;

Page 17: Amenajari hidroenergetice

17

— centralele termoelectrice de condensaţie (CTE), echipate cu grupuri de mare putere şi parametri superiori; — centralele nuclearo-electrice, cu o producţie mare de energie practic constantă pe toată durata de operare; — UHE pe firul apei, sau cu acumulări mici, în perioadele cu debite afluente mari, pentru a evita pierderi de energie prin deversarea apei. Pentru acoperirea zonei de semivârf sunt indicate: — centralele termoelectrice de condensaţie, care pot funcţiona în orele de noapte cu sarcină redusa sau pot fi oprite; — UHE cu acumulări pentru regularizare zilnică, în perioade de debite mijlocii; Pentru acoperirea zonei de vârf pot fi utilizate numai centralele care au elasticitate mare în funcţionare, care au posibilitatea de a fi puse în funcţiune şi de a fi oprite de mai multe ori pe zi fără inconveniente tehnice, care au timp foarte scurt de pornire şi viteză de încărcare mare până la plină sarcină, care au randamente ridicate la sarcini variabile şi la durate de utilizare reduse. Dintre toate tipurile de centrale, cele hidroelectrice cu lacuri de acumulare mari au caracteristicile cele mai potrivite pentru o exploatare la vârf de sarcină. Acoperirea vârfului de sarcină o mai pot asigura, dar cu costuri mult mai mari (vezi fig. 1.6), centralele cu turbine cu gaz şi CTE cu turbine de construcţie specială. Repartiţia sarcinii zilnice pe tipuri de centrale este prezentată în figura 1.10.

Figura 1.10. Acoperirea curbei de sarcină zilnică de către diferitele tipuri de centrale electrice

După cum se observă în figură, vârful de sarcină este preluat de uzinele hidroelectrice (UHE) dar şi de uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP), a căror principiude funcţionare se prezintă în paginile următoare.

Page 18: Amenajari hidroenergetice

18

Prin calităţile lor tehnice şi economice (elasticitate, fiabilitate, preţ de cost redus) centralele hidroelectrice sunt amenajări deosebit de adecvate şi pentru îndeplinirea operativă a serviciilor tehnologice de sistem cum sunt: reglarea frecvenţei, reglajul secundar frecvenţă-putere, rezerva turnantă, rezerva terţiara rapidă şi reglajul tensiunii. Unele explicaţii privind serviciile tehnologice amintite sunt sumar prezentate în casetă.

CONTROLUL UNUI SISTEM ENERGETIC Controlul activ de tensiune – frecvenţă se face în vederea menţinerii în limite acceptabile ale valorii nominale a frecvenţei. Dispozitivele de control încearcă să echilibreze în timp real atât producţia cât şi cererea de electricitate. Cel mai important este controlul primar, care este un control local, automat al vitezei generatorului, realizat de regulatorul de viteză, acţionând asupra vanelor de control care reglează debitul de apă care intră în turbină. Când viteza generatorului creşte, vana de control reduce debitul intrat în turbină diminuând puterea mecanică. Un efect invers se obţine când are loc o reducere a vitezei. Raportul dintre devierea de la viteza nominală şi creşterea energiei rezultate este cunoscut sub numele de droop, caracteristică intrinsecă a regulatorului de viteză. Acţiunea acestuia joacă un rol cheie în menţinerea frecvenţei cât mai aproape de valoarea sa nominală, evitând devieri semnificative de la aceasta. Caracteristica dinamică a acestui control se situează într-un interval de câteva secunde. Controlul tensiunii şi managementul puterii reactive se face în vederea menţinerii unui profil adecvat al tensiunii în sistemul de transport, din punct de vedere al calităţii furnizării şi al siguranţei. Sistemele energetice sunt echipate cu dispozitive de management al puterii reactive/control al tensiunii. Controlul primar este un control automat local realizat de regulatorul automat de tensiune al generatorului, care reglează nivelul tensiunii la bara colectoare a blocului, acţionând asupra sistemului de excitaţie care alimentează furnizarea cu curent continuu a rotorului. Se produce o variaţiei în sensul creşterii/descreşterii puterii reactive care permite readucerea nivelului de tensiune la valoarea prescrisă. Caracteristica dinamică a acestui control se situează într-un interval de câteva secunde. Pornirea la rece înseamnă repornirea sistemului energetic în cazul în care are loc o întrerupere completă a acestuia. În vederea pornirii la rece, grupurile generatoare trebuie să realizeze pornirea sistemului energetic fără alimentări de energie de la reţea. Funcţia pornirii la rece include şi pregătirea de instrucţiuni detaliate pentru toţi participanţii implicaţi în activitatea de furnizare de electricitate, care trebuie respectate în cazul unei opriri totale a sistemului. Funcţiile dinamice (reglajele) şi rezerva de putere ca şi funcţiile cinetice (urmărirea şi acoperirea sarcinii programate) nu sunt independente ci sunt interactive şi se înlănţuiesc. Astfel, urmărirea curbei de sarcină este un program de acoperire a sarcinilor într-un anumit interval de timp, corectat în timp real în funcţie de ecarturile aleatoare de la starea de echilibru a sistemului prin acţionarea diferitelor reglaje.

Page 19: Amenajari hidroenergetice

19

În prezent, în România, centralele hidro sunt principalele furnizoare de servicii tehnologice de sistem, acoperind aproximativ 80% din rezerva minut a sistemului energetic. La acoperirea necesarului de putere de reglaj secundar participă opt centrale hidroelectrice mari: Porţile de Fier I, Stejarul, Corbeni, Ciunget, Gâlceag, Şugag, Mărişelu şi Retezat. Puterea lor instalată însumează 2845 MW, din care o bandă totală de 400…530 MW este prevăzută pentru acest reglaj. Atunci când condiţiile naturale nu oferă amplasamente favorabile sau economic amenajabile pentru UHE clasice, acoperirea vârfurilor de sarcină şi a serviciilor de sistem se poate asigura prin uzine hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP). Aceste amenajări sunt alcătuite dintr-un rezervor inferior, care poate fi şi lacul de acumulare al unei UHE clasice, şi un rezervor superior (aflat la o cotă superioară), în care apa este acumulată prin pompaj. Pomparea se face atunci când în sistemul energetic există un surplus de putere disponibilă, aşa cum se întâmplă în cursul nopţii sau în zilele de weekend. Din rezervorul superior apa este descărcată în rezervorul inferior prin turbine, producând energie electrică, în perioadele de vârf de sarcină (fig.1. 11 şi 1.12). La fel ca în cazul UHE clasice, grupurile turbină – generator pornesc rapid şi acoperă cerinţele de sarcină sau de servicii de sistem. UHEAP sunt singurele înmagazinatoare de energie semnificative din sistem, contribuind la îmbunătăţirea factorului de sarcină. Aşa cum s-a mai arătat, prin UHEAP se poate îmbunătăţii şi aportul în sistem al energiei eoliene. Când bate vântul şi există disponibil de energie acesta serveşte pompării apei în rezervorul superior. Turbinarea se face la vârf de sarcină, asigurând acoperirea cerinţelor din sistem.

Figura 1.11. Principiul uzinelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP)

În multe dintre ţările cu sisteme energetice dezvoltate, unde resursele de hidroenergie clasică au fost epuizate sau nu pot fi valorificate datorită restricţiilor, UHEAP reprezintă singura alternativă pentru echilibrarea sistemului energetic. Un avantaj suplimentar constă în faptul că amplasarea lor nu este direct legată de condiţiile hidrografice ale unui bazin şi deci pot fi construite în centrul de grutate al consumului, cu avantaje semnificative privind distibuţia. La nivelul anului 2005, peste 20% din turbinele cele mai mari din lume erau instalate în UHEAP.

Page 20: Amenajari hidroenergetice

20

Figura 1.12. Alternanţa pompare – turbinare la UHEAP 1.3. HIDROENERGIA ŞI MEDIUL Oamenii şi acţiunile lor fac parte din mediul natural. Materialele de construcţie, energia, hainele, alimentele şi toate celelalte necesare vieţii provin din resurse naturale. Lumea în care trăim este puternic afectată de intervenţiile antropice pentru crearea condiţiilor de viaţă, a comfortului, a siguranţei oamenilor. Pe măsură ce omenirea creşte şi se dezvoltă, oamenii devin din ce în ce mai dependenţi de resursele din natură. Pentru satisfacerea multora dintre nevoile zilnice oamenii au nevoie de energie electrică. Cele mai multe surse nu sunt regenerabile şi sunt în cantităţi limitate. Sunt necesare noi foraje de sondă, noi mine de cărbune şi de uraniu, imense depozite de gaze naturale. Exploatarea oricăror surse de energie are un cost de mediu. Folosirea lor pentru producerea de energie are de asemenea impact asupra aerului, a solului şi a apelor, deci noi costuri de mediu. Oamenii îşi doresc un mediu curat. În acelaşi timp oamenii îşi doresc energie pentru încălzirea şi iluminatul locuinţelor şi pentru a pune în mişcare toată gama de aparatură legată de comfort. Care este soluţia? Fie se reduce cererea de energie electrică, fie se găsesc şi se dezvoltă acele surse care sunt acceptabile din punctul de vedere al efectelor asupra mediului. Conservarea energiei pare a fi o cale, dar creşterea continuă a populaţiei şi dorinţa de avea acces la comfort a populaţiei din ţările în curs de dezvoltare fac ca rezultanta să conducă totuşi la cereri sporite de energie electrică. În aceste condiţii, trebuie examinate toate categoriile de surse şi promovate cele mai eficiente şi acceptabile alternative. Hidroelectricitatea este una dintre soluţiile care răspunde acestui deziderat. Hidroelectricitatea foloseşte o sursă regenerabilă, nu poluează aerul apa şi solul, este sigură şi are costuri reduse. În plus, are caracteristici energetice care o fac indispensabilă în sistemul energetic. Aşa cum s-a arătat, amenajările hidroenergetice cu lacuri de acumulare aduc şi alte beneficii semnificative: atenuează viiturile, asigură alimentarea cu apă a populaţiei şi economiei, furnizează apă pentru irigaţii. Un beneficiu ce nu trebuie neglijat este

Page 21: Amenajari hidroenergetice

21

crearea de peisaje şi facilităţi pentru recreere, condiţii pentru pescuitul sportiv şi pentru sporturi nautice. Amenajările pentru producerea de hidroelectricitate au şi efecte negative asupra mediului natural sau social. Prin barare se inundă suprafeţe de teren, este afectată migraţia peştilor, se colmatează zonele de acces în lac. Consecinţele ecologice ale acestor amenajări sunt favorabile sau nefavorabile, în funcţie de climat şi de condiţiile naturale din amplasament. În ceea ce priveşte mediul social, amenajările hidroenergetice au efecte pozitive dar şi negative. Costurile sociale sunt date de modificarea folosirii terenurilor şi inundarea cuvetei lacului, strămutarea populaţiei din amprenta amenajării, discomfortul localnicilor pe perioada relativ lungă a execuţiei lucrărilor. În acelaşi timp dezvotarea hidroenergetică aduce după sine noi drumuri bune, dezvoltarea turismului, locuri de muncă pentru cei ce o deservesc, dezvoltare orizontală a industriilor legate de întreţinerea instalaţiilor şi construcţiilor etc. O sinteză a celor bune şi a celor rele este prezentată în figura 1.13.

Figura 1.13. Efecte favorabile (căsuţe albe) şi defavorabile (căsuţe gri) ale unei amenajări hidroenergetice

Cele cîteva consideraţii de mai sus nu constitue o analiză, în adevăratul sens al cuvântului, a impactului amenajărilor hidroenergetice asupra mediului. Există în prezent numeroase publicaţii, iar la nivelul Asociaţiei Internaţionale a Hidroenergiei (IHA- International Hydropower Association) sunt dezvoltate proceduri specifice de analiză. Ceea ce se poate spune în final este că hidroenergia are o istorie şi o cazuistică care permite cunoaşterea în detaliu a problemelor şi că bunele practici de reducere a efectelor negative asupra mediului sunt cunoscute profesiei.

Page 22: Amenajari hidroenergetice

22

1.4. SCURT ISTORIC Cea mai veche utilizare a energiei apelor este atestată în China şi în Egiptul antic, unde au apărut roţile de apă. Vechii greci şi romanii utilizau mori de apă (cu roţi hidraulice) pentru măcinatul grânelor. În figura 1.14 este prezentată o moară de apă după descrierea lui Vitruvius, care include transmisii cu roţi dinţate.

Figura 1.14. Moară de apă romană

Primele roţi de apă, cu ax orizontal, erau puse în mişcare de apa care curgea printr-un canal special amenajat (fig.1.15,a). Mai târziu randamentul roţilor de apă a fost îmbunătăţit prin crearea de căderi artificiale folosind jghiaburi pentru aducerea apei la partea de sus a roţii (fig.1.15,b). Roţile erau puse în mişcare de greutatea apei care umplea cupele de pe periferia roţii. Se obţineau randamente de până la 85%.

Figura 1.15. Roţi hidraulice: a – puse în mişcare de curent la baza roţii; b- puse în mişcare de căderea apei la partea superioară

În evul mediu roţile de apă au fost frecvent utilizate de meşteşugari. Au apărut şi noi maşini hidraulice. În Norvegia, cea mai utilizată maşină era Kvernkallen, care era o roată hidraulică cu ax vertical. Rotorul era format din pale radiale la care apa ajungea printr-un jgheab înclinat. Dispunerea palelor era artizanală, iar randamentele rar depăşeau 50%.

a b

Page 23: Amenajari hidroenergetice

23

În perioada revoluţiei industriale energia hidraulică a jucat un rol important în dezvoltarea industriilor textile şi a pielăritului. Primele oraşe industriale au fost asociate energiei apelor. Au fost construite baraje şi canale, iar ori de câte ori căderea depăşea 5 m s-au instalat roţi hidraulice. Barajele mari şi lacurile de acumulare au apărut mult mai târziu şi ca urmare energia apei trebuia dublată de maşini cu abur pentru peroiadele cînd debitele erau mici.

Renaşterea energiei hidraulice s-a produs odată cu dezvoltarea electricităţii şi a generatoarelor. Prima uzină hidroelectrică s-a realizat în 1880 în Cragside, Northumberland. Construcţia de hidrocentrale a căpătat apoi avânt, s-au perfecţionat turbinele, au apărut lucrări hidrotehnice importante. La nivelul anului 1920, în Statele Unite ale Americii, 40% din energia electrică se producea pe cale hidro.

Principiile care stau la baza uzinelor hidroelectrice au rămas aceleaşi şi în prezent. Amenajările hidroelectrice cuprind lacuri de acumulare create prin bararea cursurilor de apă, canale, conducte sau galerii de derivare a apei spre centrala hidroelectrică, unde sunt amplasate turbinele şi generatoarele. Pe plan mondial hidroelectricitatea reprezintă cca un sfert din producţia de energie electrică şi este în continuă extindere. Sunt ţări în care energia hidro este dominantă în producţia de energie electrică. Lideri sunt Norvegia (99 %), Congo (97 %) şi Brazilia (96 %). În figura 1.16 sunt prezentate ţările cu cea mai mare producţie anuală de hidroenergie. Sunt înregistrate recorduri privind puterea instalată în uzinele hidroelectric, dintre care se reamintesc Itaipu pe fluviul Parana, pusă în funcţiune în 1982 la graniţa dintre Brazilia şi Paraguay, cu 12600 MW, Three Gorge pusă parţial în funcţiune pe fluviul Yangze în China, cu 18200 MW.

Figura 1.16. Ţările cu cea mai mare producţie de hidroenergie

În ceea ce priveşte perspectiva de viitor, cerinţa de surse energetice curate şi regenerabile constitue principalul motor al promovării amenajărilor hidro. Desigur sunt necesare o serie de condiţii preliminare şi preocupări pentru îndeplinirea acestora. Construcţia unei amenajări hidroenergetice necesită studii îndelungate privind regimul hidrologic al cursului / cursurilor de apă, privind condiţiile morfologice şi geologice din amplasamente, privind impactul asupra mediului. Pe baza acestor studii se pot alege cele mai bune amplasamente şi se defineşte regimul de operare al amenajării. Numărul de amplasamente care pot fi economic amenajate

Page 24: Amenajari hidroenergetice

24

hidroenergetic este limitat. În multe ţări amplasamentele favorabile s-au epuizat sau sunt în curs de epuizare. Eforturile sunt mai mari dar şi cerinţele de energie sunt crescătoare şi la fel şi pretenţiile faţă de calitatea surselor energetice. Hidroenergia are un viitor cert.

BIBLIOGRAFIE Blank, J. (2008). Micro-Hydropower for Municipal Water and Wastewater Systems in Oregon. Oregon APWA Spring 2008 Portland Conference Boyle, G. (Ed.) (2004). Renewable Energy: Power for a Sustainable Future (Second Edition). Oxford University Press / Open University. Encarta® Online Encyclopedia (2007). Hydro-Power. Microsoft Corporation. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO –IHE, Delft. Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim. Krieger, G. (2007). Renewable energy for the future. VDMA - Power Systems. Frankfurt/Main, Germany. Conference on Renewable Energies for Embassies in Germany, Berlin. Lafitte, R., Bartle, A. (2000). The role and benefits of hydroelectric power. Hydropower and Dams World Atlas. Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables et cogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Faculty of Science Applied. Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti. Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. (1970). Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, Bucureşti. UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / bcap4. USBR. Power Resources Office (2005). Hydroelectic Power. US Department of the Interior publications, Denver. Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

Page 25: Amenajari hidroenergetice

25

2

RESURSE HIDROENERGETICE ŞI SCHEME DE AMENAJARE

2.1 RELAŢII DE CALCUL ŞI UNITĂŢI DE MĂSURĂ PENTRU PUTERE ŞI ENERGIE Pentru a facilita urmărirea noţiunilor legate de potenţial, putere şi energie este util de a se reaminti care sunt unităţile de măsură utilizate în energetică. Pentru putere, unitatea de măsură în sistemul internaţional de unităţi de măsură (SI) este Watt –ul [W]. În energetică se utilizează multiplii acestuia: 1kW = 103 W şi respectiv 1MW = 103 kW = 106 W Pentru energie, unitatea de măsură în sistemul internaţional de unităţi de măsură (SI) este Joule- ul [J]. În energetică se utilizează multiplii acestuia: 1kWh = 103 kW x 3600 s = 3,6 x 106 J şi respectiv 1GWh = 106 kWh 1TWh = 109 kWh Dacă un volum de apă V (m3) se află la cota H1 respectiv la înălţimea H(m) deasupra unui plan de referinţă de cotă H2, atunci posedă o energie potenţială (fig. 2.1):

Figura 2.1. Energia unui volum de apă aflat la cota H1 de un plan de referinţă

[ ] )1.2(81,9

)()(/81,9 33

kJHV

mHmVmkNHVgEp

=

=∗∗== ρ

Page 26: Amenajari hidroenergetice

26

Dacă volumul V se scurge pe albia unui curs de apă în timpul t , atunci energia potenţială devine energie cinetică, iar cursul de apă pe sectorul dintre H1 şi H2 are puterea P = E / t: (2.2) Energia pe care cursul de apă o poate livra într-un an, denumită potenţial energetic al cursului de apă pe sectorul definit anterior, se obţine înmulţind puterea cu numărul de ore dintr-un an. Dat fiind faptul că debitul râului variază în acest interval, atunci energia livrabilă se calculează cu debitul mediu multianual Qm : (2.3) Puterea hidroelectrică a cursului de apă se poate fructifica numai prin amenajarea hidroenergetică a sectorului de râu. Puterea fructificabilă este mai mică pentru că numai o parte din debitul râului poate fi trecut prin turbine, pe circuitele hidraulice ale amenajării apar pierderi de sarcină, transformarea energiei hidraulice în energie mecanică şi a energiei mecanice în energie electrică se face cu pierderi, intervenind randamentele transformărilor. Relaţia de calcul a puterii devine: (2.4) unde apar notaţiile: Hbr = căderea brută pe sector; ε = coeficientul de utilizare a debitului datorită deversărilor şi prelevărilor pentru alte folosinţe ηt = randamentul hidraulic, exprimat sub forma: iar ηt este randamentul turbinei, ηg este randamentul generatorului, iar ηG este randamentul global, cu valori uzuale între 75 % şi 85%.

[ ]kWHQHtV

tEP 81,981,9 ===

[ ]ankWhHQPE m /86008760sector ==

brmGbrgthm HQHQP ηεηηηε 81,981,9 ==

afluentmediudebitutilizabilmediudebit

==m

u

QQε

hidrauliccircuitulpesarcinadepierderile

;

∑−==

r

br

rbr

brh

hcu

H

hH

HHη

Page 27: Amenajari hidroenergetice

27

2.2. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC AL CURSURILOR DE APĂ Prin inventarierea resurselor hidroenergetice se urmăreşte determinarea cantităţii de energie care poate fi obţinută, variaţia ei în timp şi localizarea ei geografică. Inventarierea resurselor hidroenergetice se efectuează prin studii pe fiecare curs de apă în parte, pe baza datelor fizico-geografice, tehnice şi economice, ţinând seama de condiţiile specifice ale regiunii sau ţării respective. Potenţialul hidroenergetic teoretic (sau brut) reprezintă aportul tuturor resurselor de energie hidraulică naturală ale unui bazin, fără să ţină seama de posibilităţile tehnice şi economice de amenajare. El corespunde unei utilizări integrale a căderii şi a disponibilului de apă al bazinului, cu un randament ideal de 100%. Acest potenţial teoretic include atât potenţialul de suprafaţă, cât şi potenţialul liniar. Potenţialul teoretic de suprafaţă se referă la apele de la suprafaţa pământului şi anume la cele de precipitaţii şi la cele de scurgere. Potenţialul teoretic de precipitaţii Ep, reprezintă echivalentul energetic al întregului volum de apă rezultat din precipitaţiile ce cad pe o anumită suprafaţă: Ep = 2,725 h S H0 [kWh/an] (2.5) unde: h- reprezintă înălţimea medie a precipitaţiilor, în mm/an;

S- mărimea suprafeţei, în km2;

H0- altitudinea medie a suprafeţei, faţă de nivelul mării, sau faţă de un alt reper, în m. Potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apă reprezintă energia (sau puterea) maximă care se poate obţine de pe râul respectiv (sau de pe un anumit sector al său). Pentru un anumit sector al cursului de apă se obţine cu relaţiile ( 2.2) şi (2.3). Potenţialul teoretic (brut) este o mărime bine precizată care rezultă din anumite operaţii de calcul ce nu pot fi altfel interpretate. Din acest punct de vedere el reprezintă o mărime invariabilă în timp (admiţând că modificările climatice nu sunt esenţiale) şi independentă de condiţiile tehnice sau economice. De aceea, deşi prezintă dezavantajul de a nu fi o mărime fizică reală, potenţialul hidroenergetic teoretic este folosit pentru studii comparative. Potenţialul tehnic amenajabil reprezintă puterea şi energia electrică care ar putea fi produsă prin amenajarea potenţialului teoretic al cursurilor de apă, în măsura în care amenajarea este realizabilă în condiţiile tehnice actuale, şi ţinând seama de pierderile care apar la transformarea energiei hidraulice în energie electrică (acestea reprezinta in medie 20... 25% din potenţialul net). Din cauza acestor influenţe şi limitări, potenţialul tehnic amenajabil nu se poate determina decât în urma elaborării schemelor de amenajare hidroenergetice. Potentialul economic amenajabil corespunde puterii şi capacităţii de producere de energie a acelor uzine prevăzute in cadrul potenţialului tehnic, care pot fi amenajate in condiţii considerate economice la o anumită etapă de dezvoltare. Valoarea sa variaza in decursul timpului, fiind permanent influenţată de o serie de factori energo-

Page 28: Amenajari hidroenergetice

28

economici şi de alt tip. În ultimile decenii au fost fluctuaţii importante, generate de variaţia preţului combustibililor fosili, de modificările climatice, de modul de apreciere a efectelor produse de amenajările hidroenergetice asupra mediului etc. Din rezultatele obţinute în ţările europene se poate deduce că potenţialul care poate fi amenajat in condiţii economice variază între 18 şi 22 % din valoarea potenţialului teoretic de scurgere, respectiv între 50 şi 75% din valoarea potenţialului tehnic ame-najabil. 2.3. EVALUAREA POTENŢIALULI HIDROENERGETIC LINIAR Potenţialul hidroenergetic teoretic se calculează pe sectoare caracteristice ale fiecărui curs de apă. Pe cursurile de apă mici, sectorizarea se face luând drept limite punctele de confluenţă cu afluenţii, zonele de schimbare a pantei râului, amplasamentele probabile ale uvrajelor amenajării. Pentru cursurile de apă importante, unde aportul diferiţilor afluenţi este redus, potenţialul teoretic se poate calcula pe sectoare de lungime egală, cuprinsă între 10 şi 100 km. Considerând un sector de lungime ∆L, între cotele H1 şi H2 cu debitul mediu Qm (fig. 2.2), potenţialul energetic al sectorului este: (2.6) unde Qm ( m3/s) este debitul mediu multianual pe sector.

Figura 2.2. Notaţii pentru calculul potenţialului liniar

De regulă, în calcul se folosesc mai multe valori caracteristice ale debitelor: debitul mediu multianual Qm, debitele cu asigurarea de 50% şi de 95%, debitele medii ale semestrelor de iarnă, respectiv de vară. Potenţialul calculat pe baza debitului mediu multianual indică valoarea maximă a producţiei de energie care poate fi obţinută pe sectorul de râu respectiv. Deoarece această valoare este influenţată de valorile extreme ale debitelor, se consideră că debitul cu asigurare 50% permite aprecierea funcţionării normale a uzinei hidroelectrice. Debitul cu asigurarea de 95% dă indicaţii asupra energiei garantate, care poate fi obţinută prin amenajarea sectorului de râu.

[ ]kWHQP m∆=∆ 81,9

Page 29: Amenajari hidroenergetice

29

Potenţialul calculat pe baza debitului mediu de iarnă sau de vară permite să se aprecieze repartizarea în timpul anului a producţiei de energie hidroelectrică. Potenţialul specific liniar exprimă gradul de concentrare al potenţialului teoretic liniar. Acesta se calculează prin raportarea potenţialului liniar la lungimea sectorului de referinţă:

(2.7)

)/(sectorpecursuluipantaesteunde Kmmi . Dacă potenţialul se referă la energia produsă, luând în consideraţie debitul mediu multianual rezultă:

(2.8) şi deci potenţialul specific energetic:

(2.9) Pentru inventarierea potenţialului liniar sunt necesare staţii hidrometrice, în vederea cunoaşterii regimului hidrologic al cursurilor de apă, şi ridicări topo, constând în nivelmente şi profile în lung, pentru stabilirea pantelor şi a căderilor. La inventarierea potenţialului hidroenergetic al României s-au studiat circa 25 000 km de râuri. Pe aceasta cale s-au pus in evidenţă sectoarele cele mai bogate din punct de vedere hidroenergetic, care oferă cele mai favorabile condiţii de amenajare. Pentru determinarea potenţialului tehnic amenajabil s-au elaborat scheme de amenajare pentru toate cursurile de apă mai importante, dotate cu un potenţial liniar mai mare de 300 kW/km. La întocmirea acestor scheme s-a ţinut seama de condiţiile naturale locale şi de restricţiile de mediu. Potenţialul hidroenergetic teoretic (brut) este reprezentat pe hărţi şi planuri prin diverse sisteme de reprezentare grafică, care încearcă, fiecare, să fie cât mai sugestive. Cea mai des folosită este reprezentarea prin benzi energetice, care se obţine prin trasarea în lungul cursului de apă a unor benzi haşurate sau înegrite, a căror lăţime este proporţională, la o anumită scară, cu valoarea potenţialului liniar specific pe sectorul respectiv. În figurile 2.3 şi 2.4 sunt redate benzile energetice ale principalelor cursuri de apă din România. În figura 2.3 benzile corespund evaluării din anii ’80 (Kogălniceanu, 1986). În figura 2.4 este reprodusă harta realizată de profesorul Dorin Pavel (Pavel, 1933) într-o lucrare de referinţă privind evaluarea forţelor hidraulice din România. În aceeaşi lucrare se aprecia că teritoriul României dispune de o putere brută de cca 6000 MW , cu o producţie de energie de 36 TWh / an. Cifrele se bazau pe studiul a unui număr de 567 de uzine hidroelectrice, concepute conform performanţelor tehnice ale perioadei respective.

[ ]kmkWiQLHQ

LPp mmP /81,981,9sector/ =

∆∆

=∆∆

=

[ ]ankWhHQPE m /86008760sector ∆=∆=∆

[ ]ankmkWhiQLEp mE ,/8600sector/ =

∆∆

=

Page 30: Amenajari hidroenergetice

30

Figu

ra 2

.3. P

otenţia

lul t

ehni

c lin

iar a

l cur

suril

or d

e apă

din

Rom

ânia

Page 31: Amenajari hidroenergetice

31

Figu

ra 2

.4. B

enzi

le e

nerg

etic

e re

prez

entâ

nd p

otenţil

aul t

ehni

c am

enaj

abil

eval

uat d

e pr

ofes

orul

Dor

in P

avel

Page 32: Amenajari hidroenergetice

32

Pentru reprezentarea potenţilului liniar se mai pot folosi linii paralele cu sectoarele de râu, care, potrivit unei legende stabilite, indică valoarea potenţialului hidroenergetic teoretic liniar specific. Uneori se reprezintă potenţialul brut prin figuri geometrice, a căror suprafaţă este proporţională cu valoarea potenţialului. Se folosesc foarte des pătrate sau cercuri.

Cea mai complexă reprezentare grafică o formează însă cea făcută în aşa numita caracteristică cadastrală, sau cadastrul hidroenergetic (UPB, 2006). Această reprezentare grafică conţine următoarele curbe, care caracterizeazxă bazinul râului respectiv:

- profilul în lung al râului z = z(L); - suprafaţa bazinului funcţie de lungimea râului S = S(L); - variaţia debitului total în lungul râului Q = Q(L); - variaţia debitului specific q = q(L); - variaţia potenţialului specific p = p(L).

De asemenea pe grafic se mai indică lungimea în kilometri, panta medie a fiecărui sector al râului i (‰) şi cotele z (în mdM) ale punctelor care delimitează fiecare sector. Printr-un cerc, haşurat sau înegrit pe jumătate, se indică punctele în care râul primeşte afluenţi şi de pe care parte a sa vin aceştia (dreapta sau stânga). 2.4. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC AL ROMÂNIEI În România resursele de apă datorate râurilor interioare sunt evaluate la aproximativ 37 miliarde m3/an, dar în regim neamenajat se poate conta numai pe aproximativ 19 miliarde de m3/an, din cauza fluctuaţiilor de debite ale râurilor. Aportul anual al Dunării, la intrarea în ţara noastră, este în medie de 170 miliarde m3/an (de peste 4 ori mai mult decât toate râurile interioare), dar România poate beneficia numai de o cotă parte din acest stoc. Resursele de apă din interiorul ţării se caracterizează printr-o mare variabilitate, atât în spaţiu, cât şi în timp. Astfel, zone mari şi importante, cum ar fi Câmpia Română, podişul Moldovei şi Dobrogea, sunt sărace în apă. De asemenea, apar variaţii mari în timp a debitelor, atât în cursul unui an, cât şi de la an la an. În lunile de primăvară (martie-iunie) se scurge peste 50% din stocul anual, atingându-se debite maxime de sute de ori mai mari decât cele minime. Toate acestea impun ca necesară realizarea compensării debitelor cu ajutorul lacurilor de acumulare. În ceea ce priveşte potenţialul hidroenergetic al României se apreciază că potenţialul teoretic al precipitaţiilor este de circa 230 TWh/an, potenţialul teoretic al apelor de scurgere de aproximativ 90 TWh/an, iar potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apă este de 70 TWh/an. În tabelul 1.1 se indică valorile potenţialului hidroenergetic de scurgere, procentul referitor la potenţialul din precipitaţii % Ep, potenţialul teoretic liniar considerat la debitul mediu şi potenţialul tehnic amenajabil, pentru câteva din bazinele cursurilor de apă mai importante din România. Se observă că potenţialul teoretic liniar mediu al râurilor ţării, inclusiv partea ce revine României din potenţialul Dunării, se ridică la 70 TWh/an, din care potenţialul tehnic amenajabil reprezintă 36 TWh/an (2/3 dat de râurile interioare şi 1/3 de Dunăre).

Page 33: Amenajari hidroenergetice

33

Tabelul 1.1. Potenţialul hdroenergetic al României

. Potenţialul hidroenergetic

De scurgere Teoreticliniar

Tehnic amenajabil

Bazinul

Suprafaţa

Km2 TWh/an % Ep TWh/an TWh/an Someş 18.740 9,00 39 4,20 2,20 Crişuri 13.085 4.,50 43 2,50 0,90 Mureş 27.842 17,10 42 9,50 4,30 Jiu 10.544 6,30 48 3,15 0,90 Olt 24.507 13,30 38 8,25 5,00 Argeş 12.424 5,00 40 3,10 1,60 Ialomiţa 10.817 3,30 39 2,20 0,75 Siret 44.993 16,70 37 11,10 5,50 Total râuri interioare 237.500 90,00 39 51,50 24,00

Dunăre - - - 18,50 12,00 Total România 237.500 90.000 39 70,00 36,00

Estimări mai recente, concordante de altfel cu evaluările din 1985, arată că potenţialul hidroenergetic atinge circa 40 TWh/an şi este astfel distribuit:

- cursuri de apă interioare 25 TWh/an; - Dunărea, cota României 11,5 TWh/an; - micropotenţial 3,5 TWh/an.

Valorile caracteristice ale diferitelor categori de potenţial hidroenergetic arată că o serie de bazine hidrografice, cum ar fi Siretul (care include şi râul Bistriţa), Oltul, Argeşul, Mureşul, prezintă un potenţial însemnat. Condiţii favorabile de amenajare sunt pentru mai multe râuri, cum ar fi Bistriţa, Argeşul, Lotru, Sebeşul, Someşul, Râul Mare, Oltul, Siretul, ş.a. La nivelul anului 2005 producţia de energie a fost de cca 16 500 GWh/an, realizată în principal în 129 de centrale hidroelectrice. Puterea instalată în anul 2005 era de 6 335 MW. Ehergia hidroelectrică reprezintă în medie 1/3 din producţia de energie electrică a României. 2.5. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC MONDIAL

Potenţialul hidroenergetic mondial, exprimat în putere, este de peste 2 milioane de MW, din care microhidro atinge 27 800 MW. Repartiţia pe continente a potenţialului amenajat şi cota procentuală pe care o reprezintă potenţialul amenajat raportat la potenţialul evaluat la nivelul anului 2005 sunt prezentate în tabelul 2.2.

Se constată că în timp a existat o tendinţă de creştere a valorii potenţialului hidroenergetic teoretic şi amenajabil. Aceasta, pe de o parte, datorită creşterii preciziei datelor de bază, hidrologice şi topografice, iar, pe de altă parte, datorită progreselor tehnicii în general şi în domeniul amenajării uzinelor hidroelectrice în special, ceea ce

Page 34: Amenajari hidroenergetice

34

a creat condiţii pentru folosirea unui potenţial considerat înainte ca neeconomic sau de neutilizabil.

Tabelul 2.2. Rerpartiţia pe continente a potenţialului exprimat în putere

Potenţial Potenţial amenajat Continentul MW MW % din potenţial

Asia America de Sud Africa America de Nord Rusia Europa Australia

610 000431 900358 300356 400250 000245 50045 000

222 637123 71221 644

164 12745 700

179 50213 471

36,5 28,6 6,0

46,1 18,2 73,0 29,0

TOTAL GLOB 2 200 000 778 138 35,3 În ceea ce priveşte repartiţia teritorială se observă că Africa, considerată mult timp drept continentul cel mai bogat în resurse hidroenergetice, nu deţine întâietatea, Asia având un potenţial de aproape două ori mai mare, iar în ceea ce priveşte potenţialul specific (kWh/km2) Africa prezintă o valoare mai redusă chiar decât media mondială. În ceea ce priveşte potenţialul mondial tehnic amenajabil exprimat în energie, conform datelor IHA (Laffite şi Bartle, 2000), acesta este de 14 370 TWh/an, din care 8080 TWh/an este economic amenajabil. La nivelul anului 2000 se produceau pe cale hidro 2070 TWh/an, adică cca 19% din consumul total de energie pe glob. La aceaşi dată, puterea instalată era de 674 GW, cu 108 GW în construcţie, iar în 2005 puterea instalată a crescut la 778 GW. Repartiţia pe continente a potenţialului hidroenergetic, a energiei produse annual şi a gradului de amenajare (procentual) exprimat în energie este redată în figururile 2.5.şi 2.6.

Figura 2.5. Repartiţia pe continente a potenţialului hidroenergetic

Page 35: Amenajari hidroenergetice

35

Figura 2.6. Procente din potenţialul hidroenergetic care au fost amenajate şi contribuie

la acoperirea consumului energetic mondial Pentru formarea unor repere, în tabelul 2.3 sunt prezentate cele mai mari uzine hidroelectrice aflate în prezent (2008) în exploatare.

Tabelul 2.3. Cele mai mari uzine hidroelectrice din lume

Nume Ţara Anul Putere

instalată

Energie produsă

anual

Three Gorges China 2009 18,200 MW

Itaipú Brazilia/Paraguay 1983 12,600 MW 93.4 TWh Guri Venezuela 1986 10,200 MW 46 TWh

Grand Coulee Statele Unite 1942/80 6,809 MW 22.6 TWh Sayano Shushenskaya Rusia 1983 6,400 MW Robert-Bourassa Canada 1981 5,616 MW Churchill Falls Canada 1971 5,429 MW 35 TWh

Porţile de Fier Romania/Serbia 1970 2,280 MW 11.3 TWh În figura 2.7 este prezentată situaţia amenajării potenţialului hidroenergetic european. În dreptul fiecărei ţări sunt trecute procentul din potenţial care este amenajat şi producţia de energie în GWh/an.

Page 36: Amenajari hidroenergetice

36

Figu

ra 2

.7. A

men

ajar

ea p

otenţia

lulu

i hid

roen

erge

tic e

urop

ean

Page 37: Amenajari hidroenergetice

37

Aceleaşi date se regăsesc în figura 2.8, într-o reprezentare mai sugestivă. În abscisă sunt poziţionate ţările în ordine alfabetică, iar în ordonată producţia anuală de energie.

Figura 2.8. Energia electrică produsă şi restul de potenţial neamenajat al ţărilor europene

2.6. SCHEME DE AMENAJARE Energia hidraulică naturală este distribuită destul de neuniform de-a lungul cursurilor de apă. Ea se consumă în cea mai mare parte ca energie de învingere a rezistenţelor pe care le opune curgerii patul neregulat al râurilor. Restul energiei se consumă prin acţiunea de erodare a albiei şi a versanţilor. Scopul amenajărilor hidroelectrice este reducerea într-o măsură cât mai mare a pierderilor de energie şi concentrarea căderilor pe sectoare scurte, in vederea producerii de energie electrică.

Page 38: Amenajari hidroenergetice

38

Crearea unei căderi concentrate pe un curs de apă se poate realiza pe mai multe căi (fig. 2.9) : - prin construirea unui baraj care ridică nivelul apei şi reduce viteza de curgere pe o anumită distanţă în amonte (fig. 2.9, a); - prin derivarea apei din albia cursului printr-o aducţiune cu pantă redusă, care conduce apa cu pierderi de sarcină mici (fig. 2.9, b); - printr-o dispoziţie mixtă, de ridicare a nivelului şi de derivare a apei (fig. 2.9, c şi d).

Figura 2.9. Scheme de amenajare standard

Page 39: Amenajari hidroenergetice

39

În figura 2.9 se remarcă şi construcţiile principale care intervin în cadrul unei scheme de amenajare. Astfel: Barajele de acumulare concentrează căderea în secţiunea de barare şi formează lacuri de acumulare importante pentru regularizarea debitelor, în timp ce barajele de derivaţie (stăvilarele) ridică local nivelul apei pentru a putea fi preluată de aducţiune.

Prizele de apă, dispuse în corpul barajului sau mai adesea în versanţi, preiau debitele ce merg către turbine şi le dirijează în aducţiuni, sau , după caz, direct în conductele forţate.

Aducţiunile, care pot fi canale cu nivel liber sau galerii sub presiune, transportă debitul turbinat către camerele de echilibru – camere de încărcare în cazul canalelor de aducţiune şi respectiv castele de echilibru în cazul galeriilor de aducţiune. Camerele de echilibru sunt dispuse între aducţiuni şi conductele sau galeriile forţate. Ele au rolul de a limita suprapresiunile dinamice provocate de variaţiile de sarcină de la centrală şi de a furniza debit pentru pornirea centralei, respectiv de a înmagazina debit la oprirea acesteia. Conductele sau galeriile forţate conduc apa de la camerele de încărcare spre centrală, pe o diferenţă de nivel mare şi cu viteze şi presiuni mari. Centralele hidroelectrice cuprind construcţiile şi instalaţiile care asigură circuitul hidraulic către şi de la turbine, găzduesc turbinele şi generatorii, precum şi mecanismele de reglare a sarcinii, instalaţiile conexe, panourile electrice etc. Canalele sau galeriile de fugă conduc apele turbinate către punctele de restituţie în cursurile de apă. În cazul uzinelor hidroelectrice care furnizează energie de vîrf şi lucrează un număr limitat de ore pe zi, debitele turbinate sunt preluate de un bazin (lac) redresor, denumit în figura 2.9 regularizare, din care se descarcă în aval un debit cvasiconstant.

În funcţie de modul de concentrare a căderii, se deosebesc trei tipuri principale de amenăjari hidroelectrice:

amenajări uzină-baraj (fig. 2.9, a), când centrala este dispusă în imediata apropiere a barajului şi întreaga cădere este realizată numai prin intermediul barajului;

amenăjări de derivaţie (fig. 2.9, b), când centrala este dispusă la capătul aval al unei derivaţii şi foloseşte căderea obţinută prin reducerea pantei de curgere prin această derivaţie faţă de panta râului;

amenajări mixte, cu baraj şi derivaţie, când centrala foloseşte căderea obţinută atât prin construcţia barajului cât şi prin aceea a derivaţiei; schema din figura 2.9, c reprezintă o soluţie cu centrala situată la zi, iar schema din figura 2.9, d reprezintă o soluţie tot mai des întâlnită, cu centrala situată în subteran.

Se precizează că prin denumirea de uzină hidroelectrică (prescurtat UHE) se înţelege totalitatea lucrărilor de construcţie şi a echipamentelor care alcătuiesc o amenajare hidroelectrică, de la captare şi până la punctul de restituţie a apelor turbinate. Prin centrală hidroelectrică (prescurtat CHE) se înţelege numai construcţia care în principal

Page 40: Amenajari hidroenergetice

40

adăposteşte circuitul hidraulic către şi de la turbine, turbinele şi generatoarele şi instalaţiile anexe. 2.6.1. Scheme de amenajare ale uzinelor hidroelectrice de tip baraj. La acest tip de amenajare întreaga cădere folosită de UHE este realizată prin construcţia barajului. Clădirea centralei este aşezată în acelaşi amplasament, în corpul barajului sau la piciorul barajului, ori imediat în aval de baraj, pe malurile sau în versanţii cursului de apă. Uzina are aducţiuni foarte scurte sau numai conducte sau galerii forţate. Căderile pentru care se construiesc aceste uzine sunt cuprinse între mai puţin de 5 m până la peste 200 m, limita maximă atinsă fiind de 300 m (UHE Nurek pe râul Vahs-Rusia). Volumul lacurilor de acumulare create de barajele acestor uzine variază de asemenea în limile foarte largi, de la volume mici, care nu pot asigura decât o compensare orară a debitelor, până la volume foarte mari, care permit o regularizare multianuală a debitelor. Cele mai mari acumulări din lume s-au realizat la amenajările cu uzine baraj de pe marile fluvii (UHE Bratsk, cu 179 miliarde m3 şi UHE Kariba cu 160 miliarde m3 ). Uzine-baraj de cădere mijlocie sau mare La acest tip de amenajare clădirea centralei este amplasată la piciorul barajului sau imediat în aval de baraj, pe malul cursului de apă sau în subteran, într-unul din versanţi. Dispoziţia generală depinde de lăţimea albiei şi de tipul de baraj. Aducerea apei la turbine se realizează prin conducte forţate scurte, care traverseaza barajul, sau prin galerii forţate care străbat versanţii. Schema se utilizează pentru amenajarea fluviilor şi a râurilor mari în zonele de munte, la trecerea lor prin defilee. Sunt de preferat amplasamente care nu afectează localităţi şi căi de comunicaţie importante. Pentru a crea o cădere mare se construesc baraje înalte, care la rândul lor formează lacuri de acumulare cu volume foarte mari. Cele mai mari UHE existente sunt construite pe marile fluvii ca uzine-baraj, folosind în numeroase cazuri baraje mai înalte de 100 m. Lacurile de acumulare ale acestor amenajări servesc mai multor tipuri de folosinţe, curent pentru alimentare cu apă şi pentru atenuarea viiturilor. Uneori acest tip de schemă de amenajare se asociază unor acumulări pe râuri cu resursă energetică mai redusă, realizate preponderent pentru alte folosinţe. În astfel de situaţii se fructifică doar căderea creată, dar debitul uzinat este redus şi deci şi puterea centralei. Aceste amenajări nu sunt de regulă importante pentru sistemul energetic. In cazul barajelor de beton, schema de amenajare a UHE este mai simplă, clădirea centralei fiind amplasată la piciorul barajului, sau lângă unul din maluri, pentru a permite descărcarea apelor mari peste cealaltă parte a barajului. Aducerea apei se face prin conducte forţate scurte care traversează barajul, câte una pentru fiecare turbină, cu prize de apă pe paramentul amonte al barajului (fig. 2.10). Când valea este îngustă, centrala se amplasează la mijlocul văii, iar evacuarea apelor mari se face printr-un deversor lateral, sau peste centrală printr-o trambulină. O altă soluţie este poziţionarea centralei în aval de baraj, lângă unul din maluri. În acest caz

Page 41: Amenajari hidroenergetice

41

aducerea apei se face prin galerii de derivaţie prin versanţi, cu prizele de apă în versant sub forma unor turnuri de priză.

Figura 2.10. Dispunrea clasică a unei UHE-baraj în cazul barajelor din beton

Situaţia centralelor asociate cu bararea văilor înguste este ilustrată în figura 2.11, în care se prezintă UHE Tarniţa, de pe Someş, singura uzină – baraj din România. UHE Tarniţa constitue treapta a doua a amenajării hidroelectrice a Someşului Mic.

Figura 2.11. AHE Tarniţa pe Someşul Mic

Nivelul creat prin barare

Patul râului

Nivelul vechi al râului

BARAJ

VEDERE ÎN PLAN

SECŢIUNE PRIN CHE SECŢIUNE PRIN GOLIREA SECŢIUNE PRIN DE SEMIADÂNCIME DESCĂRCĂTOR

CH

Baraj

Grătar

Conductă forţaţă

Centrala hidroelectrică

Golire desemifund

CHE

Vană segment

Clapetă

Page 42: Amenajari hidroenergetice

42

Centrala hidroelectrică are o putere de 45 MW, la o cădere de 80,50 m. Debitul instalat este de 68 m3/s, iar producţia de energie de 80 GWh/an. Barajul şi centrala de la piciorul aval s-au amplasat într-o zonă de chei, cu condiţii morfologice şi geologice bune. Barajul are 97 m înălţime, fiind foarte svelt. Centrala este separată structural de baraj printr-un rost permanent. Prizele şi conductele forţate ale celor două grupuri cu turbine Francis ale centralei hidroelectrice sunt plasate în două ploturi centrale. Descărcarea debitelor maxime se face printr-un descărcător de suprafaţă amplasat la malul drept şi prin două goliri de semiadâncime care au canale rapide ce bordează clădirea centralei. În cazul barajelor din materiale locale priza şi conductele forţate nu mai pot fi amplasate în corpul barajului. În plus, din cauza amprizei mari a barajului şi a modului de evacuare a apelor mari, centrala se dispune spre aval. Mai rar şi numai pentru baraje sub 80 m s-au realizat aducţiuni sub corpul barajului, sub formă de conducte metalice plasate în galerii purtătoare, cu prize de apă de tip turn. Uzual amplasarea centralei se face fie suprateran, la unul din maluri, sau în subteran, într-unul din versanţi. Cu titlu de exemplu, în fugura 2.12 este prezentată UHE Xiaolangdi din cadrul amenajării hidroelectrice a Fluviului Galben din China. La o cădere de 139 m şi cu un debit instalat de 1200 m3/s, centrala subterană are o putere de 1800 MW şi produce anual 5100 GWh.

Figura 2.12. Uzină-baraj, cu amplasarea centralei în subteran

Baraj

CHE

PROFIL LONGITUDINAL PRIN CIRCUITUL HIDRAULIC

Galerii forţatePLAN DE SITUAŢIE

Galerii de fugăLac

CHE subterană

Page 43: Amenajari hidroenergetice

43

În figura 2.13 este prezentată o uzină baraj de cădere medie la care blocul prizei este amplasat în frontul barat. De această dată clădirea centralei este supraterană, poziţionată la un versant. La o cădere de 68 m centrala are o putere de 1240 MW. Conductele forţate, scurte, sunt pozate pe versant.

Figura 2.13. UHE baraj de cădere medie Pentru a evidenţia dimensiunile la care pot ajunge uzinele baraj realizate pe marile fluvii, în caseta următoare se prezintă, în ordinea intrării lor în exploatare, cele două uzine hidroelectrice care deţin recordurile mondiale în ceea ce priveşte producţia de energie şi respectiv de putere disponibilă. Pentru comparaţie este prezentată şi amenajarea hidroenergetică de la Boulder (Hoover), care la data intrării în exploatare a deţinut recordul mondial. Uzina hidroelectrică de la Itaipu pe fluviul Parana (figura 2.A1), dată în exploatare în 1984, a fost realizată în comun de Brazilia şi Paraguay. Puterea instalată este de 14 000 MW, fiind majorată în anul 2004 de la valoarea iniţială de 12 600 MW prin adăugarea a două noi grupuri. În prezent dispune de 20 de grupuri de 700 MW fiecare. Producţia record a anului 2000 a fost de 93,4 TWh. Din acest punct de vedere centrala de la Itaipu păstrează primul loc în lume, depăşind ca producţie de energie cea mai mare uzină hidroelectică ca putere şi anume Three Gorges care produce ”numai” 84 TWh/an. Centrala are o cădere de 118,4 m, este echipată cu turbine Francis, iar debitul uzinat de fiecare turbină atinge 700 m3/s. Barajul care realizează căderea este un baraj evidat, de 196 m înălţime, cu o lungime la coronament de 1064 m. Descărcătorul este echipat cu 14 stavile segment de 20 x 21,3 m fiecare. Debitul capabil al descărcătorului este de 62 200 m3/s. Volumul lacului este de 29 miliarde de m3, iar volumul util de 19 miliarde de m3. Este interesant de reţinut că în anul 1995 uzina de la Itaipu a fost inclusă între cele şapte minuni ale lumii moderne de către American Society of Civil Engineers (ASCE).

68 m

Page 44: Amenajari hidroenergetice

44

Câteva date care explică alegerea: volumul de beton utilizat pentru construcţia uzinei ar fi ajuns pentru construcţia a 210 stadioane cu capacitate de 80 000 locuri fiecare, iar cu fierul utilizat se puteau construi 380 de turnuri Eifel.

Figura 2.A1. Amenajarea hidroenergetică Itaipu, pe fluviul Parana

VEDERE ÎN PLAN

SECŢIUNE PRIN CENTRALĂ

VEDERE DIN AVAL

de

Page 45: Amenajari hidroenergetice

45

Uzina hidroelectrică de la Three Gorge din China (figura 2. A2) deţine recordul mondial din punct de vedere al puterii instalate cu 18 200 MW. Energia electrică produsă în anul mediu hidrologic este de 84,7 TWh.

Figura 2.A2. Amenajarea hidroenergetică Three Gorges pe fluviul Yangtze

VEDERE IN PLAN

SECTIUNE PRIN CENTRALA

PROFIL LONGITUDINAL PRIN ECLUZE

Descărcător

Page 46: Amenajari hidroenergetice

46

Centrala este echipată cu 26 de grupuri de 700 MW fiecare. Căderea maximă este de 113 m, iar căderea minimă de 70 m. Clădirile centralei, câte una la fiecare mal, sunt poziţionate la piciorul barajelor nedeversante. Construcţia centralelor a inclus 3,45 milioane de m3 de beton şi 124 de mii de tone de armătură. Barajul principal este de beton de greutate, cu înălţimea de 181 m şi lungimea la coronament de 2309 m. Zona deversantă are 483 m lungime, este situată în zona centrală şi este echipată cu 22 de stavile şi 23 goliri de fund, cu o capacitate maximă de descărcare de 102 500 m3/s. Volumul lacului este de 39,3 miliarde de m3, din care 22,15 miliarde de m3 pentru atenuarea viiturilor. Asigurarea împotriva inundaţiilor a zonei aval a crescut la 1%, iar la limită avalul poate tranzita viitura cu asigurarea de 0,1%. Lacul de acumulare are o suprafaţă de 632 km2 şi a inundat 24 000 ha de teren cultivat şi a impus strămutarea a cca 1 milion de persoane. Un element de interes este modul de rezolvare a navigaţiei pe sectorul amenajat. Capacitatea de trafic, de 10 milioane de tone dinainte de barare va fi crescută la 50 de miloane de tone. Navigaţia se face printr-o ecluză şi un lift de vase. Ecluza are două fire cu cinci trepte de ecluzare fiecare. Liftul cuprinde un container de 120 x 18 x 3,5 m ce poate acomoda vase de până la 3000t. Uzina hidroelectrică Hoover – figura 2.A3 - (vechiul nume Boulder), construită pe fluviul Colorado, în USA, a deţinut la data punerii în funcţiune, în 1936, recordul în domeniu. Puterea instalată este în prezent de 2080 MW, iar în anul 2005 centrala a produs 3,25 TWh.

După cum se poate urmări în figură, barajul de greutate în arc închide o vale îngustă, de tip canion. Înălţimea barajului este de 221 m (un record mondial la data construcţiei) iar deschiderea la coronament este de numai 379m. Volumul lacului creat de baraj, de 38,54 miliarde de m3, constitue şi astăzi cel mai mare volum de lac de acumulare din USA. Descărcătorii barajului sunt în principal cele două canale laterale echipate cu stavile, care pot evacua 11 300 m3/s.

Datorită configuraţiei văii, centrala este situată imediat în aval de baraj şi nu la baza barajului şi este divizată în două unităţi, fiecare la baza a câte unui versant. Dispunerea simetrică a întregii scheme se datorează faptului că în secţiunea barată fluviul Colorado constitue graniţa dintre două state americane, Nevada şi Arizona. Debitul este preluat de 4 turnuri de priză, cîte două pe fiecare parte. Două fire de conducte forţate sunt amplasate în fostele galerii de deviere. Alte două fire de derivaţie forţată au fost special excavate în versant. Către cele 18 turbine Francis apa este condusă de patru conducte forţate, de la care pleacă distribuitorii.

Amenajarea dispune de o cădere de 178 m, iar debitul instalat este de 780 m3/s. Clădirile centralelor se întind pe 217 m în lungul râului.

Amenajarea de la Hoover are nu numai rol hidroenergetic, ea servind şi pentru atenuarea viiturilor, pentru irigarea terenurilor cu deficit de apă din zona aval, pentru asigurarea alimentării cu apă şi pentru îmbunătăţirea navigaţiei.

Page 47: Amenajari hidroenergetice

47

Figura 2.A3. Amenajarea hidroenergetică Hoover pe fluviul Colorado

PLAN DE SITUAŢIE

SECŢIUNE TRANSVERSALĂ PRIN CENTRALE

VEDERE AERIANĂ

Page 48: Amenajari hidroenergetice

48

Uzine-baraj de cădere mică sau fluviale La acest tip de amenajări cladirea centralei este amplasată în albia cursului de apă, in prelungirea barajului şi preia direct presiunea apei din amonte. Căderea la care se poate adopta acest mod de amplasare a centralei depinde de panta şi configuraţia râului şi de condiţiile de fundare, variind între câţiva metri până la 30 ... 35 m. In regiunile de deal sau colinare, pentru a se evita inundarea unor localităţi, a unor suprafeţe mari de teren sau a căilor de comunicaţie, se pot construi numai baraje de inălţime mică. De multe ori lacul de acumulare este conturat pe un mal, sau chiar pe ambele maluri, de baraje laterale, adesea numite impropriu diguri. Prin această dispoziţie în plan se menţine în limite raţionale inundarea terenurilor din albia majoră şi se protejează aşezările (fig. 2.14).

Fugura 2.14. Planul de situaţie al unei uzine-baraj de cădere mică Uzinele-baraj de cădere mică cuprind în general un baraj deversor de beton cu stavile, pentru evacuarea apelor mari, clădirea centralei cu echipamentul electromecanic, staţia de conexiuni si transformare şi barajele laterale (digurile) de protecţie a terenurilor riverene. În aval albia râului este regularizată şi adâncită pe o anumită distanţă, pentru mărirea căderii disponibile. Pentru exemplificare, în figura 2.15 se prezintă planul de situaţie şi secţiuni caracteristice ale UHE Haţeg, ultima treaptă a amenajării hidroenergetice a Râului Mare. Amenajarea cuprinde un lac de acumulare de 118 ha, cu un volum de 11,5 milioane de m3, conturat de un baraj lateral (dig) la malul stâng, un baraj deversor pentru descărcarea apelor mari şi centrala hidroelectrică. Centrala are o cădere de 20 m, un debit instalat de 90 m3/s şi furnizează o putere de 15,8 MW. Este echipată cu 2 turbine Kaplan. Barajul, de tip stăvilar, are o înălţime de 32 m, iar barajul lateral are o lungime de 4,88 km, cu o înălţime maximă de 15 m. De la centrală debitele turbinate sunt evacuate printr-un canal de fugă de 210 m către albia naturală.

Page 49: Amenajari hidroenergetice

49

Figura 2.15. UHE Haţeg

In cazul amenajărilor fluviale, clădirea centralei este uzual amplasată lângă unul dintre maluri (fig.2.16). În cazul cursurilor de apă de frontieră, dacă configuraţia morfologică o permite, se construieşte câte o centrală lângă fiecare mal.

Figura 2.16. Dispoziţia generală a unei UHE fluviale

PLAN DE SITUAŢIE

fuga

SECŢIUNE PRIN BARAJ

SECŢIUNE PRIN CENTRALĂ Baraj de închidere

Page 50: Amenajari hidroenergetice

50

Centralele sunt echipate cu turbine Kaplan sau Bulb. Volumul lacurilor de acumulare ale acestui tip de amenajări, deşi mari ca valori absolute, sunt mici în raport cu stocul şi permit numai o regularizare zilnică sau săptămânală a debitelor. Şi căderile sunt mici în raport cu volumele. Prin barare se crează remuuri lungi, care reduc din cădere, în special dacă se impune o cotă controlată în amonte. Uzinele fluviale cu căderi mai mici de 6 ... 8 m, care au acumulări reduse, funcţionează pe firul apei şi sunt utilizate numai ca uzine de bază, adică acoperă baza graficului de sarcină. Pentru a realiza varietatea de dispoziţii posibile pentru amenajările hidroenergetice şi de navigaţie a fluviilor, în caseta următoare se prezintă uzinele hidroelectrice de pe Dunăre, xâteva din amonte de România şi apoi cele două sisteme hidroenergetice Porţile de Fier I şi II. Amenajarea hidroenergetică a Dunării a urmărit fructificarea integrală a potenmţialului hidroenergetic al fluviului. În figura 2.A4 se redau benzile energetice ale fluviului pe zona amenajată. De asemenea sunt indicate cele 3 locaţii ale unor UHE de pe teritoriul austriac, sau la graniţa Austria – Germania, care sunt prezentate în continuare, precum şi amplasamentul de la Porţile de Fier, cu cele două trepte amenajate. Potenţialul hidroenergetic natural al fluviului Dunărea a fost estimat la 52 TWh/an. Pe sectorul româno – sârbesc, de 229 km, de interes este zona defileului, cunoscută şi ca sectorul “ cazane”, cu un potenţial energetic de 12,6 TWh/an şi cu pante locale de 120 cm/km. Debitul mediu multianual pe sector este de 5540 m3/s. La o cădere amenajabilă de 34 m, potenţialul specific este cel mai mare din Europa: 8100 kW/km.

Figura 2.A4. Potenţialul liniar specific al Dunării

Page 51: Amenajari hidroenergetice

51

Pentru început se prezintă succint cele trei uzine hidroenergetice din amonte de Porţile de Fier şi se fac unele comentarii privind dispoziţia generală a acestora. Alcătuirea frontului barat (figura 2.A5) cuprinde centrala, un baraj deversor şi ecluze. La primele amenajări, cum este şi UHE Ybbs-Persenbeug (P = 203 MW, E = 1282 GWh/an), dată în exploatare în 1957, centrala a fost fragmentată în două corpuri, considerând că o asemenea dispoziţie prezintă avantajul unor pierderi de cădere mai mici faţă de o dispunere grupată. Dificultăţile de exploatare pe care le prezintă această dispoziţie au făcut ca la următoarele amenajări grupurile să fie dispuse într-o singură centrală. Aşa s-a format frontul barat la UHE Aschach (P = 287 MW, E = 1648 GWh/an), centrala ocupând zona mediană între ecluze şi barajul deversor. Este interesant de remarcat faptul că o dispoziţie similară s-a ales şi pentru UHE Jochenstein (P = 66 MW, E = 425 GWh/an), deşi este o amenajare de graniţă, unde de regulă se preferă dispoziţii simetrice.

Figura 2.A5 – a. UHE Ybbs-Persenbeug

Figura 2.A5 – b. UHE Aschach

Page 52: Amenajari hidroenergetice

52

Figura 2.A5 – c. UHE Jochenstein

Amenajarea hidroenergetică şi de navigaţie Porţile de Fier I şi II (SHEN) constitue cea mai importantă amenajare, ca parametrii energetici, din Europa. Poziţia lor în plan şi profilul sinoptic al sectorului amenajat sunt prezentate în figura 2.A6.

Figura 2.A6. Localizare şi profil sinoptic prin SHEN Porţile de Fier

Page 53: Amenajari hidroenergetice

53

UHE Porţile de Fier I (fig. 2.A7) are o putere instalată de 2 x 1050 MW şi o producţie de energie în anul mediu hidrologic de 2 x 5250 GWh/an (se specifică de fiecare dată caracteristicle energetice de care dispun România şi Serbia, cu părţi egale). Căderea maximă la centrală este de 34,50 m, iar căderea medie de 27,17 m. Debitul instalat este de 2 x 4350 m3/s. Dispoziţia generală este simetrică, cu un baraj deversor plasat în mijlocul albiei şi câte o centrală şi o ecluză de fiecare parte a acestuia. Fiecare dintre cele două ţări are în acest fel amplasat pe teritoriul propriu jumătate din frontul barat.

Figura 2.A7. Sistemul hidroenergetic şi de navigaţie Porţile de Fier I

Centrala este echipată cu 2 x 6 turbine Kaplan, iniţial de 175 MW fiecare. După un proces de retehnologizare, grupurile româneşti au ajuns la 190 MW pe grup. Barajul deversor are o înălţime constructivă de 60 m, o lungime de 441 m şi 14 câmpuri deversante de 24 m deschidere, echipate cu stavile plane duble tip cârlig. Debitul capabil al descărcătorului este de 15 400 m3/s. Lacul de acumulare creat prin barare are un volum de 1,45 miliarde de m3, ceea ce permite o oarecare elasticitate în funcţionare, centralele lucrând la semivârf şi contribuind şi la reglajul de frecvenţă. UHE Porţile de Fier II (fig. 2.A8) are o putere instalată de 2 x 270 MW şi o producţie de energie în anul mediu hidrologic de 2 x 1325 GWh/an , din care 50 ... 55% este energie de vârf şi de semivârf şi 50 ... 45% energie de bază. Căderea maximă la centrală este de 12,75 m, iar căderea medie de 7,45 m. Debitul instalat este de 2 x 4250 m3/s. Pe sectorul amenajat albia se situează într-o zonă deluroasă, iar cursul apei se ramifică în două braţe, care cuprind între ele insula Ostrovul Mare. Lăţimea insulei atinge 2 km

ROMÂNIA

SERBIA

Page 54: Amenajari hidroenergetice

54

şi este neinundabilă. Pe braţul principal au fost construite centrala echipată cu 2 x 10 turbine bulb de 27 MW fiecare, barajul deversor, barajul de închidere din materiale locale şi ecluza sârbească. De această dată obiectele frontului barat sunt comune celor două ţări.

Figura 2.A8 – a. SHEN Porţile de Fier II, nodul principal

Nodul principal

Page 55: Amenajari hidroenergetice

55

Figura 2.A8 – b. SHEN Porţile de Fier II, nodul de pe braţul Gogoşu şi secţiune prin centrala de pe firul principal

Pe braţul secundar Gogoşu au fost construite un baraj deversor, o centrală şi baraje de închidere către cele două maluri. Astfel, amenajarea are două baraje deversoare, unul pe braţul principal, pentru partea sârbă, şi unul pe braţul Gogoşu, pentru partea română. Prin cele 14 câmpuri deversoare şi prin 50% din grupuri se pot evacua 16 350 m3/s. Volumul lacului de acumulare este de 600 milioane de m3.

Page 56: Amenajari hidroenergetice

56

2.6.2. Scheme de amenajare ale UHE de derivaţie

La acest tip de schemă întreaga cădere este realizată cu ajutorul unor lucrari de derivare a apei (canale, galerii, conducte) de lungime mare. Prin lucrări de derivare se pot amenaja în condiţii raţionale sectoarele cursurilor de apă pe care, din cauza condiţiilor locale, nu se pot realiza baraje de retenţie. Din cauza regimului de funcţionare pe firul apei, fără posibilităţi de adaptare a producţiei la consumul de energie electrică, schemele de amenajare la care intreaga cădere este realizată numai prin lucrări de derivaţie sunt utilizate numai în următoarele situaţii: - pe cursurile de apă din zona de munte, cu pantă ridicată, pe care nu sint amplasamente favorabile pentru acumulări; de obicei aceste amenajări hidroenergetice se încadrează în categoria microhidrocentrale (MHC), care fac obiectul capitolului 7; - pe cursurile de apă din zona de deal şi câmpie, cu văi largi, pe care nu se pot realiza acumulări; - pe sectoarele cursurilor de apă care au debitele regularizate de acumulările unor UHE din amonte. UHE de derivaţie cuprind un baraj de mică înălţime (de obicei un stăvilar) pentru derivarea apelor, priza de apă, canalele sau conductele de aducţiune, camera de echilibru (de încărcare), conducta forţată, clădirea centralei cu echipamentul electromecanic şi canalul de fugă (fig. 2.17). In funcţie de căderea amenajată şi de structura şi tipul de construcţie al elementelor componente, UHE de derivaţie seîmpart în amenajări de cădere mică sau de cădere mijlocie sau mare.

Figura 2.17. Elementele componente ale unei scheme de derivaţie

Priză

Cameră de încărcare

Conductă forţată

CHE

Canal

Page 57: Amenajari hidroenergetice

57

Uzine hidroelectrice de derivaţie de cădere mică Acest tip de uzină se amenajează pentru căderi relativ reduse, pe cursul inferior al râurilor mari şi în zonele de deal unde râurile au văi largi. Amenajarea cuprinde derivaţii cu scurgere liberă, constând din canale de aducţiune şi de fugă, al căror traseu se înscrie pe malurile şi terasele din lungul cursurilor de apă. Clădirea centralei este amplasată lângă camera de apă, fie formând cu aceasta o singură construcţie de tip asemănător cu a centralelor baraj de joasa cădere, fie este legată de camera de încărcare prin conducte forţate scurte (fig.2.18). Centralele sunt echipate uzual cu turbine de tip Kaplan şi pentru căderi mai mici şi cu grupuri bulb.

Figura 2.18. Dispoziţia în plan a unei UHE de derivaţie de mică cădere Derivarea apei se face prin baraje de mică înălţime, de tip stăvilar şi se preia prin prize de apă care trebuie să asigure oprirea pătrunderii în canal a aluviunilor de fund. Pentru a crea posibilitatea unei compensări orare a debitelor şi a reducerii pierderilor prin deversare, canalele de aducţiune se realizează adeseori cu berme orizontale (fig.2.19). Uzinele de derivaţie de cădere mică se realizeaza pe cursuri de apă care au panta mai mare de 1...2%0 şi potenţialul liniar destul de ridicat pentru ca amenajarea să fie economică.

Figura 2.19. Schemă de principiu a unei UHE de derivaţie cu canal de aducţiune cu

berme orizontale, în rambleu

or

ă

Page 58: Amenajari hidroenergetice

58

În numeroase cazuri se amenajează mai multe uzine în cascadă, folosindu-se un singur baraj pentru mai multe uzine aşezate în serie pe un canal de derivatie. În acest caz canalul de fugă al uzinei din amonte devine canal de aducţiune al uzinei din aval (fig.2.20).

Figura 2.20. Amplasarea centralelor din aval pe derivaţia creată de canalul de fugă al

centralei amonte În cazul centralelor hidroelectrice de mică putere (CHEMP) derivaţia se poate realiza şi prin conducte de aducţiune pozate pe mal. O asemenea schemă s-a utilizat la CHEMP –ul Frasin, pe Dâmboviţa (fig.2.21). Captarea debitului instalat de 5,2 m3/s se face cu o priză de mal iar ridicarea locală a nivelului printr-un prag de fund de 4,1 m. La o cădere de 15 m centrala are o putere de 0,63 MW.

Figura 2.21. CHEMP Frasin

Page 59: Amenajari hidroenergetice

59

Uzinele de derivaţie de mică cădere au avantajul simplităţii, al costurilor specifice mai mici şi în special al evitării barajului de acumulare. În acelaşi timp aceste scheme au şi o serie de dezavantaje: - pe sectoarele în care debitele cursurilor de apă sunt derivate albia naturala necesită lucrări de regularizare; - canalele de derivaţie separă şi fac mai dificilă utilizarea terenurilor dintre albia naturală şi traseul canalelor; - canalele de aducţiune lungi, în rambleu, cu diguri înalte, au un efect defavorabil asupra peisajului; - uzinele de derivaţie necesită cheltuieli de exploatare şi întreţinere relativ mari. Uzine hidroelectrice de derivaţie de cădere mijlocie şi mare Pe cursurile de apă mijlocii şi mici, din zonele colinare şi de munte, având pante mai mari de 5... 20°/00, se pot amenaja uzine hidroelectrice cu căderi de la 30 m până la peste 200 m, prin executarea unor lucrări de derivaţie realizate pe versanţii văilor, sub formă de canale sau conducte de coastă. Pentru aducţiunile din conducte se adoptă regimul de scurgere sub presiune, pentru a permite o funcţionare mai elastică a centralei. Centralele sunt amplasate la piciorul versantului. Dat fiind faptul că acest tip de scheme, fără baraj şi lac de acumulare, pe râuri cu debite medii reduse, au puteri mici sunt denumite microhidrocentrale. Schemele specifice vor fi detaliate în capitolul 7. 2.6.3. Scheme de amenajare ale UHE mixte Aşa cum s-a arătat, denumirea de schemă “mixtă” provine din faptul ca la formarea căderii contribuie atât barajul cât şi derivaţia. Aceste scheme sunt caracteristice uzinelor complexe de mare putere, care furnizează energie de vârf. Debitele medii folosite sunt cuprinse între 3 şi 20 m3/s, cu un regim de curgere cu mari variaţii sezoniere. Pentru regularizarea debitelor sunt nccesare lacuri de acumulare mari, al căror volum util este cuprins uzual între 30 şi 300 de milioane de m3. Pentru schemele de amenajare clasice, simple, ale uzinelor cu baraj şi derivaţie, elementele componente principale sunt (vezi figura 2.9) un baraj cu lac de acumulare, priza de apă, aducţiunea sub formă de galerie sub presiune, un castel de echilibru, conducta sau conductele forţate, centrala electrică şi canalul de fugă. În această categorie se încadrează amenajarea hidroenergetică a Râului Târgului, prezentată în figura 2.22. Amenajarea utilizează o cădere totală de 252 m, din care 86 m creată de barajul Rîuşor (H=121 m), iar restul prin derivare, pe un sector total de 11 km. Barajul formează un lac de acumulare de 52,4 milioane de m3 care asigură regularizarea multianuală a stocului. Căderea este fragmentată în două centrale. În amonte CHE Lereşti are o cădere de 181m , un debit instalat de 15 m3/s şi o putere de 19 MW. Treapta aval, CHE Voineşti, are o cădere de 71 m , un debit instalat de 9 m3/s şi o putere de 5,2 MW. Priza de apă a centralei Voineşti este situată în bazinul compensator al centralei Lereşti, cu un volum de 160 000 m3. Energia livrată de cele două centrale în anul mediu hidrologic este de 56,5 GWh/an.

Page 60: Amenajari hidroenergetice

60

Figura 2. 22. Amenajarea hidroenergetică a Râului Târgului Tot în categoria schemelor de amenajare simple intră şi UHE Stejarul, de la Bicaz, a cărei schemă de amenajare este redată în figura 2.23.

Figura 2.23. Amenajarea hidroenergetică a cursului superior al râului Bistriţa

Page 61: Amenajari hidroenergetice

61

Uzina are o putere de 210 MW şi o producţie de energie în anul mediu de 490 GWh, obţinută cu 4 turbine Francis de 27,5 MW şi 2 turbine de 50 MW. Căderea brută maximă de 149 m este realizată de baraj (94 m) şi de derivaţia sub presiune (55m). Barajul, de greutate din beton, având o înălţime maximă constructivă de 127 m, realizează un lac de acumulare cu un volum total de 1.230 milioane m3, iar volumul de protecţie contra viiturilor este de 100 milioane m3. În aval de uzina de la Stejarul (Bicaz) sunt 12 centrale de joasă cădere, dintre care primele trei au acumulări proprii. Debitele instalate sunt de 180 ... 200 m3/s. Pentru amenajarea mai economică a cursurilor de apă confluente sau apropiate şi pentru concentrarea potenţialului lor intr-un numar mai mic de centrale cu puteri mai mari, se folosesc scheme combinate sau conjugate de amenajare. Se prevăd două sau mai multe baraje cu aducţiuni care se unesc, sau alimentează grupuri cu căderi diferite, în aceeaşi centrală. Un exemplu de concentrare în aceaşi centrală a debitelor captate de pe două cursuri de apă este amenajarea hidroenergetică a cursului superior al râului Ialomiţa (fig. 2.24).

Figura 2.24. Schema de amenajare a cursului superior al râului Ialomiţa

Page 62: Amenajari hidroenergetice

62

UHE Dobreşti este prima amenajare hidroenergetică de mare putere construită în România, între anii 1928 şi 1930. Uzina are două captări principale, Scropoasa şi Brătei. Aducţiunile de la cele două prize se reunesc în castelul de echilibru, de unde pleacă spre centrală o conductă forţată unică. Debitul instalat este de 7 m3/s, iar căderea de 312 m. Puterea instalată în 4 grupuri cu turbine Pelton este de 16 MW. Pe aceaşi schemă este figurată şi centrala Moroieni, construită între anii 1949 – 1954, care preia debitul imediat aval de centrala Dobreşti, fără a avea acumulare proprie. Pe traseu galeria de aducţiune primeşte debitele de la două captări secundare, având la centrală debitul instalat de 8,5 m3/s. La o cădere de 233 m puterea centralei Moroieni este de 15 MW. Pe lângă schemele simple de uzine cu baraj si derivaţie, corespunzatoare amenajării unui singur curs de apă, se utilizează frecvent scheme de amenajare conjugate sau complexe, prin care se realizează concentrarea într-o singură amenajare de mare putere a debitelor de pe mai multe cursuri de apă sau din văile din zona superioară a unor bazine hidrografice vecine, Schemele de amenajare complexe sunt concepute pe suportul unor acumulări importante, capabile să asigure o regularizare cel puţin anuală a debitelor, amplasate fie pe cursul superior al unei văi principale, fie pe un afluent sau o pe altă vale din zona superioară, pe care se gasesc conditii de teren favorabile. În aceste acumulări sunt concentrate debitele unui număr mare de cursuri de apă şi văi din acelaşi bazin şi din bazinele învecinate, prin construirea unor sisteme lungi de aducţiuni secundare. În unele cazuri, pentru colectarea apelor unor văi la cote inferioare lacului principal, se folosesc staţii de pompare cu puteri semnificative. Prin astfel de scheme s-au realizat UHE de mare putere (între 100 şi 500 MW), care datorită acumulărilor şi a căderilor importante de care dispun sunt echipate ca centrale de vârf. Ilustrarea cea mai bună a acestor concepte o constitue amenajarea hidroenergetică a râului Lotru (fig. 2.25 a şi b). Râul Lotru, afluent de dreapta al Oltului, are un curs lung de 76 km, bazinul său având o suprafaţă de 1.024 km2. Schema sa de amenajare urmăreşte ideea concentrării debitelor şi a căderii într-o acumulare principală. În lacul de acumulare Vidra se concentrează debitele din bazinul propriu, precum şi cele ale unor cursuri de apă din bazinele limitrofe. UHE Lotru, cu o putere de 510 MW şi o producţie de energie de circa 900 milioane kWh/an, reprezintă cea mai mare uzină de pe râurile interioare ale României. Centrala utilizează potenţialul hidraulic al râului Lotru şi al râurilor învecinate, pe o diferenţă de nivel de 809 m. Schema de amenajare cuprinde: -firul principal, care utilizează căderea sectorului de cataracte al Lotrului, între Vidra şi Mălaia; -sistemul de captări şi aducţiuni secundare, care suplimentează cu 11 m3/s debitul cursului principal de 4,5 m3/s şi asigură 73% din stocul de apă necesar producţiei de energie.

Firul principal cuprinde barajul din anrocamente cu nucleu de argilă Vidra, înalt de 121 m, care realizează o acumulare totală de 340 milioane m3 de apă, priza, galeria de aducţiune sub presiune de 13.470 m, castelul de echlibru, casa vanelor, galeria forţată lungă de 1.320 m, centrala subterană echipată cu trei grupuri Pelton de 170 MW fiecare, galeria de fugă lungă de 6.500 m şi instalaţiile anexe.

Page 63: Amenajari hidroenergetice

63

Figu

ra 2

.25,

a. A

men

ajar

ea h

idro

ener

getică

a râ

ului

Lot

ru –

ved

ere

în p

lan

Page 64: Amenajari hidroenergetice

64

Figura 2.25,b. Amenajarea hidroenergetică a râului Lotru – profil sinoptic Sistemul aducţiunilor secundare cuprinde reţeaua gravitaţională, prin care se aduc în lacul principal debitele captate la cote superioare nivelului maxim în lac, precum şi reţeaua de pompaj, deservită de trei staţii de pompare (Jidoaia, Balindru, Petrimanu), care trimit în lac debitele captate la cote inferioare. Sistemul este format din 86 de captări, 135 km de galerii (din care 60 km galerii betonate), 70 de apeducte, patru baraje arcuite (Jidoaia, Balindru, Petrimanu, Galbenu), care creează acumulările pentru staţiile de pompare şi cele trei staţii de pompare amintite, cu o putere totală de 52,4 MW.

Primul grup al uzinei de la Ciunget a intrat în funcţiune în anul 1972, capacitatea totală fiind dată în folosinţă în 1976. Schema de amenajare a râului Lotru mai conţine în aval centrala de tip baraj Mălaia cu Pi = 18 MW şi Em = 34 GWh/an şi centrala subterană Brădişor (cu baraj în arc) având Pi = 115 MW şi Em = 228 GWh/an. Centrala hidroelectrică de la Ciunget (UHE Lotru) este poziţionată într-o cavernă subterană, la fel ca foarte multe alte centrale ale UHE mixte de mare putere. Factorii principali care impun adoptarea unei scheme de amenajare cu centrala în subteran sunt: - condiţiile morfologice dificile pentru construcţia unei centrale la suprafaţă în văi înguste, cu pericol de avalanşe sau de prabuşiri de stânci, fără drumuri de acces convenabile etc.

Page 65: Amenajari hidroenergetice

65

- dificultăţile de construcţie şi apoi de exploatare în zonele cu altitudine ridicată şi cu climat rece; - mai multe grade de libertate la stabilirea schemei de amenajare a uzinei în cadrul condiţiilor topografice ale bazinului şi mărirea căderii totale amenajate prin construcţia unei galeri de fugă lungi; - înlocuirea conductelor forţate cu galerii sau puţuri forţate, la care o parte din presiunea apei este preluată de rocă, reducându-se cantitatea de tolă metalică; - reducerea semnificativă a impactului asupra mediului. Din punctul de vedere al schemei de amanajare, se deosebesc trei tipuri de dispunere a centralei pe derivaţie (fig.2.26):

Figura 2.26. Poziţia CHE subterane în cadrul schemelor de amenajare - dispoziţia amonte, la care căderea este creată de baraj şi de o galerie de fugă lungă. Traseul aducţiunii şi al puţului forţat sunt scurte şi nu este necesar un castel de echilibru. Galeria de fugă poate fi cu scurgere liberă sau sub presiune, caz în care poate fi necesar un castel de echilibru aval de centrală; - dispoziţia intermediară, la care căderea este creată de baraj, de galeria de aducţiune şi de galeria de fugă. Acest tip de schemă are avantajul reducerii lungimii aducţiunii sub presiune şi a măririi căderii amenajate cu ajutorul galeriei de fugă. Este cea mai frecventă dispoziţie, adoptată la majoritatea amenajărilor hidroenergetice din România; - dispoziţia aval, la care căderea este creată de baraj şi de galeria de aducţiune, galeria de fugă fiind foarte scurtă.

Page 66: Amenajari hidroenergetice

66

La majoritatea schemelor de amenajare mixte, de mare putere, realizarea unor acumulări importante pe cursul superior sau mijlociu al râurilor interioare a creat condiţii favorabile pentru amenajarea integrală a cursurilor de apă în aval, prin construirea de hidrocentrale de cădere mică şi mijlocie în cascadă, care beneficiază de debitele regularizate în lacurile de acumulare din amonte (fig.2.27).

Figura 2.27. Fructificarea acumulărilor din amonte pentru exploatarea potenţialului hidroenergetic din aval

2.6.4. Principii de alcătuire a schemelor UHE La proiectarea schemelor de amenajare hidroenergetică a cursurilor de apă se au în vedere următoarele: - includerea în schema de amenajare a bazinului hidrografic a unor lacuri de acumulare, care să permită regularizarea debitelor atât în scopuri energetice, cât şi pentru celelalte folosinţe ale apelor; - construcţia de baraje înalte, cu mari lacuri de acumulare în zona superioară de munte, unde există condiţii favorabile, pentru a se putea folosi apoi debitele regularizate şi în uzinele din aval; - valorificarea superioară a potenţialului hidroenergetic disponibil prin amenajarea de UHE de mare putere, cu funcţionare la vârf; - concentrarea căderilor şi a debitelor disponibile intr-un număr redus de centrale, folosindu-se în acest scop galerii de aducţiune mai lungi, amplasarea în subteran a centralelor şi colectarea debitelor cursurilor de apă mai mici din acelaşi bazin sau din bazine învecinate, prin aducţiuni secundare şi staţii de pompare auxiliare; - amenajarea în aval de uzinele cu mari lacuri de acumulare, in zonele colinare şi de câmpie, a unor uzine în cascadă, care să folosească debitele regularizate de lacurile din amonte; - integrarea schemelor de amenajare hidroenergetice în planurile generale şi schemele de amenajare complexe ale bazinelor hidrografice şi urmărirea realizării de UHE cu mari lacuri de acumulare, dimensionate pentru satisfacerea cerinţelor de apă a mai multor folosinţe; - reducerea impactului negativ asupra mediului natural şi social şi fructificarea efectelor pozitive colaterale.

Acumulare amonte

Cascadă aval

Page 67: Amenajari hidroenergetice

67

2.7. PARAMETRI ENERGETICI AI UZINELOR HIDROELECTRICE Puterea şi energia pe care le poate livra o uzină hidroelectrică depind de debitele şi volumele de apă care pot fi folosite, de căderea disponibilă la momentul turbinării şi de randamentele de transformare a energiei hidraulice în energie electrică. Din expresiile puterii şi energiei prezentate în paragraful 1:

P = 9,81 η Qi H (kW) E = 86 000 ε η Qi H (kWh/an)

rezultă că, pe lângă putere şi energie, principalii parametri energetici sunt: lacul de acumulare de care depinde mărimea debitului instalat Qi şi gradul de utilizare a stocului ε, debitul instalat Qi şi căderea H (fig.2.28).

Figura 2.28. Parametrii energetici ai unei UHE 2.7.1. Lacul de acumulare Lacul de acumulare trebuie să asigure regularizarea debitelor, între caracterul variabil aleator al debitelor afluente şi variaţiile în timp ale debitelor uzinate, care depind de cerinţele sistemului energetic. În funcţie de durata ciclului de umplere / golire al lacului se disting: - regularizarea zilnică, care corespunde unui ciclu de golire –umplere de o zi; - regularizarea săptămânală, care presupune acumularea debitelor afluente pe durata maximă a unei săptămâni, astfel încât acestea să poată fi uzinate în zilele (orele) cu cerinţe mai mari în sistemul energetic; - regularizarea sezonieră, care presupune acumularea unei părţi din volumul afluent din perioadele cu debite mai mari în scopul uzinării acestuia iarna; în cazul regularizării sezoniere modul de exploatare a uzinei depinde de faza în care se află

Page 68: Amenajari hidroenergetice

68

lacul; în faza de golire uzinarea se face în regim variabil, în acord cu cerinţele sistemului; în faza de umplere a lacului uzinarea se face cu turbinare continuă. Volumul necesar în lac este: Vacumulare = Wafl (Stoc) – Qi t umplere (2.10) - regularizarea anuală sau multianuală, care presupune acumularea stocului de apă care este excedentar în sezoanele ploioase în scopul uzinării în perioadele deficitare; dacă transferul de volume excedentare în perioadele cu deficit se realizează într-un an regularizarea este anuală; dacă transferul se face din ani hidrologici bogaţi în ani hidrologici săraci regularizarea este multianuală. În cazul regularizării sezoniere sau anuale a debitelor apar două perioade caracteristice, de umplere şi de golire a lacului. Perioada de umplere a lacului se realizează în lunile cu debite mari, de primăvară, iar perioada de golire are loc în lunile cu debit mic, de iarnă, când consumul de energie electrică este maxim. Pentru ca un lac să asigure o regularizare sezonieră sau anuală trebuie să aibă un volum util important. Poziţia lacului în cadrul schemei de amenajare influenţează sistemul de regularizare a debitelor (fig. 2.29). După poziţia acumulării în cadrul schemei de amenajare se disting:

Figura 2.29. Poziţia şi tipul de regularizare pentru un lac de acumulare - acumulări de regularizare directă, care sunt amplasate pe cursul principal şi sunt proprii centralei hidroelectrice, fiind legate direct de aceasta; - acumulări de compensare, care sunt amplasate fie pe afluenţi fie chiar în alt bazin hidrografic; regularizarea prin compensare apare la centralele hidroelectrice în cascadă, care au în amonte un lac de acumulare mare; - acumulări de redresare (regularizare secundară sau tampon) care sunt amplasate în aval de debuşarea debitelor uzinate; rolul lor este de a redistribui în timp debitele uzinate, care sunt variabile şi pulsatorii, în debite cât mai uniforme, pentru protecţia albiei râului şi a folosinţelor aval.

Lac-d

Lac-c

Lac-r

Page 69: Amenajari hidroenergetice

69

Capacitatea lacului de acumulare este descrisă de curba capacităţii lacului (fig. 2.30), care defineşte variaţia volumului acumulat în lac în funcţie de cota apei din lac. Pe lângă exprimarea grafică se folosesc şi relaţii analitice care descriu această variaţie: o relaţie exponenţială pentru zona volumului util:

V(h) = a h n (2.11) şi respectiv o relaţie liniară peste nivelul normal de retenţie

V(h) = a0 + a1 h (2.12) Volumele caracteristice ale lacului de acumulare sunt determinate de cotele caracteristice asociate obiectelor constructive şi regimului de exploatare a lacului: NNR – Nivel normal de retenţie; NME – Nivel minim energetic, până la care centrala poate funcţiona în condiţii normale de randament; NAE – Nivelul apelor extraordinare, care se atinge în lac atunci când prin acumulare se tranzitează viitura de verificare; NMT – Nivel minim tehnic, până la care se poate prelua apă către turbine fără disfuncţionalităţi hidraulice; NP - Nivelul prizei energetice.

Figura 2.30. Cote şi volume caracteristice ale lacului de acumulare Volum util (Vu) este delimitat de NNR şi NME şi reprezintă volumul ce poate fi utilizat energetic în condiţii normale de exploatare. Mărimea lacului de acumulare se raportează la stocul anual (volumul de apă care curge în regim liber pe râu în timp de un an) şi este definită de indicele de acumulare α = V util / Stoc annual. Volum de atenuare (Vat) este delimitat de NNR şi NAE şi reprezintă volumul care se reţine temporar în lac, la tranzitarea viiturilor, pentru a reduce debitul maxim evacuat în aval.

Page 70: Amenajari hidroenergetice

70

Volum utilizabil (Vut) este delimitat de NNR şi NMT şi reprezintă volumul care poate fi uzinat la limită, fără a ţine cont de restricţii energetice. Volumul rezervei de fier (Vrf) este delimitat de NME şi NP şi reprezintă volumul care este reţinut sub nivelul minim de exploatare şi care poate fi, la limită, evacuat prin centrală. Volumul mort (Vm) este delimitat de cota prizei şi fundul lacului şi nu poate fi preluat de centrală. Pentru exploatarea energetică raţională a lacurilor de acumulare este bine ca în perioadele de ape mari lacul să acumuleze întregul volum de apă în exces, iar în lunile de vară şi de toamnă lacul să fie menţinut aproape de NNR, pentru a se obţine o cantitate de energie maximă. Prin programul de exploatare, în perioada de iarnă lacul trebuie golit, astfel încât să intre în primăvară gol pentru a putea prelua excesul de debit, dar intervalul de timp între golire şi umplere să fie cât se poate de scurt astfel încât să existe cât mai puţine pierderi de energie datorate căderii mai mici. Exploatarea se face pe baza unui grafic dispecer, care stabileşte pentru fiecare perioadă caracteristică din timpul anului mărimea debitelor care pot fi livrate din lac, în special pentru producerea de energie electrică şi, acolo unde este cazul şi pentru alte folosinţe. Mărimea debitelor livrate depinde de volumul existent în lac la începutul perioadei respective. Graficul dispecer trebuie să asigure o funcţionare optimă în toate perioadele hidrologice caracteristice şi, de aceea, este diferenţiat în funcţie de hidrologia previzionată a anului calendaristic. 2.7.2. Debitul instalat Debitul instalat (Qi) este debitul maxim care poate trece prin derivaţie şi centrala hidroelectrică la căderea nominală. Mărimea lui se stabileşte în funcţie de debitul mediu multianual (Qm), de regularizarea asigurată de lacul de acumulare şi de eficienţa energo-economică adusă de un debit instalat mai mare. Se defineşte coeficientul de instalare

ki = Qi / Qm (2.13) avînd valori uzuale: pentru AHE pe firul apei, fără lacuri de acumulare, cu încadrare în bază - ki = 1 ...1,5 pentru AHE cu lacuri mici, cu regularizare zilnică - ki = 1,5 ... 2,5 pentru AHE cu lacuri mari, cu regularizare anuală sau multianuală, care furnizează energie de vârf - ki = 3 ... 4,5. 2.7.3. Căderea La caracterizarea energetică a unei UHE se disting căderea totală a sectorului amenajat (HT), căderea brută disponibilă care se obţine prin lucrările de amenajare (Hb) şi căderea netă utilizabilă de turbine (Hn), care variază în funcţie de căderea brută şi de pierderile de sarcină pe circuitul hidraulic(fig. 2.31).

Page 71: Amenajari hidroenergetice

71

Figura 2.31. Căderile caracteristice ale unei UHE Cu notaţiile din figura 2.31 se pot scrie relaţiile între diferitele căderi. Căderea brută este dată de: Hb = h0 + hd (2.14)

Diferenţa dintre căderea totală a sectorului (HT) şi căderea brută (Hb) este dată de pierderea de sarcină prin remuu ∆Hr care apare la coada lacului la racordarea biefurilor. Pierderea prin remuu este redusă la amenajările cu debite afluente reduse şi înălţimi mari de barare, dar devine semnificativă în cazul amenajărilor de tip fluvial, cu debite mari şi retenţii mici. Căderea netă este dată de relaţia:

Hn= Hb – ∆h0 – ∆hr - ∆hav = (h0 - ∆h0) + (hd - ∆hr) - ∆hav (2.15)

Datorită faptului că în timpul exploatării uzinei nivelul în lac variază semnificativ, prezintă interes nu atât căderea maximă dată de baraj h0, cât mai ales căderea medie dată de baraj pe un ciclu de golire sau de umplere. Se notează cu h1 şi h2 nivelul apei din lac la începutul şi la sfârşitul ciclului, măsurat de la cota prizei. Nivelul mediu se calculează ca o medie ponderată, având ca pondere volumul uzinat, dat fiind faptul că produsul dintre cotă şi volumul uzinat este o măsură a energiei:

Variaţia de nivel în lac

Pierderi de sarcină Variaţia de nivel în

bazinul redresor aval

Dată de baraj Dată de derivaţie

Page 72: Amenajari hidroenergetice

72

O situaţie aparte o constitue căderea la uzinele fluviale, la care exploatarea se face cu nivel amonte condiţionat. În secţiunea amonte a sectorului amenajat protecţia împotriva inundaţiilor impune cota maximă a apei, care trebuie respectată indiferent de debitele afluente. La debite afluente mari remuul este mare şi, ca urmare, pentru a respecta condiţia de neinundabilitate, nivelul retenţiei la baraj trebuie coborât. La debite afluente mici remuul este mic şi nivelul retenţiei la baraj poate fi ridicat (fig.2.32).

Figura 2.32. Dependenţa căderii brute de debitul afluent la exploatarea cu nivel amonte condiţionat (Q1> Q2)

Acest mod de exploatare este avantajos pentru debite mici care sunt uzinate la cădere maximă, dar este dezavantajos pentru debitele mari, pentru că se pierde cădere.

)17.2(11

:decişi

:rezultă:(2.11)relaiadeseamaţineseDacă

)16.2(

12

11

12

1

1,0

1

,0

2

1

2

1

2

1

2

1

2

1

nn

nnh

hn

n

h

h

n

h

h

n

m

n

n

h

h

h

hm

hhhh

nn

hh

nn

dhhan

dhhanh

dhnahdV

ahV

dV

dVhh

−−

+=

+==

=

=

=

+++

∫∫

∫∫

Page 73: Amenajari hidroenergetice

73

Tot în situaţia uzinelor fluviale, remuul extins face ca din căderea disponibilă a sectorului amenajat Ht o bună parte să fie consumată de remuu, astfel încât căderea brută de care dispune centrala Hb este semnificativ mai mică (fig. 2.33). În funcţie de mărimea debitului afluent se obţin valori Hb = (0,4 ... 0,6) Ht.

Figura 2.33. Fructificarea căderii sectorului prin amenajarea în trepte

Pentru o mai bună fructificare a căderii sectorului, se promovează amenajări în trepte. Pentru acelaşi sector din figura 2.33, amenajarea în două trepte poate conduce la Hb = (0,6 ... 0,8) Ht. Costurile de investiţie şi de operare a două centrale sunt mai mari, dar sunt de cele mai multe ori compensate de surplusul de putere şi energie realizat. 2.7.4. Puterile caracteristice ale UHE O uzină hidroelectrică este caracterizată uzual de puterea instalată, dar de egală importanţă sunt puterea disponibilă şi în special puterea asigurată. Puterea instalată Pi este dată de suma puterilor nominale ale grupurilor care echipează centrala. Puterea nominală a unui grup este puterea pentru care au fost proiectate şi construite turbina şi generatorul, luând ca date de bază debitul instalat al grupului (debit nominal) şi căderea netă (nominală) corespunzătoare NNR şi pierderii de sarcină la trecerea prin circuitul hidraulic a debitului care alimentează grupul: Pi = Σ PN, i (2.18)

cu PN,i = 9,81 ηN QN HN ; (2.19) Puterea disponibilă Pd este puterea care poate fi produsă de centrală cu toate grupurile în funcţiune, atunci când căderea corespunde unui anumit nivel în lac şi pierderea de sarcină este corespunzătoare debitului uzinat. Puterea disponibilă maximă Pd,max este puterea maximă produsă de centrală cu toate grupurile în funcţiune când apa din lac este la NNR. Dat fiind faptul că pierderea de sarcină la trecerea debitului corespunzător alimentării tuturor turbinelor pe circuitul hidraulic al UHE este mai mare decât pierderea de sarcină la trecerea debitului nominal (al unui

Page 74: Amenajari hidroenergetice

74

singur grup) puterea disponibilă este întodeauna mai mică decât puterea instalată (Pd < Pi). Putere disponibilă depinde de căderea disponibilă. Aparent, dacă se priveşte superficial relaţia de calcul a puterii (P = 9,81 η Q H ) aceasta depinde liniar de cădere. În realitate, debitul „ înghiţit” de turbină depinde la rândul lui de cădere. Dacă se face referire la relaţia (2.19) pentru calculul puterii nominale, relaţia care leagă debitul turbinei de cădere este:

.deschiscompletdirectoraparatulcuturbinalaapeiaintraredesuprafata;nominala caderealaturbinainintraredeviteza2

;turbinadetipuldedepindecaredebit,decoeficient:

)20.2(2

=

SHg

undeHgSQ

N

NN

ϕ

ϕ

ϕ

:fivadebitulcadere o La NH H <

)21.2(,2 HgSQ ϕ= sau:

,HkQ q=

unde turbineia înghitiredeacapacitateesteqk . Puterea disponibilă la căderea H este deci:

23

819819 Hqkη(H),HqkHη(H),P == (2.22)

prin care se evidenţiază şi dependenţa randamentului de cădere η(H), randament care scade la căderi diferite faţă de căderea nominală. Rezultă deci că uzinarea la căderi mici afectează exponenţial puterea disponibilă, iar faptul că η(H) < ηmax reduce şi mai mult cantitatea de energie electrică produsă la acelaşi debit uzinat dacă nivelele în lac sunt reduse. Puterea asigurată Pa este puterea cu care UHE poate contribui la preluarea sarcinii maxime din sistemul energetic în condiţiile cele mai dificile de exploatare pentru centrală şi anume în perioada (luna) în care:

- la UHE pe firul apei debitele afluente sunt minime (luna în care Qafluent are asigurarea de 75 ... 80%);

- la UHE cu lacuri mari, cu regularizare anuală sau multianuală, în faza de golire a lacului.

Relaţia generală a puterii asigurate este: (2.23) a

lacafluenta T

EEP

∆+=

Page 75: Amenajari hidroenergetice

75

unde: Eafluent este energia pe care o poate da cursul de apă în regim nebarat, cu Qafluent în perioada dificilă; ∆Elac - energia pe care o poate da debitul de golire prin turbine a lacului în perioada critică; Ta - durata (în ore) în care se utilizează UHE pentru acoperirea necesarului de energie din sistem în perioada critică. Acestă durată depinde de modul de încadrare a UHE în curba de sarcină (vîrf, semivîrf, bază). Din relaţia (2.23) rezultă că la UHE pe firul apei, la care nu există contribuţia lacului, Pa<< Pi, în timp ce la UHE cu lacuri mari Pa= Pi prin aportul lacului (∆Elac >> Eafluent). La amenajările hidroenergetice cu UHE în cascadă Eafluent este dat de diferenţa de bazin, iar ∆Elac este dat de debitul evacuat în aval în faza de golire a lacului amonte, cap de cascadă. Trebuie subliniat faptul că, pentru sistemul energetic, puterea asigurată este primordială atunci când se definesc planurile de exploatare, în timp ce puterea instalată este numai o „etichetă” a UHE, uneori fără utilitate directă în acoperirea consumului. Din acest motiv schemele de amenajare pe firul apei, fără acumulări de regularizare cel puţin sezonieră a debitelor, nu sunt recomandabile. La fel ca şi microhidrocentralele, acestea prezintă interes numai prin energia pe care o produc atunci când condiţiile hidrologice sunt favorabile, dar nu îndeplinesc rolul de bază al energiei hidro – acoperirea vârfurilor de sarcină şi servicii de sistem. 2.7.5. Energia livrată de UHE Productibilitatea unei UHE într-un interval de timp dat este valoarea maximă a producţiei de energie electrică care se poate realiza în condiţiile de exploatare optimă a centralei, prin folosirea integrală a debitelor afluente, cu funcţionarea grupurilor în zona de randament maxim şi cu respectarea planurilor de exploatare. Prezintă interes evaluarea energiei produse pe durata unui semiciclu de umplere sau de golire a lacului de acumulare. Nivelurile în lac (măsurate între cota prizei energetice şi cota apei din lac) la începutul şi la sfârşitul semiciclului sunt h1 şi h2, iar semiciclul (golirea sau umplerea, după caz) se petrece între timpii T1 şi T2. Energia se calculează prin integrarea puterii livrate în intervalul de timp respectiv:

dTHQdTPE nT

Ttt

h

h ∫∫ ==2

1

2

1

81,9 η (2.24)

unde Qt este debitul turbinat, a cărui valoare este:

dtdhhSQQ afluentt )(±= (2.25)

Page 76: Amenajari hidroenergetice

76

relaţie în care semnul (+) semnifică golire de lac, când golirea se face prin turbinare, iar semnul (-) semnifică umplere de lac. În relaţia (2.25) notaţiile sunt: S(h) suprafaţa lacului la cota h, determinată din curba suprafeţelor lacului;

dtdh

viteza de coborâre sau de urcare a nivelului apei din lac.

În expresia căderii nete )()( 00 rdn hhhhH ∆−+∆−= - vezi relaţia (2.15) - primul termen )( 00 hh ∆− se poate înlocui cu căderea medie pe intervalul de cote h1 şi h2:

nn

nn

mhhhh

nnh

12

11

12

,0 1 −

−+

=++

(2.17’)

iar cel de al doilea '

drd hhh ≅∆− se poate admite cvasiconstant, dacă se ţine seama de faptul că pe medie debitele turbinate diferă puţin. În aceste condiţii energia livrată pe semiciclu se poate rescrie sub forma:

{ }∫∫

∫±+

=+

±=

dhhSdtQhh

dThhdtdhhSQE

afluentdmt

dmT

Tafluentt

)()(3600

81,9

)()(81,9

',0

',0

2

1

η

η

(2.26)

Pentru a exprima energia în kWh, pentru T se utilizează ca unitate de măsură ora, în timp ce pentru timpul t unitatea de măsură este secunda. De aici intervine termenul de corecţie 3600, atunci când se înlocueşte variabila de integrare T cu t. Dacă se ţine seama de semnificaţia integralelor din relaţia (2.26):

- Volumul afluent în lac pe intervalul considerat;

- Variaţia volumului în lac în intervalul de timp T1 ... T2, atunci expresia simplificată a energiei produse pe durata unui semiciclu este:

[ ])()(3600

81,912

',0 VVWhhE admt −±+= η (2.27)

Energia produsă de o UHE într-un an calendaristic se caracterizează de obicei prin doi indici şi anume durata de utilizare (în ore) a puterii instalate, reprezentând raportul dintre energia produsă în anul respectiv şi puterea instalată a centralei T = E / Pi şi coeficientul de hidraulicitate al anului respectiv, reprezentând raportul dintre energia produsă şi energia pe care uzina o poate produce în anul hidrologic mediu, energie care a stat la baza definirii parametrilor caracteristici şi a economicităţii amenajării.

12)( VVdhhS

WdtQ aafluent

−=

=

∫∫

Page 77: Amenajari hidroenergetice

77

BIBLIOGRAFIE Breabăn, V. (1997). Amenajări hidroenergetice. Universitatea Ovidius Constanţa. Brown J.,G. (1970). Centrale hidroelectrice de putere mare. Editura Tehnică, Bucureşti. CBDB (2006). Highlights of Brazilian Dam Engineering. CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering .New Delhi. Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. Editura Tehnică, Bucureşti. Cogălniceanu, A. (1986). Bazele tehnice şi economice ale hidroenergeticii. Editura Tehnică, Bucureşti. Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate. Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill. Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power, Microsoft® http://uk.encarta.msn.com © 1997-2007 Microsoft Corporation. Jiazhu, W. (2000). Progress at Three Gorges: the World largest water resources project. Hydropower and Dams, Vol.7, Issue 4. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE, Delft. Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim. Kolgaard, E.,B., Chadwick, W.,L. editors, (1988). Development of Dam Engineering in the United States. Pergamon Press. Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of Colorado Boulder. Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest. Pavel, D. (1933). Plan general d’amenagement des forces hydrauliques en Roumanie. IRE, Bucharest. Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti. Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja, V. (1970). Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, Bucureşti.

Page 78: Amenajari hidroenergetice

78

UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.2. Generalităţi asupra schemelor hidroenergetice. UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.3. Lacul de acumulare UPB. (2006). Hidroenergetica. http://www.hydrop.pub.ro/vn_cap12.pdf. USBR. Power Resources Office (2005). Hydroelectic Power. US Department of the Interior publications, Denver. Wikipedia. (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

Page 79: Amenajari hidroenergetice

79

3

STABILIREA PARAMETRILOR ENERGETICI ŞI DIMENSIONAREA UHE

Dimensionarea unei amenajări hidroenergetice implică alegerea variantei de schemă de amenajare, stabilrea parametrilor energetici ai uzinei (înălţimea barajului şi volumul util al lacului de acumulare, debitul instalat, puterea instalată şi numărul şi tipul grupurilor), precum şi dimensionarea circuitului hidraulic (arii de scurgere pentru aducţiuni şi derivaţii forţate, panta şi secţiunea galeriei sau a canalului de fugă). Scopul amenajării este fructificarea maximă, în condiţii rentabile economic, a potenţialului energetic al sectorului amenajat prin producere de energie hidroelectrică. Parametrii energetici şi dimensiunile circuitului hidraulic afectează direct energia hidroelectrică produsă, dar şi costurile de realizare a lucrării. Valorile mai mici ale parametrilor energetici şi dimensiunile mai mici reduc costul investiţiei dar şi încasările din energia produsă. Pe de altă parte mărirea parametrilor energetici şi a dimensiunilor circuitului hidraulic conduce la costuri de investiţie mai mari dar şi la încasări mai mari din energia produsă, care pot compensa surplusul de cost. Stabilirea unui echilibru raţional, economic avantajos, între aceste două tendinţe se face prin calcule energo-economice. 3.1. INDICATORII TEHNICO – ECONOMICI AI UHE Centrala hidroelectrică sau, mai general, uzina hidroelectrică este caracterizată de puterea instalată Pi şi de energia produsă în anul hidrologic mediu E. Indicatorii economici principali sunt investiţia şi cheltuielile anuale. Investiţia (Inv) reprezintă totalitatea cheltuielilor efectuate pentru realizarea uzinei hidroelectrice. Cheltuiala anuală de exploatare (Cae) reprezintă costurile de operare (inclusiv salarii), de întreţinere curentă a uvrajelor, reparaţii curente şi capitale ale echipamentelor, etc. În cazul general al unei centrale electrice care consumă combustibil pentru producerea energiei electrice, cheltuielile anuale de exploatare se exprimă sub forma: Cae = cp Pi + cc pc E (3.1) Puterea instalată Energia produsă într-un an

Page 80: Amenajari hidroenergetice

80

unde: cp sunt cheltuieli anuale specifice, considerate direct proporţionale cu puterea instalată (lei/kW); cc este consumul specific de combustibil convenţional (tonă / kWh); pc preţul de cost al combustibilului convenţional (lei / tonă); Primul termen al relaţiei reprezintă cheltuieli fixe, proporţionale cu puterea instalată, iar cel de al diolea termen reprezintă cheltuieli variabile, propoprţionale cu energia produsă. În cazul uzinelor hidroelectrice, cel de al doilea termen este foarte mic (consumul propriu al centralei pentru instalaţiile de răcire, climatizare, iluminat, operare etc.) şi poate fi neglijat în comparaţie cu celelalte cheltuieli. Cheltuielile anuale totale (Cat) includ, pe lângă cheltuielile de exploatare şi prelevătrile de amortizare a investiţiei: Cat = A * Inv + Cae (3.2) unde apare A cota de amortisment. Indicatorii tehnico-economici specifici se obţin din indicatorii de bază: iP = Inv /P (lei /kW) reprezintă investiţia specifică; pc = Cat / E (lei/kWh) reprezintă preţul de cost mediu al energiei produse. Comparativ cu celelalte tipuri de centrale electrice, centralele hidroelectrice au investiţia specifică mare, datorită volumului mare de construcţii implicate în realizarea lor, dar preţul de cost al energiei este mic, datorită faptului că nu este afectat de costul pentru combustibil iar amortismentul este mai mic datorită duratei mari de viaţă a uzinei hidroelectrice. 3.2. CONDIŢII PENTRU COMPARAREA VARIANTELOR Relaţiile dintre parametri şi dimensiunile diferitelor elemente ale unei amenajări hidroenergetice, efectul lor energetic, costul investiţiilor şi cheltuielile anuale pentru exploatere nu se pot exprima în formulări matematice exacte. Din această cauză, la selecţia parametrilor energetici sau a dimensiunilor obiectelor amenajării este necesar să se examineze, pentru fiecare parametru sau dimensiune, mai multe variante, determinându-se pentru fiecare variantă puterea instalată sau asigurată, cantitatea de energie produsă într-un an, calitatea energiei (de vârf, de semivârf sau de bază), precum şi costul investiţiei şi a cheltuielilor anuale de exploatare. Selecţia se face prin comparare de variante, dar pentru comparare variantele trebuie să fie comparabile. Analiza comparativă a eficienţei variantelor de realizare a unui proiect de investiţii în energie comportă mai multe etape: - analiza comparabilităţii variantelor din punctul de vedere al puterii instalate şi a cantităţii şi calităţii energiei produse; în cazul în care variantele nu sunt comparabile, ele sunt aduse la comparabilitate prin echivalare; - calculul valorii indicatorilor tehnico-economici pentru fiecare variantă studiată;

Page 81: Amenajari hidroenergetice

81

- compararea variantelor luate în considerare şi alegerea celei mai bune variante, pe baza unui criteriu de selecţie, cum ar fi timpul minim de recuperare a investiţiei, cheltuelile anuale totale minime, beneficiul maxim, cheltuelile actualizate totale minime. 3.2.1. Aducerea la echivalenţă a variantelor Echivalarea calităţii energiilor produse În funcţie de încadrarea în curba de sarcină centrala hidroelectrică poate produce energie de vârf (Ev), energie de semivârf (Esv) sau energie de bază (Eb). De cele mai multe ori în cursul unui an o UHE produce mai multe feluri de energie în funcţie de sezon, de volumul de regularizare al lacului şi de debitul afluent. Într-un sistem de reglementări raţional stabilit de autoritatea energetică (sau într-o piaţă energetică liberă) preţurile celor trei tipuri de energie diferă. Preţul de achiziţie al energiei de vârf (pv) este mai mare decât preţul de achiziţie al energiei de semivârf (psv) şi semnificativ mai mare decât preţul de achiziţie al energiei de bază (pb). Pentru a se ţine seama de contribuţiile diferite în sistemul energetic ale variantelor de UHE studiate se introduce echivalentul în bază al energiei produse, care se calculează cu relaţia:

vpp

svpp

bbe EEEEb

v

b

sv ++=, (3.3)

În comparaţiile implicate în procesul de selecţie / dimensionare energia atribuită unei variante este energia echivalentă în bază. Echivalarea variantelor din punct de vedere al cantităţii de energie produsă Pentru analiza comparativă se aleg n variante de amenajare (j= 1, n), fiecare având o producţie anuală de energie echivalentă în bază (Ee,b)j şi un consum propriu tehnologic (Et)j. Consumul tehnologic corespunde energiei consumate pentru operarea uzinei (răcire, climatizare, iluminat etc). Pe baza şirurilor de valori Ee,b şi Et se aleg variantele cu (Ee,b)max şi (Et)min. Pentru ca celelalte variante să devină echivalente cu varianta ideală, cu producţie maximă şi cu consum propriu minim, fiecărei variante j treebuie să i se ataşeze câte o centrală de echivalare capabilă să producă anual:

])()[(])()[()( min,max,,, tjtjbebeEchjbe EEEEE −+−=∆ (3.4)

Centrala de echivalare se consideră a fi o termocentrală cu combustibili fosili, care lucrează în tandem cu centrala hidro j. Echivalarea variantelor din punct de vedere al puterii Pentru centralele pe firul apei echivalarea se face pentru puterile asigurate, în timp ce pentru uzinele hidroelectrice cu lacuri de acumulare mari, la care puterea asigurată este practic egală cu puterea instalată, echivalarea se face pentru puterea instalată. Notaţia P semnifică în continuare, după caz, Pa sau Pi . Se admite că puterea necesară

Page 82: Amenajari hidroenergetice

82

acoperirii consumului tehnologic este cu mult mai mică decât puterea centralei şi deci că nu este necesară o echivalare şi după acest parametru secundar. În aceste condiţii, cele n variante (j= 1, n), incluse în analiză sunt caracterizate de puterile (P)j . Se alege dintre acestea varianta cu (P)max. Pentru ca celelalte variante să devină echivalente cu varianta maximală trebuie să li se asocieze câte o centrală de echivalare cu puterea: jEchj PPP )()()( max, −=∆ (3.5)

Şi de această dată centrala de echivalare, care compensează deficitul de putere al variantei j, se alaege a fi o termocentrală fictivă cu puterea EchjP ,)(∆ . În anumite situaţii se impun şi alte echivalări, legate de fiabilitatea variantelor, care are implicaţii în puterea de rezervă pentru reparaţii, sau legate de pierderea de energie pe liniile de transport, atunci când amplasamentele variantelor comparate sunt mult diferite ca poziţie în teritoriu. Detalii privind aceste echivalări sunt în referinţa Cogălniceanu (1986) din lista bibliografică a capitolului. În figura 3.1 se prezintă sugestiv conceptul de echivalare. Variantele de UHE care intră în comparaţie au cuplate centrale de echivalare.

Figura 3.1. Ilustrarea grafică a conceptului de aducere la echivalenţă

3.2.2. Indicatori de comparaţie Indicatorii de comparaţie sunt cheltuielile de investiţie şi cele care decurg din recuperarea investiţiei şi cheltuielile anuale de exploatare. Datorită faptului că pentru comparaţie variantele de UHE analizate devin echivalente numai prin ataşarea unei centrale de echivalare, indicatorii devin: Investiţia: Inv = (Inv)j + (Inv)j,Ech (3.6)

unde: (Inv)j,Ech = ip,Ech (∆P)j,Ech (3.7)

UHEj

(P)j , (Ee,b)j

CTEj,Ech

EchjP ,)(∆

EchjbeE ,, )(∆

Page 83: Amenajari hidroenergetice

83

în care ip,Ech este investiţia specifică (lei/kW) pentru realizarea unei centrale de echivalare. Cheltuielile anuale de exploatare: Cae = (Cae)j + (Cae)j,Ech (3.8) unde cheltuielile anuale de exploatare pentru centrala de echivalare sunt: (Cae)j,Ech = cp (∆P)j,Ech + cc pc (∆Ee,b)j,Ech (3.9)

În relaţia (3.9) au intervenit notaţiile cp care reprezintă cheltuielile anuale specifice pentru centrala de echivalare, considerate direct proporţionale cu puterea instalată (lei/kw) şi cc şi pc care reprezintă consumul de combustibil convenţional şi respectiv preţul combustibilului convenţional. 3.3. CRITERII DE SELECŢIE ŞI DE DIMENSIONARE 3.3.1. Criterii bazate pe durata de recuperare a investiţiei Un prim set de criterii acceptă un termen normat de recuperare a investiţiei Tr,n

, care variază în funcţie de etapă şi de conjuctura economică. În etapa actuală (anii 2005 ... 2008) termenul de recuperare normat pentru amenajările din România poate fi stabilit între 15 şi 25 de ani. Selecţia variantei de schemă de amenajare Atunci când pentru alegerea schemei de amenajare şi a parametrilor nominali aferenţi se acceptă criteriul termenului de recuperare normat, selecţia se face prin comparare de perechi de variante. Dacă pentru amenajarea sectorului de râu se propun schemele de amenajare (1) şi (2), caracterizate prin: Schema 1 InvS1 = (Inv)1+ (Inv)1,Ech

CaeS1 = (Cae)1 + (Cae)1,Ech şi Schema 2 InvS2 = (Inv)2+ (Inv)2,Ech

CaeS2 = (Cae)2 + (Cae)2,Ech atunci schema cu investiţia proprie mai mare conduce în mod normal la o reducere a cheltuielilor anuale de exploatare (prin reducerea investiţiei în centrala de echivalare şi a cheltuielilor anuale pentru producerea energiei în centrala de echivalare ca urmare a reduceri pierderilor de putere şi de energie în varianta mai scumpă): Dacă pentru InvS2 > InvS1 se obţine CaeS2 < CaeS1 , atunci varianta de schemă 2 este preferată faţă de schema 1 dacă recuprarea diferenţei de cost al investiţiei prin reducerea cheltuielilor de exploatare se face într-un timp Tr: InvS2 - InvS1

Tr = (3.10) (Cae)1 - (Cae)2 mai mic decât timpul de recuperare normat Tr < Tr,n.

Page 84: Amenajari hidroenergetice

84

Dimensionarea elementelor din schema de amenajare Ariile de curgere, pantele hidraulice şi alte dimensiuni ale obiectelor din schema de amenajare, care au efecte asupra energiei produse, se determină folosind unul dintre criteriile: - cheltuieli anuale totale minime Cat = min - beneficiu maxim Benefciu = pl E – Cat = max unde pl este preţul de livrare al energiei produse. Pentru o variantă j cheltuielile anuale totale se exprimă sub forma: (3.11)

Raportul dintre investiţia totală şi timpul de recuperare normat este echivalentul cotei anuale de amortisment. Expresia (3.11), a cheltuielii anuale totale, se substitue, după caz, fie în criteriul Cat = min, fie în criteriul Benefciu = max. Sub această formă oricare dintre cele două criterii nu ţin însă seama de eşalonarea investiţiilor, de durata diferită de viaţă a variantelor şi de rata de amortizare diferită. Neglijarea acestor aspecte nu este deranjantă în cazul dimensionării elementelor circuitului hidraulic, a căror variante nu au durate diferite de viaţă şi la care o modificare de diametru sau de pantă nu are consecinţe majore asupra tehnologiei sau a duratei de execuţie. 3.3.2. Criteriul cheltuielilor toatale actualizate minime Indicatorii de comparare a variantelor de amenajare - costul investiţiei, rata de amortisment, cheltuielile anuale de exploatare – depind de timpul de realizare a investiţiei, de durata de viaţă a componentelor (echipamente şi construcţii) şi de evoluţia preţurilor în energetică şi nu numai. Pentru a se putea compara valori băneşti cheltuite sau încasate la momente de timp diferite este necesară actualizarea acestora. Noţiunea de actualizare Deţinătorul unei sume de bani (în cazul dat grupul financiar interesat de o investiţie în energetică) are două alternative: ori îi depune la bancă ori îi investeşte. Pentru a se justifica actul investiţional, câştigul obţinut în urma investiţiei trebuie să fie cel puţin egal cu dobânda oferită de bancă. Înainte de compararea unor sume băneşti încasate sau cheltuite la momente diferite de timp, acestea trebuie aduse la comparabilitate prin actualizarea lor faţă de un moment de referinţă unic. La analiza eficienţei unui proiect de investiţii energetic se ia ca moment de referinţă începutul livrării de energie în sistem . Orice cheltuială se face cu o rată de eficienţă r de pe piaţă, care se compară cu rata medie a dobânzii d. Depunerea unei sume de bani la bancă asigură un cîştig prin dobînda d , deci orice altă acţiune ar trebui să aibă o rată de eficienţă cel puţin egală cu d. Dacă operaţiunea durează mai puţin de un an, câştigul se determină prin dobânda simplă. Dacă operaţiunea durează mai mult de un an, pentru determinarea câştigului se utilizează dobânda compusă. Aceasta se calculează ca fiind dobânda la dobânda capitalizată succesiv, pe întreg intervalul de operare, la care se adună dobânda la capitalul iniţial (V). Acest mod de calcul conduce la expresia:

Catj = [ (Inv)j + (Inv)j,Ech ] + (Cae)j + (Cae)j,Ech 1

Tr,n

Page 85: Amenajari hidroenergetice

85

V’ = V (1+d)n sau V’ = V (1+r)n (3.12) unde:

V’reprezintă valoarea de primit la sfârşitul perioadei de depunere; V – valoarea depusă iniţial, d sau după caz r – rata dobânzii sau rata anuală de actualizare; n – numărul de ani de depunere.

Parametrul economic care reflectă creşterea valorii în timp a banilor prin capitalizare se numeşte rată de actualizare. Aceasta poate fi rată aparentă de actualizare, care include şi rata inflaţiei f şi se utilizează în analizele efectuate în moneda curentă, sau rata reală de actualizare, care nu ţine seama de devalorizarea în timp a monedei, pentru că se raportează la o monedă „forte”. Relaţia între ratele reală şi aparentă de actualizare este:

r = (1+r’) (1+f) - 1

unde s-au utilizat notaţiile: r – rata aparentă de actualizare, r’– rata reală de actualizare, f –rata inflaţiei. Pentru România,în această etapă, rata reală de actualizare variază în gama 8-12%. În esenţă, pentru investiţii, actualizarea înseamnă penalizarea cheltuielilor făcute în avans faţă de momentul de referinţă (începerea livrării de energie) şi bonificarea cheluielilor făcute ulterior momentului de referinţă. Suma cheltuită cu t ani în avans este blocată faţă de piaţa de capital. Dacă ar fi fost depozitată în bancă, cu rata dobânzii d, aceasta ar fi avut la momentul de referinţă valoarea:

V-t = V (1+ d ) t (3.13) Invers, suma celtuită cu t ani mai târziu a putut fi depozitată în bancă în toţi aceşti ani şi a produs dobîndă, asfel că pentru a avea la momentul investirii suma V este suficient să fi avut la momentul de referinţă suma:

Vt = V (1+d ) –t (3.14)

Pentru a se realiza importanţa actualizării, se consideră două exemple simple. În primul caz, pentru realizarea proiectului unei amenajări hidro studiile de teren s-au realizat conform programului, dar proiectul a devenit sursă de hidroenergie cu 5 ani mai tîrziu. Dacă se admite o dobândă de 10% pe an, atunci costul studiilor CS raportat la momentul de referinţă este CS-5 = (1+0,1)5= 1,61 CS. La o amânare a realizării proiectului din motive legate de autorizare, devansul studiilor faţă de momentul începerii livrării de energie devine 10 ani. Pentru aceleaşi condiţii ale pieţei de capital costul studiilor CS raportat la momentul de referinţă este CS-10 = (1+0,1)10 = 2,59 CS . Proiectul poate deveni chiar nerentabil dacă sumele CS sunt mari. În cel de al doilea exemplu, printr-o planificare atentă, anumite cheltuieli de investiţii aferente UHE, cum ar fi modernizarea drumurilor de acces ID se pot face ulterior momentului de referinţă (începerea livrării de energie). Dacă suma ID se va investi cu 5 ani mai târziu, atunci valoarea actualizată devine ID5 = ID (1+0,1)-5 = 0,62 ID. Dacă se amână momentul investirii cu 10 ani, atunci ID10 = ID (1+0,1)-10 = 0,39 ID. Asfel

Page 86: Amenajari hidroenergetice

86

de reduceri ale capitalului investit prin eşalonare pot fi element determinant în promovarea unui proiect. Actualizarea investiţiei Pntru început se stabilesc perioadele careacteristice în derularea unui proiect şi categoriile de cheltuieli de investiţie care intră în procesul de actualizare. Cu referire la figura 3.2, perioadele caracteristice sunt:

Figura 3.2. Perioade caracteristice în construcţia şi exploatarea unei UHE

Momentul de referinţă este PIF, care semnifică punerea în funcţiune a UHE, adică începerea livrării de energie în sistem. Perioada de realizare a UHE este tc + tg construcţia începând cu tc ani înainte de PIF şi fiind finalizată (gata) cu tg ani după PIF. Aşa cum s-a amintit, o serie de lucrări pot fi realizate sau terminate după începerea livrării de energie: amenajări la coronamentul barajului, injectarea câmpurilor superiore la barajele arcuite, terminarea regularizării albiei din aval, expropieri şi defrişări în zona dintre NNR şi nivelul maxim al lacului etc. După începerea exploatării, o serie de echipamente îşi termină durata de viaţă tv înainte de durata de funcţionare proiectată pentru amenajare tf. În această categorie intră generatoarele, apoi turbinele, unele instalaţii auxiliare etc. Dacă pentru un echipament, obiect de construcţie sau instalaţie tv < tf , atunci pe parcursul exploatării este necesară înlocuirea sau cel puţin reabilitarea acestuia. Costul implicat este denumit investiţie de înlocuire (Iînl). Pe de altă parte, sunt obiecte ale amenajării care au durata de viaţă semnificativ mai mare decât durata de funcţionare proiectată pentru amenajare, care este o durată convenţională în care se admite că se amortizează investiţia iniţială. Atunci când tv > tf , pentru obiectul respectiv se regăseşte o investiţie remanentă (Irem) care se va putea recupera prin postutilizare (utilizarea după durata de viaţă convenţională a UHE). Fiecare dintre cele trei feluri de investiţii trebuie actualizată. Pentru investiţia propriu-zisă se pleacă de la eşalonarea acesteia pe perioada de construcţie: Inv = I1 + I2 + I3 + ..........+ Itc + Itc+1 + Itc +2 ....+ Itc +tg (3.15)

tc tg

tv,1

tv,2

tf Durata de funcţionare

PIF – Începerea livrării de energie în sistemFinalul exploatării

Începerea execuţiei

Page 87: Amenajari hidroenergetice

87

Din relaţiile (3.13) şi (3.14), folosind în loc de dobândă bancară d rata de actualizare r, rezultă investiţia actualizată: (3.16) Sintetic relaţia (3.16) se scrie mai departe: Inv’ = k Inv, (3.17) unde k este denumit factor de actualizare. Investiţia de înlocuire a unui obiect sau echipament j cu durata de viaţă tv,j < tf actualizată la momentul PIF are expresia: Iînl’j = (1+r)- tv,,j Iînlj (3.18)

Pentru toate obiectele şi echipamentele din această catgorie investiţia de înlocuire actualizată este: Iînl’ = ∑j (1+r)- tv,,j Iînlj (3.19)

Investiţia remanentă a obiectelor j, cu tv,j > tf , este dată de suma ratelor de amortisment rămase de achitat după expirarea duratei de funcţionare proiectată pentru amenajare. Este necesar de a se stabili cota de amortizare ţinând şi de această dată seama de actualizare. Pentru o investiţie oarecare INV cu durata de viaţă tv recuperarea capitalului investit se poate face printr-o cotă anuală de amortizare ∆I astfel încât INV = ∑1

tv ∆I. Dacă se admit cote egale ∆I nu se ţine însă seama de faptul că o sumă ∆I, recuperată după n ani, are o valoare mult mai mică când se face evaluarea economică la momentul punerii în funcţiune. Dacă suma ∆I prelevată atunci ar fi fost investită în piaţa de capital, sau s-ar fi constituit un depozit bancar, atunci valoarea peste n ani ar fi fost: ∆I = (1+r) n ∆Ianul n (3.20)

Dacă se face actualizarea la momentul PIF a ratelor anuale de amortisment, atunci recuperarea investiţiei trebuie să se obţină din valorile actualizate anuale: INV = ∆I (1+r)-1 + ∆I (1+r)- 2 + ∆I (1+r)- 3 +..............+ ∆I (1+r)-tv = ∆I [progresie geometrică cu raţia (1+r)-1]= ∆I (3.21)

Inv’ = (1+r)tc -1 I1 + (1+r)tc -2 I2 + (1+r)tc -3 I3 + ....... +

Înainte de PIF

+ (1+ r) -1 I tc+1

+ (1+ r) -2 I tc+2 + (1+ r) -3 I

tc+3....... + (1+ r) –tg I tc+tg

După PIF

1 – (1+r)-tv

r

Page 88: Amenajari hidroenergetice

88

Rezultă deci că valoarea corectă a ratei de amortizare este: ∆I = INV= A* INV (3.22) unde factorul A depinde de durata de viaţă a obiectului sau a echipamentului ce se amortizează, dar şi de rata aparentă de actualizare. Importanţa actualizării cotelor de amortisment este cu atât mai mare cu cât durata de viaţă a obiectului este mai mare. Astfel, pentru tv = 10 ani, prelevarea de cote egale ar conduce la ∆I = INV / 10 = 0,1 INV, adică la A = 0,1, în timp ce cota actualizată după relaţia (3.22) este A= 0,162. Pentru tv = 50 ani, prelevarea de cote egale ar conduce la ∆I = INV / 50 = 0,02 INV, adică la A = 0,02, în timp ce cota actualizată după relaţia (3.22) este A= 0,108, adică de peste 5 ori mai mare. Ţinând seama de actualizarea cotelor de amortisment şi de faptul că investiţia remanentă a obiectelor j cu tv,j > tf este dată de suma ratelor de amortisment rămase de achitat după expirarea duratei de funcţionare proiectată pentru amenajare, valoarea actualizată a investiţiei remanente este pentru un obiect j:

Irem’j = ∆I [ (1+r)- (tf +1) + (1+r)- (tf +1) + ............. (1+r)- tv, j ]=

Inv,j [progresie geometrica cu ratia (1+r)-1] =

Inv,j (3.23) Investiţia remanentă totală este suma investiţiilor remanente ale obiectelor cu tv,j > tf Irem’ = ∑ j Irem’j (3.24)

Actualizarea cheltuielilor anuale de exploatare Cheltuielile anuale de exploatare pot avea şi ele variaţii importante într-o perioadă aşa de lungă de timp cum este durata de funcţionare proiectată pentru amenajare tf. Pe lângă inflaţie mai apar schimbarea preţului combustibilului, modificări salariale etc. Dacă s-ar putea face o predicţie asupra acestor cheltuieli, ştiind pentru anul i valoarea cheltuielii anuale de exploatare Caei , atunci actualizarea ar urma calea firească: Cae’ = (1+r) -1 Cae ,1 + (1+r) -2 Cae ,2 + ……(1+r) - tf Cae , tf (3.25) Pentru a depăşi însă acest inconvenient, se introduce noţiunea de cheltuială anuală de exploatare convenţională Cae,c . Teoretic valoarea acesteia se determină din egalarea sumelor (3.25) cu Cae’ = Cae,c [ (1+r) -1 + (1+r) -2 + ........+ (1+r) - tf ] (3.26)

1 – (1+r)-tv r

(1+r)-tf - (1+r)- tv, j

1- (1+r)- tv, j

∑ 1

tf

∑ 1

tf

1 – (1+r)-tv,,j r

Page 89: Amenajari hidroenergetice

89

iar în calculele energo-economice se ia valoarea: = Cae,c (3.27) Evaluarea cheltuielilor actualizate totale Pentru o variantă j cheltuielile actualizate totale în UHE, fără a include deocamdată cheltuielile aferente centralei de echivalare, sunt: CTAUHE = Inv’ + Iînl’ – Irem’ + (3.28) Investiţia totală actualizată este Inv’,T = Inv’ + Iînl’, iar investiţia remanentă se poate exprima în funcţie de investiţia totală actualizată, dacă se admite că prin investiţiile de înlocuire întreaga UHE va deţine o durată de viaţă tv > tf , aceaşi pentru toate obiectele. În aceste condiţii relaţia (3.28) se poate scrie sub forma ( a se vedea relaţiile (3.23) şi (3.27)): CTAUHE = Inv’,T [ 1 - ] + Cae,c = = Inv’,T + Cae,c = = [ Inv’,T + Cae,c ] (3.29) Din expresia (3.29) se remarcă faptul că pentru orice variantă de UHE, indiferent de indicatorii de comparaţie Inv şi Cae, factorul [ 1 - (1+r)-tf ] / r nu se modifică. Rezultă deci că alegerea duratei de funcţionare proiectate pentru amenajare tf nu este de natură să afecteze comparaţia dintre variante. Totuşi, este important să se aleagă această durată suficient de mare (peste 40 ... 50 de ani) pentru a se putea pune în evidenţă investiţiile de înlocuire. Formularea criteriulu CTA = min Aşa cum s-a arătat în paragraful 3.2, variantele de UHE analizate devin echivalente pentru comparaţie numai prin ataşarea unei centrale de echivalare. Chiar dacă centrala de echivalare este o entitate fără realizare fizică efectivă, din punct de vedere economic aceasta este tot o investiţie, iar operarea ei implică de asemenea cheltuieli de exploatare. Actualizarea cheltuielilor totale aferente centralei de echivalare urmează acelşi proces cu cel descris pentru UHE. Ca urmare, expresia cheltuielilor totale actualizate pentru centrala de echivalare CTAEch va fi identică cu relaţia (3.29), intervenind de această dată Inv’,Ech şi Cae,Ech.. Dat fiind faptul că facorul [ 1 - (1+r)-tf ] / r din expresiile de tip (3.29) este invariant în procesul de selecţie şi de dimensionare, criteriul cheltuielilor toatale actualizate minime CTA = min se reduce la minimizarea expresiilor din interiorul parantezelor mari. Pe de altă parte, factorul care multiplică investiţia şi anume r / [ 1 - (1+r)-tv]

1 – (1+r)-tf

r∑ 1

tf

Cae’

∑ 1

tf

Cae’

(1+r)-tf - (1+r)- tv

1- (1+r)- tv 1 – (1+r)-tf

r

1 - (1+r)-tf

1- (1+r)- tv1 – (1+r)-tf

r

1 - (1+r)-tf

r 1 – (1+r)-tv r

Page 90: Amenajari hidroenergetice

90

este tocmai factorul de amortisment A din relaţia (3.22). Ca urmare, criteriul se scrie sub forma: CTAUHE + CTAEch = min (3.30) care are forma finală: CAT’ = A Inv’,T + Cae,c + AEch Inv’,Ech + Cae,Ech. = min (3.31)

Dacă se compară formularea (3.31) cu formularea (3.11) a criteriului cheltuielilor anuale totale minime: (3.11’) se constată că, la prima vedere, cele două criterii CTA= min şi Cat = min au structura identică. Din acest motiv criteriul CTA = min se rescrie sub forma CAT’ = min, recunoscând că expresia (3.30) este de natura unei cheltuieli anuale actualizate. Deosebirile sunt însă esenţiale. În criteriul CAT’ = min intervin durata de execuţie şi eşalonarea investiţiei, durata de viaţă a obiectului sau a UHE şi fluctuaţiile prognozate ale cheltuielilor de exploatare (pentru a depăşi incertitudinile privind aceste fluctuaţii se fac scenarii şi studii de sensibilitate). Modul de aplicare a criteriului La selecţia elementelor cu variaţie discretă, cum ar fi scheme diferite de amenajare (ca număr de captări secundare de exemplu), numărul de grupuri în centrală, etc. la care numărul de variante este limitat, pentru fiecare variantă se evaluează CAT’ cu relaţia (3.31) şi se alege varianta cu CAT’ = min. La dimensionarea elementelor cu variţie continuă, cum sunt debitul şi puterea instalată, înălţimea barajului, diametrul galeriei de aducţiune sau al conductei forţate etc, parametrul de dimensionare (Qi , Pi , Hb , Dad, Dcf ) se notează cu X. Expresia (3.31) a criteriului se rescrie sub forma: CAT’ = CAT’UHE (X) + CAT’Ech (X) = min (3.32)

unde se diferenţiază CAT’UHE (X) = A Inv’,T (X) + Cae,c (X) cheltuielile aferente UHE propriuzise, crescătoare cu X şi CAT’Ech (X) = AEch Inv’,Ech (X) + Cae,Ech (X) cheltuielile aferente centralei de echivalare, descrescătoare cu X, dat fiind faptul că prin creşterea debitului instalat, a puterii, a căderii sau a ariilor de curgere varianta UHE se aproprie de varianta maximală şi deci centrala de echivalare se reduce ca putere şi ca livrare de energie . În situaţiile în care CAT’UHE (X) şi CAT’Ech (X) au exprimări analitice, condiţia de minim (3.32) se impune prin anularea derivatei I în raport cu X:

Catj = [ (Inv)j + (Inv)j,Ech ] + (Cae)j + (Cae)j,Ech = min 1

Tr,n

Page 91: Amenajari hidroenergetice

91

XXCATXCATX EchUHE ⇒=+∂∂ 0])()([ '' (3.34)

În cele mai multe cazuri, definirea exprimărilor analitice este dificilă sau chiar imposibilă. Ca urmare, se recurge la o rezolvare grafică. Pentru 3...5 valori ale parametrului de dimensionare X se calculează numeric CAT’UHE (X) şi CAT’Ech (X). Reprezentarea lor pe acelaşi grafic (fig. 3.3) şi sumarea grafică permite trasarea curbei CAT’(X). Minimul curbei (sau zona de minim) defineşte valoarea optimă a parametrului X.

Figura 3.3. Rezolvarea grafică a minimizării cheltuielilot anuale actualizate În paragraful următor se prezintă o serie de exemple de aplicare a criteriilor de selecţie şi de dimensionare la proiectarea unei UHE. 3.4. EXEMPLE DE APLICARE A CRITERIILOR ENERGO-ECONOMICE LA DIMENSIONAREA UNEI UHE 3.4.1. Determinarea puterii instalate În paragraful 2.7.4 din capitolul 2 s-au definit puterea asigurată Pa şi puterea instalată Pi a unei UHE. Se reaminteşte faptul că puterea asigurată este puterea cu care UHE poate contribui la preluarea sarcinii maxime din sistemul energetic în condiţiile cele mai dificile de exploatare pentru centrală. Relaţia generală pentru puterea asigurată este: (3.35) unde: Eafluent este energia pe care o poate da cursul de apă în regim nebarat, la Qafluent în perioada dificilă;

X

Xmin Xopt Xmax

Cat CAT’ CAT’(X)

CAT’UHE (X) CAT’Ech (X)

a

lacafluenta T

EEP

∆+=

Page 92: Amenajari hidroenergetice

92

∆Elac - energia pe care o poate da debitul de golire prin turbine a lacului în perioada critică; Ta - durata ( în ore) în care se utilizează UHE pentru acoperirea necesarului de energie din sistem în perioada critică. Acestă durată depinde de modul de încadrare a UHE în curba de sarcină (vîrf, semivîrf, bază). În cazul UHE cu lacuri de acumulare mari, prin aportul lacului ∆Elac >> Eafluent şi ca urmare Pi = Pa . În schimb, la UHE pe firul apei, la care nu există contribuţia lacului Pa<< Pi. În cele ce urmează se prezintă modul de determinare a puterii instalate a UHE pe firul apei, sau a UHE cu lacuri mici, care realizează numai regularizări zilnice sau săptămânale. Dacă puterea instalată este mai mare decât puterea asigurată (Pi > Pa) cantitatea şi calitatea producţiei de energie livrate de UHE în sistem cresc, prin reducerea deversărilor şi prin utilizarea mai eficientă a volumului lacului de priză pentru turbinare în perioadele de vârf sau de semivârf de sarcină: ∆E = ∆Ev + ∆Esv + ∆Eb (3.36)

Pentru compararea de variante, implicată în procesul de dimensionare, se utilizează echivalentul în bază a surplusului de energie produsă (a se vedea relaţia (3.3)): ∆Eeb = ∆Eb + psv / pb ∆Esv + pv / pb ∆Ev (3.37)

în care intervin preţurile de achiziţie a energiei de vârf pv de semivârf psv şi de bază pb. În sistemul energetic se contează numai pe puterea asigurată şi, ca urmare, toate variantele cu Pi > Pa sunt egale din punct de vedere al puterii şi deci direct comparabile din acest punct de vedere. Puterea instalată minimă este chiar puterea asigurată. Dacă se alege o putere instalată mai mare decât puterea asigurată sunt necesare investiţii suplimentare, iar în exploatare sunt implicate cheltuieli de exploatare mai mari. Costurile suplimentare de investiţie provin din creşterea debitului instalat (cu efecte asupra dimensiunilor prizei, a aducţiunii şi a derivaţiei forţate) şi a echipamentelor centralei (turbine, generatori, clădirea centralei etc.). Aceste costuri suplimentare sunt justificate numai în măsura în care sunt compensate de surplusul de energie produsă. Pentru evaluarea costurilor suplimentare de investiţie, se admite că acestea sunt direct proporţionale cu creşterea puterii: ∆Inv’j = ∆iH ( Pi,j – Pa) (3.38)

unde Pi,j este puterea instalată în varianta j. Investiţia specifică ∆iH (lei/kW suplimentar instalat) se determină studiind pentru UHE două variante cu puterile instalate Pi,1 şi Pi,2 mai mari decât Pa . Pentru fiecare dintre acestea se evaluează costul de investiţie actualizat, obţinându-se Inv’1 şi Inv’2. Raportând diferenţa dintre investiţiile actualizate la variaţia puterii rezultă:

Page 93: Amenajari hidroenergetice

93

(3.39) Pentru cheltuielile anuale de exploatare se admite, ca şi până acum, proporţionalitatea cu puterea centralei. Surplusul de cheltueli anuale de exploatare specifice ca urmare a creşterii puterii instalate se determină evaluând pentru variantele 1 şi 2 de mai sus cheltuielile de exploatare Cae1(c) şi Cae2(c). (c) din paranteze semnifică cheltuieli de exploatare convenţionale. Raportând diferenţa dintre acestea la creşterea puterii rezultă ∆Cae,H , adică cheltuielile anuale specifice (lei/kw suplimentar instalat). (3.40) Utilizând indicatorii specifici, cheltuielile anuale totale actualizate pentru varinta j propriuzisă, cu puterea instalată Pi,j > Pa au expresia: CAT’ = A ∆iH ( Pi,j – Pa) + ∆Cae,H ( Pi,j – Pa) (3.41)

unde A este cota de amortisment, dată de relaţia (3.22). Având efecte energetice diferite variantele j nu sunt direct comparabile. Pentru a deveni comparabile, echivalarea variantelor j se face în raport cu varianta maximală, care are puterea instalată maximă Pi,M permisă de condiţiile din amplasament. Centrala cu puterea instalată maximă poate produce energia echivalentă în bază maximă Eeb,M şi respectiv surplusul de energie echivalentă în bază ∆Eeb,M faţă de varianta cu Pi = Pa. Pentru ca variantele j să devină comparabile, diferenţa dintre surplusul maxim de energie ∆Eeb,M , realizabil în varianta maximală, şi surplusul de energia echivalentă în bază ∆Eeb,j din varianta j, trebuie produsă de o centrală de echivalare. Centrala de echivalare este o ipotetică centrală cu combustibili fosili, care are consumul specific de combustibil convenţional cc (tonă / kWh) al cărui preţ este pc (lei / tonă). Costul anual total actualizat al unei variante j, care conţine şi costurile de echivalare are expresia: CAT’j = A ∆iH ( Pi,j – Pa) + ∆Cae,H ( Pi,j – Pa) + cc pc (∆Eeb,M - ∆Eeb,j) (3.42) Valoarea optimă a puterii instalate corespunde condiţiei CAT’j = min. Din expresia (3.42) se diferenţiază cheluielile suplimentare aferente uzinei hidroelectrice CAT’j (UHE) = A ∆iH ( Pi,j – Pa) + ∆Cae,H ( Pi,j – Pa) (3.43)

direct proporţionale cu Pi şi costurile energiei produse în centrala de echivalare CAT’j(Cech) = cc pc (∆Eeb,M - ∆Eeb,j) (3.44)

∆iH = Inv’2 - Inv’1

Pi,2 - Pi,1

∆Cae,H = Cae2(c) - Cae1(c)

Pi,2 - Pi,1

Amortisment la surplusul de investiţie

Cheltuieli de exploatare suplimentare

Costul energiei produse în centrala de echivalare

Page 94: Amenajari hidroenergetice

94

care scad odată cu creşterea lui Pi şi apropierea acesteia de varianta maximală. Rezolvarea problemei de minim se face pe cale grafică. După cum se poate urmări în figura 3.4, domeniul de variaţie pentru Pi este cuprins între Pa şi Pi,M. Analizând mai multe variante pentru Pi , minim trei, se evaluează de fiecare dată CAT’j (UHE) şi CAT’j(Cech). Prin punctele de calcul se trasează dreapta aferentă lui CAT’j (UHE) şi curba aferentă lui CAT’j(Cech). Sumarea lor grafică defineşte CAT’(Pi) din relaţia (3.42) . Minimul curbei conduce la Pi optim.

Figura 3.4. Determinarea puterii instalate optime

Zona de minim a curbei CAT’ este rlativ extinsă. În acelaşi timp puterile instalate ale UHE au valori rezultate din puterile nominale ale grupurilor, uzual rotunjite la MW. 3.4.2. Determinarea înălţimii barajului Procedeul prezentat în acest paragraf se referă la barajele care realizează acumulări cu utilizare predominant energetică. În cazul lacurilor de acumulare cu folosinţe multiple suma cerinţelor de volume de apă ale folosinţelor determină volumul acumulării iar din curba volumelor caracteristică amplasamentului rezultă înălţimea barajului. Pentru o uzină hidroelectrică, înălţimea barajului are consecinţe energetice atât prin căderea asigurată, cu efect direct asupra puterii, cât şi prin volumul util creat, cu efect direct asupra cantităţii şi calităţii energiei produse în anul hidrologic mediu. Condiţiile morfologice şi geologice ale amplasamentului limitează superior înălţimea barajului la Hb,M. Există de asemenea o înălţime minimă Hb,min, necesară captării debitului turbinat. Înălţimea optimă a barajului se caută în domeniul (Hb,min ... Hb,M ) şi se determină prin compararea cheltuielilor din investiţie pentru baraj şi din exploatarea centralei deservite de baraj cu costul investiţiei şi a producerii energiei în centrala de echivalare. Se utilizeză criteriul cheltuielilor anuale totale actualizate. Pentru o înălţime de baraj dată se determină puterea instalată Pi . În cazul lacurilor cu volume utile mici se utilizează procedeul descris în paragraful precedent. Pentru barajele care formează lacuri de acumulare mari, puterea instalată este egală cu puterea asigurată şi, după cum se vede din relaţia (3.35), depinde de volumul util al

CAT’

Pa P i, optim Pi,M Pi

CAT’(Pi)

CAT’ (Cech)

CAT’ (UHE)

Page 95: Amenajari hidroenergetice

95

lacului şi de modul de încadrare a centralei hidroelectrice în graficul de sarcină. Odată stabilită puterea instalată şi încadrarea în graficul de sarcină se determină pentru anul hidrologic mediu energia produsă şi echivalentul în bază al acesteia Eeb . Pentru barajul de înălţime mximă Hb,M, care crează varianta energetică maximală (reperul de echivalare a restului variantelor) puterea instalată este Pi,M iar cantitatea de energie echivalent bază produsă în anul hidrologic mediu este Eeb,M. Un baraj de înălţime Hb,j este caracterizat pe de o parte prin costul de investiţie actualizat Inv’j = k Invj (care ţine seama de valoare, de durata de execuţie şi de eşalonare), iar pe de altă parte de efectele energetice (puterea instalată Pi,j şi cantitatea de energie echivalent bază produsă în anul hidrologic mediu Eeb,j). Costurile anuale de exploatare a centralei sunt proporţionale cu puterea instalată. În cadrul criteriului CAT’ = min se utilizează cheltuielile anuale de exploatare convenţionale Cae’(Pi ) . Datorită faptului că puterea instalată depinde la rândul ei de înălţimea barajului, se stabileşte dependenţa cheltuielilor anuale de exploatare convenţionale de înălţimea barajului Cae’(Hb,j ). Pentru ca varianta j a UHE, cu înălţimea barajului Hb,j , să poată intra în comparaţia de selecţie a variantei optime pentru înălţimea barajului, aceasta trebuie adusă la echivalenţă cu varianta maximală. Variantei j i se ataşeată o centrală de echivalare având puterea ∆Pj, Ech = Pi,M - Pi,j şi care produce anual ∆Ej,Ech = Eeb,M - Eeb,j. Cheltuielile anuale aferente centralei de echivalare sunt:

AEch Inv,Ech + cc pc (Eeb,M - Eeb,j ) = = AEch ip,Ech (Pi,M - Pi,j) + cc pc (Eeb,M - Eeb,j ) (3.45)

unde AEch este cota de amortisment pentru centrala de echivalare; ip,Ech este investiţia specifică (lei/kW) pentru realizarea unei centrale de echivalare;

cc reprezintă consumul de combustibil convenţional; pc preţul combustibilului convenţional.

Cheltuiala anuală totală actualizată pentru varianta j, adusă la echivalenţă cu varinta maximală este (cu AUHE amortismentul pentrun UHE): CAT’j = AUHE Inv’j + Cae’(Hb,j ) + +AEch ip,Ech (Pi,M - Pi,j) + cc pc (Eeb,M - Eeb,j ) (3.46) în care se pun în evidenţă termenul A(Hb ) care provine din investiţia în baraj şi este crescător cu înălţimea barajului şi termenul B(Hb ) care provine din echivalarea variantei şi este descrescător cu înălţimea barajului.

A(Hb )

B(Hb )

Page 96: Amenajari hidroenergetice

96

Rezolvarea problemi de minim CAT’(Hb ) se face pe cale grafică. Analizând mai multe variante pentru Hb , cel puţin trei, se evaluează de fiecare dată A(Hb) şi B(Hb ). Prin punctele de calcul se trasează curbele A şi B. Sumarea lor grafică defineşte CAT’(Hb ). Minimul curbei conduce la Hb optim (fig. 3.5).

Figura 3.5. Determinarea înălţimii optime a barajului

Dacă această înălţime de retenţie se poate obţine cu baraje de tipuri constructive diferite, atunci la alegerea tipului de baraj trebuie avute în vedere pe lângă costul investiţiei şi unele aspecte energetice. Tipul de baraj are efecte directe asupra duratei de execuţie şi a eşalonării alocării fondurilor de execuţie. Ambele aspecte au consecinţe asupra valorii actualizate a investiţiei Inv’. Momentul de referinţă pentru actualizarea cheltuielilor este PIF –ul. Pentru anumite tipuri de baraje începerea turbinării se face la cote restricţionate. Este cazul barajelor de umplutură cu mască amonte, unde ridicarea nivelului în lac se face cu paliere de cotă constantă pentru a permite consumarea deformaţiilor induse de presiunea hidrostatică şi acomodarea măştii cu aceste deformaţii. În această perioadfă a primei umpleri se pierde energie, atât prin descărcarea de debite prin golirile de fund, pentru a controla nivelul în lac, cât şi prin uzinarea la cote mai joase. Aceste pierderi trebuie incluse în calculele de optimizare. După ce uzina începe livrarea de energie electrică în sistem, anumite tipuri de baraje impun restricţii asupra regimului de exploatare. Astfel, în cazul barajelor arcuite, la 2.. 3 ani de la umplerea lacului, este necesară golirea lacului şi menţinerea acestuia la cote coborâte pentru a se realiza reinjectarea rosturilor. Şi de această dată se înregistrează pierderi de energie prin descărcarea de debite în aval şi uzinarea la căderi reduse. Procedeul de stabilire a înălţimii optime a barajului, în formularea prezentată în acest paragraf, permite recunoaşterea acestor efecte energetice. Trebuie însă subliniat faptul

Page 97: Amenajari hidroenergetice

97

că primordiale în selecţia tipului de baraj sunt condiţiile geologice şi morfologice ale amplasamentului. 3.4.3. Determinarea diametrelor derivaţiei Derivaţiile UHE mixte, care fac obiectul paragrafului, sunt alcătuite din galeria de aducţiune şi apoi din conductele forţate sau din galeria forţată. Căderea brută şi debitul instalat al UHE se consideră cunoscute, aceşti parametri energetici fiind determinaţi în prealabil. Tranzitarea debitului instalat prin derivaţie conduce la pierderi de sarcină şi deci, prin reducerea căderii nete, la pierderi de putere şi de energie. Dacă se aleg diametre mici costul de investiţie al derivaţiei scade dar vitezele de curgere sunt mai mari, conduc la pierderi de sarcină mai mari şi deci la pierderi energetice mai mari. Echilibrul raţional dintre costurile anuale totale, generate de amortizarea investiţiei dar şi de costurile de exploatare, inclusiv cele aferente centralei de echivalare, conduce la soluţia optimă. Se utilizează criteriile bazate pe durata de recuperare a investiţiei şi anume criteriul cheltuielilor anuale totale minime sau criteriul beneficiului maxim (a se vedea paragraful 3.3.1). De oarece în cazul unei galerii sau a unei conducte diferenţele de diametru nu conduc la schimbarea timpului de execuţie a acestora, sau la modificarea eşalonări investiţiei, nu este necesară actualizarea investiţiei. De asemenea în acestă situaţie particulară investiţiile de înlocuire se neglijează, dat fiind faptul că echipamentele hidromecanice aferente, cu timpi de viaţă mai reduşi decât ai galeriei sau ai conductei forţate (grătare, vane de priză, vane de serviciu, instalaţii asociate etc) au un cost neglijabil în comparaţie cu costul lucrării propriu-zise. Se admite în mod curent că durata de viaţă a derivaţiei este aceaşi cu a UHE şi deci nu intervin investiţii remanente. Faţă de forma simplificată a criteriilor bazate pe durata normată de recuperare a investiţiei, de această dată se vor utiliza rate de amortizare diferite pentru investiţii de natură diferită. Diametrul optim al galeriei de aducţiune Galeria de aducţiune are formă circulară în secţiune transvesală, fiind formă de coincidenţă pentru presiunea interioară. Alcătirea constructivă este prezentată în figura 3.6.

Figura 3.6. Secţiuni caracteristice prin galeria de aducţiune

Page 98: Amenajari hidroenergetice

98

În faza de excavare sprijinirea conturului excavat se realizează de regulă cu torcret şi ancore, atunci când nu sunt zone cu accidente geologice majore, sau cu cintre metalice, în porţiunile cu risc major de surpare. În baza studiilor geologice şi a cartării traseului, în faza de proiectare se poate estima procentual extinderea zonelor la care se impune sprijinirea cu cintre. Cămăşuiala definitivă a galeriei este formată dintr-un inel de beton armat, de grosime relativ mică şi o coroană de rocă injectată, care realizează impermeabilizarea galeriei şi asigură preluarea presiunii interioare transmisă de inelul de beton armat. La tranzitarea debitului instalat Qi prin galeria de aducţiune cu diametrul D şi lungimea LGA se produc pierderile de sarcină ∆hr,GA. Ca urmare apare o reducere a puterii uzinei cu: GArit hQP ,81,9 ∆=∆ η (3.47) şi o reducere a energiei produse în anul hidrologic mediu de: uTPE ∗∆=∆ (3.48) În relaţiile (3.47) şi (3.48) au intervenit notaţiile: ηt randamentul total turbine – generatori şi Tu numărul de ore de turbinare pe an, dependent de încadrarea în curba de sarcină a uzinei (pentru uzine de vârf Tu = 1800 ore). Dat fiind faptul că alegerea diametrului optim se face printr-un proces de comparare de variante, variantele trebuie să fie comparabile. Se consideră varianta maximală varianta ideală cu pierderi de sarcină zero. Aducerea la echivalenţă (comparabilitate) a variantelor se face asociind fiecărei variante o centrală de echivalare, cu puterea ∆P, care produce în anul hidrologic mediu energia ∆E. Evident că diferenţa de putere ∆P şi de energie ∆E depind de mărimea diametrului propus pentru galerie. Cheltuielile anuale totale aferente galeriei de aducţiune sunt: CatGA = AGA InvGA + cp, UHE (PM – ∆P) – ATG iTG ∆P (3.49)

unde: AGA este cota de amortisment pentru investiţia în galeria de aducţiune InvGA; cp, UHE - cheltuielile de exploatare specifice pentru centrala hidroelectrică, proporţionale cu puterea instalată; PM - puterea instalată maximă, dacă nu ar exista pierderi de sarcină pe galeria de aducţiune; ATG - cota de amortisment pentru investiţia în echipamentul centralei (turbine şi generatori); iTG investiţia specifică (lei/kW) pentru echipamentul centralei. Se remrcă faptul că datorită pierderilor de sarcină se reduc atât cheltuielile de exploatare a centralei (care sunt proporţionale cu puterea, exprimată ca diferenţă

Page 99: Amenajari hidroenergetice

99

dintre puterea din varianta maximală şi reducerea puterii datorită pierderilor de sarcină) cât şi amortismentele pentru investiţia în echipamentele hidromecanice şi electrice, care se reduce odată cu reducerea puterii. Cota de amortisment se calculează de fiecare dată cu relaţia (3.22):

tvrrA

−+−=

)1(1 (3.22’)

în care tv reprezintă durata de viaţă a investiţiei iar r este rata anuală de actualizare (între 8% şi 12%). Cotele de amortisment AGA şi ATG diferă datorită duratelor de viaţă diferite (se alege de obicei tv=50 de ani pentru galeria de aducţiune şi respectiv tv = 25 de ani pentru echipamente). Cheltuielile anuale totale aferente centralei de echivalare sunt: CatEch = AEch iEch ∆P + cp,Ech ∆P + cc pc ∆E (3.50) unde: AEch este cota de amortisment pentru investiţia în centrala de echivalare (din relaţia (3.22) cu tv = 30 de ani); iEch - investiţia specifică (lei/kW) pentru centrala de echivalare; cp, Ech - cheltuielile de exploatare specifice pentru centrala de echivalare; cc - consumul specific de combustibil convenţional (tonă / kWh); pc - preţul de cost al combustibilului convenţional (lei / tonă). Termenul cp, UHE PM care intervine în relaţia (3.49) este constant în raport cu diametrul şi nu influenţează dimensionarea pe baza criteriilor Cat = min sau Benefciu = max. Ca urmare, se reţine o formă redusă a expresiei cheltuielilor anuale totale: Cat* = (CatGA - cp, UHE PM) + CatEch = u Inv* GA+ v ∆P + w ∆E (3.51)

unde: u = AGA; v = - cp, UHE - ATG iTG + AEch iEch + cp,Ech; (3.52) w = cc pc. În relaţia (3.51), pentru simplificare Cat* se referă la 1m liniar de galerie de aducţiune. Această simplificare este posibilă pentru că lungimea galeriei apare ca un factor comun în exresiile cheltuielilor anuale totale. Este evident că investiţia este direct proporţională cu lungimea galeriei pentru toate variantele de diametru studiate. La rândul lor ∆P şi ∆E sunt direct proporţionale cu pierderea de sarcină pe galerie. Pierderile de sarcină longitudinale fiind preponderente, atunci pierderea de sarcină pe galerie este proporţională cu lungimea galeriei şi deci la rândul lor şi ∆P şi ∆E. Evaluarea investiţiei pentru galeria de aducţiune se face plecând de la alcătuirea constructivă din figura 3.6. Pentru galerii de aducţiune cu diametre în gama 3 ... 5 m, realizate în condiţii geologice medii, se pot admite, preliminar, următoarele elemente constructive:

Page 100: Amenajari hidroenergetice

100

δ – grosimea inelului de beton armat = 20 ... 25 cm; garmatură – consum de armătură pe m3 de beton = 40 kg/ m3; a – supraprofil faţă de diametrul nominal, rezultat din excavare, în medie = 10 ... 15 cm; t – grosimea inelului de torcret (şpriţ – beton) = 6 ... 8 cm; ganc – greutatea unei ancore = 15 kg / ancoră pentru ancore de Φ25, cu lungimea de 4m, cu desimea ancorării de o ancoră pe m2; gcintru – greutatea pe metru liniar de cintru = 11,2 kg / m, pentru cintre din profile I 12; se admite că intervenţia cu cintre este necesară pe cca lc = 10% din traseu; gciment – consumul de ciment pentru injecţiile de umplere şi consolidare, pe m2 de suprafaţă de rocă injectată = 0, 2 tone / m2. Pentru alte situaţii, rezultate din studii preliminare de schemă şi din investigaţiile de teren, valorile orientative de mai sus se modifică corespunzător. Cantităţile de lucrări pe baza cărora se stabileşte costul investiţiei pe metru de galerie sunt: excavaţii Vexc =

4π (D + 2 δ + 2a)2;

torcret Vsb = π (D + 2 δ + 2a) x t;

beton Vb = 4π [ (D + 2 δ + 2a)2 – D2];

armătură Ga = garmatură Vb;

ancore )22(100

1 aDglcG ancanc ++−

= δπ ;

cintre )22(100 intint aDglcG rucrec ++= δπ ;

injecţii Gciment = gciment π (D + 2 δ + 2a). Dacă aceste cantităţi se înmulţesc cu costurile unitare şi apoi se sumează se poate explicita costul investiţiei Inv* GA sub forma unui polinom de gradul 2: Inv* GA = m1 D2 + m2 D + m3 (3.53)

Evaluarea pierderilor de putere şi de energie se face pornind de la pierderea de sarcină pe galeria de aducţiune. Relaţiile de calcul pentru un metru de galerie sunt:

2

2

, KQ

h iGAr =∆ (3.54)

unde modulul de debit se determină folosind relaţia lui Manning:

6/10

6/166/12

41

441

4D

nDD

nDRCAK ππ

=

== (3.55)

în care intervine rugozitatea cămăşuielii galeriei n = 0,011 ....0,012.

Page 101: Amenajari hidroenergetice

101

Puterea pierdută din cauza pierderii de sarcină este:

3/16

32

2

6/10

6/16

2101

41

81,9D

QnD

n

QQP it

iit η

π

η =

=∆

(3.56)

iar pierderea de energie este uTPE ∗∆=∆ . Determinarea diametrului optim se face pe baza celor două criterii enunţate, fie cheltuieli anuale totale minime (Cat = min), fie beneficiu maxim ( pl Elivrată – Cat = max, unde pl este preţul de vânzare al energiei produse ). Particularitatea constă în faptul că pentru criteriul cheltuieli anuale totale minime s-a utilizat o formă redusă a expresiei cheltuielilor Cat*, cu eliminarea termenului constant provenit din puterea maximă şi evaluarea investiţiei pentru 1 m liniar de galerie. Pentru consecvenţă şi cel de al doilea criteriu se modifică. Termenul pl Elivrată se rescrie sub forma pl (E-∆E) pentru a recunoaşte pierderea de energie datorată pierderilor de sarcină. E corespunde variantei maximale, calculată cu căderea brută. Termenul pl E se neglijează, datorită faptului că energia livrată în varianta maximală nu depinde de diametrul galeriei şi deci acest termen nu influenţează condiţia de maxim a criteriului. În aceste condiţii forma redusă a criteriului devine: Benefciu* = - pl ∆E – Cat* = max (3.57)

Dacă se ţine seama de expresia (3.51) pentru Cat* şi de notaţiile (3.52), expresia redusă a criteriului se poate scrie sub forma: Benefciu* = u Inv* GA+ v ∆P + w’ ∆E = max (3.58) care are aceaşi structură cu relaţia (3.51) doar că factorul w devine w’= w - pl. Pentru criteriul cheltuieli anuale totale minime condiţia de minim revine la anularea derivatei I a expresiei (3.51) în raport cu diametrul:

0)()( =∂∆∂

++∂

∂=∆+∆+

∂∂ ∗

DPTwv

DInv

uEwPvInvuD u

GAGA (3.59)

Primul termen al condiţiei se rescrie ţinând seama de relaţia (3.53) sub forma:

)2( 21 mDmuD

Invu GA +=

∂∂ ∗

iar cel de al doilea se rescrie ţinând seama de realaţia (3.56) sub forma:

)13

16(101)()( 3/1932

DQnwTv

DPwTv ituu −+=

∂∆∂

+ η (3.60)

Se fac notaţiile:

Page 102: Amenajari hidroenergetice

102

tiu QwTv

mDmuDFη321

1 )()2()(

+

+= (3.61)

termen crescător liniar cu diametrul şi

333,62

3/192

215391539)(

Dn

DnDF == (3.62)

termen descrescător exponenţial cu diametrul. Ecuaţia de determinare a diametrului optim devine: 0)()( 21 =− DFDF (3.63)

Rezolvarea analitică a ecuaţiei exponenţiale este relativ dificilă şi ca urmare, în practică, se utilizează rezolvarea grafică (fig. 3.7). Se dau valori pentru D şi se calculează F1 şi F2. Se reprezintă cei doi termeni într-un grafic având ca abscisă diametrul, iar la intersecţia dreptei care corespunde lui F1 şi a exponenţialei care corespunde lui F2 se obţine soluţia.

Figura 3.7. Rezolvarea grafică a relaţiei (3.63) Pentru criteriul beneficiu maxim condiţia de maxim revine la anularea derivatei I în raport cu diametrul a expresiei (3.58). De oarece între expresiile (3.51) şi (3.58) singura deosebire este înlocuirea coeficientului w cu w’, rezolvarea este practic aceaşi. Expresia lui F1(D) se va modifica în consecinţă, în timp ce expresia lui F2(D) ramâne neschimbată.

F1 , F2

F2

F1

Dmin Doptim Dmax D

Page 103: Amenajari hidroenergetice

103

Diametrul optim al conductei forţate Conducta forţată are secţiunea transversală circulară, formă de coincidenţă pentru presiunea interioară. Traseul conductei este de obicei rectiliniu, urmărind linia de cea mai mare pantă a versantului pe care este pozată. La schimbările de direcţie în plan orizontal sau în plan vertical se prevăd masive de ancoraj, în care conducta este încastrată. Între două masive traseul este rectiliniu şi diametrul conductei este constant. Diametrul poate fi diferit de la un tronson la altul, cu tendinţa de a se micşora pe măsură ce presiunea interioară creşte (spre centrala hidroelectrică). Între masivele de ancoraj conducta stă pe reazeme intermediare, care permit deplasări longitudinale ale conductei provocate de variaţiile de temperatură. La fel ca şi în cazul galeriei de aducţiune, diametrul optim se determină din criteriile cheltuieli anuale totale minime sau beneficiu maxim. Structura termenilor care intervin în aceste criterii a fost prezentată pe larg la punctul anterior. Relaţiile stabilite pentru Cat şi Beneficiu sunt în mare măsură la fel şi pentru conducta forţată. Cat* = (CatCF - cp, UHE PM) + CatEch = u Inv* CF+ v ∆P + w ∆E (3.51’) Benefciu* = - pl ∆E – Cat* = max (3.57’) Coeficienţii u, v şi w sunt aceaşi (relaţiile (3.52)). Expresiile pierderii de putere ∆P şi de energie ∆E sunt de asemenea identice (relaţia (3.56)). Singura modificare majoră apare la evaluarea investiţiei. Se reaminteşte că evaluarea se face pentru 1 m liniar de conductă. Greutatea conductei cu diametrul D se exprimă sub forma:

)/(100

5,78 mkNtDkGCF π= (3.64)

unde: 78,5 kN/ m3 este greutatea specifică a metalului; k - coeficient de spor, care ţine seama de creşterea greutăţii conductei forţate datorită îmbinărilor, aparatelor de reazem, manşoanelor de dilatare; uzual k = 1,2 ....1,3; t- grosimea conductei, în cm. Celelalte cantităţi de lucrari – terasamente, betoane, vopsitorii etc. - nu se evaluează explicit. Se admite că un spor cu cca 30% al investiţiei pentru realizarea conductei metalice ţine seama de aceste costuri suplimentare. Notând cu cm (lei /kN) costul unui kN de confecţie metalică pentru conductă, costul investiţiei are expresia: Inv* CF = 1,3 cm X 78,5 k π D t/100 = 3,20 cm k D t (3.65)

Grosimea conductei se determină în funcţie de presiunea interioară p, cu formula cazanelor:

][2

100][2

cmpDmDptaa σσ

== (3.66)

în care a intervenit efortul admisibil σa.

Expresia finală va fi:

Page 104: Amenajari hidroenergetice

104

2

2320 DpkcInv

amCF σ

=∗ (3.67)

Dacă se foloseşte aceaşi exprimare polinomială a costului de investiţie ca în cazul galeriei de aducţiune: Inv* GA = m1 D2 + m2 D + m3 (3.53’)

se identifică cu uşurinţă coeficienţii m1 = a

mpkcσ

160 ; m2 = m3 =0. Cele două criterii

de dimensionare au forma comună dată de relaţia (3.63): 0)()( 21 =− DFDF (3.63’)

unde numai prima dintre cele două funcţii din relaţiile (3.61) şi (3.62) se modifică pentru a ţine seama de relaţia (3.67):

tiu

am

QwTv

DpkcuDF

ησ

31 )(

)320()(

+= (3.68)

în timp ce a doua:

333,62

21539)(

DnDF = (3.62’)

rămâne neschimbată. Se reaminteşte faptul că relaţia (3.63’) corespunde criteriului cost anual total minim dar că, prin înlocuirea coeficientului w cu w’= w - pl , aceaşi relaţie corespunde şi criteriului Beneficiu =max. Rezolvarea ecuaţiei (3.63’) se poate face de această dată analitic, rezultând formula de calcul pentru diametrul optim al conductei forţate:

333,71

32 )(68,1

+=

pkucQwTvnD

m

iutaopt

ησ (3.69)

Diametrul optim depinde de presiunea din conductă şi ca urmare în lungul conductei forţate diametrul se modifică de la un tronson la altul, în funcţie de presiune, descrescând spre bază. Aşa cun s-a arătat, tronsoanele se definesc între masivele de ancoraj. 3.5. EVALUAREA OPORTUNITĂŢII DE INVESTIRE ÎN UHE Criteriile de selecţie a variantelor sau de dimensionare a elementelor unei UHE, de tipul cheltuieli totale actualizate, sau timp de recuperare normat, servesc alegerii variantei optime a investiţiei, fără a garanta însă că investiţia în sine este rentabilă.

Page 105: Amenajari hidroenergetice

105

Oportunitatea investirii în UHE este dependentă de profitabilitatea investiţiei, ceea ce presupune o evaluare financiară. Evaluarea financiară a proiectelor de investiţii se poate face după mai multe tipuri de criterii şi anume: - Criterii de evaluare tradiţionale (metode contabile), care folosesc ca indicatori rata medie a rentabilităţii şi termenul de recuperare ; - Criterii de evaluare bazate pe actualizare, care folosesc ca indicatori termenul de recuperare actualizat, valoarea actuală netă (VNA), indicele de profitabilitate (IP), rata internă de rentabilitate (RIR), compararea valorii actuale nete şi a ratei interne de rentabilitate etc. Dintre acestea, se prezintă în cadrul acestui paragraf numai criteriile VNA şi RIR. 3.5.1. Criterii tradiţionale În prima categorie de criterii se înscrie metoda duratei de recuperare (Tr):

mediu

r PRInvT = (3.70)

în care intervin numai costul investiţiei Inv şi profitul mediu anual PRmed. Dacă timpul de recuperare este mai mic decât timpul de recuperare limită, determinat în funcţie de situaţia sectorului, sau bazat pe experienţa utilizatorului (Tr < Tr,lim), atunci investiţia este profitabilă. Tot în prima categorie se încadrează metoda ratei de recuperare a capitalului:

InvPRr med

r = (3.71)

care este foarte asemănătoare cu precedenta. De această dată rata de recuprare se compară cu rata de recuperare limită, iar dacă este mai mare (rr > rr,lim) investiţia este considerată profitabilă. 3.5.2. Criterii bazate pe actualizare Criteriile sintetice de analiză utilizează ca date de intrare elemente ale fluxului de venituri şi cheltuieli ale procesului de investiţie, ţinând seama de momentul producerii acestora. Criteriile care utilizează fluxul de venituri şi cheltuieli se numesc criterii cost-beneficiu. Toate criteriile de eficienţă absolută (intrinsecă) sunt criterii cost-beneficiu. Venitul net actualizat (VNA), sau beneficiul actualizat, este dat de diferenţa dintre venitul actualizat şi costul total actualizat: VNA = VTA – CTA (3.72) Dacă perioada analizată se întinde pe n ani, care poate fi durata de operare a UHE, criteriul are forma:

∑∑== +

=+

−=

n

kk

kn

kkkk

rB

rCV

VNA11 )1()1( (3.73)

Page 106: Amenajari hidroenergetice

106

unde notaţiile sunt: Vk este venitul din vânzarea energiei produse în anul k; Ck - cheltuielile anuale totale în anul k; r - rata de actualizare a capitalului; Bk - fluxul anual de bani, care, dacă Vk > Ck , constitue beneficiul din anul k.

Diferenţa Vk – Ck se exprimă sub forma: Vk – Ck = pliv,k Eeb – ( Ak Inv’ +Caek) (3.74) în care au intervenit în plus: pliv,k - preţul de livrare în anul k pentru energia electrică de bază; Eeb - energia echivalent în bază produsă de UHE în anul k; Ak - cota de amortisment în anul k; Inv’ – investiţia actualizată; Caek – cheltuielile anuale de operare a UHE. Dacă VNA > 0 atunci investiţia este oportună. Se admite ca în perioada de studii, de construcţie şi de debut al operării fluxul monetar să fie deficitar, dacă în perioada de operare se obţin ulterior beneficii ce pot compensa cheltuielile de debut. O formulare alternativă, care utilizează acelaşi concept este fluxul monetar (cash flow rates) anual. Prezentarea se face cu referire la figura 3.8.

Figura 3.8. Fluxul monetar pentru un proiect hidroenergetic

Page 107: Amenajari hidroenergetice

107

Costul cumulat al investiţiei este:

k

m

kkPV rII )1(

1

1+=∑

= (3.75)

Beneficiile anuale actualizate şi cumulate, la care se adaugă şi valoarea remanentă a investiţiei R, de asemenea actualizată, sunt:

n

n

kkkk

PV rR

r

CVBC

)1()1(

1

1 ++

+

−=∑

= (3.76)

Valoarea actualizată a proiectului (Present Value, sau abreviat PV), cu referire la momentul începerii livrării de energie în sistem (PIF) este: PV = - IPV + BCPV (3.77)

Proiectul este apreciat ca profitabil dacă PV ≥ 0. Rata internă de rentabilitate (RIR) a investiţiei este rata de actualizare care aplicată fluxului de venituri şi costuri ale proiectului conduce la VNA= 0. RIR se determină din relaţia:

0)1(1

=+

−=∑

=

n

kk

kk

RIR

CVVNA (3.78)

O investiþie poate fi promovatã dacã RIR este mai mare decât rata de actualizare minimã (limitã). Criteriul RIR se poate utiliza la analiza comparativã a mai multor proiecte, cu condiţia ca acestea sã fie independente. Se va alege varianta care prezintã RIR maxim, dar cu condiţia ca RIR maxim să fie mai mare decât rata de actualizare în energeticã. Un indicator utilizat frecvent, fără a fi determinant în analiza profitabilităţii unui proiect, este raportul B/C, dintre veniturile actualizate şi costurile totale actualizate:

=

=

+

+= n

kk

k

n

kk

k

rC

rV

CB

1

1

)1(

)1(/ (3.79)

Acest indicator este util în analiza comparativă a variantelor profitabile, urmând a fi selectate variantele cu B/C >0 şi promovată varinta cu raportul B/C maxim. BIBLIOGRAFIE Breabăn, V. (1997). Amenajări hidroenergetice. Universitatea Ovidius Constanţa.

Page 108: Amenajari hidroenergetice

108

CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering .New Delhi. Cogălniceanu, A. (1986). Bazele tehnice şi economice ale hidroenergeticii. Editura Tehnică, Bucureşti. Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power, Microsoft® http://uk.encarta.msn.com © 1997-2007 Microsoft Corporation. ICEMENERG (1982). Normativ pentru calculele comparative tehnico-economice la investiţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice. Bucureşti. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE, Delft. Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of Colorado Boulder. Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables et cogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Faculty of Science Applied. Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest. Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. (1970). Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, Bucureşti. Stematiu, D., Scrob, E., Popescu, R. (1985). Consrucţii hidroenergetice. Îndrumător de proiectare. Editura ICB. UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.5. Eficienţa economică a unei investiţii în energetică. Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

Page 109: Amenajari hidroenergetice

109

4

TURBINE HIDRAULICE

Dintre echipamentele hidromecanice ale unei uzine hidroelectrice, cele care au efect semnificativ în alcătuirea centralei hidroelectrice şi au pondere în dimensionarea construcţiilor specifice sunt turbinele hidraulice. Ca urmare, un capitol este destinat acestui subiect, în cadrul căruia se prezintă principalele tipuri de turbine, criteriile de alegere a tipului de turbină şi unele considerente privind dimensionarea preliminară. 4.1. TIPURI DE TURBINE HIDRAULICE Energia potenţială a apei este transformată de o turbină în energie mecanică de rotaţie printr-unul dintre cele două moduri fundamentale: - energia potenţială este convertită în energie cinetică a apei înainte de a intra în rotorul turbinei. Un jet de apă cu viteză foarte mare loveşte cupele montate pe extradosul rotorului şi imprimă mişcarea de rotaţie. După impactul asupra cupelor apa cade în canalul de fugă, energia remanentă fiind foarte redusă. Turbinele care utilizează acest mecanism se numesc turbine cu impuls. - presiunea apei se exercită asupra palelor rotorului, care este complet submers, circuitul hidraulic fiind sub presiune. Presiunea şi viteza apei descresc pe măsură ce apa parcurge rotorul. Turbinele se numesc turbine cu reacţiune. 4.1.1. Turbine cu impuls Turbina Pelton In esenţă, această turbină este o roată hidraulică lovită tangenţial de unul sau mai multe jeturi de apă. Jeturile acţionează asupra cupelor, care au forma unor linguri şi care sunt fixate la distanţe egale pe periferia rotorului (fig.4.1).

Figura 4.1. Elementele componente ale unei turbine Pelton

Page 110: Amenajari hidroenergetice

110

Forţa tangenţială de impuls creează cuplul motor la arborele turbinei, care în continuare este cuplat cu arborele generatorului de curent electric. Jeturile de apă sunt trimise prin injectoare. Viteza de rotaţie a rotorului este determinată de viteza şi debitul jeturilor, care sunt controlate prin intermediul unei vane aciculare situată în interiorul injectorului (fig. 4.2). Turbina lucrează eficient atunci când viteza periferică a rotorului este jumătate din viteza jetului.

Figura 4.2. Rotorul unei turbine Pelton şi modul de acţionare al injectorului la reducerea sarcinii

Atunci când sarcina grupului descreşte, jetul este iniţial deviat parţial până când vana aciculară reduce corespunzător debitul. Acest mod de operare este benefic pentru regimul de presiune din circuitul de alimentare al turbinei. Dacă s-ar proceda la închiderea bruscă a vanei aciculare s-ar induce o suprapresiune dinamică mare din lovitura de berbec. Detalii privind alcătuirea injectorului sunt redate în figura 4.3.

Figura 4.3. Injectorul unei turbine Pelton Turbinele Pelton pot fi echipate cu unul, două, sau mai multe injectoare. Exemple sunt prezentate în figura 4.4.

Impactul asupra cupei

Sarcină plină

Jet parţialdeviat

Jet oprit de vana aciculară

Page 111: Amenajari hidroenergetice

111

Figura 4.4. Turbine Pelton cu mai multe injectoare Turbina Turgo Turbina Turgo are elemente comune cu turbina Pelton, dar de această dată cupele au o formă diferită, iar jetul de apă loveşte planul rotorului la un unghi de 200. Apa intră în rotor pe o parte şi iese pe cealaltă (fig.4.5). Figura 4.5. Schema de principiu a unei turbine Turgo Este o turbină utilizată pentru microhidrocentrale cu cădere mai mică decât gama de căderi a turbinelor Pelton (coborând până la 30 m) şi cu debite mai mari. Dacă la o turbină Pelton debitul instalat este limitat de condiţia ca apa reflectată de o cupă să nu interfere cu apa reflectată de cupa adiacentă, rotorul Turgo nu prezintă asemenea probleme. Ca urmare, viteza de rotaţie a rotorului este mai mare şi se poate cupla direct cu axul generatorului, eliminând multiplicatorii de turaţie. O dispoziţie generală a unui ansamblu turbină – generator este prezentată în figura 4.6.

Cu ax orizontal Cu ax vertical

Rotor Generator

Injector Figura 4.6. Ansamblul unei turbine Turgo

Page 112: Amenajari hidroenergetice

112

Turbina Cross-Flow (Banki sau Banki – Michell) Conceptul turbinelor cross-flow a fost patentat în 1903 de Michell şi reinventat în 1920 de Donat Banki, de la universitatea din Budapesta. De aici şi denumirile alternative pentru această turbină. Caracteristica principală a turbinei este că jetul de apă, dreptunghiular, traversează de două ori palele dispuse pe periferia rotorului, perpendiculare pe acesta. Jetul este direcţionat de un aparat director situat în amonte de rotor. Prima dată jetul trece din spre periferie spre centrul rotorului şi apoi, după ce traversează spaţiul liber din interiorul rotorului, jetul trece din interior spre exterior (fig. 4.6).

Figura 4.6. Principiul turbinei cross-flow Energia cinetică a jetului este convertită în energie de rotaţie a rotorului în doi timpi, odată la impactul asupra palelor la intrare şi a doua oară la ieşirea din rotor. Turbina este încadrată în categoria turbinelor cu impuls deşi, atunci când deschidrea dintre pale este mai mare şi debitul creşte, apa poate umple total interiorul rotorului şi turbina lucrează ca o turbină cu reacţiune.

Aparat director

Rotor

Jetul de apă

Palele rotorului

Rotorul turbinei

Figura 4.7. Blocul unei turbine cross-flow produs de firma Ossberger

Page 113: Amenajari hidroenergetice

113

În prezent, firma Ossberger din Germania este principalul producător de turbine cross-flow. Peste 7 000 de turbine produse de această firmă sunt în exploatare în lume. Din acest motiv, li se asociază uneori turbinelor de tip cross-flow denumirea de turbine Ossberger. Majoritatea sunt ansambluri monobloc, care se instalează cu uşurinţă în schemele microhidrocentralelor (fig. 4.7). Principalul avantaj al turbinelor cross-flow este gama largă de căderi pe care le poate acomoda, de la 2 m la 100 m şi menţinerea unor randamente bune la o variaţie mare a debitelor. 4.1.2. Turbine cu reacţiune Turbina Francis Turbina Francis (fig.4.8) are un rotor cu pale fixe, profilate pentru a induce apei o mişcare de rotaţie fără desprinderi sau turbioane. Legătura dintre conducta forţată sau distribuitor şi rotor se realizează printr-o carcasă spirală, care rapartizează în mod uniform debitul de apă pe periferia aparatului director. Din camera spirală apa este dirijată de palele aparatului director, care asigură orientarea cea mai favorabilă a curgerii spre rotor.

Figura 4.8. Elementele componente ale unei turbine Francis Rotorul este alcătuit dintr-un butuc, pe care sunt fixate două coroane circulare, între care se încastrează un număr de pale. Palele sunt lamelare, cu suprafaţa curbă în spaţiu. Acestea delimiteaza în interiorul rotorului un sistem de canale prin care circulă curentul de apă (fig.4.9).

Figura 4.9. Rotorul unei turbine Francis

Page 114: Amenajari hidroenergetice

114

Concentric cu rotorul, se află aparatul director, alcătuit si el dintr-un număr de pale, care se pot roti într-un sistem de pivoţi (fig.4.10); palele statorice sunt dirijate în aşa fel incât ele asigură o intrare eficientă a curentului de apă in canalele rotorului. Palele controlează secţiunea de intrare a apei spre rotor şi reglează astfel debitul turbinat. După ieşirea din rotor apa este evacuată spre aval de aspirator. Circulaţia apei pe tot traseul din interiorul turbinei are loc in spaţiu închis, astfel incât rotorul, sub acţiunea energiei cinetice cât şi aceea de presiune de care dispune curentul, creeaza un cuplu motor.

Figura 4.10. Mişcările palelor aparatului director

Turbinele Francis se pot folosi pentru o marje foarte largă de căderi, de la 20 m la 700 m şi pentru puteri de la câţiva kilowaţi până la 1000 MW. Dimensiunile sunt de asemenea cuprinse între zeci de cm până la 10 m. Datorită randamentelor foarte bune şi a faptului că acoperă o gamă largă de căderi şi debite, turbinele Francis sunt cele mai frecvent folosite. Pentru exemplificare, în figura 4.11 se prezintă una dintre cele 20 de turbine Francis de la UHE Itaipu, care are o putere de 700 MW, la o cădere de cca 120 m şi un debit instalat pe turbină de 700 m3/s. Pentru a realiza dimensiunile grupului turbină – generator, pe schiţă este poziţionată şi statura unui om.

Figura 4.11. Rotorul turbinei Francis şi rotorul generatorului de la un grup al amenajării Itaipu

Page 115: Amenajari hidroenergetice

115

Turbina Kaplan Această turbină are rotorul de tip elice, cu arborele tubular vertical. Rotorul este alcătuit dintr-un butuc pe care se fixează 4…8 pale. Palele se pot roti printr-un sistem comandat de o tijă aflată în interiorul arborelui tubular, in funcţie de debitul de apă disponibil (fig. 4.12).

Figura 4.12. Ansamblul unei turbine Kaplan

Întocmai ca şi la turbina Francis, curentul de apă este repartizat pe periferia rotorului prin aparatul director, după ce acesta a fost alimentat prin carcasa spirală. La debite mari carcasa sau camera spirală se construieşte cu secţiunea de o formă specială, în genere poligonală, uneori din beton armat. Spre deosebire de turbina Francis, turbina Kaplan este dublu reglabilă, adică permite orientări convenabile atât palelor rotorice cât şi ale aparatului director. După cum se vede din figura 4.12, palele rotorului sunt acţionate de curent de-a lungul arborelui, după ce în prealabil curentul şi-a schimbat direcţia cu 90°, de unde şi denumirea de turbine axiale. Energia hidraulică cedată palelor face ca rotorul să creeze un cuplu motor, care prin intermediul arborelui este transformat in energie electrica de catre generatorul cu care turbina este cuplată direct. Evacuarea apei are loc în spaţiul închis format de tubul aspirator-difuzor, care la debite mari are o forma cotita şi este construit din beton armat. Aspiratorul are o formă specială, cu secţiune crescătoare spre aval, pentru a decelera curentul de apă şi a recupera energia cinetică. Dubla reglare, prin aparatul director şi prin palele rotorului, permite menţinerea unor randamente ridicate în exploatare, de peste 90% , pentru o marje largă de debite. Din acest motiv turbinele Kaplan sunt frecvent folosite în amenajările hidroelectrice cu căderi mici (pâna la cca 30 m) şi debite mari.

Rotor

Aspirator - difuzor

Pale

Butuc Aparat director

Pală

Carcasă spirală

Page 116: Amenajari hidroenergetice

116

Pentru ilustrare, în figura 4.13 sunt prezentate poziţiile extreme ale reglajului palelor rotorului, de la debite foarte mici la debitele nominale.

Figura 4.13. Poziţii extreme ale palelor rotorului unei turbine Kaplan

Tot pentru ilustrare, în figura 4.14 se prezintă ansamblul rotor turbină – rotor generator pentru o centrală hidroelectrică echipată cu turbine Kaplan.

Figura 4.14. Ansamlul rotoric al unui grup echipat cu turbine Kaplan

Turbina Bulb Este de fapt o turbină de tip Kaplan (fig. 4.15) la care axul de simetrie este orizontal sau face un unghi relativ mic faţă de orizontală. Se diferenţiază de asemenea prin faptul că accesul apei la palele statorice şi rotorice se asigură printr-un sistem confuzor - difuzor, orizontal, în loc de obişnuita cameră spirală la intrare şi tub aspirator-difuzor la evacuare. În acest mod traseul curentului urmează aproape o singură direcţie, sau, în orice caz, un traseu fără curburi accentuate, fapt care micşorează apreciabil pierderile hidraulice.

Page 117: Amenajari hidroenergetice

117

Figura 4.15. Schema de principiu a turbinei Bulb Butucul rotorului trece printr-un rost etanş (care permite rotire), într-o cameră realizată de o manta metalică, de forma unui bulb, în interiorul căreia se află generatorul de curent, sistemul de cuplare, instalaţiile anexă etc. Aparatul director este dispus în apropierea rotorului, iar mai în amonte se fixează o serie de nervuri de dirijare a curentului si de susţinere a întregului sistem. Accesul în interiorul bulbului se face printr-un puţ, a cărui gură de intrare se amenajează in sala maşinilor. O imagine a ansamblului turbină – bulb se poate urmări în figura 4.16.

Figura 4.16. Secţiune transversală printr-o turbină bulb

Turbinele bulb echipează centralele hidroelectrice pe firul apei, cu căderi modeste (de la câţiva metri la cel mult 20 m) şi cu debite foarte mari. Secţiunile de curgere a apei către şi de la turbină trebuie să fie foarte mari, ceea ce ar face ca în cazul turbinelor cu ax vertical să apară dificultăţi constructive şi costuri mari pentru schimbarea direcţiei de curgere la intrare şi la ieşire.

Confuzor

Difuzor

Aparat director Rotor

Puţ de acces Nervuri de prindere

Bulb

Generator

Rotor

Aparat director

Page 118: Amenajari hidroenergetice

118

Alte tipuri de turbine cu reacţiune Turbina Deriaz are un rotor cu elice cu pale reglabile, ca şi turbina Kaplan, dar se deosebeşte de aceasta prin unghiul de atac al curentului faţă de axa de rotaţie (30° ... 45°), astfel că traseul curentului devine diagonal.

Turbina de tip Propeller este o turbină Kaplan cu palele rotorului fixe. Este folosită atunci când căderea este cvasi-constantă şi nu impune reglaje speciale.

Turbina Straflo este o turbină axială la care generatorul este amplasat într-un spaţiu aflat în afara curntului apei.

4.2. TURAŢIE SPECIFICĂ ŞI SIMILITUDINE Turaţia specifică ns a unei turbine caracterizează forma acesteia, indiferent de dimensiunile geometrice. Pe baza turaţiei specifice se poate concepe prin scalare o nouă turbină pornind de la o turbină cu performanţe cunoscute. Turaţia specifică este de asemenea principalul criteriu pentru alegerea corectă a unui anumit tip de turbină pentru caracteristicile energetice ale uzinei hidroelectrice. Pornind de la căderea şi debitul nominal al turbinei şi cunoscând turaţia generatorului (rot/min) se calculează turaţia specifică şi pe baza acesteia se alege tipul de turbină.

Definiţia general acceptată pentru turaţia specifică este turaţia unei turbine ideale, care produce o putere unitară la o cădere unitară. Turaţia specifică este o caracteristică furnizată de fabricantul turbinei şi corespunde condiţiilor de funcţionare la randament maxim a turbinei. Turaţia specifică este de asemenea mărimea pe baza căreia se pot determina în etapa preliminară principalele dimensiuni ale componentelor turbinei.

4.2.1. Relaţii de similitudine Proiectarea turbinelor hidraulice, la fel ca a unei mari părţi a structurilor hidraulice, se bazează pe studii pe modele la scară redusă. Teoria similitudinii constitue baza de trecere de la model la prototip. Modelul şi prototipul trebuie să fie similare geometric. În cazul turbinelor, cea de a doua condiţie este identitatea coeficientului de debit definit sub forma gHAQ 2/ , cu notaţiile cunoscute: Q – debit; A – arie de curgere; H – cădere. Similitudinea geometrică se asigură dacă toate dimensiunile modelului se obţin prin reducerea cu un coeficient de scară k a dimensiunilor prototipului. Dacă coeficientul de scară se referă la lungimi, atunci raportul ariilor este k2 iar raportul volumelor este k3. Din condiţia ca modelul şi prototipul să aibă acelaşi coeficient de debit rezultă relaţia:

2

2/1

22 k

HH

AAx

gHgH

QQ

mmmm

== (4.1)

unde indicele m semnifică modelul. Raportul puterilor furnizate de prototip şi model este la rândul lui exprimat în funcţie de aceleaşi mărimi:

Page 119: Amenajari hidroenergetice

119

2

2/3

kHH

QHQH

PP

mmmm

== (4.2)

Unităţile de măsură pentru debit şi cădere sunt în SI, iar puterea este exprimată în kW. Raportul vitezelor de curgere va fi:

2/1

22

==

mmm HH

gHgH

vv

(4.3)

iar raportul turaţiilor:

kx

HH

rvrv

nn

mmmm

1//

2/1

== (4.4)

Revenind la raportul puterilor din relaţia (4.2) şi substituind pe k din relaţia (4.4) rezultă:

22/5

2

22/3

=

=

nn

HH

nn

HH

HH

PP m

m

m

mmm (4.5)

4.2.2. Turaţia specifică Dacă modelul testat a avut căderea de Hm = 1m şi debitul Qm astfel încât puterea generată să fie de 1kW, atunci turaţia modelului este denumită turaţie specifică nm = ns (rot/min) şi prin înlocuire în relaţia (4.5) are expresia:

4/5HPnns = (4.6)

Orice turbină care respectă aceleaşi proporţii, indiferent de dimensiunile absolute va avea aceaşi turaţie specifică. Dacă prin încercări succesive modelul a fost perfecţionat pentru a avea un randament maxim, atunci toate turbinele care au aceaşi turaţie specifică vor avea de asemenea un randament maxim. O formulare alternativă pentru turaţia specifică se obţine dacă se substitue în relaţia (4.5) raportul P/Pm cu raportul H Q / Hm Qm:

22/5

=

nn

HH

QHQH m

mmm (4.7)

Se introduc apoi condiţiile Hm =1m şi P = 9,81 x HmQm= 1kW şi rezultă nm= ns:

4/3

2/1319,0

HQnn s = (4.8)

Page 120: Amenajari hidroenergetice

120

Valorile uzuale ale turaţiilor specifice pentru tipurile cunoscute de turbine, în funcţie de cădere, sunt prezentate în graficul din figura 4.17.

Figura 4.17. Turaţia specifică a unor tipuri de turbine

Dependenţa dintre turaţia specifică şi forma rotoarelor turbinelor cu reacţiune este ilustrată în figura 4.18. Se poate observa că un rotor Francis lent corespunde unei uzine cu cădere foarte mare, în timp ce pentru căderi de cca 100 m este indicat un rotor Francis normal. Din acelaşi desen, corelat cu graficul din figura 4.17, rezultă că pentru o cădere cuprinsă între 20 şi 30 m se impune o turbină Kaplan, cu rotor ultrarapid.

Tu

raţia

spe

cifică

n s

Figura 4.18. Dependenţa dintre turaţia specifică şi forma rotoarelor turbinelor cu reacţiune

Page 121: Amenajari hidroenergetice

121

La turbinele cu impuls, de tip Pelton cu un jet, turaţia specifică poate varia între ns = 12 pentru o cădere de cca 200m şi ns = 26 pentru o cădere de 100m. Turaţia specifică creşte cu rădăcina pătrată a numărului de jeturi, astfel o turbină cu 4 jeturi, în aceleaşi condiţii ca înainte, are turaţiile specifice de 24 pentru o cădere de 200 m şi de 52 pentru o cădere de 100m.

Turaţia specifică a unei turbine este specificată de producător. Sunt însă o serie de relaţii empirice, bazate pe studii statistice, care sunt utile pentru dimensionări preliminare: Turbine Pelton ns = 85,49 / H0,243 Turbine Francis ns = 3763 / H0,854 Turbine Kaplan ns = 2283 / H0,486 Turbine Cross-flow ns = 513,25 / H0,505 Turbine Bulb ns = 1520 / H0,2837 4.3. DIMENSIONAREA PRELIMINARĂ În cadrul acestui paragraf sunt reproduse, după manualul ESHA (European Small Hydropower Association) din 2004, o serie de relaţii pentru dimensionarea preliminară a turbinelor. Relaţiile sunt de natură empirică şi au la bază studii statistice. Se subliniază odată în plus că dimensionarea unei turbine este un proces iterativ, bazat pe studii pe model şi că dimensionarea ţine seama de o serie de criterii adiţionale, cum sunt cavitaţia, viteza periferică, turaţia nominală etc. Relaţiile de dimensionare folosesc o definiţie alternativă pentru turaţia specifică, în acord cu standardul IEC 60193şi anume:

4/3EQn

nQE = (4.9)

unde E este energia hidraulică specifică a turbinei (J/kg). Relaţia dintr turaţia specifică definită anterior şi turaţia specifică din noul standard este: QEs nn 995= (4.10)

4.3.1. Relaţii pentru turbinele Pelton Relaţiile sunt exprimate în funcţie de turaţia turbinei n (rot/min). În relaţii mai intervin numărul de injectoare ninj, căderea nominală H şi debitul turbinei Q.

Diametrul cercului descris de axul cupelor:

nHD 68,01 = (4.11)

Lăţimea cupelor ( a rotorului):

HnQBinj

168,12 = (4.12)

Page 122: Amenajari hidroenergetice

122

Diametrul injectorului:

gHnQDinj

inj1178,1= (4.13)

Se mai specifică o regulă privind relaţia dintre diametrul şi lăţimea rotorului şi anume D1/B2 > 2,7. Dacă condiţia nu este verificată, se propune o altă turaţie pentru turbină. 4.3.2. Relaţii pentru turbinele Francis Figura 4.19. Secţiune transversală prin rotorul unei turbine Francis 4.3.3. Relaţii pentru turbinele Kaplan Figura 4.20. Secţiune transversală prin rotorul turbinei Kaplan

Notaţiile corespund secţiunii transversale prin rotorul turbinei din figura 4.19.

nHnD QE 60

)488,231,0(5,843 += (4.14)

31 )095,04,0( Dn

DQE

+= (4.15)

QEnD

D3781,096,03

2 +=

(4.16)

D1

D2

D3

Notaţiile corespund secţiunii transversale prin rotorul turbinei din figura 4.20. Diametrul exterior:

nHnRD QEee 60

)602,179,0(5,842 +== (4.17)

Diametrul butucului:

eQE

ii Dn

RD )0951,025,0(2 +== (4.18)

O relaţie alternativă pentru diametrul rotorului este:

HQDe

2,2=

(4.19)

Page 123: Amenajari hidroenergetice

123

4.4. CRITERII DE SELECŢIE A TIPULUI DE TURBINĂ Tipul, geometria şi dimensiunile unei turbine sunt determinate de căderea netă, de gama debitelor turbinate şi de turaţia turbinei, având drept criterii suplimentare cavitaţia şi costul. 4.4.1. Selecţia în funcţie de cădere Primul criteriu de selecţie al tipului de turbină este căderea netă. Tabelul 4.1 specifică pentru fiecare tip de turbină plaja de căderi în care operează. Căderea este uzual definită pornind de la căderea geodezică, din care se scad pierderile de sarcină. O definiţie alternativă utilă pentru căderile mici, ale centralelor pe firul apei, este raportul dintre energia hidraulică specifică a turbinei şi acceleraţia gravitaţională. Tabelul 4.1

Tipul turbinei

Intervalul de căderi (m)

Kaplan Francis Pelton Turgo Cross-flow

2 <H <40 m 25 <H <350 m 50 <H<1300 m 50 <H<250 m 5 <H<200 m

În gama căderilor mici (2 ... 20 m) se înscrie şi turbina Bulb, care prezintă avantajul unor randamente bune pentru o gamă largă de debite turbinate şi o construcţie mai simplă în cazul debitelor nominale mari. 4.4.2. Selecţia în funcţie de cădere şi debit Domeniile de aplicabilitate a principalelor tipuri de turbine în funcţie de debitul nominal şi cădere sunt prezentate în figura 4.21.

Figura 4.21. Domeniile de aplicabilitate a diferitelor tipuri de turbine

Căd

rea

(m)

Debitul (m3/s)

Page 124: Amenajari hidroenergetice

124

Uneori, un punct de coordonate (H, Q) se poziţionează domenii corespondente unor tipuri de turbine diferite. În astfel de cazuri selecţia se face ţinând seama de puterea instalată şi de considerente economice. Pentru o mai bună încadrare în zonele de aplicabilitate, debitul instalat al uzinei hidroelectrice se poate repartiza la două sau mai multe turbine, uneori fiind mai avantajoasă instalarea a mai multor grupuri mici faţă de unul sau două grupuri mari. De altfel, din raţiuni de exploatare, centrala trebuie să fie echipată cu minim două grupuri. 4.4.3. Selecţia în funcţie de turaţia specifică Selecţia tipului de turbină pe baza turaţiei specifice este metoda cea mai sigură. Datele de bază sunt căderea şi puterea nominală a turbinei, pe de o parte, şi turaţia rotorului generatorului, pe de altă parte. Se utilizează graficul din figura 4.17, care corelează căderea cu turaţia specifică pentru diferite tipuri de turbine. Astfel, dacă uzina are o cădere de 620 m şi o putere instalată de 160 MW, cu două grupuri având generatoare cu turaţia de 420 rot/ min atunci:

38620

108042025,1

3

25,1 ≈==x

HPnns

Din grafic rezultă că tipul de turbină este Pelton. Tabelul 4.1 confirmă încadrarea în plaja de căderi specifică turbinelor Pelton. Într-un al doilea exemplu, se consideră o uzină cu căderea de 200 m, cu puterea de 120 MW, în care se vor instala 3 grupuri cu generatoare la turaţia de 600 rot/min. Turaţia specifică rezultă:

160200

104060025,1

3

25,1≈==

xH

Pnns

Din graficul din figura 4.17 rezultă evident că turbina potrivită este Francis. Şi de această dată tabelul 4.1 confirmă încadrarea în plaja de căderi specifică turbinelor Francis. 4.5. FENOMENUL DE CAVITAŢIE ÎN TURBINE Atunci când presiunea hidrodinamică a unui fluid în curgere scade sub presiunea de vaporizare, iau naştere bule individuale, sau pungi, umplute cu vapori de apă şi cu aerul dizolvat în lichid. Aceste bule dau naştere la o scurgere neregulată a curentului, iar când ajung în zonele cu presiuni mai mari intră în colaps, prin condensare bruscă. Condensarea are loc cu şocuri puternice, care deteriorează suprafeţele lovite. În spaţiul depresionar apare oxigen în stare născândă, care produce un efect de coroziune asupra pereţilor care conturează scurgerea. Fenomenul este cunoscut ca fenomen de cavitaţie. Este însoţit de zgomot şi în cazul turbinelor apare senzaţia că prin turbină trece un curent de nisip cu pietriş. Acţiunea repetată a cavitaţiei conduce în scurt timp la formarea de ciupituri în metalul turbinei. Acestea degenerează în crăpături şi apoi

Page 125: Amenajari hidroenergetice

125

în exfolieri ale suprafeţelor. În final turbina este grav avariată şi necesită reparaţii sau înlocuire. Experienţa arată că există un coeficient, denumit coeficientul de cavitaţie, sau coeficientul lui Thoma, σT, care defineşte condiţiile în care se dezvoltă cavitaţia:

HHSVT /=σ (4.20) unde HSV este înălţimea pozitivă de aspiraţie (Net Positiv Suction Head – NPSH), iar H este căderea sub care lucrează turbina. Definirea lui HSV este dată de relaţia:

aspe

vapatmSV hg

vHzHH ∆++−−=2

2

(4.21)

iar notaţiile care intervin se pot urmări şi în figura 4.22: Hatm – presiunea atmosferică, exprimată în metri coloană de apă; Hvap – presiunea de vaporizare; z - înălţimea deasupra nivelului aval a locaţiei critice privind cavitaţia;

ve - viteza apei în canalul de fugă (la restituţie din aspirator); ∆hasp – pierderea de sarcină în aspirator.

Figura 4.22. Notaţii pentru definirea înălţimii de aspiraţie Dacă se neglijează pierderile de sarcină din aspirator şi viteza la ieşirea din acesta, relaţia Thoma devine: HzHH vapatmT /)( −−=σ (4.22)

Page 126: Amenajari hidroenergetice

126

Pentru a se evita cavitaţia turbina trebuie poziţionată la o înălţime de cel puţin z metri deasupra nivelului aval al restituţiei. Această cotă poartă numele de înălţime de aspiraţie ha ≥ z şi trebuie să respecte condiţia: HHHh Tvapatma σ−−> (4.23)

Dacă se ţine seama de variaţia presiunii atmosferice cu cota amplasamentului şi de faptul că la nivelul mării Hatm = 10,33 m col apă, iar presiunea de vaporizare se neglijează în raport cu presiunea atmosferică, se obţine relaţia frecvent folosită:

HmdMCotah Ta σ−−>900

)(33,10 (4.24)

unde raportul dintre cota amlasamentului în metri deasupra nivelului mării (mdM) şi 900 reprezintă factorul de corecţie al presiunii atmosferice. Coeficientul de cavitaţie, sau coeficientul lui Thoma se obţine de obicei pe baza studiilor pe model şi este furnizat de producătorul turbinei. Studii statistice au stabilit relaţii empirice de dependenţă dintre coeficientul de cavitaţie şi turaţia specifică. Sunt uzual folosite:

46,15

41,15

1040,6

1054,7

sT

sT

nxKaplanturbinepentru

nxFrancisturbinepentru

∗=

∗=

σ

σ

(4.25)

Pentru turbinele Francis coeficientul de cavitaţie are valorile uzuale cuprinse între 0,045 şi 0,46, în timp ce pentru turbinele Kaplan coeficientul de cavitaţie are valori cuprinse între 0,45 şi 1,05. Trebuie menţionat faptul că înălţimea de aspiraţie este parametrul care determină cotele de bază ale centralei hidroelectrice în raport cu nivelul aval. Dacă înălţimea de aspiraţie calculată cu formula (4.24) rezultă negativă, aşa cum se întâmplă în cazul uzinelor hidroelectrice cu căderi mari, cota axului turbinei este poziţionată sub cota apei din aval, iar turbina este cu contrapresiune. 4.6. RANDAMENTUL TURBINELOR Randamentul unei turbine este definit ca raport dintre puterea mecanică transmisă prin arborele turbinei şi puterea hidraulică absorbită, dată de produsul dintre debitul turbinat şi căderea netă. Pentru turbinele cu reacţiune (Francis şi Kaplan) căderea netă se determină pornind de la căderea brută măsurată între cotele biefurilor amonte şi aval, în timp ce la turbinele cu impuls (Pelton, Turgo sau Cross-flow) căderea brută se măsoară între cota biefului amonte şi cota punctului de impact al jetului cu cupele rotorului. Pierderile de energie din interiorul turbinelor cu reacţiune se datorează pierderilor prin frecare produse în camera spirală, la trecerea curentului prin aparatul director şi apoi printre palele rotorului. O altă parte din energie nu se poate fructifica la trecerea prin

Page 127: Amenajari hidroenergetice

127

turbină, ceea ce face ca în aval curentul să mai aibă energie cinetică. Diminuarea energiei remanente a curentului de apă la ieşirea din turbină şi deci recuperarea mai bună a energiei hidraulice, se obţine prin aspirator (sau difuzor), a cărui formă urmăreşte scăderea vitezelor. Recuperarea energiei cinetice la ieşirea din turbină este extrem de importantă, de până la 50%, în cazul turbinelor care lucrează la căderi mici şi au turaţii specifice mari şi este mai puţin semnificativă pentru turbinele care lucrează la căderi mari, cum sunt turbinele Francis, unde recuperarea vizează 2 .. 3% din energie. Confecţionarea aspiratorului, sau cel puţin proiectarea acestuia, trebuie să o realizeze producătorul turbinei, dat fiind influenţa pe care aspiratorul o are asupra randamentului. Din punct de vedere al exploatării, este important de reţinut că un randament bun al turbinei nu conduce numai la valorificarea bună a energiei hidraulice disponibile, cu efecte economice importante, dar semnifică şi o funcţionare bună a turbinei, fără vibraţii, fără cavitaţie etc, cu efecte economice indirecte, prin prelungirea duratei de viaţă şi diminuarea intervenţiilor de reabilitare. Randamentul garantat de producător nu se rezumă la o valoare maximă, corespunzătoare valorilor nominale de debit şi cădere, ci indică variaţia randamentelor turbinei în condiţii în care turbina lucrează la debite mai mici decât cel nominal. Un exemplu de randamente garantate pentru diferite tipuri de turbine este prezentat în figura 4.23. Figura 4.23. Variaţia randamentului cu debitul turbinat pentru diferite tipuri de turbine

Turbinele sunt proiectate să opereze în zona randamentului maxim pentru cca 80% din debitul nominal, pentru a ţine seama de variaţiile inerente ale debitului turbinat odată cu variaţia căderii şi a sarcinii cerute de sistem. Turbinele Kaplan şi Pelton au randamente bune pentru o gamă foarte largă de debite turbinate, până la 25 ... 30 %

Page 128: Amenajari hidroenergetice

128

din debitul nominal. Turbinele Kaplan cu palele rotorului fixe (propeller) menţin randamente acceptabile până la 35 % din debitul nominal, în timp ce turbinele Francis pierd mult din randament dacă debitul turbinat scade sub 40% din debitul nominal. Mai mult, la debite sub 40% din cel nominal turbinele Francis manifestă instabilitate, apărând vibraţii şi şocuri. BIBLIOGRAFIE Brekke, H. (2005). Choice of equipment for hydro. Trondheim, Norway. Bureau of Reclamation – USA. (1976). Selecting hydraulic reaction turbines. Engineering Monograph no. 20. Denver. Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill.

Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power, Microsoft® http://uk.encarta.msn.com © 1997-2007 Microsoft Corporation. ESHA (2004). Guide on how to develop a small hydropower plant. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE, Delft. Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables et cogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Faculty of Science Applied. Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim, Norway. Lawrence, S., (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of Colorado Boulder. Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest. Penche, C. (1998). Layman’s handbook on how to develop a small hydrosite. European Commision. ESHA. Vladimirescu, I. (1974). Maşini hidraulice şi staţii de pompare. Editura Didactică şi Pedagocică, Bucureşti. Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

Page 129: Amenajari hidroenergetice

129

5

CENTRALE HIDROELECTRICE PE DERIVAŢIE

5.1. CONSIDERAŢII GENERALE Centrala hidroelectrică reprezintă gruparea de clădiri şi echipamente electromecanice din cadrul unei uzine hidroelectrice, în care se realizează, succesiv, transformarea energiei potenţiate şi cinetice a apei în energie mecanică şi apoi în energie electrică. Echipamentul electromecanic cuprinde echipamentul principal, format din turbine şi generatoare, şi echipamentul şi instalaţiile auxiliare, care constau din vane, regulatori de viteză si presiune, instalaţia de ulei sub presiune, instalaţia de aer comprimat, instalaţia de climatizare, transformatoarele pentru nevoile interne, acumulatorii etc. La acestea se adaugă staţia de transformare, pentru conectarea cu reţeaua electrică, care poate fi situată in clădirea centralei sau alături de ea. Partea de construcţii a unei centrale hidroelectrice cuprinde in principal: - sala maşinilor, în care este instalat ansamblul turbinelor şi generatoarelor, în cazul grupurilor cu ax orizontal, sau generatoarele în cazul grupurilor cu ax vertical; uneori, când clădirea este fragmentată în mai multe nivele, în sala maşinilor se află doar excitatoarele generatoarelor. Partea din clădire situată deasupra planşelui principal este denumită în mod curent suprastructură. - infrastructura, care susţine echipamentul principal şi cuprinde şi turbinele în cazul grupurilor cu ax vertical. Este structura situată sub planşeul principal, înglobând echipamentele principale şi construcţiile de susţinere a acestora. În infrastructură se află toate uvrajele de admisie şi de restituţie a apei, către şi de la turbine. Înfrastructura constitue o structură de tip monolit şi se execută intotdeauna în etape, pentru a se adapta planului de montaj al turbinelor şi al instalaţiilor. - sala de comandă, care cuprinde aparatajul de comandă, de control şi de semnalizare; - incăperile anexe şi postul de transformare. Forma şi dimensiunile infrastructurii sunt determinate în primul rând de tipul şi de gabaritul turbinelor, şi numai în al doilea rând de modul de alcătuire a grupului, care include turbina, generatorul, precum şi toate echipamentele auxiliare, aferente acestora. În funcţie de relaţia cu bieful amonte centralele se împart in: - centrale baraj, care preiau direct presiunea apei din bieful amonte, având şi rol de baraj;

Page 130: Amenajari hidroenergetice

130

- centrale pe derivaţie, care nu preiau direct presiunea apei din bieful amonte, fiind poziţionate la capătul aval al derivaţiei. În cazul centralelor pe derivaţie, în funcţie de poziţia faţă de suprafaţa terenului centralele se împart în centrale supraterane, amplasate la suprafaţa terenului şi centrale subterane, amplasate în adâncime, sub suprafaţa terenului. În funcţie de poziţia centralei în raport cu amplasamentul captării de apă, centralele pe derivaţie pot fi situate în imediata vecinătate a capătului unei derivaţii cu nivel liber, de la care pleacă conducte forţate scurte, sau la capătul unei derivaţii lungi, finalizată cu conducte forţate, în cazul centralelor supraterane, sau cu galerii forţate, în cazul centralelor subterane. În cazul uzinelor de tip baraj, centrala se află la piciorul aval al barajului, sau în vecinătatea acestuia, dar uneori clădirea centralei poate fi amplasată chiar in corpul barajului. 5.2. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR SUPRATERANE 5.2.1. Centrale de joasă cădere echipate cu turbine Kaplan Turbinele Kaplan sunt destinate în mod normal centralelor de cădere joasă, căderile frecvent întâlnite fiind sub 30 m. Soluţia cu turbine cu ax (arbore) vertical este folosită în toate cazurile. Centralele cu echipare Kaplan pe derivaţie sunt situate în imediata vecinătate a capătului derivaţiei cu nivel liber, debitul fiind adus la centrală prin conducte forţate scurte. În cele ce urmează sunt prezentate succint câteva exemple, din care se poate constata alcătuirea uzuală a acestor centrale.

Figura 5.1. CHE Noapteş – vedere în plan şi secţiune transversală

Page 131: Amenajari hidroenergetice

131

Centrala hidroelectrică Noapteş (fig. 5.1) este situată la avalul canalului de derivaţie de 1140 m care vine de la acumularea Curtea de Argeş. De la camera de încărcare o conductă forţată, de cca 40 m lungime, aduce debitele la centrală sub o cădere de 20,50 m. Centrala este echipată cu două turbine Kaplan, cu debitul total instalat de 90 m3/s. Puterea instalată este de 15,40 MW. Centrala hidroelectrică Vaduri (fig. 5.2) şi construcţiile de derivaţie aferente centralei sunt compuse din: canalul de aducţiune, camera de încărcare, casa vanelor, conductele forţate, canalul de spălare, centrala propriu-zisă, bazinul de liniştire şi canalul de fugă. Sunt patru conducte forţate casetate, din beton armat, câte două pentru fiecare turbină, amplasate pe taluz, între casa vanelor şi infrastructura centralei. Secţiunile transversale ale conductelor au dimensiunea interioară de 4,90 x 4,50 m. Conductele sunt realizate ca o construcţie bloc, cu un radier general înclinat şi pile de compartimentare (pereţii conductelor).

Figura 5.2. Secţiune transversală prin CHE Vaduri Construcţia centralei cuprinde centrala poropriu-zisă şi blocul de montaj. În infrastructura centralei sunt amplasate două turbine de tip Kaplan cu aspiratoarele şi camerele spirale din beton armat. Intrarea în camerele spirale se face prin conductele forţate, câte două pentru fiecare turbină. Generatorii sunt rezemaţi pe câte un "pahar", o construcţie inelară încastrată în planşeul peste camera spirală cu transmiterea sarcinilor verticale direct prin aparatul director fix al turbinei, la umerii camerei spirale. La partea superioară a infrastructurii se află planşeul sălii maşinilor. Adiacent structurii centralei se află blocul de montaj, separat printr-un rost vertical atât în infrastructură cât şi în suprastructură. Planşeul sălii maşinilor se află la aceeaşi cotă cu blocul de montaj. Suprastructura centralei şi a blocului de montaj este realizată structural din cadre. În anumite situaţii, pentru a reduce volumele de lucrări, clădirea centralei se amplasează parţial îngropat, în umplutura taluzului aval amenajat. O asemenea amplasare are centrala hidroelectrică Poiana Teiului (fig.5.3), de la amenajarea cursului superior al râului Bistriţa.

Page 132: Amenajari hidroenergetice

132

Figura 5.3. CHE Poiana Teiului, fotografie din aval şi secţiune transversală Apa este adusă la centrală de o aducţiune de cca 2 km, cu diametrul de 6,20 m, de la care pleacă apoi conductele forţate. Structura centralei include şi casa vanelor. Din cei 37 m ai înălţimii clădirii, numai 16 m sunt supraterani. Centrala este echipată cu două turbine Kaplan, cu o cădere de 23 m, un debit instalat de 70 m3/s şi o putere instalată de 10 MW. La centralele de joasă cădere echipate cu turbine Kaplan, se pot folosi camere spirale din beton armat, aşa cum au centralele descrise anterior, sau carcase spirale din oţel. La alegerea unei anumite soluţii trebuie avute în vedere câteva considrente. Carcasele spirale din oţel, care rezistă ruperii la eforturi inelare, au, în sens radial, secţiuni transversale circulare. Camerele spirale din beton armat se construiesc mai uşor cu secţiuni transversale dreptunghiulare în sens radial. Dacă înălţimea este mult mai mare decât lăţimea, suprafaţa necesară în plan şi distanţa între turbine pot fi mai mici, conducând la reducerea dimensiunilor structurii centralei. În practică, pentru carcasele spirale din beton cu secţiune dreptunghiulară se adoptă viteze de curgere mai mici, pe

Page 133: Amenajari hidroenergetice

133

de o parte pentru a reduce pericolul de eroziune, iar pe de altă parte pentru a realiza un randament hidraulic mai bun. Camerele spirale din beton nu prezintă dificultăţi de execuţie pentru căderi sub aproximativ 15 ... 20 m. Pentru căderi care depăşesc cu mult 20 m se preferă uneori carcasele spirale din oţel. Trebuie însă avut în vedere faptul că, în anumite cazuri, confecţionarea, transportul şi montajul unor carcase spiralc din oţel foarte mari, precum şi măsurile necesare pentru a preveni deformarea şi flotabilitatea lor in timpul turnării betonului, pot sa anuleze toate celelalte avantaje oferite. O problemă specifică centralelor situate în imediata vecinătate a capătului derivaţiei cu nivel liber este stabilitatea la alunecare a ansamblului casă de vane – conductă forţată – centrală. Pentru a ilustra această problemă, în acest paragraf este inserat un exemplu relativ la analiza stabilităţii ansamblului centralei Vaduri. Studiu de caz STABILITATEA LA ALUNECARE A ANSAMBLULUI CASĂ DE VANE, CONDUCTĂ FORŢATĂ ŞI CENTRALA HIDROELECTRICĂ VADURI Secţiunea transversală a centralei şi o descriere a lucrărilor au fost prezentate anterior. După cum se poate urmări în figura 5.2 centrala hidroelectrică şi construcţiile aferente centralei sunt compuse din casa vanelor, conductele forţate, şi centrala propriu-zisă. Verificarea la stabilitate s-a făcut prin metoda echilibrului limită. S-au analizat trei ipoteze, primele două corespunzând reviziilor / reparaţiilor grupurilor din centrală şi / sau a conductelor forţate, iar ipoteza 3 corespunzând exploatării curente. Schema de calcul este prezentată în figura V1. Ordinea ipotezelor corespunde severităţii descrescătoare a condiţiilor de stabilitate – ipoteza 1 cu ambele grupuri în revizie / reparaţie, când împingerea apei din amonte asupra frontului barat din casa vanelor este maximă, ipoteza 2 cu unul singur dintre cele două grupuri în revizie / reparaţie, când împingerea apei din amonte asupra frontului barat din casa vanelor este jumătate, afectând numai 2 deschideri, şi ipoteza 3, a exploatării curente, când circuitul hidraulic este liber şi împingerea din presiunea hidrostatică se manifestă numai asupra feţelor amonte ale pilelor şi culeelor casei vanelor. Subpresiunile care pot afecta casa vanelor şi centrala hidroelectrică s-au introdus în calcule în două ipoteze. Prima corespunde observaţiilor din teren, având drept element de control nivelul din căminul sistemului de drenaj. În această ipoteză se manifestă subpresiuni pe talpa de fundare a casei vanelor în limitele schemelor de calcul uzuale, iar pe fundaţia centralei se resimte numai presiunea corespunzătoare nivelului aval. A doua ipoteză referitoare la subpresiuni corespunde valorilor evaluate pe baza calculelor de infiltraţii. S-a luat în considerare ipoteza cea mai pesimistă, când fenomenele de îmbătrânire – deteriorare a pereului din camera de încărcare cresc cu un ordin de mărime permeabilitatea captuşelii din bieful amonte. În această ipoteză nu

Page 134: Amenajari hidroenergetice

134

se manifestă subpresiuni pe talpa de fundare a casei vanelor, dar pe fundaţia centralei se exercită presiuni mai mari decât cele corespunzătoare nivelului aval (fig. V.2).

Figura V.1. Schema de calcul a stabilităţii la alunecare

Caracterizarea geotehnică a terenului de fundare a condus la următorii coeficienţi de frcare beton – teren (f b–r ):

- pentru casa vanelor f b–r = 0,3; - pentru conductele forţate f b–r = 0,40; - pentru structura centralei f b–r = 0,45.

Analiza stabilităţii s-a realizat atât pentru condiţii statice cât şi în ipoteza acţiunii seismice. Stabilitatea la alunecare în caz de cutremur s-a analizat prin metoda pseudo-statică. În calcule s-a adoptat coeficientul seismic ks = 0,12, corespunzător zonării seismice a teritoriului. Rezultatele calculelor de stabilitate pentru ipoteza cu seism sunt sintetizate în tabelele următoare.

Page 135: Amenajari hidroenergetice

135

Figura V.2. Calculul infiltraţiilor din camera de încărcare spre canalul de fugă

Tabelul V.1 Stabilitatea casei vanelor Ipoteza Presiunea

hidrostatică Ph (kN)

Subpresiunea

SCV (kN)

Greutatea proprie

GCV (kN)

Forţa seismică

(kN) ks = 0.12

Factorul de stabilitate

FS

Excedent de forţă pentru

echilibrare ∆ECV (kN)

(1)Revizie conducte

forţate

25 100 9360 68 659 9 739 0.51 17 050

(2)Revizie / reparaţie un

grup

17 550 9360 75 685 9 916 0.72 7579

(3)Exploatare

curentă

10 000 9360 82 639 9 916 1.10 0

1

2

3

4 5

6

7

8

9

10

1112

1314

1

2 3

4

5 67

8

9

101112

13

14 15

16

1718

1920

21 22

23

24

2526

27 2829

303132

1

2

3

4

56

7

8

9

10

11

12

1314

15

16

17

18

19

20

21

2223

24

25

26

27

28

29

30

31

3233

34

35

36

37

38

39

40

4142

43

44

45

46

47

4849

50

51

52

53

54

55

56

57

5859

60

61

62

63

64

65

66

67

68

6970

71

7273

74

75

7677

78

79

80

81

82

83

8485

86

87

88

89

90

91

92

93

9495

96

97

98

99

100

101

102

103

104105

106

107

108

109

110

111

112

113

114

115

116

117

118

119

120

121

122

123

124

125

126

127

128

129

130

131132

133

134

135

136

137

138

139

140

141

142

143

144

145

146

147

148

149

150

151

152

153

154

155

156

157

158

159

160

161

162

163

164

165

166

167

168

169

170

171

172

173

174

175

176

177

178

179

180

181

182

183

184

185

186

187

188

189

190

191

192

193

194

195

196

197

198

199

200

201

202

203

204

205

206

207

208

209

210

211

212

213

214

215

216

217

218

219

220

221

222

223

224

225

226

227

228

229

230

231

232

233

234

235

236

237

238

239

240

241

242

243

244

245

246

247

248

249

250

251

252

253

254

255

256

257

258

259

260

261

262

263

264

265

266

267

268

269

270

271

272

273

274

275

276

277

278

279

280

281

282

283

284

285

286

287

288

289

290

291

292

293

294

295

296

297

298

299

300

301

302

303

304

305

306

307

308

309

310

311

312

313

314

315

316

317

318

319

320

321

322

323

324

325

326

327

328

329

330

331

332

333

334

335

336

337

338

339

340

341

342

343

344

345

346

347

348

349

350

351

352

353

354

355

356

357

358

359

360

361

362

363

364

365

366

367

368

369

370

371

372

373

374

375

376

377

378

379

380

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 4800

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

320

340

360

Canal de aducţiune şi camera de încărcare H= 349.10 mdM

Bazin de liniştire şi canal de fugă H= 323,00

CF CHE

323

332.5

333

333.5

334

334.5

SCHEMA DE CALCUL

SPECTRUL CURGERII SUBTERANE

Page 136: Amenajari hidroenergetice

136

Tabelul V.2 Stabilitatea conductelor forţate Ipoteza Împingerea

casei vanelor ∆ECV (kN)

Greutatea proprie

GCF (kN)

Forţa seismică

(kN) ks = 0.12

Factorul de stabilitate

FS

Excedent de forţă pentru echilibrare ∆ECF (kN)

(1)Revizie conducte forţate

17 050 74 936 8 992 0.38 32 280

(2)Revizie / reparaţie un grup

7579 89 048 10685 0.509 27 551

(3)Exploatare curentă

0 103 160 12 379 0.606 20 971

Tabelul V.3 Stabilitatea clădirii centralei

Ipoteza Împingerea conductelo

r forţate

∆ECF (kN)

Greutatea proprie

GCHE (kN)

Forţa seismică

(kN) ks = 0.12

Presiunea apei din

aval Pav (kN)

Subpresiune

SCHE (kN)

Factorul de stabilitate

FS

(1)Revizie conducte forţate

32 280 240 000 28 800 19 075 69 000 1.83

(2)Revizie /reparaţie un grup

27 551 256 000 30 720 19 075 69 000 2.14

(3) Exploatare curentă

20 971 272 000 32 640 7 599 74 750 1.93

Din calculele efectuate rezultă că la CHE Vaduri nu sunt probleme de stabilitate la alunecare pentru ansamblul lucrărilor. Concluzia este confirmată de comportarea de până acum a amenajării. 5.2.2. Centrale echipate cu turbine Pelton Există două tipuri principale de dispunere a turbinelor: dispoziţia cu arborele turbinei orizontal si dispoziţia cu arborele vertical. Turbinele Pelton cu arbore orizontal au arborele paralel cu axa longitudinală a centralei. Intrarea apei in centrală se poate asigura prin una sau prin două conducte, orientate in sens longitudinal, de la care pleacă ramificaţii spre turbine, sau cu conducte individuale, separate, in sens transversal. Dispoziţia cu conducte forţate şi canale de restituţie individuale este de preferat pentru o exploatare mai elastică a centralei (fig. 5.4). Canalele de restituţie sunt de construcţie simplă, putând fi separate şi dispuse în linie cu planul fiecărui rotor. Există uneori şi un canal colector comun de evacuare, deservind mai multe turbine. Canalele de restituţie sunt conectate la canalul de fugă. În ceea ce priveşte dispunerea în elevaţie, cota arborelui este fixată astfel încât cupele rotoarelor să fie menţinute deasupra nivelului maxim aval. Nivelul planşeului principal depinde, în consecinţă, indirect de nivelul maxim aval. Generatorul şi turbina sunt rnontate la nivelul planşeului principal (fig.5.5).

Page 137: Amenajari hidroenergetice

137

Figura 5.4. Dispunerea turbinelor Pelton cu ax orizontal în sala maşinilor

Figura 5.5. Dispunerea în elevaţie a turbinei În cele ce urmează sunt prezentate succint câteva exemple, din care se poate constata alcătuirea uzuală a centralelor echipate cu turbine Pelton cu ax orizontal. În figura 5.6 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Kaprun.

Figura 5.6. Secţiune prin CHE Kaprun

Page 138: Amenajari hidroenergetice

138

Este o centrală cu o cădere foarte mare, de cca 1200 m. În centrală sunt montate 4 grupuri cu turbine cu ax orizontal, două de 45 MW şi două de 55 MW. Turbinele sunt alimentate individual, de patru conducte forţate cu diametrul variind de la amonte spre aval de la 1,25 m la 1,15 m. În clădirea centralei sunt montate atât vanele de admisie la turbine cât şi casa batardourilor pentru canalul de fugă. În figura 5.7 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Sadu V. Este echipată cu două turbine Pelton, de 7,7 MW fiecare, care lucrează sub o cădere de 398 m. Debitul instalat este de 8,25 m3/s. Turbinele sunt prevăzute, fiecare, cu câte două injectoare, care pleacă de la distribuitor. Debuşarea debitelor turbinate se face în bazinul de liniştire, prevăzut cu deversor lateral, de la care pleacă canalul de fugă. Suprastructura închide sala maşinilor, iar blocul de comandă este situat într-o clădire separată.

Figura 5.7. Secţiune transversală prin CHE Sadu V Turbinele Pelton cu arbore vertical sunt utilizate pentru centrale de putere mare. Fundaţia acestor turbine este relativ mai complicată, deoarece rotorul si generatorul necesită lucrări de construcţii suplimentare.Turbinele sunt poziţionate sub planşeul principal, iar generatoarele deasupra planşeului principal. Inălăţimea şi lăţimea totală a centralei sunt relativ mai mari în raport cu o centrală echipată cu grupuri cu ax orizontal, dar acest dezavantaj se poate compensa prin faptul că centrala are o lungime mai mică. Alcătuirea structurală şi echiparea unei centrale cu turbine Pelton cu ax vertical se pot urmări în figura 5.8, în care este prezentată centrala Batiaz din cadrul amenajării Rhonului. În centrală sun montate două turbine Pelton cu câte 5 injectoare. Căderea nominală este de 626 m, debitul instalat de 14,5 m3/s şi puterea unui grup este de 80 MW. Turaţia turbinei este de 428 rot /min. Turbinele sunt alimentate de o conductă forţată unică, cu diametrul de 2,4 m, de la care se bifurcă distribuitoarele.

Page 139: Amenajari hidroenergetice

139

Figura 5.8. Secţiuni caracteristice prin centrala hidroelectică Batiaz

Page 140: Amenajari hidroenergetice

140

5.2.3. Centrale echipate cu turbine Francis Turbinele Francis sunt utilizate în mod normal la centrale cu cădere mijlocie, intre 20 şi 300 m. Limita superioară tinde în prezent a se deplasa către căderi mai mari de 300 m. În trecut s-a folosit dispoziţia cu arbore orizontal, care este în prezent limitată la instalaţii relativ mici, de tipul microhidrocentralelor. Dispoziţia cu arbore vertical este folosită in toate centralele cu puteri medii şi mari. Carcasa spirala a turbinei Francis se confecţionează din oţel şi numai în cazuri speciale poate fi înlocuită de o cameră spirală din beton armat. Carcasa spirală din oţel este practic o continuare a conductei forţate, care intră în centrală, în general, în unghi drept faţă de axa longitudinală. Cota axei aparatului director este determinată de cota obligată a rotorului faţă de nivelul minim din aval, pentru a se evita fenomenele de cavitaţie. Întreg ansamblul carcasă spirală – aspirator constitue o structură auto portantă, betonul având numai rolul de a “îmbrăca” circuitul hidraulic. Dimensiunile carcasei spirale, ale turbinei şi ale aspiratorului sunt specificate de producător şi sunt obligatorii pentru a se putea realiza parametri garantaţi. Distanţa între turbine şi implicit mărimea centralei sunt determinate de mărimea carcasei spirale, pentru centralele de cădere joasă, şi respectiv de mărimea generatorului, pentru centrale cu cădere mare. Clădirea centralei este supraterană sau parţial îngropată, depinzând de condiţiile din amplasament. În cele ce urmează sunt prezentate succint câteva exemple de centrale echipate cu turbine Francis, din care se poate urmări alcătuirea uzuală a acestora. În figura 5.9 se poate urmări o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Stejarul de la Bicaz. Debitul turbinat este adus la centrală prin două conducte forţate cu diametrul variabil de la 4,20 m la 3,80 m, încastrate în două masive de ancoraj. Căderea nominală este de 143,50 m, iar debitul instalat este de 178 m3/s.

Figura 5.9. Secţiune transversală prin CHE Stejaru

Page 141: Amenajari hidroenergetice

141

Centrala este echipată cu 6 grupuri cu turbine Francis, 4 cu puterea de 27,50 MW fiecare şi două cu puterea nominală de 50 MW fiecare. Clădirea centralei are în infrastructură vana de admisie, carcasa spirală şi aspiratorul. Suprastructura cuprinde sala maşinilor, cu generatorii poziţionaţi peste planşeul principal şi casa vanelor la intrare. Un al doilea exemplu se referă la centrala Răstolniţa (fig. 5.10), o centrală de putere medie (cădere de 270 m, debit instalat de 17 m3/s şi putere de 35 MW). Echiparea cuprinde două turbine Francis cu carcasă metalică, dar cu aspiratorul turnat din beton armat. Bazinul de liniştire este şi bazin compensator la descărcarea în Mureş a debitelor turbinate. ‘

Figura 5.10. CHE Răstolniţa – secţiune transversală

Pentru anumite configuraţii morfologice sau geologice ale amplasamentului structura centralei nu mai este dominant supraterană ci se pozează îngropată în teren. Particularităţile structurilor îngropate se pot desprinde din exemplele următoare. În figura 5.11 se prezintă secţiunea transversală a centralei hidroelectrice Clăbucet. Centrala este echipată cu două turbine Francis, având puterea instalată totală de 64 MW, la o cădere de 253 m, cu un debit instalat de 35 m3/s. Infrastructura este integral îngropată, fiind realizată structural sub forma unei cuve din beton armat. Peretele amonte al cuvei este şi element de preluare a împingerii terenului. În infrastructură este inclusă şi casa vanelor de acces. Nivelurile superioare ale clădirii servesc amplasării instalaţiilor anexă, blocului de comandă etc. Blocul de montaj se află la cota ultimului planşeu, la care se ajunge de pe drumul de acces. Apele turbinate ajung într-un bazin de liniştire, realizat ca o cuvă înecată, de unde deversază în canalul de fugă şi apoi se descarcă în râul Dâmboviţa. Un al doilea exemplu îl oferă centrala hidroelectrică Nehoiaşu, din cadrul AHE Buzău (fig.5.12). Centrala este echipată cu două turbine Francis cu ax vertical, cu puterea nominală de 21 MW pe grup. Turbinarea se face sub o cădere de 194 m, debitul instalat al centralei fiind de 32 m3/s. Beneficiind de un stoc important al râului Buzău, energia produsă în anul hidrologic mediu este de 122 GWh/an.

r

Page 142: Amenajari hidroenergetice

142

Figura 5.11. Secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Clăbucet Şi de această dată infrastructura este realizată sub forma unei cuve înropate din beton armat. Sala maşinilor este integrată în structura cuvei, în timp ce suprastructura supraterană cuprinde spaţiul de circulaţie al podului rulant şi blocul de montaj.

Figura 5.12. Secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Nehoiaşu

Page 143: Amenajari hidroenergetice

143

5.2.4. Elemente caracteristice pentru dispoziţia generală a centralelor Dispunerea în elevaţie Poziţia turbinelor în elevaţie depinde în principal de nivelurile maxime si minime ale apei in bieful aval, respectiv in canalul de fugă, şi de caracteristica dc cavitaţie a turbinelor. Aceasta determină cota turbinei faţă de nivelul aval. Condiţiile de fundare influenţează şi ele dispunerea în elevaţie a centralei, atunci când se impune fundarea pe rocă sănătoasă. Cota de amplasare a turbinelor impune cotele de poziţionare a tuturor elementelor centralei. Cota maximă a apei din bieful aval poate influenţa şi ea, prin condiţia de neinundabilitate a sălii maşinilor, dispozitia pe înalţime a centralei. După cum s-a arătat în capitolul 4, dacă turbina este situată la o înălţime prea mare deasupra nivelului apei din canalul de fugă (sau din bazinul de liniştire), în turbină poate apare cavitaţia. Pentru siguranţă împotriva cavitaţiei turbina trebuie să fie situată la o înălţime ha mai mare decât înălţimea de aspiraţie critică hs, care este dată de formula lui Thoma ( vezi relaţia (4.24) din capitolul 4:

HmdMCotahh Tsa σ−−=>900

)(33,10 (5.1)

unde: - Cota este cota geodezică a amplasamentului, exprimată în metri deasupra

nivelului mării; - σT este coeficientul de cavitaţie, sau coeficientul lui Thoma; - H este căderea netă a centalei.

Se observă că pentru anumite valori ale lui σT şi a căderii, înălţimea de aspiraţie poate deveni negativă (turbinele se amplasează sub cota apei din aval) şi în acest caz turbina se numeşte cu contrapresiune (fig.5.13).

Figura 5.13. Dispunerea în elevaţie a centralei

Page 144: Amenajari hidroenergetice

144

Valoarea înălţimii de aspiraţie trebuie stabilită pentru toate combinaţiile de sarcini ale agregatelor, căderi şi poziţii ale nivelului aval. Dat fiind faptul că poziţia turbinelor este condiţionată de nivelul minim din aval, determinarea acestuia trebuie făcută riguros.

Coeficientul de cavitaţie depinde exponenţial de turaţia specifică a turbinei (vezi relaţiile (4.25) din capitolul 4). Ca urmare, mărirea turaţiei specifice ns a turbinei micşorează înălţimea de aspiraţie, conucând la cote mai joase pentru turbine. Pe de altă parte, prin sporirea turaţiei specifice se micsorează diametrul şi greutatea agregatului şi deci dimensiunile sălii maşinilor. La adoptarea uneia dintre cele două dispoziţii – fundare joasă dar gabarite mai mici, versus cotă de fundare mai ridicată dar gabarite mai mari - trebuie făcută o comparaţie tehnico-economică. Condiţiile geologice pot avea însă o importanţă decisivă. Dacă cota rocii bune de fundare este coborâtă, adoptarea dispoziţiei cu cota turbinelor mai coborâtă este justificată. În cazul turbinelor cu impuls, cum sunt turbinele Pelton, înălţimea de aspiraţie nu are relevanţă. Cota de amplasare a turbinei rezultă din condiţia ca punctul cel mai de jos al cupelor rotorului să fie situat la 1,0 ... 1,5 m deasupra nivelului maxim al apei din canalul de fugă. Dispunerea în plan Lungimea clădirii centralei depinde de numărul de agregate, de gabaritele lor şi, intr-o anumită măsură, de faptul dacă s-au adoptat carcase spirale din oţel sau s-au turnat camere spirale din beton. Un criteriu util în estimarea lungimii clădirii este distanţa între axele turbinelor. Dispoziţia uzuală este determinată în mare măsură de considerente practice, economice şi de exploatare. Agregatele sunt amplasate aproape fără excepţie în linie dreaptă, la o distanţă optimă între ele. Platforma de montaj este situată la un capăt al centralei, pentru a evita o manipulare dublă. Pe direcţie transversală se urmăreşte reducerea la minim a dimensiunilor, în limitele impuse de condiţiile de montaj şi de întreţinere, pentru a micşora deschiderea podului rulant. Trebuie asigurat spaţiul necesar pentru trecerea la montaj a rotorului unui agregat printre stâlpii construcţiei şi, în cazul în care centrala are mai multe grupuri, printre celelalte agregate. Costul pe unitatea de volum este mult mai mare pentru infrastructură decât pentru suprastructură. Este mai economic să se instaleze câteva grupuri mari, puţine la număr, decât un număr mai mare da grupuri mici. Platforma de montaj se măreşte în cazul grupurilor mari, dar costurile platformei de montaj sunt semnificativ mai mici decât costurile infrastructurii unui agregat. Considerente de exploatare impun prevederea unor spaţii de acces în jurul tuturor echipamentelor. Spaţiile de exploatare trebuie să acomodeze cablurile, conductele şi tablourile electrice şi de comandă. Sala maşinilor şi platforma de montaj Tipul constructiv specific al hidroagregatului şi alegerea unei dispoziţii cu ax orizontal sau vertical au un efect important asupra numarului de nivele ce trebuie prevăzute în centrală. În cazul dispoziţiei cu ax orizontal (adoptată mai des pentru

Page 145: Amenajari hidroenergetice

145

turbinele Pelton) este necesar un singur planşeu principal, turbogeneratorul fiind montat pe fundaţii speciale. În cazul unei dispoziţii cu ax vertical, numărul de planşee ce trebuie prevăzute depinde în oarecare măsură de tipul constructiv al hidroagregatului şi, în special, de poziţiile relative ale regulatorului ce guvernează aparatul director şi a servomotorului său. Regulatorul trebuie să fie la nivelul planşeului de exploatare, iar servomotorul amplasat la nivelul inelului de reglaj al turbinei. Dacă sistemul de reglaj este de tip combinat, cu regulatorul şi servomotorul într-o singură unitate, planşeul de exploatare este la nivelul turbinei. În acest caz se prevede uneori un semiplanşeu suplimentar amplasat fie la nivelul părţii superioare, fie la nivelul bazei statorului generatorului. Sunt posibile două poziţii ale salii principale (fig. 5.14 a, b). In dispozitia (a), folosită la centrale de putere mijlocie şi mare, sala principală este numită sala generatoarelor, iar accesul la turbine se asigură prin galerii amplasate la o cotă inferioară. În dispoziţia (b), sala maşinilor are două niveluri diferite, de pe care se poate realiza atât deservirea turbinelor cât şi aceea a generatoarelor. Muchia de separaţie dintre cota superioară şi cea inferioară a pardoselii poate fi rectilinie (fig. 5.15, a), sau din drepte si curbe (fig. 5.15,b). În ultimul caz este posibilă o amplasare mai avantajoasă a echipamentului de reglaj în intrândurile dintre generatoare. În figura 5.15 este prezentată, pentru exemplificarea acestui mod de dispunere a nivelurilor, o fotografie a sălii maşinilor centralei hidrorelectrice Stejaru.

Figura 5.14. Dispunerea pe un nivel (a) sau pe două nivele (b) a sălii maşinilor Platforma de montaj trebuie să fie suficient de mare, pentru a permite unui vehicul de transport rutier să intre, transportând piesa cea mai voluminoasă, iar podului rulant al centralei să ridice sarcina şi să o aşeze pe planşeu. Este convenabil ca platforma de montaj să fie dispusă la nivelul căii de acces, chiar dacă aceasta este mai înaltă decât planşeul de la nivelul superior al sălii turbinelor. Planşeul platformei de montaj se prelungeşte de obicei pe întreaga lăţime a podului rulant şi, ca o indicaţie aproximativă, se poate considera că lăţimea ei minimă într-o centrală cu mai multe agregate este aproximativ egală cu distanţa dintre axele turbinelor

Page 146: Amenajari hidroenergetice

146

.

Figura 5.15. Dispunerea în plan a nivelurilor sălii maşinilor

Suprastructura Înălţimea clădirii centralei, până la partea inferioară a grinzilor acoperişului, este determinată de înălţimea căii de rulare a podului rulant. Aceasta este determinata la rândul ei de tipul podului rulant şi de înălţimea maximă de ridicare, necesară pentru cârligul principal. Aceasta trebuie să asigure posibilitatea podului rulant de a ridica piesa sau ansamblul cel mai mare al hidroagregatului, deasupra planşeului, sau deasupra celorlalte maşini. In cazul unui agregat cu arbore vertical, ansamblul cel mai mare este rotorul turbinei. În cazul unei dispoziţii cu arbore orizontal, gabaritul necesar este mult mai mic şi clădirea este mai puţin înaltă. Pentru a reduce costurile aferente centralei, s-au folosit uneori centrale deschise, fără suprastructura clădirii deasupra nivelului planşeului principal. În aces caz se prevăd capace etanşe pentru fiecare generator şi pentru excitatricea lui. Un exemplu de centrală deschisă se poate urmări în figura 5.16.

Figura 5.16. Centrala hidroelectrică de la piciorul aval al barajului Hiwassee

Page 147: Amenajari hidroenergetice

147

Centrala Hiwassee este echipată cu o turbină Francis cu ax vertical de 60 MW şi o turbo-pompă de 77 MW, care lucrează sub o cădere de 60 m. Peste nivelul turbinelor este amplasat generatorul şi excitatricea, găzduite în infrastructură. Fiecare grup este protejat de o carcasă metalică etanşe. Operaţiunile de montaj sunt realizate cu ajutorul unei macarale capră cu capacitatea de 275 t. Echipamentele auxiliare şi panourile cu aparatele de măsură şi control sunt amplasate la nivelul inferior. Pentru lucrări de întreţinere mai mari capacele generatoarelor trebuie îndepărtate, iar pentru a asigura protecţia faţă de agenţii atmosferici se prevede acoperirea temporară. O variantă intermediară este centrala cu suprastructură semideschisă, cu acoperişuri de înălţime mică peste excitatoarele generatoarelor, similare cu o clădire convenţională. Plafonul are deschideri cu acoperire culisabilă, care permit accesul cârligului macaralei capră pentru montare şi demontare şi pentru preluarea pieselor către platforma de montaj. 5.3. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR SUBTERANE 5.3.1. Consideraţii generale Avantajele dispunerii în subteran a centralei Adoptarea unei soluţii cu centrală subterană este justificată dacă se îndeplinesc una sau mai multe din următoarele condiţii sau situaţii: - lipsa unui amplasament favorabil din punct de vedere topografic şi geologic pentru conducta forţată şi castelul de echilibru pentru o variantă cu centrală supraterană; - posibilitatea de a concentra într-o singură treaptă căderi mai mari decât într-o amenajare cu centrala supraterană, prin mărirea gradelor de libertate în alcătuirea schemei; - posibilitatea de a realiza o soluţie mai economică pentru derivaţia forţată faţă de o soluţie cu conducte forţate, datorită unor condiţii geologice favorabile pentru puţul sau galeria forţată; - reducerea costului total al uzinei, prin realizarea unei mari părţi a derivaţiei prin galeria de fugă cu curgere liberă şi scurtarea galeria de aducţiune sub presiune, care este semnificativ mai scumpă decât galeria de fugă, mai ales dacă condiţiile geologice sunt defavorabile; - posibilitatea de a executa lucrările de construcţii şi în perioada de iarnă, în regiuni în care temperaturile sunt foarte coborâte in sezonul rece. În afara acestor condiţii tehnice avantajoase, amplasarea în subteran a centralei hidroelectrice prezintă şi avantaje din punctul de vedere al impactului asupra mediului. Prezenţa lucrărilor de construcţie se resimte numai în zona ferestrelor de atac a lucrărilor subterane, iar în exploatare impactul asupra mediului este neglijabil. La rândul ei centrala are siguranţă sporită, fiind ferită de alunecări de versant ce pot afecta conductele forţate şi chiar clădirea centralei supraterane. În acelaşi timp, operarea centralelor subterane iese de sub incidenţa condiţiilor meteorologice, un avantaj important în cazul amplasamentelor montane. Din aceste motive, în ultimile decenii, majoritatea schemelor de amenajări hidroenergetice importante s-au realizat numai ca amenajări integral subterane. S-au construit peste 400 de centrale subterane în caverne cu deschideri între 15 şi 30 m şi înălţimi de 30...40 m.

Page 148: Amenajari hidroenergetice

148

Ansamblul lucrărilor subterane aferente centralei Lucrările subterane aferente centralei cuprind, pe lângă caverna care găzdueşte infrastructura şi sala maşinilor, un ansamblu de alte obiecte: casa de vane amonte, cu vanele de acces la turbine, bazinul de liniştire aval, galeria batardourilor aval, puţuri şi / sau tunele de acces, galerii pentru cabluri, uneori caverna transformatorilor, puţuri şi galerii de ventilaţie, etc. Câteva exempe sunt edificatoare privind complexitatea lucrărilor. Dispoziţiile mai simple cuprind în cavernă unică casa de vane şi echipamentul hidrodinamic. Este cazul centralei subterane Ruieni din figura 5.17. Chiar şi în acest caz însă, pe lângă circuitul hidraulic (castel de echilibru, galerie forţată, galerie de fugă) apar o serie de galerii de acces şi de legătură.

Figura 5.17. Ansamblul lucrărilor subterane la centrala hidroelectrică Ruieni

În cazul centralei subterane Turkwel (fig. 5.18), construită în gneise sănătoase, centrala are tot o cavernă unică, dar condiţiile hidraulice ale unei galerii de fugă lungi au impus excavarea în subteran a unui castel de ehilibru aval. Caverna centralei se află la 250 m sub nivelul terenului. În centrală sunt instalate două turbine Francis de 2 x 56 MW. De la clădirile camerei de comandă şi platforma transformatorilor, accesul în centrală se face printr-un tunel de 400 m lungimeşi pantă de 13%. Cavernele utile sunt interconectate printr-un sistem de galerii de legătură. Din cavernă pleacă şi galeria cablurilor, către staţia TRAFO de la suprafaţă.

Page 149: Amenajari hidroenergetice

149

Figura 5.18. Centrala subterană Turkwel

Un ansamblu de lucrări subterane mult mai complicat are uzina hidroelectrică Ertan din China (fig. 5.19).

Figura 5.19. Complexul lucrărilor subterane aferente centralei hidroelectrice Ertan

Tunel de acces

e

Page 150: Amenajari hidroenergetice

150

Centrala Ertan are o putere instalată de 3300 MW, fiind cea mai mare centrală de derivaţie din Asia. Căderea este de 197,50 m şi este creată de un baraj în arc de 240 m înălţime. Debitul instalat este adus la centrală prin 6 galerii forţate cu diametrul de 9 m, cu capacitatea de 375 m3/s fiecare. Debitul turbinat este descărcat în aval de două galerii de fugă, una dintre ele definitivată pe suportul fostei galerii de deviere. Derivaţia este scurtă şi nu are castel de echilibru pe amonte, dar se regăseşte un castel de echilibru pe aval. Pentru a limita pierderile de putere electrică pe cablurile de joasă tensiune, staţia de transformare este poziţionată în subteran, într-o cavernă separată. Pe lângă lucrările principale ale schemei se regăsesc galerii de acces, galerii de ventilaţie, galerii şi puţuri de drenaj etc. În cazul centralelor cu derivaţii scurte, caverna centralei se poate amplasa în imediata vecinătate a prizei energetice, apa fiind adusă la centrală printr-un puţ forţat. Este cazul centalei Guayabo din Salvador (fig.5.20).

Figura 5.20. Ansamblul lucrărilor subterane la centrala Guayabo

Centrala lucrează sub o cădere de 56 m. La capătul puţului forţat este montată carcasa spirală care alimentează o singură turbină Francis cu ax orizontal. Caverna sălii maşinilor cuprinde numai generatorul şi excitatricea. Infrastructura centralelor subterane Toate elementele constructive ale infrastructurii unei centrale subterane sunt analoage cu cele de la centralele aeriene. La centralele subterane însă, costul părţii de construcţie este direct influenţat de volumul excavaţiei subterane. Există deci o tendinţă mai pronunţată de a reduce gabaritele utilajelor, ca şi dimensiunile spaţiilor

Page 151: Amenajari hidroenergetice

151

de circulaţie si ale încăperilor auxiliare. Căile principale de reducere a dimensiunilor infrastructurii sunt alegerea de echipamente cu gabarite minime, includerea în cavernă unică a casei de vane, dispunerea pe mai multe nivele a instalaţiilor anexă. Dacă vanele din amonte sunt plasate în centrală, ele se dispun astfel încât axele conductelor să facă un unghi mai mic de 90° cu axul longitudinal al sălii maşinilor (fig. 5.21). Această măsură conduce la micşorarea dcschiderii sălii maşinilor şi dcci a volumului acesteia. În figura 5.22 se poate urmări o fază din execuţia infrastructurii centralei hidroelectrice Ertan, descrisă anterior, unde se remarcă racordul dintre derivaţia forţată şi carcasele spirale ale turbinelor.

Figura 5.21. Orientarea înclinată a axei longitudinale a centralei faţă de derivaţia forţată

Figura 5.22. Fază de execuţie şi montaj pentru infrastructura centralei subterane Ertan

Page 152: Amenajari hidroenergetice

152

Pentru reducerea înălţimii sălii maşinilor se prevăd poduri rulante de o construcţie specială, care permit manevre cu gabarite minime. Protecţia bolţii şi pereţilor sălii maşinilor Dimensiunile secţiunilor transversale ale cavernelor sunt cu mult mai mari decât cele ale tunelelor sau galeriilor. În mod frecvent sprijinirile provizorii se realizează prin ancorare şi şpriţ-beton. Bolţile cavernelor sunt iniţial stabilizate prin astfel de sprijiniri, dar ulterior sunt prevăzute cu protecţii din beton armat puternice, pe întreaga lungime a cavernei, chiar dacă sprijinirea a fost dimensionată pentru a prelua singură efectele de interacţiune. Influenţa condiţiilor geologice se manifestă în special asupra modului cum trebuie să se realizeze protecţia bolţii şi a pereţilor excavaţiei. Soluţiile pot fi de la caverne cu excavaţia complet necăptuşită, executate numai in roci masive şi rezistente, până la cămăşuirea integrală a conturului excavat. Dintre cavernele realizate până în prezent, numai 12% au rămas cu bolta nebetonată, 10% au numai fâşii alternante betonate, iar restul au bolţi din beton armat dimensionate pentru a prelua singure împingerile date de eventualele instabilităţi, fără a ţine cont de aportul sprijinirii. Pereţii laterali sunt torcretaţi şi stabilizaţi prin ancorare. In unele cazuri se prevede o a doua boltă interioară, mult mai subţire, care creează un spaţiu pentru colectarea apelor de infiltraţie. Pereţii sălii maşinilor se execută la o distanţă de circa 80 cm de rocă, asigurindu-se astfel un spaţiu pentru drenarea apei infiltrate şi pentru circulaţia aerului. În figura 5.23 se poate urmări bolta şi pereţii falşi ai sălii maşinilor pentru o cavernă stabilizată cu ancore simple şi ancore pretensionate. Figura 5.23. Stabilizarea cu ancore a conturului excavat şi crearea sălii maşinilor prin

boltă şi pereţi falşi

Page 153: Amenajari hidroenergetice

153

Definirea corectă a fazelor de excavare şi dimesnionarea corespunzătoare a lucrărilor de sprijinire şi de cămăşuire definitivă depind de stratificaţia, direcţia şi căderea discontinuităţilor, rezistenţa rocii şi localizarea zonelor slabe. Datorită deschiderilor şi înălţimilor mari, se excavează iniţial bolta cavernei, într-o succesiune care să permită permanent controlul stabilităţii. Există o mare varietate a secvenţelor posibile, dar fiecare dintre acestea corespunde unei anumite situaţii din teren. Rezolvările arhitectonice ale sălii maşinilor trebuie să creeze impresia unui spaţiu suprateran, cu iluminat natural, care să elimine presiunea psihică a spaţiilor închise asupra personalului de exploatare. Accesele la centrală La centralele subterane transportul pieselor grele ale echipamentului la platforma de montaj din subteran se poate face prin tunele de acces auto, prin puţuri şi galerii de racord, sau prin galerii înclinate. Alegerea soluţiei este dependentă de condiţiile morfologice din amplasament, iar când sunt posibile mai multe soluţii, selecţia se face pe considerente primordial de exploatare şi numai secundar de cost de investiţie. Personalul de exploatare trebuie să aibă două accese distincte, unul dedicat (deşi câte odată este comun cu galeria cablurilor) şi un al doilea, de folosinţă curentă, care asigură şi accesul echipamentului greu. Dimensiunile tunelurilor de acces se aleg în funcţie de gabaritele maxime ale pieselor echipamentului şi de mijloacele de transport. Secţiunea este de obicei în formă de potcoavă sau cu pereţi verticali şi boltă circulară. În perioada de execuţie a centralei aceste tuneluri servesc la evacuarea sterilului şi la transportul betonului, astfel încât este avantajos ca panta lor să fie mai redusă. Se ajunge uneori până la limita maximă de 14 ... 15%, având în vedere că, la o diferenţă de nivel dată între platforma de la exterior a centralei şi platforma de montaj, lungimea tunelului de acces, şi deci şi costul său, sunt invers proporţionale cu panta adoptată. Tunelurile de acces auto reprezintă soluţia cea mai avantajoasă din punctul de vedere al condiţiilor de exploatare. În cazul în care pentru accesul în centrală se adoptă puţuri şi galerii de record, la partea superioară a puţului se prevăd construcţii speciale dotate cu utilaje de ridicat şi transportat (fig. 5.24).

Figura 5.24. Accesele la centrala subterană Corbeni (Argeş)

Page 154: Amenajari hidroenergetice

154

Utilajele de ridicat servesc la ridicarea şi descărcarea echipamentului în şi din mijloacele de transport, atât la suprafaţă cât şi în subteran. În exemplul din figura 5.24 turnul de la partea suprioară a puţului de acces este denumit turn de decuvare, deoarece transformatoarele sunt poziţionate în subteran şi operaţiunea cea mai dificilă pentru sistemul de ridicare din turn este scoaterea corpului transformatorului din cuva de ulei. Racordarea la sistem Racordarea centralei la reţeaua electrică de transport se face prin linii de înaltă tensiune, după ce în prealabil tensiunea furnizată de generator a fost ridicată în staţia de transformare. În cazul anumitor centrale subterane distanţa de la generator la platforma de la suprafaţă a centralei este mare şi pierderile de energie pe cabluri ar fi supărator de mari. În astfel de cazuri s-ar impune amplasarea transformatoarelor în subteran. Pe de altă parte, amplasarea subterană a transformatoarelor aduce după sine costuri destul de mari, fiind necesară fie mărirea cavernei centralei, fie excavarea unei caverne speciale. Un criteriu de selecţie a poziţiei transformatoarelor este următorul: dacă lungimea cablurilor este mai mică de 250 m transformatoarele se amplasează la suprafaţă; dacă lungimea cablurilor este mai mare decât 350 m transformatoarele se amplasează în subteran. Pentru valori intermediare ale lungimii cablurilor, soluţia se alege pe considrente energo – economice. 5.3.2. Centrale subterane echipate cu turbine Pelton Alcătuirea atât a infrastructurii centralei cât şi a interiorului sălii maşinilor sunt analoage cu cele de la centralele aeriene cu aceaşi echipare. În cele ce urmează sunt prezentate două exemple, din care se poate constata alcătuirea uzuală a acestor centrale. În figura 5.25 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Montpezat.

Figura 5.25. Secţiune transversală prin centrala subterană Montpezat

Centrala este echipată cu 4 turbine cu ax orizontal cu câte două injectoare, cu puterea de 60 MW, sub o cădere de 625 m. Casa vanelor este situată într-o cavernă separată.

Page 155: Amenajari hidroenergetice

155

În figura 5.26 se prezintă o secţiune transversală prin cavernele centralei Ciunget.

Figura 5.26. Caverna sălii maşinilor şi cavernele anexă de la CHE Ciunget

Caverna principală cuprinde sala maşinilor, echipată cu trei grupuri Pelton cu ax vertical de 167,50 MW fiecare. Caverna transformatoarelor este amplasată paralel cu caverna sălii maşinilor, la cca 20 m de aceasta şi adăposteşte cele trei transformatoare de 190 MVA. Casa vanelor este amplasată în amonte de sala maşinilor, într-o cavernă separată cu dimensiuni reduse. 5.3.3. Centrale subterane echipate cu turbine Francis Şi în acest caz alcătuirea infrastructurii centralei şi a interiorului sălii maşinilor sunt analoage cu cele de la centralele aeriene cu aceaşi echipare. În cele ce urmează sunt prezentate cîteva exemple din care se poate constata alcătuirea uzuală a acestor centrale. În figura 5.27 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Ruieni, a cărei dispoziţie generală se poate urmări în figura 5.17. Caverna centralei are dimensiuni impresionante: 64 m lungime, 38,20 m înălţime şi 16,20 m deschidere. În infrastructură sunt montate două turbine Francis de 70 MW fiecare, care lucrează sub o cădere nominală de 356 m. Debitul instalat al centralei este de 55 m3/s. Carcasele spirale şi aspiratorii sunt înglobate în beton. Stabilizarea excavaţiei s-a făcut cu ancoraje pretensionate şi ancore pasive. Pereţii cavernei sunt protejaţi numai cu şpriţ – beton, fiind îmbrăcaţi cu pereţi falşi. Aspiratoarele debuşează într-un bazin de liniştire, prevăzut cu batardouri manevrate dintr-o galerie specială, legată direct de caverna principală. Accesul în centrală se face printr-un tunel auto, de 885 m, cu panta de 10% O problemă comună infrastructurii centralelor echipate cu turbine Francis cu ax vertical este că, la execuţie, aspiratorul şi carcasa spirală trebuie sa fie montate pe

Page 156: Amenajari hidroenergetice

156

măsură ce se desfăsoară lucrările de construcţie, iar planurile de montare a instalaţiilor şi cele de lucrări de construcţie trebuie să fie strâns coordonate.

Figura 5.27. Secţiune caracteristică prin centrala subterană Ruieni În figurile 5.28 ....5.30 sunt prezentate cele trei centrale subterane din cadrul amenajării hidroenergetice a râului Sebeş. Prima, din amonte, este centrala Gîlceag, echipată cu două turbine Francis. Fiecare turbină are puterea nominală de 75 MW, sub o cădere de 465 m şi un debit nominal de 20 m3/s.

Figura 5.28. Secţiune transversală prin CHE Gîlceag

Caverna centraleiGaleria batardourilor

Page 157: Amenajari hidroenergetice

157

Dimensiunea mare a galeriei batardourilor, din amonte de galeria de fugă, a fost impusă de faptul că acestă galerie joacă şi rol de castel de echilibru aval, pentru a evita punerea sub presiune a galeriei de fugă. Accesul în centrală se face printr-un tunel rutier de 370 m. A două centrală în schemă este centrala Şugag (fig.5.29). Are aceaşi echipare, cu două turbine Francis de 75 MW putere nominală pe turbină. Accesul în centrală se face prin tunel rutier.

Figura 5.29. Secţiune transversală prin CHE Şugag

Centrala Săsciori (fig. 5.30), cu o putere instalată de 42 MW este amplasată într-o cavernă subterană pe malul drept al râului Sebeş. Centrala are două turbine Francis, cu debitul nominal de 26 m3/s şi cădere nominală de 115 m. Accesul se face de asemenea prin tunel rutier.

Figura 5.30. Secţiune transversală prin CHE Săsciori

Tunel de acces L = 557 m

Galerie de fugă 5,4 km, D = 4,3 m

Sala maşinilor

Sala maşinilor

Gospodării anexe

Galeria batardourilor

Page 158: Amenajari hidroenergetice

158

5.3.4. Centrale în puţ Sunt situaţii când condiţiile geologice din amplasament se dovedesc mai dificile decât cele prezumate pe baza studiilor iniţiale. Caverna subterană pentru amplasarea centralei nu mai poate fi excavată şi stabilizată prin lucrări inginereşti raţionale. Dat fiind faptul că o bună parte din lucrările subterane ale viitoarei UHE sunt deja executate, poziţia centralei subterane se menţine, dar întreg complexul de lucrări aferent centralei se amplasează într-unul sau mai multe puţuri. Pentru exemplificare, în figura 5.31 este prezentată o secţiune printr-unul din cele două puţuri ale centralei hidroelectrice Rucăr.

Figura 5.31. Secţiune caracteristică prin centrala subterană Rucăr

În proiectul iniţial caverna centralei era dispusă la cca 70 m sub suprafaţa terenului, având o deschidere de 16,2 m şi o lungime de 52 m. Sala maşinilor urma a fi realizată ca o cavernă unică, în timp ce grupurile urmau a fi amplasate în două puţuri independente. În faza de execuţie, din motive direct legate de condiţiile geologice, soluţia a fost modificată, renunţându-se la cavernă. Ca urmare, cele două grupuri cu turbine Francis, sunt instalate fiecare în câte un puţ cu adâncimea de 93,3 m şi diametrul de 13 m. Puterea instalată a centralei este de 46 MW, căderea este de 152 m, iar debitul instalat de 43 m3/s. O prezentare mai detaliată a unor centrale hidroelectrice aflate în exploatare în România se face în caseta următoare, în intenţia de a oferii mai multe detalii referitoare la rezolvările constructive.

Turn de manevră

Puţ, D = 13 m

Sala maşinilorDerivaţie forţată

Page 159: Amenajari hidroenergetice

159

Centrala Stejaru-Bicaz este de tip suprateran, fiind situată pe terasa superioară a râului Bistriţa. În sala maşinilor (fig. E.1) sunt instalate 6 grupuri cu o putere totală de 210 MW. Grupurile sunt Francis cu ax vertical cu următoarele caracteristici: - 4 turbine cu Qi = 23 m3/s, Hmax = 194 m si P = 27,5 MW, - 2 turbine cu Qi = 42 m3/s, Hmax = 194 m si P = 50 MW. La ieşirea din aspiratoare apa debuşează intr-un bazin de liniştire care se continuă cu canalul de fugă, de 1,18 km lungime, până la râul Bistriţa.

Fig. E.1. Centrala Stejaru - Bicaz: 1- sala maşinilor; 2-grup de 27,5 MW; 3 – grup de 50 MW; 4 - platforma de montaj; 5 - turn de decuvare; 6 - atelier de lăcătuşerie; 7 - atelier mecanic; 8 - depozit; 9 - statie trafo 35 kV; 10 - statie trafo 10 kV; 11-birouri; 12 - intrare principală; 13-turbină; 14- vană de admisie; 15 - conducta forţată; 16 - aspirator; 17 - nişa batardou; 18 - gospodărie de ulei; 19-puţ de epuisment; 20 - pod rulant.

Page 160: Amenajari hidroenergetice

160

Funcţional, construcţia cuprinde următoarele corpuri distincte: - sala maşinilor pe o suprafaţă construita de 130 X 28 m2, cu o înălţime de 38,5 m, din care 25,50 m infrastructură; sala cuprinde turboagregatele şi tot aparatajul electromecanic, precum şi staţia electrică de 10 kV; - corpul atelierelor şi al turnului de decuvare, necesare întreţinerii şi reparaţiilor echipamentelor; el se găseşte pe partea dinspre versant a centralei, având o suprafaţă de 630 m2 pe trei niveluri şi inălţime totală de 22,0 m; - corpul blocului de comandă şi administrativ, în care se cuprinde şi staţia electrică de 35 kV; pe aceeaşi platformă cu clădirea centralei este situată staţia electrică aeriană de 110 şi 220 kV. Structura centralei este realizată din beton armat. Infrastructura sălii maşinilor şi parţial a blocurilor de comandă şi a atelierelor este masivă şi fundată pe rocă. Rosturi de dilataţie o fragmenteaza în câte un bloc pentru fiecare turbină. Suprastructura este formată din cadre de beton armat şi zidărie de cărămidă. Faţadele principale ale clădirii sunt placate cu piatră naturală. Turnul de decuvare este echipat cu o macara fixă de 125 t şi un pod rulant de 3 t. În centrală sunt două poduri rulante de 125 t fiecare, ridicând cuplate 250 t. În total echipamentul mecanic al centralei reprezintă 1340 t, iar echipamentul electric 3200 t, inclusiv staţiile trafo. Centrala uzinei Sadu V (fig. E.2) este amplasată pe o platformă care s-a obţinut prin devierea râului Sadu printr-un tunel de 135 m lungime. Clădirea centralei are lungimea de 31,50 m, lăţimea de 12,50 m şi înălţimea suprastructurii dc 13,30 m. Suprastructura este construită din cadre de beton armat şi zidărie de cărămidă. În centrală sunt amplasate două grupuri de 7,7 MW, formate din câte o turbină Pelton şi un generator trifazic cu ax orizontal. Ulterior s-a încercat extinderea centralei prin adăugarea unei turbine Francis cu ax vertical de 12 MW, dar performanţele scontate nu au putut fi atinse şi s-a renunţat la grupul suplimentar. Montarea şi demontarea echipamentului se fac cu un pod rulant de 40/10 t. Apa uzinată se evacuează printr-un canal de fugă cu secţiunea dreptunghiulară de 1,60 x 1,80 m şi lungimea de 165 m. Lângă sala maşinilor este amplasat blocul de comandă care cuprinde: camera de comandă, podul cablurilor, staţia trafo de 6 kV, laboratoarele, atelierele şi celelalte servicii. Dimensiunile în plan ale blocului sunt 14,0 X 13,8 m2, iar înălţimea celor patru niveluri este de 16,0 m. Centrala Corbeni, de la AHE Argeş este prima centrală subterană executată în România. Amplasamentul este pe firul principal al râului Argeş, la cca 115 m sub cota terenului. Căderea brută a amenajării este de 324 m. Construcţiile aeriene aferente sunt compuse din blocul de comandă şi turnul de decuvare. Prima este o clădire cu două etaje şi cuprinde birouri şi servicii. Turnul de decuvare este plasat deasupra puţului de acces în centrală şi este dotat cu un pod rulant de 100/32 t care serveşte manevrării pieselor mari ale agregatelor.

Page 161: Amenajari hidroenergetice

161

Fig. E.2. Centrala uzinei Sadu V:

1 - sala maşinilor; 2 - platformă de montaj; 3- turbină; 4 - generator; 5 -injector; 6-vană de admisie; 7 - distribuitor; 8 - canalul distribuitorului; 9 - conductă forţată; 10 - canal de fugă; 11- gospodării anexe: 12 - staţie trafo; 13 - atelier mecanic; 14 - birouri; 15 - magazie; 16 - pod rulant; 17 - umplutură. Accesele la caverna centralei Corbeni sunt în număr de două. Accesul principal se face prin puţul de echipament greu şi, în continuare, prin galeria de acces, servind echipamentului, personalului şi conductelor instalaţiilor auxiliare. Puţul are o secţiune

Page 162: Amenajari hidroenergetice

162

Figura E.3. Centrala subterană Corbeni:

1 – sala maşinilor; 2 – platformă de montaj; 3 – caverna transformatoarelor; 4 – galeria batardourilor; 5 – galeria forţată; 6 – puţ forţat; 7 – aducţiune; 8 – cameră de expansiune; 9 – rezervor de apă de răcire; 10 – galerie de echipament greu; 11 – galeria cablurilor; 12 – galerie de fugă; 13 – puţ de atac; 14 – pavilion administrativ; 15 – turn de decuvare; 16 – ateliere; 17 – atelier mecanic; 18 – turbină; 19 – generator; 20 – pod rulant; 21 – cameră de comandă; 22 – gospodării anexă; 23 – pod pentru cabluri; 24 – vană de admisie; 25 – boltă falsă; 26 – galerie de acces; 27 – aspirator; 28 – batardou aval

Page 163: Amenajari hidroenergetice

163

circulară cu diametrul de 7,20 m pe 150 m adâncime şi este captuşit cu beton simplu pe circa 60 cm grosime. Galeria de acces are o secţiune de 55,0 m2 şi o lungime de 130 m, permiţând circulaţia pe platforme tip C.F. Accesul secundar este format de galeria cablurilor, cu traseu înclinat la 30° cu orizontala, pe o lungime de 180 m şi cu o secţiune transversală de circa 8,0 m2. Prin galeria cablurilor se face legătura cu staţia de transformare de 220 kV de la suprafaţă cât şi ventilaţia naturală şi forţată a întregului complex subteran. Centrala subterană propriuzisă este de tip cavernă unică înglobând transformatoarele, aspiratoarele şi vanele. Sala maşinilor ocupă caverna mare, cu o lungime de 54,0 m şi o laţime de 16,7 m. Înălţimea cavernei este de 32,5 m. Sunt instalate patru grupuri Francis de 56,6 MW şi generatoare trifazice de 61000 kVA. Caverna sălii maşinilor este prevăzută cu o boltă de beton armat, dublată de o boltă metalică cu rol de protecţie. Bolta se continuă pe pereţii sălii maşinilor cu o căptuşeală de beton armat de 15 cm grosime. Caverna transformatoarelor este situată în prelungirea sălii maşinilor şi cuprinde cele 6 transformatoare trifazice. În ceea ce priveşte execuţia, este de remarcat că la excavare s-a utilizat sprijinirea cu ancore, iar căptuşeala aplicată ulterior la pereţi este numai constructivă. Grinzile de rulare ale podului rulant fac parte din structura bolţii, fiind prelungiri ale naşterilor acesteia. Acest sistem a permis montarea podului rulant imediat după betonarea bolţii şi folosirea lui în perioada de execuţie şi montaj, independent de betonarea infra si suprastructurii. Centrala Ciunget de la uzina hidroelectrică Lotru (fig. E. 4) este amplasată pe firul râului Latoriţa, afluent al Lotrului, la circa 6 km de confluenţa cu acesta. Căderea uzinei este de 800 m iar adâncimea cavernei centralei faţă de teren este de 83,0 m. Accesul principal în centrală se face printr-un tunel cu gabarit auto, cu o lungime de 1080 m, panta 10% şi o secţiune netă de 32,40 m2. Secţiunea lui transversală este în formă de potcoavă, cu o lăţime la bază de 6,20 m. Executat înainte de începerea lucrărilor la caverna centralei, a servit ca principală cale de atac a excavaţiilor şi a condus la un ritm sporit de execuţie. Accesul secundar este reprezentat de un puţ orb de 140 m şi secţiune de 12,0 m2, care se continuă cu o galerie orizontală de 320,0 m lungime si 13,0 m2 secţiune. Un al treilea acces, dar numai cu funcţii tehnologice, este reprezentat de galeria cablurilor, care are un tronson orizontal de 470 m şi apoi un tronson înclinat la 30°, care debuşează la staţia de transformare de 220 kV de la suprafaţă. Caverna principală cuprinde sala maşinilor, care are 106 m lungime, 17,0 m lăţime şi 36,0 m înălţime. Ea este echipată cu trei grupuri Pelton cu ax vertical de 167,50 MW fiecare şi generatoare trifazice de 185 000 kVA. Caverna transformatoarelor este amplasată paralel cu caverna sălii maşinilor, la cca 20 m de aceasta şi adăposteşte cele trei transformatoare de 190 MVA. Casa vanelor este amplasată în amonte de sala maşinilor, într-o cavernă separată cu dimensiuni reduse. Vanele sferice închid distribuitorii.

Page 164: Amenajari hidroenergetice

164

Fig. E.4. Centrala subterană Ciunget: A- casa de vane; B - centrala propriu-zisă; C - caverna transformatoarelor; 1-platformă de montaj; 2- turbină; 3 - generator; 4 - gospodării anexe; 5 - tunel de acces principal; 6 - panou de comandă; 7 - galerie de acces la sala trafo; 8 - galeria cablurilor; 9 - galeria pentru cablurile de comandă; 10 - transformator; 11 - gospodărie de ulei; 12 - conducta forţată; 13 - vana de admisie; 14 - galerie purtătoare a conductei forţate: 15 - galerie de fugă; 16 - spaţiu pentru ventilaţie; 17 - tunel de cabluri; 18 - ventilaţie; 19 - pod rulant; 20 - spaţiu de ventilaţie pentru TRAFO

Page 165: Amenajari hidroenergetice

165

5.4. CONSTRUCŢII SPECIFICE CENTRALELOR PE DERIVAŢIE 5.4.1. Camere de încărcare Poziţia în amenajare şi funcţiile camerelor de încărcare Camera de încărcare, numită uneori cameră de punere sub presiune, face legătura între aducţiunea cu nivel liber (de obicei canalul de derivaţie) şi conductele forţate. Amplasarea ei trebuie să fie cât mai aproape de centrală, pentru a reduce lungimea conductelor forţate şi deci pierderile de sarcină, ca şi valoarea suprapresiunii din lovitura de berbec în conducte la aruncarea din sarcină a centralei. O amplasare uzuală se poate urmări în figura 5.32, la centrala hidroelectrică Toteşti II. Camera de încărcare, de 50 m lungime, realizată în rambleu cu înălţimea de până la 6,50 m şi poziţionată la capătul aval al canalului de aducţiune, asigură alimentarea celor două conducte forţate.

Figura 5.32. Camera de încărcare Toteşti II În cazul aducţiunilor sub formă de conducte cu nivel liber (de beton, dar uneori şi metalice) camera de încărcare impiedică propagarea pe derivaţie a undelor de presiune din lovitura de berbec.

Bazin de liniştire

Descărcător

Page 166: Amenajari hidroenergetice

166

La funcţionarea centralei, volumul camerei constituie un rezervor, în care se înmagazinează debitul adus de derivaţie când sarcina centralei scade şi din care se iau debite când sarcina centralei creste rapid, pâna la stabilirea unui nou regim permanent de curgere. In afară de aceste funcţii de baza, camerele de încărcare mai asigură: - repartizarea între conductele forţate a debitului adus pe canalul de derivaţie, dând posibilitatea de punere în sarcină a unuia sau a mai multor grupuri in conformitate cu necesităţile de exploatare; - eliminarea plutitorilor şi impurităţilor intrate pe canal la priză, sau antrenate în canalul de derivaţie din vecinătăţile traseului; - evacuarea excedentului de apă prin descărcători, pentru a limita ridicarea nivelului pe derivaţie; - protejarea prizelor conductelor forţate de blocarea cu gheaţă pe timp de iarnă, sau de pătrunderea gheţii plutitoare. Elemente componente Camera de încărcare se compune din trei elemente: bazinul propriu-zis, care asigură volumul de apă necesar şi permite racordul dintre canal şi casa vanelor; casa vanelor, care închide compartimentele din care pleacă conductele forţate; descărcătorul pentru debitele excedentare. Bazinul de încărcare reprezintă o evazare şi o adâncire a canalului de aducţiune până la secţiunea peretelui frontal al casei vanelor. La camerele de lăţime mică, lungimea bazinului rezultă din condiţia de a crea volumul necesar pentru pornirea turbinelor (fig. 5.33).

Figura 5.33. Bazinul camerei de încărcare

Casa vanelor (fig. 5.34) este o construcţie de beton împărţită în compartimente, câte unul pentru fiecare conductă forţată. Se realizează sub formă de cuvă, cu pereţi drepţi aşezaţi pe un radier comun. Fiecare compartiment este prevăzut cu o vană plană, situată la intrarea in conducta forţată. Închiderea vanei permite golirea conductei pentru efectuarea controlului şi reparaţiilor. La intrarea în compartiment se prevăd nişe pentru montarea batardoului în timpul reparaţiei vanelor. Între nişa batardoului şi

Page 167: Amenajari hidroenergetice

167

vană, sau în amonte de batardou, sunt aşezate grătarele. Curaţirea grătarelor se poate face manual, pentru cele cu suprafaţă mai mică (adâncimi sub 10 m), sau cu maşina de curaţat. Pentru a limita pierderile de sarcină şi a evita înfundarea grătarelor, vitezele de admisie la grătar se limitează la 1,0... 1,2 m/s, avind valori curente de 0,60... 0,80 m/s.

Figura 5.34. Blocul casei vanelor În anumite situaţii, în special la conducte forţate cu diametru mare, vanele plane sunt înlocuite cu vane segment

Figura 3.35. Casa vanelor în cazul vanelor segment Descărcătorul permite trecerea debitelor în bieful aval, ocolind centrala. Descărcătorii sunt obligatorii la camerele alimentate de canale cu berme înclinate, unde în caz de oprire a centralei apa care continuă să sosească pe aducţiune trebuie evacuată în râu. De asemenea, camera trebuie prevăzută cu descărcători în cazul centralelor în

Nişa batardourilor

Vană segment

Bazinul camerei

Conducte forţate

Page 168: Amenajari hidroenergetice

168

cascadă, pentru a asigura funcţionarea centralelor din aval când centrala deservită de camera de încărcare este oprită şi respectiv pentru a împiedica deversarea peste bermele canalului de aducţiune, când in amonte se află o centrală în funcţiune. În primul caz descărcătorul este întotdeauna un deversor cu creastă fixă, sau un deversor sifon, atunci când cel cu creastă fixă cere o lungime prea mare a frontului deversant (fig. 5.36). Aceste tipuri au avantajul funcţionării automate sigure.

Figura 5.36. Deversori pentru camera de încărcare În cazul centralelor în cascadă, cel mai recomandabil este descărcătorul cu vane de fund (fig. 5.37), întrucât necesită cea mai mică deschidere şi asigură o ridicare minimă a nivelului apei în canal, spre deosebire de deversor, care solicită pe lângă un front mai mare şi o supraînălţare a bermelor canalului pentru a acomoda lama deversantă. După zona de admisie apa ajunge pe canalul cu pantă mare al descărcătorului şi apoi în disipatorul de energie de unde îşi continuă drumul spre bazinul aval al centralei sau spre râu.

Figura 5.37. Descărcător cu stavilă de fund Dezavantajul descărcătorilor cu vane de fund constă în faptul că nu prezintă suficientă siguranţă în exploatare, mecanismele vanelor putând să fie lipsite de alimentare cu energie, sau să se blocheze. Ca măsură de siguranţă, la centralele echipate cu astfel de descărcători se prevăd şi descărcători suplimentari, sub formă de sifoane.

Page 169: Amenajari hidroenergetice

169

Componentele principale ale unei camere de încărcare se pot urmări în figura 5.38, în cazul camerei de încărcare a centralei hidroelectrice Vaduri.

Figura 5. 38. Camera de încărcare a CHE Vaduri

Camera de încărcare are o primă zonă, în lungime de 20 m, în care canalul se evazează la fund de la 6 m la 13,64 m, iar cota radierului coboară cu 2,20 m. Taluzele

Clapetă

Secţiune longitudinală

Page 170: Amenajari hidroenergetice

170

acestei zone au înclinarea de 1:2 iar fundul canalului este căptuşit cu dale de beton armat. A doua zonă a camerei de încărcare, în lungime de 30 m, a cărei lăţime la fund variază de la 13,64 m la 25,10 m se continuă cu casa vanelor. Pe ultimii 5 m radierul este de 50 cm grosime şi se leagă articulat cu radierul casei vanelor. În rost este înglobată o tolă de cupru sub formă de liră, care asigură etanşarea dintre camera de încărcare şi casa vanelor. La partea superiaoră a peretelui camerei de încărcare este prevăzut un descărcător, care menţine apa până la nivelul maxim cu ajutorul unei clapete rabatabile. Casa vanelor este o construcţie dispusă la capătul aval al canalului de aducţiune şi constitue zona de intrare pentru cele patru conducte forţate. Fiecare deschidere este echipată cu grătar, batardou şi vană rapidă. Construcţia casei vanelor este de formă dreptunghiulară cu dimensiunile în plan de 27,50 x 12 m şi este alcătuită dintr-un radier general compartimentat transversal de pile ce se continuă în plan vertical cu pereţii conductelor forţate. În pile sunt amenajate nişele pentru batardouri şi vanele rapide, iar la faţa amonte a pilelor este prins grătarul fix. Suprastructura conţine spaţiu de acces la echipamentul hidromecanic şi spaţiu de adăpostire a instalaţiilor de manevră (grupurile de ulei sub presiune pentru acţionarea vanelor rapide etc.). Schemele camerelor de încărcare Schema de alcătuire a unei camere de încărcare stabileşte modul de mişcare a apei către instalaţiile de la casa vanelor şi către deversor şi depinde de caracteristicile topografice şi geologice ale amplasamentului. În figura 5.39 sunt prezentate patru scheme posibile de dispunere a elementelor camerei, diferenţiate în special prin poziţia descărcătorilor şi a admisiei în conductele forţate.

Figura 5.39. Scheme de alcătuire a camerelor de încărcare

Page 171: Amenajari hidroenergetice

171

În schema (a) axele conductelor forţate sunt paralele cu axul canalului de derivaţie. Se realizează o intrare favorabilă a apei în grătare, datorită devierii reduse a liniilor de curgere, ceea ce conduce la pierdcri de sarcină reduse. Frontul deschiderii de spălare este paralel cu direcţia grătarelor, ceea ce produce o zonă de apă moartă în faţa prizelor şi deci condiţii dezavantajoase de spălare. În schema (b) axele conductelor forţate fac un unghi sub 90° cu direcţia canalului de aducţiune. Intrarea apei la grătare se face în condiţii mai puţin bune ca în dispoziţia (a), dar fără pierderi de sarcină mari. Spălarea din faţa prizei este mai bună datorită modului de orientare a frontului deschiderilor de spălare. În schema (c) amplasarea frontului deschiderilor de spălare realizează descărcarea şi spălarea depunerilor din faţa grătarelor în condiţii optime. Dirijarea axelor conductelor forţate la 90° faţă de axul canalului de aducţiune creează însă pierderi de sarcină mai mari şi zone de apă moartă în bazinul camerei. În schema (d) conductele forţate sunt amplasate la capătul bazinului, având o deviere faţă de canalul de aducţiune sub 90° şi deci condiţii favorabile la intrare. Evazarea în plan a pereţilor şi realizarea bazinului în contrapantă micşoreaza viteza la intrarea în grătare. Descărcarea şi spălarea se fac prin stavila şi orificiul de fund situate într-unul din pereţii laterali ai camerei. Faptul că apa trece paralel cu deschiderea de spălare în drumul ei spre prize face ca spălarea să fie mai puţin eficientă. Stăvilarul din amontele camerei şi canalul de ocolire asigură trecerea în aval a debitului atunci când centrala nu funcţionează. Racordarea cu canalul de aducţiune Între secţiunea finală a derivaţiei şi peretele frontal al camerei de încărcare se asigură o creştere graduală a lăţimii şi adâncimii, pentru a produce micşorarea corespunzătoare a vitezelor. Accesul rectiliniu spre prize şi respectarea valorii unghiului de evazare în limitele a 8...10° duce la pierderi de sarcină reduse şi permite recuperarea sub formă de cădere la centrală a 60...70% din energia cinetică din secţiunea de intrare. Câştigul este important în cazul canalelor sau al galeriilor cu nivel liber, unde viteza are valori de 2,5 ... 3 m/s. Unghiul de coborâre a fundului canalului este şi el limitat la 10° pentru a evita apariţia circulaţiei transversale în bazinul camerei. Atunci când condiţiile din amplasament impun scurtarea lungimii bazinului camerei, lungimea zonei de racord se poate reduce prin creşterea unghiului de evazare, dar în acest caz se impune intercalarea unui sistem de pereţi de ghidare, a căror dispunere se determină de obicei prin încercări pe model. Controlul depunerilor aluvionare Viteza redusă din camera de încărcare favorizează depunerea aluviunilor în suspensie. Din această cauză, la intrarea în casa vanelor se prevede un prag pentru a reţine aluviunile. Evacuarea depunerilor din faţa pragului se face cu ajutorul galeriilor de spălare, dispuse în prag (vezi fig. 5.34), sau prin deschideri de spălare prevăzute cu vane de fund. Secţiunea conductelor de spălare trebuie să fie suficient de mare, pentru a permite vizitarea, iar viteza apei trebuie să fie mai mare de 2,50 m/s. Când mijloacele de spălare nu sunt eficiente se produc înnămoliri locale sau pe toată zona

Page 172: Amenajari hidroenergetice

172

bazinului. În astfel de situaţii se fac dragaje periodice, concomitent cu manevrele de spălare. Stabilitatea generală a camerei În cazul camerelor de încărcare de la capătul canalelor de aducţiune înscrise în relief, amplasamentul se află în imediata apropiere a versanţilor abrupţi pe care sunt pozate conductele forţate. O asemenea amplasare pune probleme deosebite în ceea ce priveşte stabilitatea de ansamblu. Un pericol suplimentar îl constitue infiltraţiile de apă din camera de încărcare, care, datorită căilor preferenţiale de curgere şi a drumului scurt, afectează la rândul lor stabilitatea. Mecanismele posibile de instabilitate sunt prezentate în figura 5.40.

Figura 5.40. Mecanisme de instabilitate în cazul camerelor de încărcare Exfiltraţiile din cameră pot induce fenomene de eroziune internă (sufozie) dacă terenul prezintă condiţii de antrenare hidraulică a particolelor fine. Saturarea cu apă a terenului de fundare al camerei contribuie la apariţia unor contururi de alunecare sub radierul camerei, periclitându-se stabilitatea generala a construcţiei. Se pot produce fie alunecări în direcţia conductelor forţate (fig. 5.40,a), fie spre lateral (fig. 5.40,b). Pentru a se înlătura aceste inconveniente camera se căptuşeşte cu plăci groase şi etanşe de beton armat, iar în adâncime se execută ecrane, sau injecţii cu lapte de ciment, după caz. Întotdeauna se asigură drenarea fundaţiei camerei şi a versantului potenţial instabil. Calcule hidraulice În cazul manevrelor de la turbine, impuse de cerinţele sistemului energetic la care este racordată centrala, în camera de încărcare şi în bazinul de liniştire al centralei, ca şi pe canalele de derivaţie, iau naştere oscilaţii în masă ale apei. Acestea se amortizează în timp, datorită frecărilor, până când se stabilizează noul regim de funcţionare, corespunzător noului debit uzinat. În primele momente, supraînălţarea nivelului la reducere de sarcină, respectiv scăderea acestuia la creştere de sarcină, se propagă pe canal sub formă de unde, care se reflectă şi se interferă, modificând cotele de curgere pe întreaga derivaţie.

Page 173: Amenajari hidroenergetice

173

Undele care iau naştere la porniri sau opriri ale turbinelor centralei sunt de patru feluri, dupa cum se poate urmări in figura 5.41. La scădere de sarcină apare unda pozitivă inversă I (undă de remuu) spre amonte şi unda negativă directă II (undă de golire). La creştere de sarcină apare unda negativă inversă III (de vărsare) şi unda pozitivă directă IV (de umplere). Înălţimea frontului şi viteza undelor depind de secţiunea canalului, de geometria camerei de încărcare şi de amploarea manevrei.

Figura 5.41. Tipuri de unde care apar la manevrele de la centrală La proiectarea camerelor de încărcare şi a canalelor de aducţiune în vecinătatea camerei, trebuie determinate elementele mişcării nepermanente. Interesează în mod special determinarea cotelor maxime şi minime ale apei în camera de încărcare şi pe canale şi determinarea volumului camerei. In funcţie de schema uzinei există două situaţii: - canale alimentate în amonte de un lac de acumulare, în care nivelul se păstrează practic constant pe timpul mişcării nepermanente; în dreptul lacului unda de nivel are o reflectare cu schimbare de semn, şi deci supraînălţările sunt limitate; - canale alimentate în amonte de o altă centrală, cazul frecvent al uzinelor în cascadă; dacă centrala din amonte continuă să uzineze, independent de manevra apărută la centrala din aval, pe canalul de aducţiune soseşte în permanenţă un debit constant şi nu are loc reflectarea cu schimbare de semn a undei de nivel. În cazul camerelor de încărcare şi al canalelor de la uzinele în cascadă, este necesar să se calculeze şi timpul după care trebuie asigurată descărcarea în bieful următor a debitului afluent, în cazul opririi centralei din aval, sau timpul după care trebuie pornită centrala din amonte, în cazul pornirii centralei din aval, pentru a se evita deversarea peste coronamentul canalului sau golirea acestuia sub nivelurile permise. Determinarea volumului şi a cotelor camerei de încărcare Volumul camerei de încărcare trebuie să asigure înmagazinarea unei cantităţi de apă egală cu volumul undei de remuu provocată de o oprire bruscă a centralei (aruncare din sarcină). În acelaşi timp, volumul camerei trebuie să furnizeze cantitatea de apă necesară creşterii debitului uzinat cu ∆Q la o creştere a sarcinii, până când se produce creşterea corespunzatoare a debitului pe aducţiune. Din ambele condiţii rezultă că volumul camerei este cu atât mai mare cu cât debitul instalat la centrală este mai mare.

Page 174: Amenajari hidroenergetice

174

La canalele cu berme orizontale (care au coronamentul rambleului canalului orizontal) volumul camerei de încărcare se reduce foarte mult. În situaţia creşterii sarcinii, volumul necesar se regăseşte între curbele suprafeţei libere a apei corespunzătoare diferitelor debite. La căderea de sarcină, volumul necesar acumulării debitelor care continuă să vină pe canal se regăseşte în prismul cuprins intre nivelul de regim şi cota maximă admisibilă în canal. Influenţa volumului camerei asupra reducerii amplitudinii undelor este foarte mică, dat fiind faptul că volumul camerei este mic în comparaţie cu cel care poate fi acumulat pe canal. Ca urmare, în cazul bermelor orizontale camera de încărcare se reduce la o simplă evazare a canalului şi o coborâre a radierului, spre a asigura frontul necesar pentru admisia apei la casa vanelor. Calculul nivelurilor maxime şi minime se face prin integrare numerică a ecuaţiilor mişcării nepermanente. Calculele se reiau pentru diferite volume ale camerei, până când se obţin valorile impuse. La canalele cu berme înclinate (la care coronamentul rambleului canalului are aceaşi pantă cu a fundului canalului), acumularea pe canalul de aducţiune este neglijabilă, iar volumul camerei ar rezulta uneori foarte mare, în special dacă debitele instalate sunt mari. În aceste situaţii se prevăd descărcători la camera de încărcare, care evacuează surplusul de debit când nivelul creşte şi ameninţă să treacă peste bermele canalului. Creasta deversorului se alege astfel încât supraînălţarea apei să ajungă până la maximum 10 cm sub bermă. In acest scop, pe ultima porţiune bermele se supraînalţă, devenind orizontale. Uneori se introduc deversoare laterale şi în lungul canalului, care evacuează pe traseu surplusul de debit. Volumul camerei, necesar pentru a asigura surplusul de debit la creşterea de sarcină în cazul canalului cu berme înclinate, se determină din condiţia ca volumul să furnizeze sporul de debit ∆Q până ce debitul în canal ajunge la noua valoare:

QvLVcamera ∆= (5.2)

unde: ∆Q este creşterea de debit (m3/s); L - lungimea canalului, in m; v - viteza în regim uniform pentru noul debit uzinat, in m/s. Dacă acest volum rezultă prea mare, atunci creşterea sarcinii centralei (în special la pornire) se face după un anumit program, debitul din amonte urmând să ajungă la noua valoare cu un decalaj de timp dat faţă de momentul măririi sarcinii la centrală. Diferenţa de timp este:

vLt = (5.3)

cu notaţiile dinainte. Trebuie subliniat faptul că amenajările cu canale cu berme înclinate nu sunt elastice în exploatare, producând pierderi de apă şi deci de energie. Ele nu sunt recomandate decât pentru debite instalate mici şi lungimi reduse ale canalului de aducţiune.

Page 175: Amenajari hidroenergetice

175

5.4.2. Castele de echilibru Criterii de includere a unui castel în schema de amenajare Aparatul director controlează şi reglează puterea turbinei, prin reglarea debitului turbinat, pentru a menţine egalitatea dintre puterea livrată şi puterea cerută de sistemul energetic. În condiţiile variaţiilor curente ale puterii cerute, reglajul urmăreşte menţinerea constantă a turaţiei turbinei şi trecerea cât mai rapidă de la un regim permanent la altul. Probleme deosebite apar la aruncarea din sarcină a centralei, sau la opriri bruşte accidentale. Deconectarea generatorului de sistemul energetic (aruncare din sarcină), conduce la dispariţia cuplului rezistent şi, ca urmare, cuplul motor al turbinei, care continuă să existe imediat după deconectare, produce creşterea rapidă a turaţiei grupului (ambalarea). Se impune intervenţia aparatului director. Accesul debitului la turbine trebuie închis cât mai rapid, pentru a evita ambalarea grupului turbină – generator peste limitele admise şi, în acelaşi timp, nu excesiv de rapid, pentru a limita amploarea undelor de suprapresiune care sunt generate de închiderea accesului apei la turbine şi care pot afecta turbinele şi derivaţia forţată. Fenomenul de formare a undelor de suprapresiune la închiderea accesului apei la turbine este denumit lovitură de berbec. Mărimea suprapresiunilor dinamice depinde de caracteristicile derivaţiei forţate şi de timpul de închidere al aparatului director. Pentru simlificare, se consideră unda directă şi închiderea liniară uniformă a accesului apei. Notaţiile sunt cele din figura 5.42.

Figura 5.42. Efectul castelului de echilibru asupra suprapresiunilor dinamice

Page 176: Amenajari hidroenergetice

176

Suprapresiunea maximă ∆p, în dreptul turbinei, este dată de relaţia:

)4(2

2

0σσ

σ+±=

∆±

Hp

(5.4)

cu notaţia:

0HTg

vL

id

dd=σ (5.5)

unde: H0 este căderea brută a centralei; Ld - lungimea de propagare a undelor, egală cu lungimea derivaţiei; vd - viteza apei pe derivaţie; Ti d - timpul de închidere al aparatului director. Proiectanţii şi fabricanţii de turbine limitează, din considerente de fiabilitate, suprapresiunea maximă ce poate acţiona asupra echipamentului. Din relaţia (5.4) se observă că suprapresiunea se reduce odată cu reducerea coeficientului σ. Dat fiind faptul că diametrul derivaţiei şi implicit şi viteza pe derivaţie sunt definite din considerente energo – economice, iar căderea centralei este un parametru al amenajării, singurele intervenţii posibile sunt creşterea timpului de manevră şi respectiv reducerea lungimii de propagare a undelor. Reducerea timpului de manevră este posibilă numai în anumite limite, impuse de condiţia de limitare a ambalării grupului. Şi de această dată, furnizorii echipamentului stabilesc limita creşterii turaţiei, la cel mult 20% ... 30% din turaţia nominală. În funcţie de creşterea acceptată a turaţiei se determină timpul maxim de manevră din relaţiile:

)1(1

2

22

max, YPnnnTT

n

naid −

−= (5.6)

cu notaţia:

nn

a PGDn

PInT

3030

2ππ== (5.7)

unde: n este turaţia maximă admisibilă (n = nn + ∆n, cu n turaţia nominală şi ∆n creşterea turaţiei la ambalare); Pn - puterea nominală a grupului; P - puterea la momentul manevrei impuse de aruncarea din sarcină; I - momentul de inerţie al maselor în rotire, aproximat ca GD2, cu G şi D greutatea şi diametrul rotorului generatorului; Y - un coeficient numeric care ţine seama de căderea centralei: pentru H0 > 300 m Y = 0,30 pentru 150 m <H0 < 300 m Y = 0,20 pentru H0 < 150 m Y = 0,15

Page 177: Amenajari hidroenergetice

177

Reducerea lungimii de propagare a undelor de suprapresiune se poate obţine prin intercalarea pe derivaţie a unui castel de echilibru, undele fiind de această dată reflectate de castel. Lungiea derivţiei devine L’d (vezi figura 5.42). Lungimea limită a aducţiunii la care nu este necesar un castel este dată din condiţia de limtare a suprapresiunilor, care, ţinând seama de relaţiile (5.4) şi (5.5) are forma:

01H

ppTgvL iddd+

≤ (5.8)

în care s-a notat p = ∆p/ H0 creşterea relativă a presiunii. Pentru valorile curent întâlnite în practică condiţia (5.8) se poate rescrie sub forma: 0)20....5,7( HvL dd ≤ (5.9)

Relaţia (5.8) impune prezenţa castelului atunci când lungimea şi diametrul derivaţiei energetice nu asigură respectarea inegalităţii. Un criteriu suplimentar, care poate impune prezenţa castelului este dat de evitarea apariţiei cavitaţiei pe derivaţia forţată în cazul undelor de depresiune produse la pornirea centralei. După cum se poate urmări în figura 5.43, dacă se porneşte centrala când nivelul în lac este la nivelul minim energetic, iar pe derivaţie nu există castel, linia piezometrică corespunzătoare undei de depresiune coboară sub cotele aducţiunii şi poate produce cavitaţie.

Figura 5.43. Linii piezometrice la pornirea centralei cu şi fără castel pe derivaţie

Intercalarea unui castel limitează semnificativ amploarea undelor de depresiune, care se reflectă în castel (de la – ∆p la – ∆pc ) şi astfel se înlătură riscul de cavitaţie.

Page 178: Amenajari hidroenergetice

178

Funcţionarea hidraulică a castelului de echilibru Fenomenul de lovitură de berbec, concretizat în formarea, propagarea, reflexia şi interferenţa undelor de suprapresiune / depresiune durează un timp relativ scurt, de ordinul zecilor de secunde, undele călătorind cu viteze mari, de peste 1000 m/s. Manevrele de la centrală, în special manevrele extreme, de tipul opririi bruşte sau pornirii din repaos, impun modificarea regimului de curgere pe aducţiune. Masa foarte mare de apă din aducţiune trebuie să fie frânată, sau, după caz, accelerată pentru a se înscrie în noul regim. Datorită inerţiei acestei mase, modificarea regimului de curgere nu se face gradual variat ci în regim oscilatoriu. Se considera o amenajare ca aceea din figura 5.44, în care turbina este alimentată prin aducţiune şi derivaţia forţată, iar la legatura dintre ele este plasat castelul de echilibru. Dacă turbina funcţioneaza la sarcină nominală, nivelul apei în castel este sub cel din lacul de acumulare, diferenţa fiind reprezentată de înălţimea cinetică şi de pierderile de sarcină pe aducţiune.

Figura 5.44. Oscilaţiile apei în catelul de echilibru la reducere de sarcină La o reducere bruscă a sarcinii centralei, regulatorul turbinei va comanda o închidere rapidă a aparatului director, pentru menţinerea regimului sincronizat al turaţiei. Manevra are ca rezultat o reducere bruscă a debitului, ceea ce produce, pe de o parte, o lovitură de berbec, ale cărei unde de presiune se reflectă între turbină şi castelul de echilibru, iar pe de altă parte, oscilaţii ale întregii mase de apă din aducţiune şi castel. După cum s-a arătat, fenomenul de lovitură de berbec este însă de scurtă durată şi se amortizează fără ca ridicarea nivelului apei în castel să fie prea însemnată. Din această cauză, se obişnuieşte de multe ori să se trateze saltul în castel şi lovitura de berbec ca două fenomene separate, neglijând efectul undelor de presiune la determinarea saltului maxim. În sistemul aducţiune - castel de echilibru, debitul rămâne în primă fază cel din situaţia de regim, iar excedentul de apă este acumulat de castel. Ca urmare, se produce o creştere a nivelului apei în castel. Când acest nivel depăşeşte nivelul de regim, la extremitatea aducţiunii apare o forţă de contrapresiune care frânează, opreşte şi apoi inversează curgerea. Noua direcţie de mişcare a apei din aducţiune se menţine până când nivelul din castel coboară sub cel din lac. Curgerea este acum frânată de

Page 179: Amenajari hidroenergetice

179

contrapresiunea dată de lac, oprită şi apoi inversată. Fenomenul se repetă ciclic, până la amortizarea lui completă, provocată de frecările din sistem. Oscilaţiile nivelului apei din castel la o intrare bruscă în funcţiune a centralei se pot urmări în figura 5.45.

Figura 5.45. Oscilaţiile apei în catelul de echilibru la creşterea de sarcină Apa din aducţiune este iniţial în situaţie de repaus, iar pentru a asigura necesarul de apă în derivaţia forţată spre turbine nivelul apei din castel scade brusc. Ca urmare, pe baza diferenţei de nivel dintre lac şi castel, se produce accelerarea masei de apă din aducţiune. Această diferenţă de nivel trebuie să fie mai mare decât pierderea de sarcină pe aducţiune la funcţionarea în regim. Debitul de pe aducţiune creşte până când atinge o valoare mai mare decât debitul uzinat. Surplusul de debit este acumulat de castel şi ca urmare nivelul apei în castel creşte până când egalează şi apoi depăşeşte nivelul din lac. Apare o contrapresiune la extremitatea aducţiunii, care frâneaza şi apoi inversează curgerea. Ca urmare nivelul din castel scade din nou sub nivelul din lac şi fenomenul se repetă ciclic, cu o perioadă relativ mare (sute de secunde), până când are loc stabilizarea curgerii din aducţiune la debitul de regim. Nivelul apei din castel va fi sub cel din lac cu înălţimea cinetică şi pierderile de sarcină de pe aducţiune. La variaţii parţiale ale sarcinii centralei, adică la descreşteri sau creşteri ale puterii solicitate de sistem, fenomenele sunt similare, iar modul de lucru al castelului este identic. În aceste situaţii, valorile saltului sunt mai reduse decât cele de la variaţiile totale ale sarcinii, dar frecvenţa oscilaţiilor este mai mare şi uneori se pun probleme legate de amortizarea lor în timp. Pentru castelele de echilibru plasate aval de centrală, pe galeriile de fugă sub presiune, modul de comportare este invers faţă de cel al castelelor din poziţia amonte, caracterul fenomenelor fiind însă similar. Funcţiile castelului de echilibru în cadrul uzinei hidroelectrice Sintetizând aspectele legate de protecţia împotriva loviturii de berbec, precum şi cele legate de regimurile tranzitorii la manevrele de la centrală, se pot evidenţia următoarele funcţiuni ale castelului: - micşorează suprapresiunea dinamică ce acţionează asupra aparatului director al turbinei şi pe derivaţia forţată, prin crearea undei reflectate şi scurtarea traseului de propagare;

Page 180: Amenajari hidroenergetice

180

- micşorează sau anulează complet suprapresiunea dinamică care se transmite pe aducţiune sau pe fugă, unda reflectată la joncţiunea dintre castel şi aducţiune fiind în general de foarte mică amplitudine; - asigură aportul de debit la turbine şi protejează derivaţia împotriva pătrunderii aerului, când creşte sarcina centralei (pentru castelul situat pe fugă, când scade sarcina centralei); - acumulează excesul de debit când scade sarcina centralei (pentru castelul situat pc fugă, când creşte sarcina centralei); - amortizează oscilaţiile nivelului apei apărute ca urmare a variaţiei sarcinii centralei şi asigură stabilitatea reglajului. Ecuaţiile oscilaţiilor In conformitate cu figura 5.46 se introduc următoarele notaţii: L - lungimea galeriei de aducţiune, in m; Aa - aria aducţiunii, în m2; Ac - aria castelului, in m2, care poate varia pe înălţime în funcţie de z; QT - debitul turbinat, in m3/s, identic cu debitul conductelor forţate; v - viteza apei în aducţiune, în m/s, pozitivă în spre aval; z - cota nivelului apei în castel, in m, măsurată de la nivelul static şi pozitivă în sus; ha - pierderea de sarcină pe aducţiune, in m, cu acelaşi semn ca viteza pe aducţiune; vc - viteza planului apei în castelul de echilibru, in m/s, pozitivă în sus; Hn - căderea netă, in m; t - timpul, in s; N - puterea solicitată centralei.

Figura 5.46. Schemă de calcul pentru ecuaţiile oscilaţiilor

Mărimile variabile în timpul oscilaţiilor sunt v, ha, pentru aducţiune, z pentru castel şi QT pentru turbine. Relaţiile care permit determinarea acestor mărimi la orice moment de timp t sunt relaţia de echilibru dinamic d’Alambert, relaţia de continuitate şi ecuaţia de reglaj.

vc

Page 181: Amenajari hidroenergetice

181

În secţiunea aducţiunii de la baza castelului se scrie egalitatea dintre forţa de inerţie a masei de apă de pe aducţiune şi forţa de presiune determinată de nivelul apei din castel:

)( aaa hzAgdtdvAL +−= ρρ (5.10)

care se rescrie sub forma:

0=++ ahzdtdv

gL

(5.11)

La joncţiunea aducţiune- castel de echilibru - conductă forţată se scrie ecuaţia de continuitate:

Tcca QvAvA += (5.12) care se poate rescrie în funcţie de cota apei din castel ( vc = dz / dt):

Tca QdtdzzAvA += )( (5.13)

Ecuaţia de reglaj leagă debitul turbinat de puterea pe care trebuie să o livreze turbina:

)( zHgNQ

bT +=

η (5.14)

În relaţia (5.14) au mai intervenit Hb căderea brută a centralei şi η randamentul centralei. Integrarea sistemului de ecuaţii se face numeric, utilizând metoda diferenţelor finite şi algoritmi de iterare. Ipoteze şi cerinţe privind saltul în castel Dimensiunile principale ale castelului se determină prin calcule hidraulice, pe baza următoarelor condiţii: - să limiteze la o anumită valoare, fixată prin calcule tehnico-economice, mărimea saltului (salt maxim); - să nu permită pătrunderea aerului în derivaţie, ceea ce revine ca nivelul minim la care coboară apa din castel să fie cu 2 ... 3 m deasupra cheii aducţiunii (salt minim); - secţiunea transversală a castelului să asigure un reglaj stabil al turbinelor. Pentru calculul saltului maxim se consideră nivelul maxim în lac, pierderi de sarcină minime pe aducţiune şi aruncare din sarcină a tuturor grupurilor de la centrală. Pentru calculul saltului minim se consideră nivel minim în lac, pierderi de sarcină maxime pe aducţiune şi următoarele manevre la centrală: pentru centrale cu Pi < 30 MW - creşterea sarcinii cu puterea corespunzatoare unui grup, dar nu mai pujin de 33% din puterea centralei; pentru centrale cu Pi > 30 MW - creşterea sarcinii cu

Page 182: Amenajari hidroenergetice

182

puterea corespunzătoare a două grupuri, dar nu mai puţin de 50% din puterea centralei; pentru centralele care participă la reglajul frecvenţei în sistem - creşterea sarcinii cu 100% din puterea centralei, sau cu o valoare care rezultă din condiţiile de funcţionare în sistem. Secţiunea transversală minimă a castelului se determină din condiţia de stabilitate hidraulică la oscilaţiile mici provocate de reglaj. După predimensionare se impune o verificare riguroasă a respectării condiţiilor de funcţionare, în special de amortizare a oscilaţiilor, care constă în simulări numerice a unor manevre diverse, provocate în cele mai dezavantajoase situaţii pentru creşteri sau descreşteri ale sarcinii. Stabilitatea hidraulică a castelelor Funcţionarea în regim a unei uzine hidroelectrice se realizează printr-un reglaj automat, care urmăreşte să menţină constante cele două caracteristici ale curentului electric, frecvenţa şi tensiunea. Variaţia încărcării reţelei la care este conectată uzina antrenează variaţia cuplului rezistent. Dispozitivul de reglaj acţionează pentru a adapta cuplul motor la aceste variaţii, prin deschiderea sau închiderea aparatului director al turbinelor. Schimbarea de sarcină N N+∆N = N’ la Hn constant impune modificarea debitului Q Q+∆Q (fig.5.47). Creşterea debitului turbinat ∆Q conduce iniţial la coborârea nivelului în castel (z) , apoi debitul care vine pe aducţiune creşte prin reducerea contrapresiunii de la baza castelului. Ca urmare, cota apei din castel creşte şi aparatul director intervine pentru a reduce debitul uzinat. Variaţia de nivel z impune corecţia lui QT prin schimbarea deschiderii aparatului director, care devine sursă de oscilaţii în sistem. Oscilaţiile de nivel în castelul de echilibru se traduc în variaţii ale căderii la turbine. Variaţiile de cădere provoacă ele însăşi intervenţia sistemului de reglaj. În ansamblul derivaţie forţată – castel de echilibru se produc oscilaţii forţate. Dacă pierderile de energie prin frecare conduc la atenuarea oscilaţiilor într-un interval de timp rezonabil, atunci castelul este stabil hidraulic. Dacă oscilaţiile apei din castel sunt întreţinute, sau, mai rău, se amplifică, atunci castelul este considerat instabil hidraulic şi poate afecta funcţionarea uzinei.

Figura 5.47. Definirea grafică a stabilităţii hidraulice

∆Q

∆N

Page 183: Amenajari hidroenergetice

183

Condiţia de stabilitate hidraulică Se examinează situaţia micilor oscilaţii, care reprezintă de altfel cazul cel mai defavorabil. Oscilaţiile de mare amplitudine antrenează mişcări ale unor mase mari de apă, pentru care pierderile de sarcină sunt mari şi favorizează amortizarea. In cele ce urmează nu se ţine seama de efectul factorilor secundari (pierderea de sarcină pe conductele forţate, variaţia randamentului, factorul cinetic) şi pentru amortizare se ia in considerare numai pierderea de sarcină pe aducţiune. Ecuaţiile de bază ale oscilaţiilor, stabilite la punctul precedent, sunt (5.11), (5.13) şi (5.14). Pierderea de sarcină pe aducţiune se explicitează în funcţie de viteza pe aducţiune:

2

00

±=

vvhh aa (5.15)

unde: ha 0 este pierderea de sarcină pentru debitul nominal; v0 - viteza pe aducţiune pentru debitul nominal. În cazul micilor oscilaţii zona de variaţie a nivelurilor este limitată şi se poate admite că, indiferent de forma castelului, aria acestuia este constantă în zona oscilaţiilor. Prin diferenţierea ecuaţiei de reglaj (5.14) şi a ecuaţiei de continuitate (5.13) şi egalarea lor rezultă:

dtdz

zHAN

gdtzd

AA

dt

dtzdA

dtdvA

dtdz

zHgN

dtdQ

aa

c

caT

22

2

2

2

2

)(1dv

:finalaformaiacare

,)(

+−=

−=+

−=

η

η

(5.16)

În ecuaţia (5.11) se înlocuesc relaţiile (5.15) şi (5.16), după care se face o schimbare de variabilă z = z1 – ha 0 . Rezultă în final o ecuaţie diferenţială de forma:

0)()( 111

121

2=++ zz

dtdzz

dtzd

ψϕ (5.17)

Fiind vorba de mici oscilaţii se neglijează z12 în raport cu z1 şi

21

dtdz în raport cu

dtdz1 . Ecuaţia (5.17) se simplifică:

03

)()(2

10

012

0020

021

2=

−−

+

−−

−+ z

hHhH

LAgA

dtdz

hHAC

hHvLAChg

dtzd

a

a

c

a

acaa

a (5.18)

unde C = N / γη . Ecuaţia (5.18) are forma:

Page 184: Amenajari hidroenergetice

184

02 11

2

12

=++ zbdtdza

dtzd

(5.19)

care este o ecuaţie diferenţială cu coeficienţi constanţi, de ordinul 2. Dacă b > 0, ceea ce revine la ha0 < H/3 şi este îndeplinită de toate uzinele hidroelectrice, ecuaţia corespunde unei mişcări oscilatorii. Pentru ca oscilaţiile nivelului apei din castel să fie amortizate este necesar ca a ≥ 0. Condiţia se transformă în impunerea unei arii minime pentru castel:

)(2 00

20

min,aa

aThc hHh

ALg

vAA−

=≥ (5.20)

Coniţia (5.20) a fost stabilită de Thoma, iar aria ATh se mai numeşte aria Thoma. La dimensionarea castelelor se utilizează relaţia: Thc AFSA =min, (5.21) în care intervine un factor de siguranţă FS, denumit şi coeficient de siguranţă. Pentru prudenţă factorii de siguranţă se aleg în domeniul 1,5 ... 1,8, datorită incertitudinii evaluării pierderii de sarcină ha0 care are o pondere mare în relaţia (5.20). Factorii de siguranţă pot fi reduşi atunci când centrala este interconectată cu alte centrale cu putere mai mare care contribuie de asemenea la servicii de sistem. Influenţa interconectării mai multor centrale Dacă amenajarea prevăzută cu castel de echilibru este cuplată în paralel cu alte centrale, secţiunea minimă a castelului respectivei amenajări este considerabil micşorată prin aportul celorlalte centrale la preluarea aceloraşi cerinţe din reţea. Notind cu Ns puterea totală a centralelor care preiau variaţiile de sarcină şi cu N puterea centralei studiate prevăzută cu castel, contribuţia acesteia este K = N / Ns. Se poate demonstra că pentru cazul micilor oscilaţii secţiunea minimă a castelului, ce asigură stabilitatea oscilaţiilor, capătă urmatoarea expresie:

−−−

≥ )1(231

)(2 00

20

min, KhHh

ALg

vA

aa

ac (5.22)

Pentru K=1 (o singură centrală pe reţea), se regăseşte rezultatul Ac,min = ATh. Cu cît K este mai mic, adică influenţa centralelor exterioare creşte, aria minimă creşte şi ea, iar la K = 1/3 nu se mai impune condiţia de arie minimă. Apare avantajoasă posibilitatea ca anumite centrale cu castele de echilibra foarte mici sa fie totuşi stabile când sunt cuplate cu grupuri de centrale stabile. In acelaşi timp, trebuie remarcat faptul că alegerea dimensiunilor castelului trebuie făcută cu atât mai multă prudenţă cu cât centrala este de putere mai mare.

Page 185: Amenajari hidroenergetice

185

Eficacitatea hidraulică şi tipuri de castele Eficacitatea hidraulică a unui castel se defineşte prin rata de accelerare sau de frânare a mişcării apei pe aducţiune în cazul manevrelor de reducere sau de creştere a debitului turbinat. Un castel de echilibru este cu atât mai eficace cu cât rata de frânare / accelerare este mai mare. Urmarea directă este reducerea volumului da apă care trebuie înmagazinat sau, după caz, furnizat de castel. Rezultă deci că volumul castelului este mai mic, cu efect favoarabil asupra costurilor de investiţie. Eficacitatea hidraulică a castelului are efect favorabil şi în operarea centralei, prin reducerea amplitudinii şi a duratei regimului tranzitoriu de trecere de la un regim de funcţionare la altul. În cele ce urmează, se prezintă principalele tipuri de castele care sunt utilizate în amenajările hidroenergetice, punând în evidenţă de fiecare dată eficacitatea hidraulică a respectivului tip de castel. Castelul cilindric simplu Acest tip de castel este alcătuit dintr-un puţ cilindric sau un turn cilindric, legat la partea inferioară cu aducţiunea, prin intercalare pe aducţiune sau printr-o conductă scurtă (fig. 5.48). În multe situaţii castelul se realizează parţial în puţ, având o zonă aeriană sub formă de turn.

Figura 5.48. Scheme pentru castelul cilindric simplu Diametrul puţului castelului se alege din condiţia de limitare a salturilor maxime şi minime şi din condiţia de a avea asigurată stabilitatea la micile oscilaţii. Condiţia de stabilitate determină diametrul castelului în cazul amenajărilor cu căderi mici şi aducţiuni scurte, iar condiţia de limitare a saltului determină diametrul castelului în cazul amenajărilor cu căderi mari, sau aducţiuni lungi. Dezavantajul acestui tip de castel constă în faptul că necesită volumul cel mai mare comparativ cu celelalte tipuri. Accelerările sau frânările masei de apă se produc în timp relativ îndelungat, iar acţiunea castelului este o acţiune lentă. Din aceste motive castelul cilindric simplu se utilizează numai în cazul amenajărilor cu aducţiuni scurte cu diametre mici şi căderi mici. Avantajul castelului simplu provine din faptul că oscilaţiile relativ lente ale nivelului apei în castel sunt favorabile pentru reglajul turbinelor. Pentru exemplificare, în figura 5.49 este prezentat castelul cilindric de la UHE Dobreşti. Pe primii 19 m construcţia este subterană, sub formă de puţ, având

Camera castelului

Aducţiune

Conductă de legătură

Page 186: Amenajari hidroenergetice

186

cămăşuiala formată dintr-un inel de beton exterior de 30 ... 35 cm şi un inel interior de beton armat cu aceleaşi grosimi. Radierul are forma unei pâlnii, pentru a colecta eventualele depuneri aluvionare provenite de la apa din castel. Pe ultimii 11m castelul este suprateran, sub forma unui cilindru de beton armat, cu o platformă pentru mecanismele de manevră ale vanelor.

Figura 5.49. Castelul de echilibru de la UHE Dobreşti În cazul unor centrale de putere mică, de tipul microhidrocentralelor, castelele cilindrice simple se pot realiza şi sub forma unor conducte metalice pozate pe versant (fig.5.50). Dacă castelul cilindric cu diametrul D este înclinat faţă de orizontală cu unghiul θ, aria suprafeţei apei, care contează ca arie a castelului, va creşte până la

θπ

cos1

4

2D .

Fig ura 5.50. Castel cilindric pozat pe versant

Page 187: Amenajari hidroenergetice

187

Castelul cu camere Castelul cu camere este alcatuit dintr-un puţ central, numit coloana castelului, şi două lărgiri, numite camere, situate în zonele saltului maxim şi respectiv minim. În figura 5.51 este prezentat modul de funcţionare al castelului cu camere, comparativ cu un castel cilindric simplu. Figura 5.51. Comparaţie între funcţionarea castelul cilindric simplu şi a castelului cu

camere La funcţionarea în regim a uzinei nivelul apei se gaseşte în coloana castelului. La o scădere bruscă a sarcinii centralei, apa se ridică rapid în coloană şi umple camera superioară. Creşterea nivelului se face repede în limitele coloanei, dar se încetineşte semnificativ în dreptul camerei. La creşterea sarcinii centralei, nivelul coboară rapid în coloană, până când ajunge în dreptul camerei inferioare, care furnizează preponderent necesarul de debit până la realizarea noului regim de curgere în aducţiune. Energia cinetică a apei din aducţiune se transformă în energie potenţială la trecerea în castel, prin ridicarea nivelului apei. Invers, la curgerea din castel spre aducţiune, energia potenţială a volumului de apă din castel se transformă în energie cinetică a apei din aducţiune. La o manevră de aruncare din sarcină, în cazul castelului cu camere centrul de greutate al volumului de apă acumulat în castel CC

acV este aşezat mai sus decât centrul de greutate al volumului CCS

acV din cazul castelului cilindric simplu, ceea ce revine la faptul că aceeaşi cantitate de energie poate fi înmagazinată într-un volum mai mic ( CCS

acCC

ac VV < ). Reducerea de volum este importantă, aducând economii de cost de investiţie. Castelul cu camere se adoptă în cazul amenajărilor la care nivelul de apă din lacul de acumulare variază în limite foarte largi. Camera superioară se dispune deasupra nivelului maxim din lac, pentru a limita amplitudinea saltului produs de o manevră de închidere bruscă la lac plin. Camera inferioară se plasează sub cota nivelului dinamic

CCS

t

t ∆F

∆F’ CC

CC

CCS

CCSacV

CCacV

Page 188: Amenajari hidroenergetice

188

corespunzător nivelului minim energetic, pentru a limita amplitudinea saltului produs de o manevră de pornire la nivel minim în lac. Aria coloanei castelului se alege din condiţia de stabilitate la micile oscilaţii, respectând condiţia Thoma:

)(2 00

20

min,aa

aThc hHh

ALg

vAA−

=≥ (5.20’)

Se observă că această condiţie face ca un castel cu camere să devină economic în cazul căderilor mari, pentru că aria minimă impusă este relativ mică şi deci volumul coloanei este mic. Castelul cu camere devine mai puţin indicat pentru căderi mici, pentru că diametrul puţului coloanei, impus de condiţia de amortizare a micilor oscilaţii, poate deveni foarte mare şi volumul coloanei ajunge de acelaşi ordin de mărime cu cel al camerelor. Castelul cu camere se poziţionează parţial sau chiar total în subteran. Camera inferioară ia forma uneia sau mai multor galerii dispuse radial faţă de puţ, iar camera superioară este realizată suprateran, ca un rezervor de diametru mare, deschis la partea superioară. Atunci când situaţia topografică nu permite o asemenea dispoziţie, camera superioară se realizează ca o galerie. Rezolvările constructive sunt prezentate în cele ce urmează pe baza unor exemple caracteristice. Castelul uzinei hidroelectrice Someş (fig. 5.52) are o dispoziţie clasică, camera inferioară fiind radial dispusă faţă de puţul castelului, iar camera superioară fiind un rezervor clindric.

Figura 5.52. Castel de echilibru cu camere

Page 189: Amenajari hidroenergetice

189

Se remarcă dispunerea specială a camerei inferioare, sub forma a două galerii mai scurte în loc de o galerie unică. Castelul fiind amplasat pe un bot de deal, galeriile care formează camera inferioară s-au orientat spre interiorul masivului, pentru a avea acoperirea de rocă corespunzătoare. Realizarea camerei inferioare sub forma uneia sau mai multor galerii dispuse radial faţă de puţ, galerii în fund de sac, implică o serie de inconveniente. Pentru a se asigura scurgerea apei la golirea camerei, radierul trebuie să aibă o pantă către puţ de minim 0,10 ... 0,15 %. Pentru a asigura evacuarea aerului la reumplerea camerei, cheia galeriei trebuie să aibă o contrapantă de la puţ spre extremitatea din spre masiv. Rezultă deci o secţiune variabilă pentru galeria camerei inferioare, cu arie descrescătoare de la puţ spre extremitatea acesteia. Excavarea, dar mai ales betonarea unei galerii cu secţiune variabilă complică şi scumpeşte lucrarea. Pentru a se evita acest inconvenient, camera inferioară se plasează în circulaţia apei dintre aducţiune şi puţ (fig. 5.53). Camera devine o galerie de legătură între galeria de aducţiune şi puţul castelului, cu o uşoară pantă către aducţiune. Secţiunea galeriei camerei este constantă, facilitând execuţia.

Figura 5.53. Castel cu camera inferioară în circulaţie În ceea ce priveşte camera superioară, dispusă suprateran, soluţia poate fi un rezervor cilindric (ca în fig.5.52), sau un rezervor tronconic (ca în figura 5.53). Rezervorul cilindric are o execuţie mai simplă, dar este mai puţin economic. Mai întâi volumul unei camere cilindrice este mai mare decât volumul unei camere tronconice. După cum se poate urmări în figura 5.54, utilizând concepul energetic, la salt maxim (Ec) aducţiune = (Ep) castel, adică energia cinetică a apei care intră în castel este egală cu energia potenţială a apei înmagazinate în camera suprioară (mv2/2 = mgh). Prin forma tronconică h2 > h1 , ceea ce conduce la m2 < m1. Rezultă deci că în cazul camerei tronconice, prin ridicarea centrului de greutate al apei înmagazinate, eficacitatea creşte, deci volumul camerei superioare scade.

Page 190: Amenajari hidroenergetice

190

Figura 5.54. Comparaţie între eficacitatea hidraulică a camerei tronconice faţă de camera cilindrică

Un al doilea argument în favoarea formei tronconice a camerei superioare este furnizat de comportarea structurală. Cu notaţiile din figura 5.55, dacă se consideră că stabilirea grosimii şi armării peretelui camerei se face pentru eforturile inelare şi admiţând, pentru simplificare, valabilitatea relaţiei cazanelor atunci efortul inelar este

trp

=σ , de unde rezultă că grosimea peretelui σ

γσ

rzprt == creşte liniar spre bază.

În cazul camerei tronconice produsul dacă raza scade liniar spre baza camerei şi deci grosimea peretelui camerei se poate menţine constantă, situaţie avantajoasă pentru execuţie.

Figura 5.55. Notaţii privind solicitările camerei superioare O problemă specifică camerei superioare supraterane o constitue legătura structurală dintre peretele camerei şi radier. La umplerea camerei apar variaţii foarete mari de temperatură în peretele camerei. În regim de vară, când camera este goală şi insolată, temperatura peretelui ajunge la θ = 40 ... 500C. Când, datorită unei manevre de

.)( constzrp =∗

CG

Page 191: Amenajari hidroenergetice

191

reducere de sarcină, apa rece de pe aducţiune se ridică în cameră, temperatura pereţilor coboară brusc la θ = 6 ...80C. Datorită variaţiei de temperatură apare tendinţa de deplasare radială a peretelui. Dacă acesta ar fi încastrat în radier ar apare momente încovoietoare foarte mari. Pentru a elimina aceste solicitări extreme, rostul trebuie să permită deplasările radiale (fig. 5.56). De fapt nu este vorba de o eliminare totală a efectelor de încovoiere ci numai de o reducere semnificativă, pentru că frecările împiedică parţial deplasările.

Figura 5.56. Rostul cameră superioară – radier

După cum s-a arătat, atunci când situaţia topografică nu permite amplasarea unei camere supraterane, camera superioară se realizează sub forma unei galerii. În figura 5.57 este prezentat un astfel de castel, adoptat la UHE Sebeş, treapta Şugag.

Figura 5.57. Castelul treptei Şugag, cu camera superioară sub formă de galerie

Page 192: Amenajari hidroenergetice

192

Castelul cu diafragma Castelul cu diafragmă este un castel cilindric cu secţiune constantă, la care orificiul sau conducta de legatură cu aducţiunea are o arie redusă, care hidraulic crează un efect de diafragmă (fig. 5.58).

Figura 5.58. Principiul de funcţionre a castelului cu diafragmă În situaţia reducerii sarcinii la centrală, excedentul de debit este înmagazinat în castel. Înainte de manevră, în punctul de legatură presiunea din aducţiune şi presiunea dată de apa din castel sunt egale, iar nivelul în castel este stabil. La trecerea apei din aducţiune în castel nivelul din castel creşte, iar în diafragmă se produce pierderea de

sarcină g

vh d

dd 2

2ξ= . Variaţia presiunii la baza castelului este:

(5.23) Se crează o diferenţă importantă între presiunea din galerie şi cea dată de castel, şi, deşi creşterea nivelului în castel este redusă, contrapresiunea totală ∆p ia valori mari. Ca urmare, se produce o frânare a masei de apa din aducţiune mult mai energică decât în cazul în care nu ar fi fost diafragma. Datorită eficacităţii hidraulice sporite volumul castelului se reduce semnificativ. În situaţia creşterii sarcinii la centrală, apa este preluată în primă fază din castel. La tecerea prin diafragmă se produce o pierdere de sarcină care creează o diferenţă importantă de presiune la baza aducţiunii şi ca urmare creşte efectul de accelerare a apei din aducţiune. De obicei, datorită condiţiilor mai puţin severe la pornire, care se face controlat, faţă de situaţia aruncării din sarcină, diafragma este asimetrică, cu pierderi de sarcină mai mari la intrarea în castel. Dacă aria diafragmei este mare, efectul pierderilor de sarcină este redus şi comportarea castelului cu diafragmă devine asemănătoare cu aceea a castelului simplu. Dimpotriva, dacă aria diafragmei este foarte mică, contrapresiunile sau depresiunile sunt mari, dar prin reflexiile produse în diafragmă undele de suprapresiune din lovitura de berbec se propagă pe aducţiune cu valori aproape neinfluenţate de castel. Un criteriu de stabilire a ariei diafragmei este acela ca la pornirea centralei, pierderea de sarcină să nu fie mai mare decât coloana de apă din

∆pVd

;)( da hhzp γγ ++=∆

Page 193: Amenajari hidroenergetice

193

castel în ipoteza nivelului minim, spre a evita apariţia cavitaţiei. Datorită interferenţei dinte undele de suprapresiune şi fenomenul de oscilaţie în masă, nu este recomandabilă adoptarea acestui tip de castel la centrale cu căderi mari şi condiţii severe de reglaj. Pentru exemplificare, în figura 5.59 este prezentat castelul uzinei hidroelectrice Bicaz, care are diafragmă la racordul cu galeria de aducţiune. Diafragma este dispusă la partea inferioara a aducţiunii, acolo unde aceasta străbate puţul castelului.

Figura 5.59. Castelul de la UHE Bicaz Constructiv diafragma este formată din 2x3 orificii de 0,7 X 3,0 m practicate în galeria de aducţiune, în zona de trecere a acesteia prin cuva castelului. Hidraulic, diafragma este asimetrică, realizând o pierdere de sarcină locală de 12 m la intrarea apei şi de 10 m la ieşirea apei din castel. Înălţimea totală a castelului este de 80 m, din care 17,0 m sub forma de cameră supraterană. O instalaţie de telelimnigraf transmite în camera de comandă a ccntralei variaţia nivelului din castel. Una dintre diagramele oscilaţiilor înregistrate se poate urmări în figura 5.60. Utilizarea diafragmei pentru creşterea eficacităţii castelului se poate face şi în cazul castelului cu camere, în special atunci când sunt căderi foare mari şi efectul camerei superioare se manifestă numai la cote ridicate în lac. Pentru exemplificare, în figurile 5.61 şi 5.62 sunt prezentate castelele de echilibru de la centralele Ciunget, din România şi Grand Maison din Elveţia. În cazul centralei Ciunget, de la AHE Lotru, căderea este de 809 m. Diafragma intercalată între galeria de aducţiune şi puţul castelului contribuie semnificativ la amortizarea mai rapidă a oscilaţiilor, favorizând reglajul.

Page 194: Amenajari hidroenergetice

194

Figura 5.60. Diagrame de oscilaţii înregistrate la castelul de la UHE Bicaz

Figura 5.61. Castelul de echilibru de la centrala Ciunget – Lotru, cu camere şi diafragmă

Page 195: Amenajari hidroenergetice

195

În cazul centralei Grand Maison căderea este de 926 m. Castelul are numai cameră superioară, cu efect diferenţial (ale cărui avantaje se vor discuta la punctul următor) iar eficacitatea hidraulică este asigurată şi de diafragmă. Din punct de vedere constructiv se remarcă sistemul de drenaj destinat controlului presiunilor interstiţiale din masivul de rocă. Fără drenaj s-ar fi putut crea presiuni mari pe extradosul cămăşuelii puţului la salt minim, cînd nivelul din puţ scade rapid, dar ar fi putut fi afectată şi stabilitatea generală a versantului. Figura 5.62. Castelul de echilibru de la amenajarea hidroenergetică Grand Maison Castelul diferenţial (tip Johnson) Constructiv acest tip de castel este format din camera castelului şi dintr-o coloană de diametru redus, de acelaşi ordin de mărime cu al aducţiunii, care este plasată în interiorul camerei castelului (fig. 5.63). La bază, coloana comunică cu camera, iar la partea superioară are prevăzut un deversor. Poziţia coloanei în interiorul castelului poate fi centrală sau laterală. Comunicarea dintre camera castelului şi aducţiune se face printr-un orificiu inelar cu o secţiune redusă, cu efect de diafragmă.

Page 196: Amenajari hidroenergetice

196

Funcţionarea castelului cu diafragmă este przentată comparativ cu aceea a castelului cilindric simplu, faţă de care se evidenţiază surplusul de eficacitate hidraulică. La reducerea sarcinii centralei apa se ridică rapid în coloana interioară, realizând o contrapresiune care produce frânarea apei din aducţiune. O parte mică din debitul care intră în castel pătrunde şi prin orificiul inelar în camera propriu-zisă, dar umplerea acesteia se produce după ce nivelul din cloană depăşeşte cota superioară a acesteia şi apa deversează în cameră. Faţă de un castel cilindric simplu, ridicarea nivelului şi deci formarea forţei de contrapresiune la baza aducţiunii se produce suficient de rapid pentru a asigura o bună eficacitate, permiţând in acelasi timp un reglaj convenabil.

Figura 5.63. Comportarea la salt maxim a castelului diferenţial comparativ cu

comportarea la aceaşi manevră a castelului cilindric simplu La creşterea sarcinii centralei se produce o coborâre rapidă a nivelului în coloană, realizând în timp scurt diferenţa de presiune pentru accelerarea apei din aducţiune. Nivelul din cameră coboară mai lent, datorită rezistenţei hidraulice a legăturii cu coloana, alimentând surplusul de debit prin orificiul inelar de la baza acesteia. Castelul diferenţial reprezintă tipul cel mai potrivit pentru castelele supraterane, la centrale cu căderi medii sau mici. Aria minimă a castelului care asigură îndeplinirea condiţiei de stabilitate hidraulică, şi care rezultă relativ mare pentru aceste centrale, nu mai constitue o limitare. Aria minimă se referă de această dată la aria camerei, dat fiind faptul că la micile oscilaţii vitezele apei prin orificiile de legătură ale camerei cu aducţiunea nu induc pierderi de sarcină semnificative. Efectul diferenţial se utilizează frecvent la camera superioară a castelului cu camere. Un dezavantaj al castelului cu camere provine din faptul că ridicarea nivelului în castel se face lent în zona camerei superioare, respectiv coborârea se face lent în zona camerei inferioare. Rezultă o scădere a eficacităţii castelului şi mărirea perioadei oscilaţiilor. Inconvenientul se poate înlătura prin prevederea în camera superioară a unei coloane, legată direct cu puţul castelului şi prin orificii cu camera superioară. La salt maxim nivelul creşte rapid, de data asta pâna la cota superioară a coloanei, care poate depăşi cota superioară a camerei. Camera superioară se umple prin deversare. La coborârea nivelului apa din cameră se scurge în puţ prin orificii.

Page 197: Amenajari hidroenergetice

197

În figura 5.64 este prezentat castelul cu efect diferenţial construit la uzina hidroelectrică Moroeni. Efectul difereţial realizat la partea superioară are o deosebită eficacitate la limitarea saltului maxim. Puţul vertical de 2,20 m diametru se continuă la partea superioară cu o coloană circulară de beton armat do 4,20 m înălţime, prevazută cu creastă deversantă. La partea inferioară puţul are o cameră orizontală cu diametrul mediu de 3,85 m şi lungimea de 39,0m. Datorită condiţiilor geologice bune şi a presiunii de lucru reduse, căptuşeala castelului s-a realizat în întregime din beton simplu de 30 cm grosime. La interior betonul este protejat cu un torcret sclivisit de 6 cm.

Figura 5.64. Castel cu efect diferenţial în camera superioară Castele de tipuri combinate În această categorie se înscriu castele de echilibru care combină elemente de la tipurile de castele tradiţionale, în măsură să contribuie sinergetic la creşterea eficacităţii hidraulice. Exemplul oferit de castelul de la uzina hidroelectrică Retezat, pe Râul Mare este concludent (fig. 5.65). Este un castel cu camere, care are camera inferioară în circulaţie, camera superioară supraterană de formă formă tronconică, cu efect diferenţial, iar legătura dintre puţul castelului şi camera inferioară se face printr-o diafragmă asimetrică. Galeria care formează camera inferioară are o lungime de 200 m şi un diametru de 6,30 m, contribuind esenţial la funcţionarea eficace la nivele reduse în lac. Orientarea camerei inferioare este la 450 faţă de galeria de aducţiune, pentru a evita interacţiunea dintre goluri la execuţie.

Page 198: Amenajari hidroenergetice

198

Figura 5.65. Castelul de echilibru de la UHE Retezat

Poziţii alternative ale castelelor de echilibru În cazul uzinelor hidroelectrice subterane, fenomenele legate de regimul nepermanent indus de manevrele la centrală se pot manifesta pe circuitul hidraulic, atât pe aducţiune, cât şi pe galeria de fugă (fig.5.66).

Figura 5.66. Poziţia castelelor de echilibru ăn cadrul uzinelor subterane

Diafragmă

Curgere libera

Page 199: Amenajari hidroenergetice

199

În funcţie de lungimile relative ale acetora şi de regimul de curgere din galeria de fugă castelul de echilibru se poziţionează la capătul aducţiunii, înainte de galeria forţată, sau în aval, imediat după ieşirea din turbine. În figura 5.66 se prezintă, cu titlu informativ, alternativele de amplasare a castelelor de echilibru pentru diferite configuraţii ale firului principal al amenajării.

Pentru derivaţia amonte castelul se impune numai în cazul aducţiunilor lungi, la care suprapresiunile dinamice din lovitura de berbec trebuie limitate prin reflexie în castel (cazurile b şi e din figură). Pentru galeria de fugă, castelul intervine atunci când lungimea galeriei este mare şi /sau regimul de curgere est sub presiune. 5.4.3. Case de vane Pe circuitul hidraulic al unei uzine hidroelectrice se intercalează o succesiune de organe de închidere, de la priză până la turbine (fig. 5.67). Din amonte spre aval se întânesc mai întâi vanele de la priza energetică. Acestea închid accesul apei pe aducţiune în perioadele de revizii sau reparaţii. La funcţionarea curentă a uzinei vanele de la priză sunt deschise. Casa de vane care le adăposteşte face parte din construcţia prizei şi nu face obiectul acestui paragraf.

Figura 5.67. Dispunerea vanelor pe circuitul hidraulic al UHE Vanele care închid accesul apei la turbine sunt poziţionate fie înainte de clădirea centralei, când au o încăpere sau o cavernă proprie, fie chiar în clădirea sau caverna centralei. Despre dispunerea acestor vane s-a discutat în paragrafele privitoare la structura centralelor hidroelectrice. La funcţionarea curentă aceste vane sunt deschise, reglajul debitului şi închidrea accesului apei la turbine fiind asigurate de aparatul director. Vana se închide când grupul este în repaos pentru un timp mai îndelungat, sau când se fac revizii sau intervenţii la turbine. Conducta sau galeria forţată este prevăzută, imediat în aval de castel, cu vane cu închidere rapidă. Denumirea provine de la condiţia de a închide rapid conducta sau galeria în cazul unei avarii. Aceste vane mai servesc la închiderea accesului apei în

priză

Vana de admisie la turbine

E

Page 200: Amenajari hidroenergetice

200

derivaţia forţată la reparaţii şi revizii, şi la reglarea debitului la umplcrca conductei forţate. Vanele cu închidere rapidă sunt dispuse în casa vanelor, care este o încăpere special amenajată pentru a asigura protecţia faţă de intemperii a vanelor şi a dispozitivelor de manevră (fig. 5.68 şi 5.69). În casa vanelor se asigură şi spaţiile necesare montării şi demontării vanelor şi a mecanismelor pentru revizii şi reparaţii.

Fig. 5.68. Casa vanelor în cazul conductelor forţate Echipamentul din casa vanelor cuprinde:

- Vana principală (vana de serviciu), care închide şi deschide acccsul apei pe conductele sau galeria forţată. Această manevră se produce destul de rar, la revizii sau în cazul avariei conductei sau galeriei forţate sau în cazul ieşirii din funcţiune a turbinei, când vana se închide automat. Pentru vana principală se aleg vane mai simple şi mai robuste, cele mai folosite fiind vanele fluture sau vanele plane în carcasă. Comanda de închidere automată este dată la depăşirea vitezei de regim pe derivaţie.

- Vana auxiliară (vana batardou), care este dispusă în amonte de vana principală. Este de obicei o vană fluture sau o vană plană care se comandă electromecanic.

- By-passul (conducta de ocolire), prin care se realizează umplerea conductei forţate cu un debit redus ( cca 1/20 din debitul instalat), pentru a evita şocul unei mase mari de apă în cădere. By-passul mai foloseşte la egalarea presiunii pe cele două feţe ale vanei principale, pentru deschideri comode sau deblocări.

-Ventilele de aerisire, dispuse în aval de vane, care evită apariţia depresiunilor în conductă la închideri bruşte şi permit evacuarea aerului la umplerea conductei.

Page 201: Amenajari hidroenergetice

201

În cazul conductelor forţate, casa de vane este dispusă la zi. De multe ori face corp comun cu portalul de ieşire al tronsonului subteran care vine de la castel si reprezintă în acelaşi timp primul masiv de ancoraj al conductei fortate (fig. 5.68). Dimensiunile interioare sunt determinate de gabaritele echipamentului, iar partea masivă de beton rezultă din condiţia de stabilitate sub acţiunea forţelor transmise de conductă. Fundarea se face în mod obligatoriu pe rocă sănătoasă. La centralele subterane casa vanelor se execută în subteran (fig. 5.69), într-o cavernă proprie pe traseul galeriei forţate. Bolta şi pereţii casei vanelor se realizează prin simpla captuşire a conturului excavat.

Figura 5.69. Casă de vane pe galeria forţată

Accesele sunt asigurate de obicei de galeriile care au servit la execuţia ansamblului de presiune. Probleme speciale sunt ridicate de climatizarea sau cel puţin ventilarea cavernei, pentru a asigura condiţii normale pentru vane şi echipament. BIBLIOGRAFIE Brekke, H. (2005). Choice of equipment for hydro. Trondheim, Norway. Brown J.,G. (1970). Centrale hidroelectrice de putere mare. Editura Tehnică, Bucureşti. Bâlă, M., Popa, Gh., Ion, M. (1981). Construcţii hidrotehnice subterane. Editura Tehnică, Bucureşti. Cochet, P. (1991). The Turkwel multipurpose scheme reaches commissioning in Kenya. Water Power and Dam Construction, Volume 43, Number 3, March. Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate.

Page 202: Amenajari hidroenergetice

202

Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. Editura Tehnică, Bucureşti. Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill. Electricite d’Emosson. (1971). Usines hydro-electrique d’Emosson. Chamonix. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE, Delft. Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim, Norway. Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of Colorado Boulder. Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest. Philipp Holzmann AG (1997). Underground works for the Ertan hydroelectric power plant in China. Frankfurt. Popescu, M. (2008). Uzine hidroelectrice şi staţii de pompare. Funcţionarea hidraulică la regimuri tranzitorii. Editura Universitară, Bucureşti. Press, H. (1954). Stauanlagen und Wasserkraftwerke. III Teil: Wasserkraftwerke. Verlag von Wilhelm Ernst & Sohn, Berlin. Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti. Prişcu, R., Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja, V. (1970). Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, Bucureşti. Stematiu, D. (2008). Mathematical models for large underground structures. Scientific Bulletin Series: Mathematical Modelling in Civil Engineering, no.2. Stematiu, D. (2006). Evaluarea stării de siguranţă pentru canalul de aducţiune, camera de încărcare conductele forţate şi centrala hidroelectrică Vaduri. Raport către Hidroelectrica. Bucureşti. Wikipedia. (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

Page 203: Amenajari hidroenergetice

203

6

CENTRALE HIDROELECTRICE ÎN FRONTUL BARAT

6.1. ELEMENTE CARACTERISTICE După cum s-a arătat şi în capitolul precedent, centrala hidroelectrică reprezintă corpul de clădiri si echipamente electro-mecanice, din cadrul unei uzine hidroelectrice, în care se realizează transformarea energiei hidraulice în energie electrică. Echipamentul electromecanic cuprinde echipamentul principal, format din turbine şi generatoare, şi echipamentul şi instalaţiile auxiliare. Centralele din frontul barat prezintă o serie de caracteristici proprii, care le deosebesc de centralele pe derivaţie, la care construcţia este doar „gazda”echipamentului. O imagine concludentă a poziţiei şi a condiţiilor structurale a unei centrale din frontul barat se poate urmări în figura 6.1.

Figura 6.1. Frontul barat al unei uzine hidroelectrice cu centrala în front În primul rând, structura centralei este un veritabil baraj, care trebuie să rămână stabil şi să reziste forţelor ce provin din prezenţa apei în cele două biefuri, amonte şi aval de centrală. Tratarea fundaţiilor, analiza structurală, exigenţele de siguranţă sunt la fel ca pentru baraje.

Centrala hidroelectrică

Baraj deversor

Baraj de închidere

Page 204: Amenajari hidroenergetice

204

Căderile pentru care se adoptă acest tip de centrală sunt limitate la 25 ... 30 m, şi ca urmare a presiunilor mai mici ale apei din circuitul hidraulic, priza, camera spirală şi aspiratorul sunt realizate ca parte a structurii de beton armat a centralei. În situaţii speciale parte din circuitul hidraulic poate fi blindat, dar de regulă suprafeţele de curgere sunt din beton. Echiparea centralelor din frontul barat corespunde şi ea căderilor mici şi medii la care lucrează, fiind cu turbine Kaplan sau Bulb, sau variante ale acestora. Circuitul hidraulic, care defineşte centrala, este dictat de tipul de turbină şi deci alcătuirea constructivă depinde esenţial de echipare. Cea de a doua condiţie care influenţează alcătuirea constructivă este stabilitatea la alunecare a centralei, care la rândul ei depinde de caracteristicile terenului de fundare. Fiind construcţii masive şi grele, centralele se fundează în majoritatea cazurilor pe rocă. Ca urmare a acestor condiţionări, clădirile centralelor baraj sunt construcţii spaţiale complexe, alcătuite dintr-un număr mare de elemente cu contur complicat şi rigiditate variabilă, legate monolit. Spre deosebire de suprastructură, care şi de această dată constitue o hală industrială obişnuită, infrastructura are deschideri variabile şi contururi curbe. 6.2. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR BARAJ ECHIPATE CU TURBINE KAPLAN 6.2.1. Elemente componente şi particularităţi constructive Dispoziţia generală Dispoziţia generală a unei centrale echipate cu turbine Kaplan şi elementele sale componente se poate urmări în figura 6.2. Fiecare centrală are însă alcătuire constructivă proprie, depinzând de cădere, de condiţiile de fundare şi de integrarea în frontul barat. Aceste particularităţi vor fi evidenţiate pe baza unor exemple specifice. Revenind la figura 6.2, se disting trei componente principale: priza, centrala propriu-zisă şi spaţiile anexă. Priza centralei, cuprinsă între frontul grătarului şi camera spirală, are aceleaşi elemente componente ca orice priză de barare. Grătarul sprijină în partea superioară pe un timpan, care are şi rolul de a împiedica plutitorii să pătrundă la turbine. Curăţirea periodică a grătarului se face cu o maşină de curăţire care menţine liberă secţiunea de intrare şi previne creşterea pierderilor de sarcină. Nişele de batardou permit, prin montarea elementelor de batardou, punerea la uscat a centralei pentru revizii sau intervenţii. Datorită secţiunii de acces mari, în camera prizei se prevăd pile de dirijare, care asigură o curgere fără circulaţie transversală sau desprinderi, cu zone de apă moartă. În acelaşi timp pilele de dirijare fragmentează deschiderea pentru batardouri şi conduc la reducerea dimensiunilor elementelor de batardou şi la creşterea manevrabilităţii.

Centrala propriu-zisă este formată din infrastructură şi suprastructură, a căror delimitatare în elevaţie o face planşeul sălii maşinilor. Infrastructura cuprinde circuitul hidraulic al centralei, care, pentru un grup, este format din camera spirală şi aspirator, şi elementele de susţinere a turbinei şi generatorului. În cazul secţiunilor de curgere mari, în cotul aspiratorului se introduc aripi de dirijare a curgerii.

Page 205: Amenajari hidroenergetice

205

Figura 6.2. Dispoziţia generală a unei centrale baraj echipată Kaplan

SECŢIUNE TRANSVERSALĂ

VEDERE ÎN PLAN ŞI SECŢIUNE ORIZONTALĂ

Maşină de curăţat grătarul

Aspirator

Camera spirală

Suprastructură

Infrastructură

Bloc de montaj

Nişe batardou

Sala maşinilor

Pilă intermediară

Page 206: Amenajari hidroenergetice

206

Suprastructura cuprinde sala maşinilor, în care se află excitatricea, panourile de comandă, panourile electrice etc. Tot ca parte a infrastructurii se consideră şi podul rulant, care asigură montajul şi transportul în centrală a componentelor echipamentului mecanic şi electric. Într-una din extremităţile sălii maşinilor se află blocul de montaj, o platformă realizată de obicei la aceaşi cotă cu a sălii maşinilor, pe care se realizează operaţiuni de montaj, revizii, reparaţii.

Spaţiile anexă se dezvoltă pe seama extinderilor impuse de circuitul hidraulic. De regulă, după cot, aspiratorul are lungime mare, ceea ce crează posibilitatea de amenajare a unor platforme aval de sala maşinilor, pe care se pot plasa transformatoarele sau parte a gospodăriilor anexă. La ieşirea din aspirator sunt prevăzute nişe de batardou, pentru punerea la uscat a centralei. Aspiratorul este prevăzut cu o pilă intermediară, cu dublu rol: asigură curgerea apei spre bazinul de liniştire fără circulaţie transversală şi zone de apă moartă şi în acelaşi timp fragmentează deschiderea batardourilor, cu efectele favorabile menţionate anterior. Pe spaţiile adiacente se pot amplasa şi alte construcţii de deservire a centralei, cum ar fi blocul de comandă, atelierele mecanice, spaţiile de depozitare etc.

Influenţa căderii Secţiunea transversală a centralei se dispune conform cerinţelor circuitului hidraulic, care tranzitează prin turbină apa între cele două biefuri. La căderi mari blocul prizei este plasat la cote semnificativ mai mari decât cota aspiratorului (fig. 6.3). Pentru a îmbunătăţi condiţiile de stabilitate, pragul amonte al radierului prizei se adânceşte. Pe seama gabaritelor mai mari, în prag se pot instala capcane pentru aluviunile târâte.

Figura 6.3. Secţiune transversală printr-o centrală cu cădere mare

Max

Page 207: Amenajari hidroenergetice

207

O dispoziţie constructivă deosebită o prezintă centrala de la UHE Someşul Cald (fig. 6.4), care se află în frontul barat al barajului de beton ce are înălţimea de 33,50 m. Căderea centralei este de 21 m. Puterea centralei este de 12 MW, cu două turbine Kaplan cu debitul instalat de 35 m3/s fiecare.

Figura 6.4. Secţiune transversală prin CHE Someşul Cald

Blocul prizei cuprinde un radier masiv, extins mult spre amonte, pentru a asigura aportul presiunii verticale a apei la stabilitate. Galeria de injecţii şi drenaj este în continuarea galeriei omoloage din baraj. La fel şi voalul de etanşare. În cazul centralelor cu căderi mici radierul prizei este la o cotă apropiată de cota radierului aspiratorului. După cum se poate urmări în figura 6.5, în care apare o secţiune transversală prin CHE Movileni (12 m cădere, 36 MW în 4 grupuri), structura este mai sveltă, cu o construcţie monobloc.

Figura 6.5. Secţiune transversală prin CHE Movileni

În cazul centralei de la Movileni, seismicitatea ridicată a amplasamentului şi fundarea pe argile, cu coeficienţi de frecare beton – teren reduşi, au impus extinderea spre amonte a radierului prizei.

Page 208: Amenajari hidroenergetice

208

Influenţa condiţiilor de fundare Condiţiile de fundare afectează direct stabilitatea la alunecare a centralei. Prin alcătuirea constructivă impusă de racordarea celor două biefuri, structura centralei are un contur de fundare cu înclinare către aval, de la cotele mai ridicate ale fundaţiei radierului prizei către cotele mai joase ale fundaţiei radierului aspiratorului. În cazul terenurilor de fundare bune, cu rezistenţă la forfecare mare, conturul de fundare urmăreşte conturul circuitului hidraulic, fără alte corecţii. Un exemplu îl constitue centrala Cîrneşti (fig.6.6), o centrală pe canal de derivaţie, dar care asigură retenţia apei, având rol de baraj. Terenul de fundare este format din gresii cenuşi, care nu au ridicat probleme de stabilitate. Centrala are o cădere de 15 m, un debit instalat de 90 m3/s şi o putere de 11,5 MW.

Figura 6.6. Secţiune transversală prin CHE Cîrneşti În cazul terenurilor cu rezistenţă la forfecare mai redusă şi cu coeficienţi de frecare beton – rocă mici, structura centralei trebuie astfel alcătuită încât să atenueze din efectul defavorabil al orientării conturului de fundare, fie prin adâncirea radierului prizei, fie prin aport de forţe stabilizatoare create de lestare cu beton sau cu greutatea apei amonte. În figurile 6.7 şi 6. 8 sunt prezentate două centrale a căror dispoziţie pe verticală a fost impusă de asigurarea stabilităţii la alunecare. Centrala UHE Râmnicu Vâlcea, pe Olt (fig. 6.7), este fundată pe marne argiloase, acoperite de depozite aluvionare cu grosimi mari. Căderea de 16,5 m crează o diferenţă între biefuri de natură să conducă la un contur de fundare puternic înclinat spre aval. Condiţia de a asigura stabilitatea la alunecare a impus realizarea unui bloc de priză extrem de masiv, cu cota de fundare cu cca 10 m sub cota terenului. Prin această dispoziţie conturul de fundare efectiv realizat este mult mai puţin înclinat spre aval. Extinderea spre amonte a radierului prizei a adus un aport la stabilitate, atât prin greutatea proprie cât şi prin greutatea apei de pe radier.

Page 209: Amenajari hidroenergetice

209

Figura 6.7. Secţiune transversală prin CHE Rm. Vâlcea

Centrala UHE Bascov, pe Argeş (fig. 6.8), este fundată pe marne argiloase. În profunzimea fundaţiei, alcătuită din marne, sunt mai multe orizonturi de nisipuri în care este cantonată apă freatică.

Figura 6.8. Secţiune transversală prin CHE Bascov

Căderea centralei este de numai 10,50 m şi ca urmare nu ar fi implicat dificultăţi privind conturul de fundare. De această dată masivitatea blocului prizei, impusă de condiţia de stabilitate la alunecare, este dată de ridicarea cu aproape 10 m a pragului amonte peste nivelul terenului. Soluţia este identică cu aceea aplictă pentru barajul deversor din frontul barat, la care cota pragului deversor este mult peste cota terenului. Prin împiedicarea tranzitării viiturilor la nivelul talvegului, soluţia cu prag înalt a condus la colmatarea rapidă şi excesivă a acumulării amenajării.

Page 210: Amenajari hidroenergetice

210

6.2.2. Elemente caracteristice ale dispoziţiei generale Dispunerea în elevaţie La centralele baraj cu echipare Kaplan, înălţimea de aspiraţie se determină după procedura şi relaţiile prezentate în paragrafele 4.5 şi 5.2.4. La căderi mai mari turbinele pot lucra cu contrapresiune. Trebuie însă avut în vedere faptul că, în timp, la multe cursuri de apă s-a produs coborârea semnificativă a talvegului. Extragerile de balast din albie în aval şi reducerea prin barare a conţinutului în aluviuni a debitelor accelerează acest proces, înregistrându-se coborâri de 6 ... 8 m a albiei râului. O asemenea evoluţie poate afecta condiţiile de aspiraţie şi deci funcţionarea normală a centralei. În raport cu nivelul amonte, cota de amplasare a turbinelor se găseşte sub nivelul minim al biefului amonte (fig. 6.9, stânga). Sunt însă situaţii când, din dorinţa de a reduce excavaţiile pentru fundarea centralei şi de ridicare a cotei blocului prizei, se ridică camera turbinei peste nivelul minim amonte (fig. 6.9, dreapta). In acest caz camera turbinei se realizează sifonată, fapt care aduce în plus şi o simplificare a dispoziţiilor constructive la intrarea in turbină.

Figura 6.9. Dispunerea în elevaţie a centralei faţă de nivelul amonte

Dispunerea în plan Dacă lungimea pe direcţie longitudinală, în lungul coronamentului frontului barat, depăşeşte 40 m, construcţia centralei se fragmentează în blocuri, separate de rosturi de dilataţie permanente (fig. 6.10). De obicei, se instalează două grupuri în fiecare bloc. Pentru centralele mici, cu unu sau două agregate, care nu depăşesc 40 ...45 m lungime, nu sunt necesare rosturi de dilataţie în infrastructură. Combinarea blocurilor agregatelor intr-un singur bloc monolit implică construirea lor simultană. Pentru că formează o construcţie unitară, rosturile verticale şi orizontale de betonare, pe faze, sunt astfel prevăzute încât să asigure realizarea unei construcţii monolite. Sunt situaţii când se prevăd rosturi de dilataţie în infrastructură şi la distanţe mai mici de 40 ... 45 m. Ele sunt determinate fie de o denivelare importantă între cotele de fundare ale blocurilor agregatelor, fie din motive de eşalonare a execuţiei. Rosturile suplimentare complică constructiv execuţia, măresc consumul de armatură şi reduc rigiditatea generală a construcţiei.

Page 211: Amenajari hidroenergetice

211

Figura 6.10. Fragmentarea în blocuri a centralei Platforma sau blocul de montaj al centralei trebuie să asigure condiţiile necesare pentru montarea şi demontarea utilajului principal şi auxiliar din centrală. Întrucât platforma de montaj este deservită de aceleaşi poduri rulante care deservesc şi blocurile agregatelor, laţimea acesteia se alege identică cu cea a blocurilor agregatelor. Lungimea clădirii depinde de numărul de agregate şi de spaţiul repartizat unui agregat. Spaţiul pentru un grup poate fi determinat de unul din următorii factori: laţimea canalului de intrare sau a panoului grătarului plus grosimea unei pile; lăţimea camerei spirale plus grosimea unuia dintre pereţii despărţitori; lăţimea aspiratorului plus grosimea unei pile de dirijare aval; diametrul generatorului plus spaţiul necesar pentru exploatare. La centralele de joasă cădere unul dintre primii trei factori poate fi determinant, de obicei lăţimea camerei spirale atunci când debitul instalat este mare. In cazul căderilor mijlocii hotărâtoare sunt dimensiunile generatoarelor. În figura 6.11 este prezentată schema dimensiunilor principale ale clădirii. Distanţa dintre axele generatoarelor lD este determinată de mărimea deschiderii dintre generatoare ldesch , care depinde de lăţimea circuitului hidraulic şi de condiţiile dc exploatare. Distanţele minime b1 şi b2 , care determină lăţimea centralei, depind de spaţiile impuse de furnizor sau de exploatare, sau de lungimea drumului de trecere a apei de la acces la restituţie, pentru a asigura condiţii hidraulice favorabile.

Figura 6.11. Dimensiunile unei centrale monobloc

≤ 40 m ≤ 40 m

Page 212: Amenajari hidroenergetice

212

Lungimea platformei de montaj lm creşte cu numărul agregatelor. Când platforma de montaj şi sala maşinilor sunt la aceeaşi cotă se poate utiliza o parte din planşeul sălii ca platformă suplimentară de montaj. Lungimea platformei se ia egală cu distanţa dintre grupuri lD independent de numărul lor. Dacă cota platformei de montaj este diferită de cota sălii maşinilor, pentru un număr mai mare de grupuri (4 ... 6) lungimea platformei se ia 1,20 ... l,50 distanţa dintre grupuri. Sala maşinilor La fel ca şi în cazul centralelor pe derivaţie, înălţimea sălii maşinilor este determinată de cota căii de rulare a podului rulant. Aceasta este determinată la rândul ei de înălţimea maximă de ridicare, necesară pentru cârligul principal. Gabaritul trebuie să asigure posibilitatea podului rulant de a ridica piesa, sau ansamblul cel mai mare al hidroagregatului (de obicei rotorul turbinei), deasupra planşeului, sau deasupra celorlalte maşini (fig. 6.12).

Figura 6.12. Stabilirea înălţimii sălii maşinilor în funcţie de gabaritul maxim al

componentelor echipamentului la montaj Pentru a reduce costurile aferente centralei s-au folosit uneori centrale deschise sau semideschise (fig. 6.13). Varianta semideschisă are acoperişul la o înălţime mică peste excitatoarele generatoarelor. Plafonul are acoperire culisabilă, care permite accesul cârligului macaralei capră pentru demontarea şi preluarea pieselor către platforma de montaj. Varianta deschisă nu are o clădire deasupra nivelului planşeului principal, dar se prevăd capace etanşe pentru fiecare generator şi pentru excitatricea acestuia. Un exemplu de centrală cu sala maşinilor de tip deschis este prezentat în figura 6.14.

Figura 6.13. Variante de rezolvare a suprastructurii

Page 213: Amenajari hidroenergetice

213

Figura 6.14. Sala maşinilor de tip deschis la o centrală cu echipare Kaplan

Dimensiuni relative Pentru predimensionări orientative, în figura 6.15 sunt specificate dimensiunile unei centrale etalon, exprimate în funcţie de dimensiunile rotorului turbinei.

Figura 6.15. Dimensiuni orientative pentru o centrală cu echipare Kaplan

Sala maşinilor

Macara portal

Batardou

Turbină Kaplan

Grătar

Galerie de vizitare

NNR

Maşină de curăţat grătarul

Page 214: Amenajari hidroenergetice

214

6.2.3. Centrale în pile În această dispoziţie, aplicabilă la centralele fluviale, grupurile centralei sunt amplasate în pilele stăvilarului (fig. 6.16). Dimensiunile fiecărei pile se modifică astfel încât să asigure gabaritele necesare amplasării grupului. În acelaşi timp, pilele trebuie să preia împingerile stavilelor, ceea ce conduce la structuri masive. Nu mai se poate vorbi de o sală a maşinilor unică, acesta fiind fragmentată în fiecare pilă.

Figura 6.16. Soluţie cu amplasarea în pile a centralei la UHE Lavamünd

VEDERE ÎN PLANSECŢIUNE TRANSVERSALĂ

SECŢIUNI ORIZONTALE PRIN PILA / SALA MAŞINILOR

Fotografie din aval

Page 215: Amenajari hidroenergetice

215

Avantajul principal al acestei dispoziţii este dat de faptul că apele mari au o secţiune de tranzitare spre aval neobturată parţial de clădirea centralei. Condiţiile hidraulice pentru centrală sunt de asemenea favorabile, spre deosebire de amplasarea tradiţională, spre unul dintre maluri, unde deversarea interferă cu debitele turbinate, concentrate spre malul de amplasare. Dezavantajul major îl constitue condiţiile dificile de exploatare. Un al doilea exemplu de amplasare a centraei în pile poate fi urmărit în figura 6.17. Este o variantă propusă, fără a fi fost aplicată, pentru centrala Ybbs Persenbeug, prima centrală hidroelectrică construită de Austria pe Dunăre.

Figura 6.17. Variantă de amlasare în pile a centralei hidroelectrice Ybbs Persenbeug

6.3. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR BARAJ ECHIPATE CU TURBINE BULB 6.3.1. Elemente componente şi particularităţi constructive Dispoziţia generală a unei centrale echipate cu turbine Bulb şi elementele sale componente se pot urmări în figura 6.18. La fel ca şi la centralele echipate cu turbine Kaplan, construcţia centralei are trei componente principale: priza, centrala propriu-zisă şi spaţiile anexă. Se pot dispune un grup sau două grupuri pe bloc. În exemplul din figură, fiecare grup dispune de structură proprie, care este despărţită de structurile vecine prin rosturi permanente. Ca urmare, limitele laterale sunt formate de semipile.

Page 216: Amenajari hidroenergetice

216

Priza centralei cuprinde grătarele,

Figura 6.18. Dispoziţia generală a unei centrale echipate cu turbine Bulb

Priza cuprinde grătarul, prevăzut cu maşină de curăţat, care descarcă plutitorii colectaţi în rigola de deasupra timpanului, timpanul, care împiedică pătrundrea plutitorilor spre turbine şi nişele pentru elementele de batardou. Circuitul hidraulic asigură o curgere axială a apei din bieful amonte spre cel aval, având forma unui confuzor până în secţiunea rotorului şi apoi de difuzor spre aval. Rotorul turbinei este dispus orizontal (uneori puţin înclinat), paralel cu direcţia de curgere a apei. Generatorul este montat într-un carter metalic de forma unui bulb hidrodinamic, plasat în mijlocul curentului de apă ce curge spre rotorul turbinei. În mod obişnuit se instalează turbine bulb capsulate, cu acces la generator şi la echipamentele anexă. Accesul în bulb se face fie prin nervura superioară de susţinere, fie prin partea inferioară. Acest aranjament este posibil în cazul unor diametre ale rotorului generatorului de cel putin 2,5...3,0 m, pentru a asigura spaţiul de mişcare necesar unui om. Agregatele de mare putere, la căderi de peste 6 m, se realizează cu transmisie directă între turbină şi generator.

Page 217: Amenajari hidroenergetice

217

Pentru puteri reduse, se pot utiliza şi turbine bulb capsulate fără acces. În caz de revizii sau reparaţii intregul agregat este scos din amplasament. La diametre mai mici de 2 m se realizează turbine de construcţie monobloc, care se pot transporta şi monta uşor. După secţiunea rotorului turbinei urmează un difuzor, care, prin analogie cu cel de la celelalte turbine cu reacţiune, se denumeşte frecvent tot aspirator. Îmbunătăţirea condiţiilor de curgere a apei în circuitul hidraulic se obţine prin studii pe modele în laborator, prin care se urmăreşte ridicarea randamentului. La limita aval a difuzorului (aspiratorului) sunt prevăzute nişe de batardou, pentru punerea la uscat a centralei. Sala maşinilor nu cuprinde de fapt nici un echipament din secvenţa de transformare a energiilor din hidraulică în mecanică şi apoi în electrică. Peste cota superioară a planşeului circuitului hidraulic sunt dispuse însă instalaţiile anexă, panouri electrice, panouri de comandă etc. În sala maşinilor circulă podul rulant care serveşte la montajul şi ulterior la reviziile şi reparaţiile echipamentului principal. Într-una dintre extremităţile sălii maşinilor se dispune blocul / platforma de montaj. Particularităţile constructive ale centralelor cu echipare Bulb sunt impuse de modul de rezolvare a circuitului hidraulic, de poziţia centralei în frontul barat şi de condiţiile de fundare. Aceste particularităţi sunt evidenţiate în continuare pe baza unor exemple specifice. Influenţa lungimii circuitului hidraulic În figurile 6.19 şi 6.20 sunt prezentate secţiunile transversale a două centrale echipate cu turbine bulb, a căror circuite hidraulice diferă total. Prima, CHE Champagneux, are un bloc al prizei foarte extins în amonte, fundat pe aluviuni, iar difuzorul este extrem de lung, pentru a recupera energia cinetică cu pierderi minime şi fără desprinderi ale curgerii.

Figura 6.19. Secţiune transversală printr-o centrală echipată Bulb, cu circuit hidraulic

lung

Page 218: Amenajari hidroenergetice

218

Figura 6.20. Secţiune transversală printr-o centrală echipată Bulb, cu circuit hidraulic

foarte scurt Cea de a doua centrală, construită pe zona austriacă a Dunării, are o construcţie extrem de compactă, atât pe direcţie amonte aval cât şi în elevaţie. Bulbul se află chiar în blocul prizei. Pe seama lungimii difuzorului, care are totuşi o dezvoltare longitudinală impusă de unghiul limită pentru evitarea desprinderilor, s-au realizat umpluturi de lestare pentru a asigura stabilitatea la alunecare. Sala maşinilor este limitată la gabaritele necesare montajului, podul rulant fiind înlocuit cu o macara portal. Influenţa încadrării în frontul barat Dacă construcţia centralei constitue o structură independentă de celelalte elemente ale frontului barat, rezolvările constructive sunt mai simple. Pentru exemplificare, în figura 6.21 se prezintă secţiunea transversală prin centrala Frunzaru, pe râul Olt.

Figura 6.21. Secţiune transversală prin CHE Frunzaru

NNR

Macara portal

Sala maşinilor

Instalaţii anexeBatardou aval

Maşină de curăţat grătarul

Turbină Bulb

Grătar Galerie de drenaj

NNR

Page 219: Amenajari hidroenergetice

219

Centrala este echipată cu 4 grupuri bulb reversibile, fiecare având o putere nominală de 13,25 MW şi un debit instalat de 125 m3/s la o cădere de 13,5 m. Pilele sunt mult lansate spre amonte, pentru a acomoda podul rutier, dar structura centralei este în principal dictată de circuitul hidraulic. Atunci când pintenul amonte, voalul de etanşare şi galeria de injecţii şi drenaj din baraj continuă în acelaşi aliniament şi la centrală, structura centralei se adaptaează acestor cerinţe. O astfel de situaţie caracterizează centrala hidroelectrică Petreşti (fig. 6.22). Căderea centralei este de 10 m, fiind echipată cu două grupuri de 2 MW fiecare.

Figura 6. 22. Dispoziţia generală a CHE Petreşti Din cauza pragului prizei, aliniat cu pragul deversant al barajului, curgerea nu mai este axială, ci face un unghi până în secţiunea amonte a bulbului. Suprastructura este mult simplificată, renunţându-se la podul rulant.

VEDERE ÎN PLAN

SECŢIUNE TRANSVERSALĂ CARACTERISTICĂ

Page 220: Amenajari hidroenergetice

220

6.3.2. Comparaţie între dispoziţiile generale ale echipărilor Bulb şi Kaplan Amenajările hidroelectrice de cădere mică echipate cu turbine Kaplan conduc la dimensiuni relativ mari şi la greutăţi unitare (kg echipament/kW) însemnate ale grupurilor, datorită turaţiei reduse a turbinelor. Contrapresiunea pe care o necesită în multe cazuri turbinele impune execuţia unor infrastructuri adânci, ceea ce măreşte sensibil costul. Pentru eliminarea acestor inconveniente se preferă echiparea centralelor de cădere mică cu turbine Bulb. Avantajele utilizării turbinelor bulb pentru astfel de situaţii a sunt numeroase. Simplificarea traectoriei particulelor de apă, prin renunţarea la camera spirală şi la aspiratorul curb, reduce pierderile de sarcină şi permite, la pierderi de sarcină egale, turbinarea unui debit mai mare. Din această cauză, la diametre egale ale rotoarelor, turbina Bulb realizează o putere mai mare decât turbina Kaplan sau, la puteri egale, diametrul rotorului turbinei bulb este mai mic. Din punct de vedere al dispoziţiei generale, principalul avantaj al echipării cu grupuri Bulb, în comparaţie cu echiparea cu turbine Kaplan, îl constituie reducerea şi simplificarea lucrărilor de construcţie a structurii centralei, ca urmare a eliminării camerei spirale şi a cotului aspiratorului. O consecinţă de asemenea favorabilă este reducerea distanţei între axele grupurilor. În figura 6.23 se prezintă, comparativ, gabaritele sălii maşinilor pentru două centrale similare de pe Mosela, dintre care una echipată cu turbine Kaplan (UHE Koblenz) şi a doua cu agregate bulb (UHE Trier).

Figura 6.23. Comparaţie între despoziţiile generale ale unor centrale echipate cu

turbine Kaplan (stânga, UHE Koblenz) şi respectiv turbine Bulb (dreapta, UHE Trier)

Page 221: Amenajari hidroenergetice

221

Puterile, căderea şi debitul instalat sunt foarte apropiate, practic aceleaşi, iar numărul de grupuri este identic. În cazul echipării cu turbine Bulb, se remarcă reducerea semnificativă a lungimii centralei din frontul barat, cu cca 50%, ceea ce permite o mai bună amplasare reciprocă a centralei şi a barajului deversor. Defăşurata amonte aval se reduce de asemenea, iar suprastructura se simplifică. Studiile efectuate în Franţa pentru amenajările de pe Rin şi Rhon au pus în evidenţă economii de 30...35% în partea de construcţie, în favoarea echipării centralei cu agregate bulb, faţă de soluţia clasică cu turbine Kaplan. Avantajele echipării cu turbine Bulb scad însă odată cu creşterea căderii, limita de aplicabilitate rentabilă fiind de cca 15 m. Dezavantajul principal constă în inerţia mai redusă a agregatului, ceea ce face ca centrala să fie inaptă pentru reglajul frecvenţei. Centralele sistemului hidroenergetic şi de navigaţie Porţile de Fier I şi II Centralele uzinei Poţtile de Fier I fac parte dintr-un ansamblu ce cuprinde barajul deversant, amplasat în zona centrală a Dunării, pe un front de 441 m, centralele hidroelectrice, una la malul sârbesc, cealaltă la malul românesc şi ecluzele cu porturile de aşteptare aferente, câte una la fiecare mal.

Centralele hidroelectrice sunt de tip fluvial, amplasate în frontul de retenţie al Dunării, între barajul deversor şi ecluze. Puterea instalată şi dimensiunile constructive ale celor două centrale au fost identice la darea în exploatare. Retehnologizarea grupurilor din centrala românească a condus la creşterea puterii nominale a acestora. Centrala românească (fig. 6.A1) este echipată cu şase grupuri turbină-generator, cu puterea nominală iniţială de 178 MW fiecare, crescută prin retehnologizare la 190 MW. Turbinele, de tip Kaplan, se situează prin puterea nominală, prin greutate şi prin diametrul rotorului (9,5 m) printre cele mai mari din lume, reprezentând la data montării lor recordul mondial de putere pentru acest tip. Debitul instalat este de 4 320 m3/s, revenind la 720 m3/s pentru fiecare turbină. Lungimea frontului centralei (incluzând blocul de montaj) este de 210 m, iar înălţimea maximă măsurată de la cota de fundare este de 78,0 m. Lăţimea amonte - aval, în care sunt cuprinse şi aspiratoarele, atinge 84,20 m. Construcţia este fragmentată prin rosturi de dilataţie permanente în patru blocuri. Trei dintre ele conţin grupurile, câte două grupuri pe bloc, iar al patrulea cuprinde blocul de montaj. Distanţa dintre axele grupurilor variază din această cauză, fiind alternativ 29 şi 31 m. În aval de centrala propriu-zisă s-a construit bazinul de liniştire şi disipatorul de energie pentru golirea de fund, separate între ele de o pilă de dirijare. Pentru a spori căderea la centrală, bieful din aval de baraj a fost adâncit pe o distanţă de 350 m. În zona amonte a pilelor centralei, ca şi la barajul deversor, s-a construit un pod rutier care asigură legatura dintre cele două maluri.

Page 222: Amenajari hidroenergetice

222

Figura 6.A1. Centrala uzinei Porţile de Fier I: 1- priză; 2- macara portal; 3- sala maşinilor; 4- generator; 5- aspirator; 6- nişe

batardou aval; 7- cap amonte; 8- alimentarea ecluzei; 9- cap aval; 10- cap intermediar; 11- baraj deversor

Centralele uzinei Poţtile de Fier II cuprind două centrale de bază cu 2 x 8 agregate, amplasate pe braţul principal al Dunării şi două centrale, denumite suplimentare, cu 2 x 2 agregate, amplasate pe braţul principal şi respectiv pe braţul Gogoşu. Toate centralele sunt identice ca dispoziţie interioară si soluţii constructive.

Page 223: Amenajari hidroenergetice

223

SECŢI

UN

E A

- A

Figu

ra 6

A.2

. Loc

aliz

are

în p

lan şi

secţ

iune

car

acte

ristică

prin

cen

trala

hid

roel

ectri

că P

orţil

e de

Fie

r II

Mac

ara

port

al

Page 224: Amenajari hidroenergetice

224

Centralele sunt echipate cu acelaşi tip de agregat, bulb orizontal de 27 MW, şi cuprind aceleaşi tipuri de echipamente hidromecanice. Structura centralei pe firul principal cuprinde patru blocuri cu câte două agregate pe bloc şi un bloc de montaj. Centralele suplimentare au câte un bloc cu două agregate şi câte un bloc de montaj. Căderea nominală este de 7,45 m, dar regimul de exploatare se face în domeniul maxim 12,75 m .... minim 5,00 m. Debitul instalat este de 425 x 20 = 8500 m3/s, ceea ce conduce la o putere instalată de 27 x 20 = 540 MW.

Infrastructura conţine circuitul hidraulic cu zona prizei şi zona aval, pe lungimea căreia sunt amplasate podul rutier şi structura pentru mecanismul de manevră al batardourilor aval. Suprastructura conţine cadrele de susţinere a căilor de rulare pentru podurile rulante şi a acoperişului, precum şi anexele amonte si aval, în care sunt amplasate echipamentele mecanice şi electrice auxiliare ale agregatului.

Radierul infrastructurii, de grosime variabilă, are un pinten amonte adânc, care contribuie la obţinerea stabilităţii la alunecare a blocului de agregate. În radier sunt amplasate galeria de drenaj amonte, galeria vanelor de golire şi galeria de golire a circuitului hidraulic. Zona prizei cuprinde pilele, nişa comună pentru grătar si batardou şi timpanul pentru grătar. Zona de racord între priză şi zona agregatului face trecerea de la secţiunea dreptunghiulară a secţiunii vanei de intrare, la secţiunea circulară din dreptul bulbului. Zona agregatului cuprinde puţul cu capac etanş al generatorului şi puţul turbinei, care este fără capac. Pe radier, în dreptul golului de acces al generatatorului, se află pila pe care reazemă bulbul. Zona aspiratorului are o lungime de cca. patru ori diametrul rotorului turbinei. Zona aval conţine nişa batardoului aval cu mecanismul de manevră. Blocul de montaj este amplasat în capătul dinspre mal al centralei, în zona de taluz , în afara albiei fluviului. Blocul cuprinde staţia de pompare a apelor din centrală, platforma de montaj cu anexele amonte şi aval, depozitul de batardouri amonte şi blocul de comandă al centralei. 6.4. DIMENSIONAREA HIDRAULICĂ La proiectarea unei centrale hidroelectrice intervin, în afara calculelor hidraulice curente, şi o serie de calcule specifice, în special la centralele de joasă cădere cu camera spirală din beton armat. Calculele hidraulice specifice cuprind calculul prizei, calculul camerei spirale şi calculul aspiratorului. 6.4.1. Calculul prizei Priza trebuie să asigure condiţii bune de curgere de la intrare până în camera spirală. O alcatuire corectă a prizei provoacă pierderi de sarcină reduse. Pierderea de sarcină la intrarea în priză se evaluează cu formula pierderilor locale:

gvhi 2

2ξ=∆ (6.1)

Page 225: Amenajari hidroenergetice

225

unde v reprezintă viteza medie raportată la secţiunea brută din amonte de grătar, iar ξ un coeficient care depinde de alcătuirea constructivă a prizei. Pierderea se datorează contracţiei provocate de pilele de dirijare, de pereţii laterali ai prizei şi de prag, dacă acesta există. Pragul se prevede în cazul centralelor de tip fluvial pe râuri cu transport masiv de aluviuni târâte, pentru a împiedica pătrunderea acestora în priză, deşi afectează condiţiile de curgere. Înălţimea curentă a pragului este de 0,5 ... 1,5 m. În funcţie de gradul de contracţie pe verticală a curgerii coeficientul pierderii de sarcină se ia ξ = 0,05 ... 0,15 la prizele fără prag şi ξ = 0,10 ... 0,20 la prizele cu prag. Un criteriu empiric pentru slabilirea secţiunii de intrare în priză recomandă ca viteza apei la intrare să fie:

gHv 212,0= (6.2) unde H este căderea centralei, în m. Pierderea de sarcină la trecerea apei prin grătar se evaluează cu formula:

αϕ sin2

234

gv

bshg

=∆ (6.3)

unde (fig.6.24): s este grosimea barelor grătarului; b - lumina dintre bare; v - viteza de curgere imediat în faţa grătarului; α - unghiul pe care îl fac barele grătarului cu orizontala; φ - coeficient care depinde de forma barelor, cu valori între 0,76 şi 2,42.

Figura 6.24. Notaţii pentru calculul pierderii de sarcină la trecerea prin grătar

Cea mai mare pierdere de sarcină pe tot ansamblul prizei se produce la grătar, ceea ce face ca alegerea tipului de grătar să fie o problemă importantă. Înclinarea grătarului se alege intre 50° si 80°, înclinări mai mici favorizând condiţiile de curgere dar

Page 226: Amenajari hidroenergetice

226

îngreunând curăţirea. Viteza înainte de grătar este cuprinsă în gama v = 0,9 ... 1,20 m/s la grătare cu curăţire mecanică şi respectiv v = 0,60 ... 0,75 m/s la grătare cu curăţire manuală. Pierderea de sarcină datorită nişelor pentru stavile şi pentru batardouri este cu mult mai redusă decât cea prin grătar. Aceasta se poate calcula cu relaţia stabilită de Mosonyi:

)(1)1(2

2,12

22

mg

vhn

+−=∆αα

β (6.4)

unde:

ByhyBhBh

122 ++=β

şi 337,063,0 βα +=

Notaţiile din formule sunt (fig.6.25): v - viteza în camera prizei, măsurată înainte de nişă; B - lăţimea canalului prizei; h - adîncimea apei pe radierul prizei; y1 = 0,2 e;

≤>

=edpentrudedpentrue

y2,0

2,02,02

Figura 6.25. Notaţii pentru calculul pierderilor de sarcină datorită nişelor Pierderea de sarcină pe traseul dintre priză şi camera spirală se calculează ca pierdere longitudinală, ţinând seama că secţiunea are o reducere continuă ca urmare a faptului că viteza la intrarea în camera spirală poate fi de 1,5 ... 2 ori mai mare decât la întrarea în priză.

Page 227: Amenajari hidroenergetice

227

6.4.2. Calculul camerei spirale Calculele hidraulice vizează stabilirea formei camerei spirale, ţinând seama de faptul că trebuie asigurat un acces uniform al apei la turbină. Pentru simplificare, cu erori destul de mici, se poate admite ipoteza fluidului perfect. De asemenea, se admite că înălţimea camerei spirale rămâne constantă. Condiţia intrării uniforme a apei în turbină se exprimă într-o secţiune x-x a carcasei corespunzatoare unghiului φ, sub forma (fig. 6.26):

Qq360ϕ

= (6.5)

unde unghiul φ este măsurat în sens invers acelor ceasornicului cu origina la ciocul spiralei, iar q este debitul specific pe circumferinta corespunzator debitului total Q.

Figura 6.26. Secţiune orizontală prin camera spirală Vectorul viteză v are în orice punct două componente, una radiala vr , care depinde de capacitatea de înghiţire a turbinei, şi una tangenţială vt. Ţinând seama de legea constanţei momentului cantităţii de mişcare k, această viteză se poate exprima sub forma:

rkvt = (6.6)

Debitul elementar care trece printr-o fâşie de lăţime dr dintr-o secţiune corespunzătoare unghiului φ are expresia:

rdrbkdrbvdq t == (6.7)

undc r este raza curentă iar b este înălţimea camerei. Debitul total în secţiunea respectivă rezultă prin integrare:

0

ln0

rRbk

rdrbkq

R

r

== ∫ (6.8)

Page 228: Amenajari hidroenergetice

228

Ţinând seama de condiţia (6.5), rezultă relaţia care defineşte raza locală R a camerei spirale în funcţie de unghiul φ al secţiunii radiale respective:

ϕϕ c

bkQ

rR

==360

ln0

(6.9)

Relaţia (6.9) reprezintă o spirală logaritmică în coordonate polare. Pentru calculele preliminare se admite că viteza de intrare v0 se menţine constantă pe întreg parcursul camerei spirale. Rezultă aria de curgere Ai a camerei la fiecare unghi φi , ceea ce permite trasarea geometriei camerei spirale:

0360 v

QA ii

ϕ= (6.10)

După unele recomandări Hgv 220,00 = , H fiind căderea centralei. Studiile de laborator au arătat că forma secţiunii transversale a camerei are o influenţă redusă asupra pierderilor de sarcină, aşa încât în practică forma secţiunii transversale a camerei se alege dreptunghiulară, sau trapezoidal-nesimetrică. 6.4.3. Calculul aspiratorului În cadrul centralei, aspiratorul trebuie să asigure recuperarea unei părţi din energia cinetică a apei de la ieşirea din rotor, pentru a fi valorificată în bilanţul energetic. În afara aspectului energetic, aspiratorul (denumit uneori aspirator / difuzor) are rolul de a face o racordare hidraulică între curentul de apă care iese din turbină şi acela din bieful aval. Denumirea de aspirator / difuzor derivă din faptul că în interiorul său, după rotorul turbinei, sunt zone cu presiune mai mică decât presiunea atmosferică (aspirator), iar pe de altă parte, din însăşi geometria sa, care are secţiune de curgere progresiv crescătoare (difuzor). La centralele mici se utilizează tuburi de aspiraţie verticale, de forma unui difuzor vertical metalic. La centralele hidroelectrice propriu-zise, pentru a reduce adâncimea infrastructurii, se utilizează tuburi de aspiraţie cotite, din beton armat (fig. 6.27). Acestea au trei zone distincte: - zona verticală, cu secţiune circulară uniform crescătoare; - zona cotului, astfel proiectată încât să evite desprinderile curentului şi să provoace pierderi de sarcină minime prin schimbarea direcţiei de curgere; - zona orizontală. Între cele trei zone secţiunea trece de la o formă circulară la una orizontal rectangulară. Pentru relaţiile de bilanţ energetic se alege drept plan de referinţă planul ce corespunde axului secţiunii de ieşire din aspirator (PR în figura 6.27). Se aplică teorema lui Bernoulli, cu notaţiile din figură:

Page 229: Amenajari hidroenergetice

229

(6.11) unde hs este înălţimea de aspiraţie, iar ∆h este pierderea de sarcină din aspirator. Relaţia se poate rescrie sub forma:

(6.12)

Figura 6.27. Notaţii referitoare la hidraulica aspiratorului

Diferenţa dintre energia potenţială din bieful amonte E0 şi cea de la ieşirea din turbină Ef este energia utilizată de turbină:

)2

()(210

0 gcpH

pEE f +−+=−

γγ ,

care, prin înlocuirea lui p/γ din (6.12) devine:

hg

chHEE sf ∆−−+=−2

22

0 (6.13)

Se observă imediat că energia mecanică convertită din energia hidraulică disponibilă este cu atât mai mare cu cât sunt mai reduse pierderile de sarcină în aspirator şi cu cât viteza de ieşire c2 este mai redusă. Energia dinamică recuperată de aspirator este:

hg

cg

cEd ∆−

−=

22

22

21

,

iar randamentul aspiratorului se exprimă ca raport între energia recuperată şi energia dinamică la ieşirea din rotor:

hyg

cg

pyhg

cps ∆+++=+++

222

220

21

γ

hgcc

hpp

s ∆+−

−−=2

22

210

γγ

PR

Page 230: Amenajari hidroenergetice

230

∆+

−== 2

1

2

2

121

21

2c

hgcc

gcEd

dη (6.14)

Randamente bune se obţin dacă se reduce viteza de ieşire c2 şi dacă pierderile de sarcină în aspirator sunt minime. Pentru aceasta curgerea trebuie să aibă loc fără curenţi transversali sau vârtejuri. Forma ideală a aspiratorului corespunde mişcărilor potenţiale axisimetrice. Viteza de ieşire din aspirator se ia de obicei c2 = (1 ...2) m/s, iar randamentul aspiratorului are valoarea optimă 0,85. Unghiul teoretic al difuzorului este de 4 ... 5°, pentru a produce pierderi de sarcină minime şi a evita dezlipirile. 6.4.5. Dimensiuni orientative ale circuitului hidraulic În figura 6.28 sunt sintetizate recomandările pentru dimensionarea preliminară a camerei spirale şi a aspiratorului. Dimensiunile sunt exprimate în funcţie de diametrul rotorului turbinei. Raza cotului trebuie să fie mai mare decât 0,6 D3.

Figura 6.28. Dimensiuni orientative pentru circuitul hidraulic al centralei Dimensiunile finale se stabilesc în funcţie de caracteristicile echipamentului. În cele mai multe cazuri dimensiunile camerei spirale şi a aspiratorului sunt stabilite de furnizorul turbinei.

Page 231: Amenajari hidroenergetice

231

6.5. ALCĂTUIREA CONSTRUCTIVĂ ŞI CALCULE DE REZISTENŢĂ 6.5.1. Elemente constructive Centrale din frontul barat, care preiau presiunea apei din amonte, sunt structuri tridimensionale complexe. Pentru a se înţelege mai bine comportarea structurală se obişnuieşte descompunerea conceptuală a construcţiei intr-un număr mare de de elemente constructive, legate monolit. O astfel de descompunere este prezentată în figura 6.29.

Figura 6.29. Elemente constructive ale structurii centralei

SECTIUNE AMONTE - AVAL

spirale

aval

P

val

siune Pila aval

presiune aval presiune aval Pila intermediară

aspiratorului

Page 232: Amenajari hidroenergetice

232

6.5.2. Calcule de rezistenţă Analiza structurală se referă la întreg ansamblul spaţial şi se bazează pe metoda elementelor finite. Pentru calcule preliminare şi pentru dispunerea armăturii se admit însă aproximaţii de diferite grade, privind comportarea statică a elementelor construcţiei. Dispoziţia generală şi dimensiunile principale ale unei centrale hidroelectrice sunt determinate de condiţiile hidraulice şi de amplasare a echipamentului mecanic şi electric. Analiza statică nu are decât un caracter de verificare şi determină armarea necesară. Dacă anumite dimensiuni ale elementelor nu corespund condiţiilor de rezistenţă se reconsideră dimensiunilor lor, dar întotdeauna fără a afecta condiţiile funcţionale. De exemplu, grosimea peretelui dintre tuburile de aspiraţie se poate mări, dacă apare necesar, dar nu în detrimentul secţiunii transversale a aspiratorului, care este determinată din considerente hidrodinamice, ci prin mărirea corespunzătoare a lăţimii infrastructurii. În mod asemanator, dacă lungimea clădirii centralei, determinată de lungimea aspiratorului, face ca într-o anumită ipoteză de încărcare rezultanta să aibă o excentricitate nepermis de mare şi terenul de fundare este slab, se va lungi talpa de fundare printr-un postradier, dar nu prin modificarea dimensiunilor aspiratorului (fig. 6.30).

Figura 6.30. Eliminarea tendinţei de desprindere la piciorul amonte prin includerea unui postradier

Verificările trebuie făcute pentru toate ipotezele de exploatare, de construcţie şi de reparaţie. Condiţiile de exploatare normală corespund nivelului retenţiei normale în bieful amonte şi nivelului minim în bieful aval, cu turbinele în funcţiune şi condiţii normale de drenaj. In ipoteza de reparaţie, sau de revizie, se ia în consideraţie scoaterea din poziţie a unuia sau a două agregate. Ipotezele excepţionale se referă la ridicarea nivelului în bieful amonte la viituri, la mărirea accidentală a subpresiunilor, la depresionări în aspirator etc. Trebuie menţionat că influenţa acestor ipoteze este diferită pentru diferitele elemente de construcţie. De exemplu, golirea circuitului hidraulic al unui

Postradier

Page 233: Amenajari hidroenergetice

233

agregat reprezintă ipoteză de calcul pentru pilele amonte, dar nu şi pentru planşeul şi zidurile camerei spirale. Ridicarea la nivel maxim a apei din bieful aval este ipoteză de verificare pentru zidul de presiune aval şi pentru planşeul aspiratorului, insă, datorită reducerii generale a căderii, este avantajoasă pentru condiţiile de lucru ale radierului de fundaţie. În condiţii de execuţie se face verificarea structurală pentru stadii intermediare, cum ar fi calculul eforturilor din placa de fundaţie incărcată numai cu greutatea pilelor şi a planşeului aspiratorului, înainte de întărirea betonului din planşeu. Scopul accstor calcule este să verifice dacă armătura prevazută în ipotezele de exploatare satisface şi în condiţiile unor solicitări temporare în anumite faze de execuţie. Cerinţele punerii sub sarcină a unor grupuri înainte de încheierea lucrărilor, precum şi prezenţa anumitor goluri din blocurile agregatelor, practicate pentru devierea apelor în timpul execuţiei, sunt de asemenea ipoteze de încărcare care trebuie avute în vedere, pentru că duc uneori la mărirea armării. 6.5.3. Stabilitatea la alunecare Dat fiind faptul că centrala este parte a frontului barat, aceasta trebuie să rămână stabilă sub împingerea apei din bieful amonte în toate ipotezele de calcul. Stabilitatea la alunecare este problema cea mai dificilă pentru aceste centrale, în special pentru centralelele echipate cu turbine Kaplan, la care conturul de fundare are o înclinare generală defavorabilă, către aval. Ipotezele de încărcare pentru care se face verificarea sunt: - ipoteza exploatării normale, când intervin greutatea proprie a centralei, presiunea apei la nivelul retenţiei normale, subpresiunea în ipoteza funcţionării dispozitivelor de drenare, împingerea pamântului, inclusiv a aluviunilor după colmatarea biefului amonte, presiunea valurilor, presiunea vântului (fig. 6.31);

Figura 6.31. Ipoteza exploatării normale

G, construcţieG, echipament

P

Page 234: Amenajari hidroenergetice

234

-ipoteze corespunzătoare exploatării în condiţii extraordinare, când intervin în plus, după caz, solicitările seismice (la cutremur), presiunea apei la nivele maxime amonte şi aval (la viituri), subpresiunea majorată (în cazul perturbării dispozitivelor de drenaj). - ipoteza de revizie sau de reparaţie, când batardourile amonte şi aval sunt lansate, apa este evacuată din centrală, iar echipamentul (turbinele şi generatoarele) sunt duse pe blocul de montaj (fig. 6.32).

Figura 6.32. Ipoteza de revizie / reparaţie Verificarea stabilităţii la alunecare a centralei se face prin metoda echilibrului limită. Calculul stabilităţii se face pentru un bloc al centralei. Nu este posibil de a apela la simplificări 2D, pentru că structura deosebit de variată a centralei pe direcţie longitudinală nu permite definirea unui metru liniar caracteristic. O primă abordare admite că suprafaţa de alunecare este conturul de fundare şi că deplasarea de alunecare este amonte – aval. Eforturile tangenţiale de frecare pe contur se consideră uniform distribuite pe proiecţia orizontală a fundaţiei. Este un calcul pur convenţional, dat fiind faptul că nu este posibilă o asemenea cinematică a alunecării. Cu toate acestea, acest mod de calcul se practică curent, pentru că există experienţa lucrărilor verificate prin această metodă care s-au dovedit stabile. Este de aşteptat ca şi centrala în cauză, verificată prin acest procedeu, să aibă asigurată stabilitatea. Condiţia de stabilitate la alunecare este dată de relaţia: k Σ H ≤ f (ΣV – S) (6.15) unde: ΣH este suma forţelor orizontale; ΣV - suma fortelor verticale datorită greutăţii elementelor centralei; f - coeficientul de frecare statică dintre talpă şi terenul de fundare; k - coeficientul de siguranţă; S - rezultanta subpresiunilor.

G, construcţie

Page 235: Amenajari hidroenergetice

235

Coeficienţii de siguranţă la alunecare sunt prezentaţi în tabelul 6.1.

Tabelul 6.1 Coeficienţii de siguranţă k Clasa construcţiei Combinaţia de încărcări

I II III Grupări fundamentale 1,30 1,20 1,15

Grupări fundamentale şi extraordinare 1,05 1,05 1,00

Coeficienţii de frecare f se determină prin încercări de forfecare beton – rocă, dar pot fi luaţi şi după recomandări generale, în funcţie de natura terenului de fundare. O abordare mai corectă admite formarea suprafeţelor de alunecare în interiorul terenului de fundare, în acord cu geometria conturului de fundare al centralei , dar şi cu caracteristicile geologice ale terenului. Cel mai adesea suprafaţa de alunecare este definită de două planuri cu orientare dictată de stratificaţie sau de şistuozitate (fig. 6.33).

Figura 6.33. Mecanismul de alunecare pe un contur decupat în terenul de fundare Segmentele 1 şi 2 materializează în secţiune suprafeţele planurilor ce formează conturul de alunecare. La amonte decupajul este amorsat de o fisură de întindere. Un plan vertical, care trece prin punctul de intersecţie al planurilor conturului de alunecare, împarte volumul în două prisme. Forţele active sunt G1, care cumulează toate forţele verticale ce acţionează în prismul 1 (greutatea construcţiei, greutatea terenului dintre conturul fundaţiei şi planul de alunecare, greutatea apei de pe radierul

Page 236: Amenajari hidroenergetice

236

prizei etc.) şi P0, presiunea apei din amonte. Factorul de stabilitate FS este dat de relaţia:

( )[ ]

−+

= 2

10

2

1

tan

tancos1

iii

iiiiiii

i

GP

SGAcn

FSα

ϕαα

(6.16)

unde s-a notat:

i

iiFSni α+

αϕ−=α 2tan1

tantan11 (6.17)

iϕ - unghiul de frecare internă pe segmentul i;

ic - coeziunea pe conturul de alunecare (segmentul) i; iA - aria segmentului i; iα - unghiul dintre planul înclinat (segmentul) i şi orizontală ( 0>α pentru alunecare în susul pantei, 0<α pentru alunecare în josul pantei); Gi - suma forţelor verticale ce acţionează în/ asupra prismului i. Ecuaţia (6.16) este implicită în FS, deoarece αn este o funcţie de FS. Ca urmare rezolvarea se face iteratv. O valoare iniţială se propune pentru FS în termenul αn şi o primă estimare rezultă din (6.16). Valoarea calculată FS este reintrodusă în αn şi procesul se repetă până când valorile succesive FS devin suficient de apropiate. Verificarea stabilităţii la alunecare este importantă mai ales dacă centrala este fundată pe argile sau şisturi argiloase, la care coeficientul de frecare poate avea valori reduse. În situaţia terenurilor de fundare stratificate, unde există alternanţe de planuri slabe între straturi mai groase de teren compact, suprafaţa de alunecare poate să apară la contactul dintre două straturi. Se impune in aceste cazuri verificarea la alunecare a ansamblului format din construcţie şi terenul de fundare, pe asemenea planuri. Dacă verificarea la stabilitate generală arată că volumul de beton nu este suficient pentru a se asigura stabilitatea, se fac modificări în dispunerea centralei prin: - adâncirea infrastructurii; - prevederea unor pinteni mai adânci la extremitatea amonte a prizei; - legarea centralei de un avanradier ancorat; - încarcarea suplimentară cu lest de umplutură pe planşeul aspiratorului, prin crearea de platforme; - reducerea subpresiunilor prin suplimentarea drenajului etc. În ceea ce priveşte tratarea fundaţiei, la centralele baraj se iau aceleaşi măsuri constructive ca în cazul barajelor de greutate. Calculele de stabilitate trebuie precedate de un studiu privind infiltraţiile şi subpresiunile. Se determină spectrul curgerii pe sub şi pe lângă clădirea centralei, din

Page 237: Amenajari hidroenergetice

237

care rezultă presiunile din teren şi pe talpa de fundaţie, precum şi gradienţii maximi. Stratele necoezive cu particule fine se verifică la afuiere. De asemenea, se determină distribuţia subpresiunilor pe talpa de fundaţie pentru diferite ipteze privind drenajul şi eficienţa acestuia. BIBLIOGRAFIE Brekke, H. (2005). Choice of equipment for hydro. Trondheim, Norway. Brown J.,G. (1970). Centrale hidroelectrice de putere mare. Editura Tehnică, Bucureşti. Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate.Bucureşti. Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. Editura Tehnică, Bucureşti. Companie Nationale du Rhone (1995). Amenagement de la chute de Bregnier – Cordon. Lyon. Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill. HIDROELECTRICA, SH Porţile de Fier (2000). Sistemul Porţile de Fier II. Turnu Severin. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE, Delft. Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim, Norway. Lawrence, S., (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of Colorado Boulder. Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables et cogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Faculty of Science Applied. Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest. Press, H. (1954). Stauanlagen und Wasserkraftwerke. III Teil: Wasserkraftwerke. Verlag von Wilhelm Ernst & Sohn, Berlin. Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti. Prişcu, R., Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja, V. (1970). Amenajări hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică, Bucureşti.

Page 238: Amenajari hidroenergetice

238

Stematiu, D. (2006). Dam Engineering. Editura UNESCO-IHE Delft. Vladimirescu, I. (1974). Maşini hidraulice şi staţii de pompare. Editura Didactică şi Pedagogică. Bucureşti. Wikipedia. (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

Page 239: Amenajari hidroenergetice

239

7

MICROHIDROCENTRALE

7.1. DEFINIŢII ŞI ELEMENTE CARACTERISTICE O primă definiţie porneşte de la însăşi denumirea curent utilizată, micro fiind asociat puterii centralei. Definiţia microhidrocentralelor (MHC) plecând de la limitarea puterii instalate nu are o însă o abordare unitară. În cele mai multe ţări europene microhidrocentralele sunt centrale a căror putere instalată este mai mică de 10 MW. Sunt însă şi alte limite, cum ar fi 3 MW în Italia, 8 MW în Franţa, 5 MW în Anglia. Comisia Europeană, ESHA (European Small Hydro Association) şi UNIPEDE (International Union of Producers and Distributors of Electricity) definesc microhidrocentrale ca fiind centralele hidroelectrice a căror putere instalată nu depăşeşte 10 MW. Definiţia microhidrocentralelor în funcţie de puterea instalată este însă neconcludentă şi conjuncturală. În ultima decadă a fost evidentă tendinţa de a mări limita superioară a puterii instalate, pentru că până de curând numai microhidrocentralele erau acceptate ca producători de “energie regenerabilă”.Ultimile evoluţii din cadrul reglementărilor europene, care includ în rândul producătorilor de energie regenerabilă toate centalalele hidroelectrice, independent de puterea instalată a acestora, vor produce probabil reconsiderări ale definiţiei legate de putere. Definiţia corectă porneşte de la caracteristicile puterii şi energiei livrate. Microhidrocentralele propriu-zise sunt uzine hidroelectice de mică putere, care valorifică energia hidraulică a unui sector de râu, fără a modifica însă regimul de curgere al acestuia. Prin modul de operare, hidrocentrala foloseşte doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului. Microhidrocentralele intră în categoria amenajărilor pe firul apei, la care nu există acumulări, iar puterea livrată fluctuează odată cu debitul râului. Pentru că o astfel de amenajare nu dispune de o putere asigurată semnificativă, puterea instalată este şi ea redusă şi, ca urmare, se încadrează în categoria micro. Există şi o a doua categorie de microhidrocentrale, care au producerea de energie electrică subordonată altor folosinţe cum ar fi: irigaţiile, alimentarea cu apă a populaţiei sau a industriei, evacuarea apelor uzate etc. În aceeaşi categorie se includ şi centralele care valorifică căderea debitului de servitute descărcat din acumulări. Deşi utilă, producţia de energie nu reprezintă principalul obiectiv al acestor amenajări. În general, puterea instalată este de până la 100 ... 300 kW şi de aceea sunt denumite microhidrocentrale. În figurile 7.1 şi 7.2 sunt prezentate, pentru ilustrare, două exemple de microhidrocentrale asociate altor folosinţe.

Page 240: Amenajari hidroenergetice

240

Figura 7.1. Microhidrocentrală (MHC) care valorifică debitul de servitute La acumulările prin barare, un anumit debit trebuie descărcat din lac pe râu, pentru a se menţine echilibrul ecologic în aval şi a nu fi afectate celelalte folosinţe (denumit frecvent debit de servitute). Acest debit se descarcă prin by-pass-uri din golirea de fund, ca în figura 7.1, sau direct din aducţiune. Diferenţa de nivel dintre nivelul apei din lac şi cota aval face ca acest debit să aibă potenţial energetic, care se valorifică dacă pe circuitul de descărcare se introduce o MHC.

Figura 7.2. Microhidrocentrală care valorifică o parte din debitul derivat pentru irigaţii În perioadele în care irigaţiile se întrerup, sau când debitul folosit scade sub cel derivat pe aducţiune, apa din canalele magistrale de irigaţii se descarcă în râu, pentru a evita deversarea peste bermele canalului. Căderea dintre canal şi râu se poate valorifica intercalând o microhidrocentrală.

Alimentare cu apă

Debit de servitute

Page 241: Amenajari hidroenergetice

241

În cadrul acestui capitol se tratează numai microhidrocentralele propriu-zise, care sunt amenajări hidroenergetice de sine stătătoare. Schema de principiu a unei asemenea MHC este prezentată în figura 7.3.

Figura 7.3. Schema de principiu a unei microhidrocentrale

Schema cuprinde un baraj de priză, fără acumulare, o aducţiune care poate fi canal de coastă, ca în figura 7.1, dar poate fi şi conductă de aducţiune, la zi sau îngropată, o cameră de încărcare, una sau mai multe conducte forţate, centrala hidroelectrică şi apoi returul în râu. Schema poate să se modifice în funcţie de morfologia terenului, dar principiul de alcătuire se conservă. Microhidrocentralele "pe firul apei" implică construirea unei derivaţii, prin care se dirijează o parte a apelor râului. Devierea este necesară pentru a se putea concentra căderea de pe sectorul amenajat. Debitul derivat conduce la o reducere a debitului râului între priza de apă şi centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a asigura intrarea debitului către priza de apă, este necesar un prag deversant sau un stăvilar. În cazul microhidrocentralelor de obicei nu este fezabilă, din punct de vedere economic, crearea unor lacuri de acumulare, poate doar cu excepţia amplasamentelor izolate unde valoarea energiei este foarte mare. Pentru o microhidrocentrală stocarea este limitată la mici volume de apă, reţinute într-un lac de acumulare creat la priză sau lateral aducţiunii. Termenul folosit pentru a descrie aceste acumulări cu volume mici de apă este bazin compensator. Acestea pot aduce beneficii microhidrocentralelor prin creşterea producţiei de energie şi deci a veniturilor. Microhidrocentralele pot fi de cădere mare sau de cădere mică, depinzând de caracteristicile geografice ale zonei disponibile. Pentru un sector de râu care parcurge un relief abrupt, diferenţa de nivel poate fi utilizată prin devierea parţială a debitului şi

Page 242: Amenajari hidroenergetice

242

returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină. În cazul amplasamentelor de deal sau din zone colinare, unde energia fructificabilă este dată majoritar de debit, dar cu căderi mici, microhidrocentrala se amplasează direct în albie, sau pe un canal de deviere scurt, alăturat albiei râului. Schemele de amenajare corespunzătoare sunt prezentate în paragraful următor. Din punct de vedere al utilizării energiei produse, microhidrocentralele pot livra energie unor consumatori izolaţi, nelegaţi la sistemul energetic (fig.7.4), sau pot livra energia în reţelele electrice ale sistemului energetic (fig. 7.5).

Figura 7.4. MHC pentru utilizatori izolaţi

Alimentarea cu energie electrică din surse independente este întodeauna mai scumpă decât energia livrată de sistemul energetic. Excepţie fac amplasamentele izolate, pentru care construcţia unor linii de transport ar fi foarte scumpă. În aceste cazuri energia hidroelectrică devine o variantă interesantă economic, prin comparaţie cu generatoarele diesel, dacă se introduc în comparaţie, pe lângă costul investiţiei, costurile pentru operare, durata de viaţă, uzura şi piesele de schimb. Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurile hidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un sistem energetic mai mare. Individual, ele nu dispun, în general, de o putere asigurată semnificativă. De aceea, comunităţile izolate care folosesc microhidrocentrale au nevoie deseori de o putere suplimentară, dată de alte forme de generare, cum ar fi cele cu motoare diesel. O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunităţi izolate, sau ale unei industrii, numai dacă debitul minim al râului este suficient pentru a satisface cerinţele vârfului de consum de energie electrică.

Promovarea intensă a microhidrocentralelor ca surse de energie regenerabilă s-a datorat şi faptului că sunt considerate soluţii energetice care nu afectează mediul, în timp ce amenajările hidroenergetice cu puteri instalate mai mari au un impact negativ. Lucrul este numai în parte adevărat, dat fiind faptul că şi microhidrocentralele au

Page 243: Amenajari hidroenergetice

243

Figura 7.5. MHC cu livrare a energiei în sistem

efecte asupra mediului, care trebuie avute în vedere atunci când se autorizează realizarea lor. Dintre acestea se evidenţiază:

- impactul ecologic al debitul de apă deviat şi riscul de a nu menţine un debit suficient prin albia naturală a râului;

- efectele asupra peştilor sau a altor organisme care trec prin turbine odată cu apa prelevată la priză;

- impactul vizual, uneori negativ, al prizei de apă, al pragului (sau stăvilarului) şi al clădirii centralei, în funcţie de soluţiile de arhitectură alese;

- impactul din perioada de construcţie, când sunt realizate drumuri tehnologice, devieri ale apelor din viitorul amplasament, perturbarea sedimentelor de pe patul râului şi/sau depozitarea materialelor de construcţii în apă etc.

7.2. SCHEME DE AMENAJARE

7.2.1. Microhidrocentrale de cădere medie sau mare Schemele microhidrocentralelor de cădere mare sau mijlocie preiau apa din amontele sectorului amenajat printr-o priză, utilizând căderea locală creată de un prag deversant sau de un stăvilar, şi o conduc spre turbine, printr-o derivaţie. De la turbine apa este returnată în râu printr-un canal de fugă. Pentru simplitatea schemei, derivaţia este realizată ca o conductă, denumită uneori aducţiune, alteori conductă forţată (fig. 7.6). În cazul derivaţiilor de lungime mare, varianta cu conductă forţată devine neeconomică. Suprapresiunile generate de lovitura de berbec sunt cu atât mai mari cu cât lungimea conductei este mai mare, iar grosimea pereţilor conductei este dictată de presiunea maximă la care este supusă. Costul conductei creşte în consecinţă. O variantă care este preferabilă pentru căderi mari, este realizarea derivaţiei parţial prin curgere liberă, printr-un canal de aducţiune. Canalul are pantă redusă şi urmăreşte

Page 244: Amenajari hidroenergetice

244

curbele de nivel. La capătul canalului se realizează o cameră de încărcare de la care pleacă conducta forţată spre turbine (fig. 7.7).

Figura 7.6. Schemă cu derivaţia realizată de conducta forţată Această schemă este avantajoasă dacă morfologia terenului permite înscrierea cu excavaţii raţionale a canalului de aducţiune şi dacă nu există resticţionări de mediu. În zone în care mediul este protejat, o conductă îngropată este singura alternativă la canalul deschis.

Figura 7.7. Schemă cu derivaţia realizată de canalul de aducţiune La alegerea variantei de schemă trebuie avute în vedere şi condiţiile de exploatare. Canalul necesită curăţire sistematică, fiind expus colmatării cu frunze şi cu material spălat adus în canal. Conducta trebuie protejată anicoroziv. În regim de iarnă, conductele supraterane sunt expuse pericolului de îngheţ atunci când centrala nu funcţionează şi conducta rămâne plină.

Conductă forţată

Priză şi bazin compensator

CHE

Priză Canal de aducţiune

Cameră de încărcare

Conductă forţată

CHE

Page 245: Amenajari hidroenergetice

245

Indiferent de modul de realizare a derivaţiei, este utilă includerea în schemă a unei mici acumulări, capabile să stocheze debitul derivat în perioadele în care centrala nu funcţionează, fără a pierde apa prin deversare. Acumularea se poziţionează în afara cursului râului, sub forma unui bazin lateral. Amplasamentul poate fi în vecinătatea prizei, asociat cu un deznisipator, sau la finalul aducţiunii, sub forma unei camere de încărcare. A doua variantă este favorabilă în cazul în care aducţiunea este realizată cu conducte, pentru că diametrul acestora se va dimensiona pentru un debit uniform prelevat din râu, mai mic decât debitul instalat al centralei. 7.2.2. Microhidrocentrale de joasă cădere Schemele microhidrocentralelor de joasă cădere pot fi de derivaţie sau de tip baraj. Schemele de derivaţie crează căderea prin construcţia în albia majoră a cursului de apă a unui canal de derivare, cu pantă redusă şi rugozitate mică (fig. 7.8). Canalul este construit în rambleu, iar la extremitatea aval este poziţionată centrala. Returnarea la râu a apelor turbinate se face printr-un canal de fugă, realizat în săpătură. Diferenţa de nivel dintre bieful amonte, constituit din avalul canalului de derivare şi bieful aval, corespunzător amontelui canalului de fugă, constitue căderea centralei.

Figura 7.8. Schema unei MHC de joasă cădere realizată prin derivare

Microhidrocentralele de tip baraj sunt amplasate în albia minoră a unor cursuri de apă cu debite importante. Căderea se realizează prin ridicarea locală a nivelului apei, prin construcţia unui prag deversant sau a unui stăvilar. O parte din secţiunea barată o ocupă descărcătorul de ape mari, iar cealaltă o ocupă centrala. Din punct de vedere conceptual schema este similară cu aceea a uzinelor hidroelectrice fluviale, dar partea de construcţie este mult simplificată, în conformitate cu condiţiile mai puţin severe privind echipamentul, asigurările de calcul, acomodarea altor folosinţe etc. Schema cea mai simplă poziţionează centrala alături de zona deversantă (fig. 7.9). Descărcarea debitelor ce depăşesc debitul instalat al MHC, ca şi controlul nivelului amonte, se face prin deschideri echipate cu stavile plane, de obicei cu acţionare

Canal de derivare în rambleu

Priză

Canal de fugă în debleu

CHE

Page 246: Amenajari hidroenergetice

246

manuală. În frontul barat se prevede şi o scară de peşti pentru a nu fi afectată ihtiofauna.

Figura 7.9. Schema unei MHC tip baraj

Schemele microhidrocentralelor de tip baraj se pot asocia şi unor baraje sau praguri de fund existente. Dacă nu există goliri de fund care să se preteze includerii unor turbine, peste prag se poate instala un sifon, care are în interior o turbină Kaplan, iar generatorul este scos pe o pasarelă de traversare a pragului (fig. 7.10).

Figura 7.10. Fructificarea energetică a căderii de la prag prin sifonare

Dacă lăţimea albiei nu permite integrarea centralei în frontul barat, atunci se poate recurge la amplasarea acesteia în interiorul pragului deversant (fig.7.11). O deschidere suplimentară, mult mai îngustă, echipată cu stavile, asigură atât spălarea aluviunilor reţinute de prag, cât şi descărcarea în aval a debitelor de servitute, atunci când centrala nu turbinează.

Stăvilar CHE

Scară de peşti

Bief amonte

Bief aval

Aspiraţie

Generator

H

Page 247: Amenajari hidroenergetice

247

Figura 7.11. Amplasarea MHC în pragul deversant

Odată cu creşterea interesului pentru micro hidro, generată de angajamentele ţărilor europene de a promova sursele de energie regenerabilă, au apărut şi scheme inovative de realizare a MHC-urilor. Cu titlu de exemplu, se prezintă sistemul MATRIX, promovat de VA TECH HIDRO, din Austria, pentru microhidrocentrala ataşată ecluzelor de la amenajarea Freudenau, pe Dunăre.

Figura 7.12. Principiul MATRIX şi blocul de turbine de la ecluzele amenajării Freudenau

În această schemă, grupuri mici şi identice turbină – generator sunt montate într-un cadru de forma unei matrici (fig. 7.12). Turbinele sunt de tip propeller (Kaplan cu pale fixe), cuplate axial cu generatoare asincrone. Generatorul este capsulat şi imersat. Fiecare unitate turbină – generator se operează independent. Dimensiunea unei unităţi este de 1x1x3m, iar puterea nominală a acesteia este de 200 kW, la o turaţie de 500 rot/min. Turbinele lucrează la la căderi între 0,5 şi 10 m.

SECŢIUNE ORIZONTALĂ

SECŢIUNE VERTICALĂ

Grătar

Generator

Deschidere de spălare şi by - pass

Turbină Kaplancu ax înclinat

Page 248: Amenajari hidroenergetice

248

Pentru o microhidrocentrală de tip baraj, una sau mai multe deschideri ale stăvilarului pot fi echipate cu cadre cu turbine montate în sistem martix, eliminând centrala din frontul barat (fig.7.13).

Figura 7.13. Echiparea cu panouri MATRIX a deschiderilor unui stăvilar

7.3. DIMENSIONARE ENERGETICĂ ŞI EVALUARE ECONOMICĂ 7.3.1. Debitul şi puterea instalată Pentru a decide dacă pe un sector de râu dat este fezabilă realizarea unei microhidrocentrale, trebuie evaluată mai întâi resursa de apă disponibilă.. Potenţialul energetic al schemei este proporţional cu produsul debitului şi al căderii: (7.1) unde apar notaţiile: P = puterea hidroelectrică fructificabilă; Pi = puterea instalată în MHC; ε = coeficientul de utilizare a debitului ţinând seama de deversări şi de debitele de servitute care nu pot fi prelevate pentru turbinare;

Hbr = căderea brută pe sector; ηh = randamentul hidraulic: (7.2) cu Σ hr pierderile de sarcină pe circuitul hidraulic. În relaţii mai intervin ηt randamentul turbinei, ηg randamentul generatorului şi ηG randamentul global, dat de produsul randamentelor ηG = ηh ηt ηg. Dimensionarea energetică are în vedere determinarea debitului instalat, stabilirea ariilor de curgere pentru circuitul hidraulic şi a alegerea puterii instalate a centralei.

briGi

brgthm

HQP

HQP

η

ηηηε

81,9

81,9

=

=

;br

rbr

br

uh H

hH

HH ∑−==η

Panouri MATRIX

Page 249: Amenajari hidroenergetice

249

Căderea brută poate fi considerată, în general, constantă, dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a se estima potenţialul şi pentru a calcula producţia anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a debitelor. Curba de durată evidenţiază, în procente, durata dintr-un an în care debitul este egal sau depăşeşte o anumită valoare. Ea oferă un mijloc de determinare rapidă a cantităţii din resursa de apă disponibilă care poate fi folosită de turbine de diferite dimensiuni (fig. 7.14).

Figura 7.14. Curba de deurată a debitelor pentru amplasamentul unei MHC Făcând referire la figura 7.14, care este curba de durată a debitelor unui râu într-un amplasament posibil pentru o amenajare hidroenergetică, puterea P disponibilă a râului variază în timp odată cu variaţia debitului Q. Nu toată puterea poate fi folosită. Mai întâi trebuie înlăturată din curba de durată a debitelor debitul care trebuie lăsat pe albie (debitul de servitute), având în vedere faptul că râul trebuie să îşi continue existenţa în albia naturală. Haşura rară şi oblică de la baza curbei de durată din figura 7.14. reprezintă această curgere. Debitul utilizabil rămâne în suprafaţa de deasupra servituţii. Pentru a turbina toată resursa disponibilă, ar fi necesară o turbină atât de mare încât să preia şi debitele extreme din partea dreaptă a curbei, care au durată de curgere de câteva procente din durata unui an. O astfel de turbină ar fi foarte scumpă şi ar funcţiona la întreaga ei capacitate pentru o foarte scurtă perioadă de timp. Ca urmare, se determină un debit instalat Qi a cărui valoare se regăseşte pe o perioadă de timp semnificativă din an. Alegerea se face astfel încât energia câştigată, în comparaţie cu unele capacităţi mai mici, să justifice costurile adiţionale ale echipamentelor şi conductelor. Mai există un motiv pentru care debitul instalat trebuie limitat: nici o turbină nu poate funcţiona de la un debit zero la debitul instalat. Multe pot funcţiona doar până la valori de minim 60% din debitul instalat, iar chiar cele mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea,

din durata unui an

Debit (m3/s)

Qi

Debitul limită la care poate func ţ iona turbina

Page 250: Amenajari hidroenergetice

250

cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu atât va fi mai mare întreruperea funcţionării datorită debitelor mici. Pentru evaluări preliminare se admite că debitul instalat este egal cu diferenţa dintre debitul mediu anual şi debitul de servitute. Determinare finală a debitului instalat trebuie făcută prin calcule energoeconomice, utilizând metodologia descrisă în capitolul 3, paragraful 3.3.1. La alegerea debitului instalat trebuie avut în vedere şi modul în care se fructifică energia produsă de MHC. Dacă centrala alimentează cu energie un consumator izolat sau o reţea mică, debitul instalat trebuie ales astfel încât să permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. Dacă centrala este conectată la o reţea de distribuţie a sistemului energetic, debitul instalat trebuie ales astfel încât venitul net obţinut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim. Determinarea curbei de durată a debitelor se face pe baza unor înregistrări cu privire la regimul precipitaţiilor pe suprafaţa bazinului hidrografic de interes şi la debitul râului, pentru o perioadă de timp cât mai lungă. Cu ajutorul unui hidrograf mediu multianual al debitelor, furnizat de către un for autorizat, şi prin aranjarea datelor în ordine descrescătoare şi nu cronologic, poate fi obţinută o curbă de durată a debitelor ca în figura 7.15. Pe baza curbei este posibilă estimarea potenţialului amplasamentului.

Figura 7.15. Construcţia curbei de durată a debitelor

DE

BIT

(m3 /s

)

Debit de servitute

Curba de durată a debitelor

zile

Hidrograful anual

Debit natural Disponibil MHC

% din durata unui an0 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Page 251: Amenajari hidroenergetice

251

Atunci când nu se dispune de înregistrări de debite, şirul cronologic al acestora se poate construi prin modele hidrologice, pornind de la înregisrările de precipitaţii de la o staţie meteorologică aflată în vecinătate. Dacă debitele maxime ale cursului de apă sunt cu câteva ordine de mărime mai mari decât debitele minime, atunci este mai convenabil ca ordonata curbei de durată să fie exprimată logaritmic (ln Q în loc de Q). O reprezentare alternativă a curbei de durată a debitelor este aceea în care ordonata Q se înlocueşte cu raportul Q/Qm, unde Qm este debitul mediu multianual al cursului de apă. Ordonata adimensională permite compararea regimurilor de curgere ale unor cursuri de apă cu debite mult diferite. Reprezentarea este utilă pentru că permite construcţia curbei de durată pentru un râu fără înregistrări de debite, dacă se cunoaşte sau se esimează debitul său mediu, utilizând aceaşi distribuţie adimensională cu aceea a unui râu vecin, cu caracteristici bazinale similare, pentru care sunt debite înregistrate. 7.3.2. Alegerea tipului de turbină După stabilirea debitului instalat se alege tipul de turbină, în funcţie de parametrii energetici debit nominal şi cădere. Alegerea se face pe baza graficelor care definesc domeniile de funcţionare ale diverselor tipuri de turbine, cum este graficul din figura 7.16.

Figura 7.16. Delimitarea domeniilor de aplicabilitate a tipurilor de turbină în funcţie de debitul şi căderea nominală

0 0,2 0,5 1 2 3 4 5 7 10 20 30 50 100 Debit ( m3 /s)

Page 252: Amenajari hidroenergetice

252

În figura 7.17 se prezintă variaţia randamentului turbinelor în funcţie de debitul turbinat. O turbină este proiectată să funcţioneze cât mai aproape de punctul ei de randament maxim, de regulă pe la 80% din debitul nominal, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade. Scăderea devine accentuată sub o anumită valoare limită, dependentă de tipul de turbină.

Figura 7.17. Dependenţa randamentului turbinei de raportul dintre debitul turbinat şi

debitul nominal

La alegerea tipului de turbină trebuie avută în vedere şi elasticitatea în funcţionare a centralei. Turbinele Kaplan şi Pelton cu dublu reglaj pot funcţiona satisfăcător într-o gamă mult mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus). Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime, iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul nominal în sus. Când debitul scade sub 40% din debitul nominal funcţionarea turbinelor Francis ar putea deveni instabilă, cu vibraţii sau şocuri mecanice. Turbinele cu aparat director fix şi pale fixe pot funcţiona satisfăcător doar într-o plajă foarte redusă de debite. 7.3.3. Evaluarea energiei produse în anul hidrologic mediu Evaluarea se face pornind de la curba de durată a debitelor, pe care sunt figurate, ca în figura 7.14, debitul instalat, debitul de servitute şi debitul minim la care se mai poate face turbinare. Suprafaţa haşurată este o măsură a debitelor care contribuie la producerea de energie. Pentru calcul, se împarte această suprafaţă în fâşii cu baza egală cu 5%, începând din origine. Ultima fâşie va avea o bază mai mică, corespunzătoare limitei graficului dată de debitul minim turbinat (ca în figura 7.14), sau, după caz, de debitul de servitute, dacă acesta este mai mare decât debitul minim turbinat.

Pelton

Turgo

Kaplan

Propeller

Francis

η %

Q/QN (%)

Ran

dam

ent (

%)

Page 253: Amenajari hidroenergetice

253

Contribuţia în energie a unei fâşii este dată de relaţia: TRAFOtransgenturbbrmedian hHQTwE ηηηηγ )( ∆−=∆ (7.3)

unde: w este baza fâşiei, de 5% pentru toate fâşiile mai puţin ultima; γ - greutatea specifică a apei (9,81 kN/m3); T - numărul de ore dintr-un an (8760 ore); Qmedian debitul ce corespunde medianei fâşiei în curba de durată a debitelor; Hbr - căderea brută a centralei; ∆h - pierderea de sarcină pe circuitul hidraulic al centralei la trecerea

debitului Qmedian ; ηturb - randamentul turbinei pentru Qmedian, determinat în funcţie de raportul

Qmedian / QN. În relaţie mai intervin randamentele generatorului (ηgen), ale multiplicatorului de turaţie (ηtrans) şi al transformatorului (ηTRAFO). Energia produsă într-un an este suma energiilor tuturor fâşiilor: ∑∆= EEanual (7.4)

Pe baza energiei produse anual se determină şi factorul de încărcare CF (Capacity Factor), care exprimă cum şi cât de mult lucrează turbina în decursul unui an:

anorekWP

ankWhECFi

anual

/8760)()/(

∗= (7.5)

unde Pi este puterea instalată. Pentru o primă estimare, factorul de încărcare se poate determina în funcţie de raportul dintre debitul instalat şi debitul mediu multianual:

Qi / Qmediu multianual 1 0,75 0,50 0,33 Factorul de încărcare CF 40% 50% 60% 70%

Din experienţa microhidrocentralelor realizate până în prezent, facorul de încărcare CF este cuprins între 50% şi 70%. 7.3.4. Aspecte economice Investiţia iniţială În comparaţie cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un cost de capital iniţial foarte mare. Costul investiţiei are variaţii mari şi depinde în mare măsură de amplasament şi de condiţiile climatice. Costurile pentru investiţe includ construcţiile (priză, aducţiune, clădirea centralei,etc), echipamentele (turbina, generatorul, transformatorul, liniile de transport) şi costurile pentru studiile de teren, proiectare, achiziţii de teren, concesiune şi avize.

Page 254: Amenajari hidroenergetice

254

Microhidrocentralele de mare cădere sunt mai puţin costisitoare din moment ce, la aceaşi putere instalată, cu cât este mai mare căderea cu atât debitul instalat este mai mic. Se pot lua în considerare, cu caracter orientativ, următoarele valori de investiţii specifice: •între 1500 şi 9000 Euro/kW instalat pentru căderi între 2,3 şi 13,5 m; •între 1000 şi 3000 Euro/kW instalat pentru căderi între 27 şi 350 m. Pe de altă parte trebuie avut în vedere că microhidrocentralele cu căderi mari se construiesc în amplasamente montane, cu densitate mică a populaţiei. Pentru furnizarea energiei către utilizatorii locali, impedimentul pleacă de la faptul că cerinţele locale de energie sunt mici. Pentru furnizarea în reţeaua sistemului, dificultatea pleacă de la faptul că uneori este necesar transportul la distanţe mari, către principalele linii de transport. Aceste impedimente pot anula avantajul costurilor scăzute ale MHC-urilor izolate cu căderi mari. Echipamentele pentru căderi şi debite mici sunt costisitoare, iar costurile echipamentelor reprezintă între 40 şi 50% din costul total al instalaţiilor hidroenergetice convenţionale. Cât priveşte partea de costuri ale construcţiilor civile, acestea pot fi foarte diferite de la un amplasament la altul. Soluţiile constructive depind foarte mult de topografie şi geologie, şi, de asemenea, de metoda de construcţie aplicată şi de materialele utilizate. Din experienţa germană proporţia costurilor în investiţia totală rezultă de: 35% construcţii civile, 50% echipamente, 15% altele. Costuri de exploatare În fluxul de venituri şi cheltuieli intervin, pe lângă costurile generate de amortisment, şi costurile medii anuale de exploatare (salarii, întreţinere, consumuri proprii etc). Pentru o investiţie rentabilă, acestea ar trebui să să se situeze în intervalul 0,8 –1,5 % din investiţie. Oportunitatea de investire Rentabilitatea unei investiţii în MHC se apreciază ţinând seama de veniturile şi cheltuielile din perioada de exploatare (de viaţă) a investiţiei. Cheltuielile au o parte predefinită cunoscută (costuri generate de investiţie, de taxele de concesiune etc.), şi o componentă care variază în decursul exploatării (înteţinere, reparaţii, salarii etc.). La terminarea exploatării, care este finalul perioadei de valabilitate a concesiunii sau autorizării, Venitul Net Actualizat (VNA), sau beneficiul actualizat, dat de diferenţa dintre venitul actualizat şi costul total actualizat trebuie să fie pozitiv (vezi capitolul 3). Variantele analizate trebuie să îndeplinească această condiţie, iar varianta optimă este aceea care conduce la valoarea maximă a VNA. Exemplu de analiză a oportunităţii de investire Se consideră o microhidrocentrală într-o zonă montană, care va livra energia în sistemul energetic. Caractristicile principale ale proiectului sunt: Putere instalată: 1000 kW Producţia de energie anuală 3 210 MWh Costurile de investiţie estimate (EUR):

Page 255: Amenajari hidroenergetice

255

1. Studiul de fezabilitate 6 100 2. Proiectare şi urmărirea execuţiei 120 000 3. Construcţii 576 900 4. Echipament 537 300 5. Instalaţii electrice şi conexe 137 400 Total 1 377 700 Cheltuieli neprevăzute (3%) 451 331 Total investment 1 419 031 EUR Investiţia specifică este: 1 419 031 / 1000 = 1 419 EUR / kW Costul de investiţie pentru kWh produs anual: 1 419 031 / 3 210 = 442 EUR / MWh Cheltuielile de exploatare şi întreşinere sunt estimate la 4% din investiţia totală: 1 419 031 x 0.04 = 56 761 EUR Pentru analiza de rentabilitate se admite că durata de realizare a microhidrocentralei este de 4 ani. În primul an se întocmeşte studiul de fezabilitate şi se obţin autorizările. La finalul primului an se cheltuieşte suma pentru fezabilitate şi ½ din suma pentru proiectare. La finalul celui de al doilea an sunt cheltuiţi banii pentru cealaltă jumătate din costul proiectării. La finalul anului trei sunt cheltuiţi banii pentru 60% din construcţie şi 50 % din banii de procurare a echipamentului. La finalul anului patru se cheltuiesc restul sumelor pentru realizarea MHC. Punerea în funcţiune se face la finalul anului patru, devenind operabilă la începutul anului cinci. Veniturile din energia vândută şi cheltuielile de exploatare se contabilizează la finalul fiecărui an. Durata autorizaţiei de gospodărire a apelor (de concesionare) este de 35 ani, începând cu anul doi de realizare a proiectului. Rata de actualizare a capitalului este de 8%. Valoarea netă actualizată se calculează cu relaţia:

∑∑== +

−+

+−=

3

1

33

1 )1()1()(

kk

k

kk

kkk

rI

rMOV

VNA

unde: Ik = investiţia în anul k (durata totală 3 ani); Vk = venitul din vânzarea energiei în anul k (durata de exploatare 35 – 2 ani); Ok = cheltuieli de operare anuale; Mk = cheltuieli de mentenanţă anuale (întreţinere şi reparaţii); Calculul VNA trebuie să ţină seama de variaţia anticipată a preţului de achiziţionare a energiei produse (dacă nu există un preţ ferm stabilit prin autorizări) şi de creşterea cheltuielilor de operare şi întreţinere în acord cu rata inflaţiei. Caculul se face tabelar, an de an, valoarea finală fiind elementul de decizie. Pentru microhidrocentrala din acest exemplu a rezultat VNA = 108 964 EUR. Rata internă de revenire RIR se calculează printr-un proces iterativ, propunând diferite rate de actualizare a capitalului r şi calculând pentru fiecare VNA. Valoarea lui r pentru care VNA devine zero este RIR. Pentru microhidrocentrala din acest exemplu a rezultat RIR = 8,8%. Pentru că VNA > 0 şi RIR > r rezultă că investiţia este oportună.

Page 256: Amenajari hidroenergetice

256

Riscuri financiare asociate Se admite că studiile care au stat la baza proiectului au fost complete şi corecte şi că durata de execuţie a fost respectată. Pe parcursul exploatării se pot produce însă evenimente sau situaţii care afectează concluziile studiului de oportunitate. În timpul operării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra fluxului de venituri şi cheltuieli. Acestea sunt:

- reducerea producţiei de energie faţă de media stabilită în etapa de proiectare, din cauza unor perioade secetoase (precipitaţii reduse);

- nerealizarea parametrilor garantaţi pentru echipament (putere, randament, comportament pe termen lung la funcţionare, costuri mari pentru întreţinere, reparaţii ale stricăciunilor etc.);

- uzura prematură a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezenţa unor eroziuni produse de sedimentele solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei.

Pentru a stabili riscul proiectului respectiv, sunt necesare calculede sensibilitate, care să examineze modul cum variaţia fiecărui factor influenţează economicitatea proiectului respectiv, precum şi situaţia în care se pot modifica simultan mai mulţi factori independenţi. De exemplu, este posibilă prelungirea duratei de execuţie datorită unor accidente geologice neprevăzute iniţial, iar după terminarea execuţiei să urmeze o perioadă hidrologică deficitară. Evident că în acest caz returnarea banilor împrumutaţi devine dificilă, se pot plăti dobânzi penalizatoare etc. şi, în consecinţă, rentabilitatea proiectului poate scade, sau, la limită, proiectul poate deveni nerentabil. 7.4. ECHIPAMENTUL HIDROMECANIC ŞI ELECTRIC Principalele componente mecanice şi electrice ale unei microhidrocentrale sunt turbina (turbinele) şi generatorul (generatoarele). Aşa cum s-a arătat, alegerea turbinei depinde în principal de căderea disponibilă şi de debitul instalat în microhidrocentrală. În tabelul 7.1 sunt sintetizate caracteristicile turbinelor cu care se echipează uzual microhidrocentralele.

Tabelul 7.1. Recapitulaţie a tipurilor de turbine Căderea (m) Tipul turbinei

Mare (>150m) Medie (50...150 m) Mică (3...50m) Turbine cu impuls Pelton sau Turgo Banki sau Turgo Banki Turbine cu reacţiune Francis Kaplan sau Propeller Detalii privind tipurile de turbine sunt prezentate în capitolul 4. În figura 7.18 se prezintă o turbină propeller, frecvent utilizată în MHC –uri, care nu a fost detaliată în capitolul 4. Datorită faptului că o turbină poate opera normal numai între debitul nominal şi debitul minim, de la care randamentele scad drastic, este uneori avantajos să se instaleze mai multe turbine mici decât o turbină mare. În acest caz turbinele pot fi pornite sau oprite secvenţial, astfel încât fiecare să turbineze la debite cât mai apropiate de debitul nominal şi deci să opereze cu randamente mai bune.

Page 257: Amenajari hidroenergetice

257

Figura 7.18. Echipare cu o turbină tip propeller

Dimensiuni mai mici ale turbinelor înseamnă şi greutăţi mai mici şi deci costuri mai mici de transport şi montaj. Diametrele rotoarelor vor fi şi ele mai mici şi turaţia turbinelor va fi mai mare. Ca urmare, este posibil să nu mai fie nevoie de regulator de turaţie între turbină şi generator. Pe de altă parte, mai multe turbine înseamnă mai multe generatoare, mai multe sisteme de comandă şi per ansamblu costuri mai mari. Generatorul Există două tipuri de generatoare folosite în microhidrocentrale şi anume cele sincrone şi cele de inducţie (asincrone). Un generator sincron poate fi operat izolat în timp ce unul de inducţie trebuie operat legat în reţea. Generatoarele sincrone sunt mai scumpe decât cele asincrone şi sunt utilizate numai atunci când microhidrocentrala acoperă în cea mai mare măsură, sau în totalitate, consumul. Randamentul generatoarelor asincrone este cu 2...4 % mai mic decât cel al generatoarelor sincrone şi, ca urmare, sunt alese numai pentru puteri sub 5000 kVA. Tensiunea de lucru a generatoarelor variază cu puterea. Valorile uzuale sunt 380 sau 430 V pentru puteri de până la 1400 kVA şi de 6000 V pentru puteri instalate mari. Tensiunile mari necesită însă un transformator independent pentru a alimenta cu energie centrala. Multiplicatorul sau regulatorul de turaţie Dacă turbina şi generatorul au aceaşi turaţie, cuplarea axului turbinei se face direct cu axul rotorului generatorului. Se evită pierderi de energie mecanică şi întreţinerea este simplă. Sistemul de cuplare este stabilit de furnizorul de echipament, fiind recomandabilă o cuplare flexibilă, care poate acomoda eventuale nealinieri. Sunt însă numeroase situaţii când turaţia turbinei este mai mică decât 400 rot/min. Pentru că generatoarele standard au turaţia de 1000 ... 1500 rot/min este necesară intercalarea între turbină şi generator a unui multiplicator de turaţie (speed increaser). Soluţia este mai convenabilă decât realizarea unui generator special, care ar avea costuri mari. Alte componente mecanice şi electrice Microhidrocentrala mai include o serie de alte componente pentru circuitul hidraulic, pentru sistemul de control, pentru partea electrică etc. Între acestea se amintesc: •vane de închidere a accesului apei la turbine; •sistem de control hidraulic pentru turbine şi vane; •sistem de control şi de protecţie electrică; •comutator electric;

Page 258: Amenajari hidroenergetice

258

•transformatoare pentru serviciile interne şi pentru transmiterea puterii; •serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea şi sursa necesară funcţionării sistemelor de control şi a comutatorului; •sisteme de răcire şi de lubrefiere (dacă este necesar); •sursă de putere de rezervă; •sistem de telecomunicaţii; •sisteme de alarmă împotriva incendiilor şi de siguranţă (dacă sunt necesare); •sistem de interconectare sau de transmitere şi de distribuţie. 7.5. PARTICULARITĂŢI CONSTRUCTIVE 7.5.1. Consideraţii generale Pentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele mai importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent pe construcţii civile practice şi uşor de executat. Pragul deversant sau stăvilarul au o alcătuire mai simplă. Construcţia poate fi din beton, din lemn, din piatră, din materiale locale sau dintr-o combinaţie a acestor materiale. O parte importantă din costuri revine construcţiilor aducţiunii. Canalele trebuie realizate în debleu, urmărind conturul terenului. Conductele care transportă apă sub presiune pot fi nu numai din oţel, dar şi din fibră de sticlă, polimeri, beton sau lemn. Stavilele şi porţile necesare opririi accesului apei către turbină, pe perioada opririi centralei şi reviziilor tehnice, pot fi fabricate nu numai din metal, dar şi din lemn. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici posibile, având totuşi o fundaţie puternică, acces pentru întreţinere şi siguranţă. Construcţia poate fi din beton, dar şi din alte materiale de construcţie. Nu face obiectul prezentului capitol detalierea elementelor constructive ale structurilor hidrotehnice, dar, în cele ce urmează, se fac unele referiri la particularităţi constructive caracteristice MHC. 7.5.2. Priza de apă O construcţie separată pentru priză intervine în schemele cu derivaţie amplasate în zona montană. Aproape fără excepţie se realizează prize de fund (de tip tirolez), care nu modifică regimul de curgere al râului (fig. 7.19). Ele sunt construcţii simple, care pot funcţiona şi fără personal de exploatare. Râurile de munte pe care le captează sunt caracterizate prin pante mari şi foarte mari, de peste 0,1 ... 0,3 %, cu regim de scurgere torenţial, cu viituri violente şi de scurtă durată. Capacitatea de antrenare este mare, albiile fiind formate din bolovăniş şi blocuri mari. În regim de iarnă, datorită vitezelor mari, nu se formează pod de gheaţă dar apare zai. Ţinând seama de aceste caracteristici funcţionarea prizelor de fund trebuie să asigure captarea şi la adâncimi mici pe râu, precum şi protejarea aducţiunii de bolovani, pietrişuri şi plutitori mari. Construcţiile trebuie să fie robuste, simple ca alcătuire, fără a necesita reparaţii frecvente.

Page 259: Amenajari hidroenergetice

259

Figura 7.19. Priză de fund Faţă de alcătuirea tradiţională, prizele MHC–urilor moderne au o serie de îmbunătăţiri la grătarul de fund. Dacă priza alimentează direct aducţiunea, lumina grătarelor se alege egală cu dimensiunea corpurilor care pot trece prin turbine. Dacă restricţiile sunt mai severe şi prin reducerea luminii există riscul înfundării grătarului, atunci între galeria colectoare şi aducţiune se intercalează un desnisipator. Barele grătarelor sunt orientate în direcţia scurgerii. O variantă cu rezultate bune în evitarea blocării cu bolovani este acea promovată de EDF, cu barele sub formă de console (fig.7.20).

Figura 7.20. Grătar de fund cu bare în consolă

Un progres în domeniu s-a realizat prin promovarea grătarelor tip Coandă (fig. 7.21), care incorporează efectul Coandă pentru a separa aluviunile şi peştii din apa captată. Grătarul este format din fire de oţel inoxidabil, cu profil triunghiular, dispuse perpendicular pe direcţia curgerii. La partea superioară este o placă cu pantă mare, pentru accelerarea curgerii. Profilul deversant şi orientarea plăcii de accelerare trebuie să creeze o curgere laminară peste grătar, cu o viteză în acord cu lumina firelor grătarului. Firele grătarului sunt astfel asamblate încât bordul de atac (colţul amonte) al fiecărui fir pătrunde în lama de apă şi separă curgerea într-un strat inferior, care intră în galeria de captare, şi un strat superior care conduce spre aval particolele

SECŢIUNE x-x

PLAN

Page 260: Amenajari hidroenergetice

260

solide. Grătarul tip Coandă reţine 90% din particolele de până la 0,5 mm. Datorită eficacităţii în reţinerea particolelor, după captare nu mai este necesar un desnisipator.

Figura 7.21. Principiul grătarului tip Coandă

În cazul cursurilor de apă cu debite mai mari, secţiunea de intrare în priză se dispune la 900 faţă de direcţia curgerii, pentru a evita intrarea directă a aluviunilor în priză şi pentru a permite spălarea, la ape mari, peste deversor, a aluviunilor acumulate în faţa prizei (fig. 7.22).

Figura 7.22. Priză cu intrare laterală faţă de direcţia de curgere Dacă în bazinul de încărcare tinde să pătrundă o cantitate mare de aluviuni, este necesară o capcană de aluviuni asociată bazinului. Capcana trebuie să reţină particolele mai mari de 0,2 mm. 7.5.3. Conducta de derivaţie O primă problemă de interes direct, pentru că se reflectă în costuri, o constitue alegerea materialului din care este confecţionată conducta. Pentru conducte de

Placă de accelerare

Debit tranzitat

Debit captat

Separarea curgerii

Page 261: Amenajari hidroenergetice

261

diametru mare şi căderi foarte mari oţelul sudat este opţiunea cea mai bună. Pentru căderi medii şi mici, conductele de oţel nu mai sunt o soluţie economică. Presiunea fiind mai mică grosimea peretelui ar putea scade, dar straturile protecţiei anticorozive nu depind de grosimea peretelui conductei şi, în plus, este necesară o grosime minimă a peretelui conductei pentru a nu se avaria la transport şi montaj. Pentru diametre mici se pot folosi tuburi de oţel îmbinate cu mufe sau flanşe, care elimină sudura de îmbinare. În egală măsură sunt folosibile conductele de beton precomprimat (dar cu dificultăţi de transport şi montaj datorită greutăţii mari), cele din PVC, sau din polyetilenă (PE). Conductele din PVC trebuie îngropate, cu o acoperire de minim 1m, ele neputând fi expuse radiaţiilor UV. Conductele din polyetilenă de înaltă rezistenţă pot fi poziţionate şi suprateran, suportă coturi cu raze mici, de până la 20 ... 40 ori diametrul conductei, şi se îmbină în situ, prin sudură specială. Stabilirea diametrului conductei se face după metodologia prezentată în capitolul 3, paragraful 3.4.3. Pentru dimensionarea preliminară se admite o pierdere de sarcină pe aducţiunea sub presiune de 4% din căderea brută. Ca urmare, relaţia de dimensionare preliminară pleacă de la relaţia Manning pentru pierderea de sarcină (∆h):

LD

Qnh 333,5

223,10=∆ (7.6)

unde: n este coeficientul de rugozitate; Q - debitul tranzitat; D - diametrul conductei; L - lungimea conductei. Dacă se înlocueşte ∆h cu 4H /100, unde H este căderea centralei, rezultă diametrul conductei pentru evaluarea preliminară:

1875,02269,2

=

HLQnD (7.7)

Grosimea peretelui conductei t se determină utilizând formula cazanelor, în care intervin efortul de întindere admisibil, σt , dependent de materialul din care este făcută conducta, presiunea interioară p şi diametrul conductei D:

rt

tk

Dpt +=σ2 (7.8)

În relaţia (7.8) au mai intervenit un coeficient al condiţiilor de lucru k , cu valori între 0.9 şi 1, în funcţie de tehnologia de sudură şi sporul de rugină tr , aplicabil la conductele expuse corodării. Conducta trebuie să fie suficient de rigidă pentru a putea fi manevrată la montaj. Conform recomandărilor, grosimea peretelui conductei (în mm) trebuie să fie de 2,5 ori diametrul conductei (în m), plus 1,2 mm.

Page 262: Amenajari hidroenergetice

262

Presiunea p, pentru care se face dimensionarea, este presiunea maximă, incluzând suprapresiunea dinamică, din lovitura de berbec. În condiţii normale, suprapresiunea este limitată de furnizorul turbinei (25% din căderea brută la turbine Pelton, 25% ... 50% pentru turbinele cu reacţiune). În condiţii speciale, cum ar fi avarierea sistemului de control al centralei, căreia îi urmează o închidere bruscă a vanei, suprapresiunea poate fi însă de câteva ori mai mare decât presiunea statică. Mărimea suprapresiunii accidentale depinde direct de viteza de propagare a undelor în conductă, dependentă la rîndul ei de diametru, de grosimea peretelui, şi de modulul de elasticitate al materialului din care este confecţionată conducta. Această dependenţă de caracteristicile elastice devine un criteriu important la alegerea materialului din care este confecţionată conducta. Astfel, suprapresiunea dinamică în cazul conductelor de oţel este de peste trei ori mai mare decât suprapresiunea în cazul conductelor din polyetilenă. 7.5.4. Clădirea centralei Clădirile microhidrocentralelor pe derivaţie sunt simple construcţii de adăpostire a echipamentului hidromecanic şi electric. Pentru puteri mici, cum sunt cele ale MHC-urilor, echipamentul este mai simplu şi mai uşor. Nu mai sunt necesare multe instalaţii anexă, iar pentru montaj şi revizie nu mai sunt necesare poduri rulante sa macarale portal grele. Construcţia se simplifică corespunzător, iar gabaritele se menţin la minim (fig.7.23).

Figura 7.23. Clădire simplă pentru adăpostirea echipamentului

Soluţiile au o varietate mare, depinzând de condiţiile locale. Cu titlu de exemplu, în figura 7.24 este prezentată centrala MHC Frasin, de pe Dâmboviţa, care a fost amenajată subteran, într-o fereastră de atac a galeriei de fugă de la CHE Rucăr. Modificări importante în raport cu rezolvările tradiţionale apar la clădirile MHC-urilor de tip baraj. În cazul centralelor hidroelectrice propriu-zise, structura centralei asigura şi circuitul apei la şi de la turbine. Camera spirală şi aspiratorul erau construcţii complicate din beton armat, cu forme curbe. În cazul microhidrocentralelor întreg ansamblul se simplifică. Turbinele se plasează în cameră deschisă şi nu mai apare camera spirală.

Generato

Masiv de ancoraj

Conductă forţată

Propeller

Aspirator

Page 263: Amenajari hidroenergetice

263

Figura 7. 24. Amplasare subterană pentu MHC Frasin

La rândul lui aspiratorul are o formă mult mai simplă, fără cot, şi se confecţionează din metal (fig.7.25). Partea inferioară a clădirii se comfundă cu bazinul de liniştire.

Figura 7.25. MHC cu cameră deschisă: 2- nişe batardou; 3- nişe grătar

O simplificare şi mai mare a structurii centralei se realizează atunci când întreg circuitul hidraulic este metalic şi autoportant (fig. 7.26).

Figura 7.26. MHC cu circuit hidraulic autoportant

Page 264: Amenajari hidroenergetice

264

În funcţie de echipare şi caracteristicile turbinelor sunt posibile dispoziţii generale foarte diverse. În figura 7.27 sunt prezentate variante de amplasare în centrală pentru turbinele Kaplan de mică putere.

Figura 7.27. Variante de amplasare a turbinelor Kaplan

Ax orizontal, circuit în S, curgere axială

Ax înclinat, curgere axială, Reductor şi generator la 900

Ax înclinat, reductor în bulb Ax înclinat, curgere axială Reductor şi generator axial

Ax vertical, curgere radială,turbină în curent

Ax vertical, curgere radială, circuit sifonat

Ax vertical, curgere ascendentă,circuit sifonat

Ax înclinat, curgere axială, circuit sifonat

Page 265: Amenajari hidroenergetice

265

Clădirea centralei trebuie să fie simplă şi ieftină, dar în acelaşi timp se impune încadrarea armonioasă în peisaj (fig. 7.28)

Figura 7.28. Clădire din zidărie de piatră la MHC Voineasa II Soluţiile cu materiale locale, din piatră sau din lemn, sunt întodeauna de preferat în raport cu betonul. De altfel autorizaţia de mediu poate impune anumite condiţionări arhitectonice dacă amplasamentul se află într-o zonă cu valoare turistică. BIBLIOGRAFIE

Blank, J. (2008). Micro-Hydropower for Municipal Water and Wastewater Systems in Oregon. Oregon APWA Spring 2008 Portland Conference BHA (2005). A Guide to UK Mini-Hydro Developments. O/MINI HYDRO WEB GUIDE - Download v1.2 Bobrowicz, W. (2006). Small Hydro Power Investor Guide. Leonardo Energy. Boyle, G. (Ed.). ( 2004). Renewable Energy: Power for a Sustainable Future (Second Edition). Oxford University Press / Open University. Breabăn, V. (1997). Amenajări hidroenergetice. Universitatea Ovidius Constanţa. Brekke, H. (2005). Choice of equipment for small hydro. Trondheim, Norway. CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering. New Delhi.

Page 266: Amenajari hidroenergetice

266

Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate. Douglass, S. (2007). Coanda Water Intake Basics. www.coandaintakes.com. Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power. Microsoft Corporation. ESHA (2004). Guide on how to develop a small hydropower plant. Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE, Delft. Krieger, G. (2007). Renewable energy for the future. VDMA - Power Systems. Frankfurt/Main, Germany. Conference on Renewable Energies for Embassies in Germany, Berlin. Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of Colorado Boulder. Penche, C. (1998). Layman’s handbook on how to develop a small hydrosite. European Commision. ESHA. Press, H. (1954). Stauanlagen und Wasserkraftwerke. III Teil: Wasserkraftwerke. Verlag von Wilhelm Ernst & Sohn, Berlin. Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti. UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.6. MHC. Bucureşti. USBR-Power Resources Office (2005). Hydroelectric Power. Denver. Wedam, G., Kellner, R. (2004). Innovative Hydropower Development in an Urban Environment.VERBUND-Austria.

Page 267: Amenajari hidroenergetice

267

8

UZINE HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRIN POMPAJ

8.1. CONSIDERAŢII PRELIMINARE După cum s-a arătat şi în capitolul introductiv, uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP) sunt alcătuite dintr-un rezervor inferior, care poate fi şi lacul de acumulare al unei UHE clasice şi un rezervor superior (aflat la o cotă superioară), în care apa este acumulată prin pompare din rezervorul inferior. Pomparea se face atunci când în sistemul energetic există un surplus de putere disponibilă, aşa cum se întâmplă în cursul nopţii sau în zilele de weekend. Din rezervorul superior apa este descărcată în rezervorul inferior prin turbine, producând energie electrică în perioadele de vârf de sarcină (fig. 8.1).

Figura 8.1. Principiul de funcţionare a uzinelor hidroelectrice cu acvumulare prin

pompaj Pierderile de energie pe circuitul hidraulic dintre rezervoare, pierderile de energie la transformarea energiei hidraulice în energie mecanică şi apoi electrică şi invers, precum şi pierderile de apă prin evaporare şi exfiltraţii fac ca prin furnizarea de energie în sistem să se recupereze numai 75 ... 80% din energia de pompare preluată din sistem. Randamentul este considerat foarte bun, cu atât mai mult cu cât acumularea prin pompaj este singurul sistem viabil de acumulare a energiei la scară industrială.

Page 268: Amenajari hidroenergetice

268

Acumularea specifică este relativ modestă, de numai 0,272 kWh pentru 1 m3 apă ridicat la 100 m, ceea ce face ca la aceste amenajări asigurarea unor parametri energetici semnificativi (putere şi energie livrată) să se realizeze numai dacă volumele acumulate prin pompare sunt mari, sau dacă diferenţa de nivel între bazinul superior şi cel inferior este foarte mare. Pentru reducerea costurilor specifice de investiţie şi creşterea raportului beneficiu/cost au fost şi sunt promovate UHEAP-uri cu puteri şi căderi mari. Sunt folosite grupuri reversibile turbină-pompă cu puteri până la 350 MW/grup în centrale cu puteri foarte mari - 1000...1800 MW. Căderile medii sunt în jur de 400 m, cu recorduri în zona 750 m.

Economicitatea uzinelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj este dată nu numai de transformarea energiei de bază în energie de vârf, dar şi de modificarea favorabilă a regimului de funcţionare a centralelor termo şi nuclear electrice care furnizează energia de bază în sistem. Energia preluată de UHEAP în faza de pompare măreşte cerinţa de energie din perioadele cu gol de sarcină şi astfel centralele termo şi nuclear electrice pot funcţiona la capacitate maximă şi cu randamente bune şi în aceste perioade. În plus, UHEAP pot contribui, alături de uzinele hidroelectrice clasice, la reglajul de frecvenţă şi tensiune pentru că răspund în timp foarte scurt la modificările de sarcină. Este, de asemenea, extrem de favorabilă preluarea prin pompaj a surplusurilor accidentale de putere din sistem, care altfel ar conduce la perturbaţii în furnizarea energiei la parametri nominali. În figura 8.2 se prezintă un grafic zilnic al bilanţului de putere pe care o preia, respectiv o furnizează o UHEAP.

Figura 8.2. Bilanţul de putere la o UHEAP

Acumularea energiei prin pompaj s-a utilizat pentru prima dată în 1890 în Elveţia şi în Italia. În 1930 au apărut primele grupuri reversibile. Progresele cele mai recente se referă la realizarea turbo pompelor cu turaţie variabilă, care generează sincronizat cu frecvenţa din reţea dar operează asincron (independent de frecvenţa reţelei) la pompe. La UHEAP de la Goldisthal, din Germania, cu Pi = 1060 MW şi Qi = 103 m3/s la o cădere de 301m, două grupuri sunt clasice şi două au turaţie variabilă, ceea ce permite randamente crescute şi la operarea în regim de turbină la sarcină parţială.

Putere (MW) + Turbinare - Pompare

Energie livrată Energie acumulată

Ora din zi

(+)

(-)

Page 269: Amenajari hidroenergetice

269

O folosinţă de dată recentă a uzinelor cu acumulare prin pompaj este preluare energiei debitate la vârf de producţie de către sursele de energie intermitente. Spre exemplu, pe durata unei furtuni energia eoliană este în anumite intervale de timp în exces faţă de sarcina cerută de sistem şi se poate valorifica numai prin preluarea acesteia de pompele unui UHEAP.

În Uniunea Europeană, puterea instalată în anul 2000 în uzine hidroelectrice cu acumulare prin pompaj era de 32.000 MW din totalul de 188.000 MW putere hidro instalată, reprezentând 5,5% din totalul puterii electrice instalate din toate sursele. În acelaşi an, în Statele Unite ale Amercii puterea instalată în uzine hidroelectrice cu acumulare prin pompaj era de 19.500 MW, reprezentând 2,5% din totalul puterii electrice instalate din toate sursele. În lume, 40 de ţări deţineau peste 300 UHEAP cu puterea instalată totală de 74.000 MW. Liderul mondial este Japonia cu 44 UHEAP având peste 24.300 MW putere în exploatare. Este urmată de USA cu 38 UHEAP cu o putere totală de cca 19.500 MW. În ultima decadă piaţa energetică s-a liberalizat în multe ţări, iar tendinţa pare a fi către o piaţă europeană deregularizată. Noile reglementări permit o mai corectă evaluare a preţului energiei produse şi aduc beneficii consumatorilor. Problema majoră care apare din punct de vedere tehnic este fiabilitatea sistemului energetic şi prevenirea propagării în lanţ a căderii în sistem. În acest context rolul energiei disponibile din acumulările prin pompaj creşte semnificativ, devenind furnizoare a serviciilor de sistem: controlul frecvenţei, reglarea tensiunii, rezervă operaţională. Ca urmare apar şi modificări în concepţia acestora. Ca argumente în favoarea promovării UHEAP se menţionează: - capacitatea de a furniza energie de vârf în condiţiile creşterii continue a vârfului de sarcină, odată cu creşterea economică şi a nivelului de trai; - posibilitatea de a atenua variaţia mare între vârfurile şi golurile de sarcină zilnice, săptămânale şi intersezoane; - creşterea rolului de furnizare de servicii în sistem (controlul automat al frecvenţelor, rezervă de avarie etc.) potenţat şi de dezvoltarea sistemelor cu turaţie variabilă, cu aport major în reglajul de frecvenţă; - rentabilitatea în furnizarea energiei de vârf în raport cu centralele cu ciclu combinat-gaz-turbină. 8.2. ROLUL ŞI FUNCŢIILE UHEAP Uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj au aceleaşi caracteristici tehnice şi economice de funcţionare cu ale uzinelor hidroelectrice clasice, cum sunt: pornire şi oprire rapidă pentru acoperirea vârfurilor de sarcină, viteză mare de încărcare, randamente ridicate la sarcini parţiale. Ele prezintă însă în plus şi o serie de avantaje suplimentare, dintre care se evidenţiază: - Puterea reglantă cu care UHEAP pot interveni în sistem este mai mare decât a AHE gravitaţionale, fiind egală cu suma puterilor nominale ale turbinelor (livrare la vârf de sarcină) şi pompelor (preluare a excedentului la gol de sarcină); - Puterea UHEAP depinde în mică măsură de variaţiile debitului afluent; - UHEAP pot fi amplasate mai uşor decât AHE în apropierea centrelor de consum şi ca urmare oferă condiţii mai bune pentru a fi folosite ca centrale de rezervă şi de intervenţie;

Page 270: Amenajari hidroenergetice

270

- Funcţionarea UHEAP în regim de pompare, în orele de sarcină minimă, îmbunătăţeşte condiţiile tehnice şi economice de exploatare ale centralelor termo şi nuclearoelectrice. Unele din funcţiile UHEAP, cum ar fi acoperirea părţii variabile a consumului, reglajul frecvenţei, rezervă de avarie etc. pot fi îndeplinite şi de alte tipuri de centrale electrice. Alte funcţii însă, cum ar fi ridicarea sarcinii minime de noapte, sunt proprii nnmai UHEAP, neputând fi îndeplinite de alte tipuri de centrale electrice. Prin regimurile de funcţionare pe care le pot avea (turbinare, pompare, compensator sincron) şi posibilitatea de a le schimba în timp scurt UHEAP s-au impus în energetica modernă ca un mijloc deosebit de eficace de optimizare şi de ridicare a fiabilităţii întregului sistem electroenergetic. Valorificarea integrală a rolului atribuit UHEAP este afectată însă de unele restricţii. Restricţiile în asigurarea răspunsului rapid al UHEAP la cerinţele din sistem sunt de natură hidraulică şi mecanică. Cele hidraulice sunt date de răspunsul sistemului hidraulic, în special de oscilaţiile apei în castelele de echilibru. Tot în categoria restricţiilor hidraulice se încadrează condiţia de menţinere a regimurilui de curgere sub presiune în galeria de fugă în cazul undei de golire. Din aceste motive, la UHEAP cu circuite hidraulice lungi timpul de reacţie se menţine moderat, în jur de 3 minute pentru pornire, pentru a asigura încadrarea saltului în castel în limitele constructive. Sistemele automate de control sunt destinate reducerii oscilaţiilor în masă din sistemul hidraulic la schimbarea regimului de operare. Tendinţa din ultimile decade este chiar de a omite castelele de echilibru, deşi lungimea sistemului hidraulic sub presiune este uneori mare. Efectele de undă din sistem, la schimbările rapide ale regimului de operare, sunt studiate prin modelare matematică şi sunt uneori verificate chiar pe modele fizice. 8.3. CLASIFICAREA UHEAP Clasificarea se poate face după mai multe criterii, conceptuale, funcţionale, mod de echipare etc. În cele ce urmează se face o succintă trecere în revistă a unora dintre sistemele de clasificare. După modul de folosire a volumului de apă pompat Acest criteriu clasifică UHEAP în două tipuri principale : - UHEAP în circuit deschis, la care volumul de apă este pompat în lacul de acumulare a unei UHE gravitaţionale, din care este turbinat o singură dată la o cădere mai mare decât înălţimea de pompare (fig. 8.3). - UHEAP în circuit închis, care recirculă acelaşi volum de apă, căderea brută la turbinare fiind egală cu înălţimea gravitaţională de pompare (fig. 8.4). Problema clasificării UHEAP după acest criteriu este controversată, unele opinii fiind în favoarea includerii în categoria UHEAP şi a celor în circuit deschis, iar altele, mai numeroase, de a considera că instalaţiile de pompare în circuit deschis sunt auxiliare ale UHE gravitaţionale (fiind de fapt captări secundare). În aceste cazuri, pomparea se face în scopul valorificării superioare a potenţialului hidroenergetic al râurilor din bazinul hidrografic şi îmbunătăţirii indicatorilor tehnico-economici ai UHE.

Page 271: Amenajari hidroenergetice

271

În cele ce urmează, sunt reţinute ca amenajări cu acumulare prin pompaj numai UHEAP în circuit închis. Un caz deosebit de UHEAP, care se încadrează numai parţial în categoria celor cu circuit închis, îl constitue amenajările tip baraj cu lac compensator în aval, la care pomparea se face în gol de sarcină din lacul compensator în acumularea amonte, iar turbinarea se face pe sensul normal amonte-aval. În afara perioadelor de pompaj, prin turbinele centralei este tranzitat, cu producere de energie, atât volumul pompat cât şi volumul acumulat din debitul afluent al cursului de apă (fig. 8.5). După modul de realizare a rezervoarelor amonte şi aval Rezervoarele amonte şi aval se realizează constructiv în funcţie de configuraţia terenului din amplasament. Soluţia teoretică este aceea din figura 8.4, în care ambele rezervoare sunt create prin diguri de contur, pe platouri situate la cote mult diferite.

Râu din bazin hidrografic vecin

Captare secundară Staţie de pompare

Lac de acumulare Baraj

Centrala hidroelectrică

Bazin superior

Derivatie fortata

Centrala hidro

Bazin inferior

Figura 8.3. Pompare în circuit deschis – UHE cu captare secundară prin pompaj

Figura 8.4. UHEAP în circuit închis

Page 272: Amenajari hidroenergetice

272

Figura 8.7. UHEAP cu lacuri de acumulare

H

Centrala hidro

Bazin superior

Derivatie fortata

Lac de acumulare H

Mai frecvent, cel puţin unul dintre rezervoare, de obicei cel inferior, este un lac deacumulare, creat prin bararea unui curs de apă (fig. 8.6).

H

Centrala hidro

Bazin superior Derivatie fortata

Lac de acumulare aval Baraj

H

Lac de acumulare amonte

Lac de acumulare amonte Derivatie fortata Baraj

Figura 8.6. UHEAP cu bazin superior şi lac de acumulare

H

Lac de acumulare amonte

Baraj

Lac de acumulare aval

Stavilar

Centrala hidro

Figura 8.5. Uzină hidroelectrică cu acumulare parţială prin pompaj

Page 273: Amenajari hidroenergetice

273

Dacă condiţiile de relief o permit, o variantă eficientă economic este aceea în care ambele rezervoare sunt create prin bararea unor cursuri de apă (fig. 8.7). Debitele afluente contribuie şi ele la producerea de energie, existând cel puţin la una dintre acumulări şi o centrală gravitaţională, cu debuşare în aval. Există şi alte soluţii de realizare a rezervoarelor, în funcţie de condiţiile locale. Rezervorul inferior poate fi un lac natural, o incintă înduiguită sau chiar oceanul. După durata ciclului de pompare Dupa durata ciclului de pompare UHEAP se pot clasifica in următoarele 3 categorii: - UHEAP cu ciclu zilnic, la care pomparea apei se face în orele de sarcină minimă din fiecare zi, iar turbinarea în orele de vârf din fiecare zi. - UHEAP cu ciclul săptămânal la care, pentru umplerea lacului superior, se foloseşte pe lângă pompajul din orele de sarcină minimă din fiecare zi şi puterea disponibilă în perioadele de sarcină scazută din zilele de repaus. Apa astfel acumulată este apoi utilizată în orele de sarcină maximă din zilele lucrătoare ale săptămânii. Ciclul săptămânal necesită rezervoare cu volume mai mari decât cele corespunzătoare ciclului zilnic, dar măreşte sarcina minimă din zilele de repaus, care pune probleme dificile de exploatarepentru centralele care furnizează energie de bază. - UHEAP cu ciclu sezonier, la care pomparea are loc în perioada de debite mari a anului, când există disponibil de energie electrică produsă de centralele hidroelectrice pe firul apei. Volumele de apă acumulate în acest mod sunt turbinate în perioadele de ape mici şi consum mare de energie electrică, în general iarna. Ciclul sezonier necesită lacuri mari de acumulare. UHEAP cu ciclu sezonier pot fi utilizate şi pentru pompajul zilnic şi săptămânal, în afara perioadelor de ape mari. După tipul de grupuri utilizat. În funcţie de grupurile de pompare şi turbinare folosite, UHEAP sunt de 3 feluri: - UHEAP cu grupuri indepenente pentru turbinare şi pompare. La aceste amenajări pompa este antrenată de un motor electric, iar generatorul este antrenat de turbina hidraulică. - UHEAP cu grupuri ternare (3 maşini pe acelaşi ax). În acest caz, pompa, turbina şi maşina electrică sunt situate pe acelaşi ax. Maşina electrică, atunci când este antrenată de turbină are rol de generator, iar când este alimentată din sistem, funcţionează ca motor electric de antrenare a pompei. - UHEAP cu grupuri binare (reversibile). La aceste uzine cele două maşini sunt reversibiie : maşina hidraulică poate funcţiona atât ca pompă cât şi ca turbină, iar maşina electrică atât ca motor cât şi ca generator electric. Datorită progreselor din ultima decadă în domeniul maşinilor hidraulice reversibile, grupurile binare au o largă răspândire, înlocuind practic grupurile ternare pentru căderi de până la 600 m. 8.4. TENDINŢE ÎN DOMENIUL GRUPURILOR UHEAP În acest paragraf se fac numai unele referiri la stadiul actual şi la progresele înregistrate în realizarea echipamentelor hidroelectrice ale uzinelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Aşa cum s-a arătat, echiparea poate fi cu grupuri separate pentru pompare (motor electric şi pompă) şi pentru producere de energie (turbină şi generator), sau cu grupuri reversibile.

Page 274: Amenajari hidroenergetice

274

Amenajările moderne sunt echipate în mod curent cu grupuri reversibile. Turbinarea şi respectiv pomparea se face cu turbo – pompe, care îşi schimbă sensul de rotaţie după cum lucrează ca turbine sau ca pompe. Maşina hidraulică este cuplată cu o maşină electrică reversibilă, care lucrează fie ca motor, când antrenează pompele, fie ca generator atunci când este antrenată de turbine. Cele mai multe grupuri reversibile sunt de tip Francis, dar cu o compexitate mult mai mare decât aceea a unei turbine simple (fig. 8.8 ). Multe dintre UHEAP echipate astfel au un singur etaj de pompare chiar la căderi mai mari decât 500 m. În prezent sunt în funcţiune numeroase grupuri reversibile mono-etajate la UHEAP –uri cu căderi de peste 600 m. Se menţionează numai amenajările din ţări vecine, cum sunt Serbia, cu amenajarea Bajna Basta, la o cădere de 630 m şi 316 MW/grup şi Bulgaria cu amenajarea Ciaira, la o cădere de 701 m şi 210 MW/grup. Randamentele grupurilor reversibile au crescut cu 2 … 4% în ultimile decade. Un progres major îl constitue posibilitatea de funcţionare cu turaţie variabilă, care creşte randamentele globale. Avantajele sunt nu numai în domeniul randamentelor ci şi în domeniul serviciilor de sistem, dintre care se aminteşte posibilitatea de reglaj al frecvenţei în regim de pompaj.

Figura 8.8. Grup reversibil şi domeniul de aplicare La căderi medii, unele UHEAP– uri au fost echipate cu turbine de tip Deriaz (asemănătoare turbinelor Kaplan cu rotor cu pale reglabile, dar cu unghiul de atac al curentului la 30 ... 400 faţă de axa de rotaţie) pentru uşurinţa cu care se convertesc din turbine în pompe prin reglarea palelor. Conceptul mai vechi, cu grupuri separate de pompare şi respectiv turbinare poate fi încă promovat atunci când se impune o schimbare foarte rapidă din regim de turbinare în regim de pompare. În acestă configuraţie sensul de rotaţie se menţine acelaşi

1 10 100 1000

Page 275: Amenajari hidroenergetice

275

indiferent de regim. Turbinele pot fi de tip Pelton sau Francis. Turbina şi pompa pot fi dimensionate fiecare la parametri lor optimi, ceea ce permite obţinerea unor randamente ridicate atât în regim de turbinare cât şi în regim de pompare şi deci, în ansamblu, creşte eficienţa ciclului turbinare-pompare. Dacă la grupurile ternare turbinele sunt de tip Pelton, atunci schimbarea de regim de la turbinare la pompare se poate face în câteva secunde. Există însă şi un dezavantaj, şi anume că arborele dintre pompă si turbină rezultă foarte lung, din cauză ca rotorul turbinei trebuie amplasat deasupra nivelului maxim aval, iar rotorului pompei trebuie să i se asigure contrapresiune la nivelul minim aval. 8.5. SCHEME DE AMENAJARE Principial schemele de amenajare a uzinelor hidroelectice cu acumulare prin pompaj nu diferă prea mult. Toate au un rezervor superior, în care se acumulează apa, şi un rezervor inferior, din care se face pomparea. Varietatea schemelor este dată de varietatea condiţiilor din amplasamente. Pentru ilustrare, sunt prezentate în continuare o serie de scheme de amenajare. UHEAP Bath County, a cărei schemă de amenajare este prezentată în figura 8.9, intrată în exploatare în 1985 în SUA, este cea mai mare amenajare cu pompaj în funcţiune în momentul de faţă (anul 2008). Puterea instalată este de 2100 MW, în 6 grupuri de 350 MW fiecare. Debitul instalat este de 915 m3/s, iar căderea este de 385 m.

Figura 8.9. Schema de amenajare a UHEAP Bath County

Page 276: Amenajari hidroenergetice

276

Sunt trei circuite hidraulice, interconectate în amontele galeriilor forţate, care conduc apa la şi de la cele 6 grupuri din centrală. Distribuitorul este frontal clădirii centralei. Amenajarea este subterană, dar centrala hidroelectrică este supraterană. În bazinul superior variaţia de nivel la un ciclu de pompare – turbinare este de cca 20 m, ceea ce impune condiţii dificile de stabilitate. Un sistem extins de drenaj, cu două galerii de contur, la două nivele diferite, controlează presiunile interstiţiale din versant, imediat sub rezervorul superior. La baza versantului, amonte de centrală, un al doilea sistem de foraje de drenaj descarcă eventualele exfiltraţii din ansamblul lucrărilor subterane. Lungimea mare a circuitului hidraulic a impus intercalarea între galeriile de aducţiune şi galeriile forţate a trei castele de echilibru. Schema asigură o mare flexibilitate în exploatare, constând în fapt în 3 uzine cu pompaj independente funcţional.

UHEAP Dinorwig, intrată în funcţiune în 1983 în Marea Britanie, este cea mai mare amenajare cu pompaj în funcţiune în Europa (Fig.8.10). Puterea instalată este de 1728 MW, cu 6 grupuri reversibile. Fiecare grup are o putere nominală de 288 MW la turbinare şi de 275 MW la pompare. Intrarea în regim din stare de repaos se face în mai puţin de 2 minute, iar din rezervă caldă în regim în mai puţin de 20 s. Energia totală înmagazinată pe ciclu este de 9 GWh. Randamentul ciclului este de 74 ... 75%. Amenajarea este integral subterană. Datorită lungimii mari a derivaţiei, de peste 2300 m, uzina este prevăzută cu castel de echilibru. În aval de castel este un puţ forţat, continuat cu o galerie blindată. Galeria de fugă are o contrapantă semnificativă pentru a asigura contrapresiune, în special pentru regimul de pompare.

1695 m 700 m 470 m

Rezervor superior

Vane amonte Aducţiune Castel de echilibru

Galerie blindată

CHE

Galerie de fugă

AP

Rezervor inferior

H = 542 m

Figura 8.10. Profil sinoptic prin UHEAP Dinorwig

Page 277: Amenajari hidroenergetice

277

UHEAP Goldisthal, dată în exploatare în 2004 în Germania, este cea mai modernă uzină cu acumulare prin pompaj din Europa. Puterea totală este de 1060 MW, echiparea fiind cu 2 grupuri reversibile de 270 MW şi turaţia de 333 rot/min şi alte două grupuri cu turaţie variabilă (300 ... 346 rot/min) cu puterea nominală de 265 MW. Căderea maximă este de 325 m, iar cea minimă de 280 m. Debitul instalat este de 103 m3/s la turbinare şi de 80 m3/s la pompare. După cum se poate urmări în figura 8.11, schema se amenajare este tradiţională: rezervor superior, priză, galerie forţată, caverna centralei, galerie de fugă, aspiraţie. Rezervorul superior are o suprafaţă de 55 ha şi un volum util de 12 mil m3. Lungimea barajului de contur este de 3 370 m. Rezervorul inferior are o suprafaţă de 78 ha şi un volum total de aproape 19 mil m3. Este de fapt un lac de acumulare, realizat de un baraj de 67 m înălţime şi o lungime la coronament de 220 m.

Figura 8.11. Schema de amenajare a UHEAP Goldisthal

Caverna sălii maşinilor, la care accesul se face printr-un tunel, are o lăţime de 25 m, o înălţime de 49 m şi o lungime de 137 m. În vecinătate este caverna trafo. Derivaţia forţată are două galerii blindate cu diametrul de 6,20 m fiecare. La intrarea în centrală sunt două distribuitoare care aduc apa la cele patru grupuri. Galeriile de fugă sunt tot în număr de două, cu diametrul de 8,20 m fiecare. Ieşirea din centrală are patru zone de liniştire, câte una pentru fiecare grup, iar lungimea galeriilor de fugă este de cca 275 m.

Rezervor superior

Baraj

Lac de acumulare

Page 278: Amenajari hidroenergetice

278

UHEAP Revin este una dintre primele uzine cu acumulare prin pompaj la care s-au utilizat grupuri reversibile. Uzina a intrat în exploatare în 1972. Căderea este modestă, de 240 m, iar echiparea cuprinde 4 grupuri de 188 MW fiecare. Schema, prezentată în figura 8.12, nu cuprinde elemente deosebite. Din bazinul superior, de la o priză turn, apa este adusă la centrală printr-un puţ forţat continuat cu o galerie forţată. Caverna centralei este poziţionată la o cotă mult inferioară faţă de bazinul (lacul de acumulare) inferior, pentru a asigura contrapresiunea.

Figura 8. 12. Profil sinoptic prin UHEAP Revin

UHEAP Ludington (construită între 1969 şi 1973) face parte din aceaşi generaţie, a primelor grupuri reversibile, dar are o serie de particularităţi. Deşi căderea este relativ mică, de numai 121 m, puterea uzinei este foarte mare, de 1872 MW. Rezervorul inferior este lacul Michigan, ceea ce asigură volume mari de pompare. Rezervorul superior are o lungime de cca 4 km, o lăţime de 1600 m şi o adâncime de 33 m. Circuitul hidraulic este format din 6 conducte forţate cu debit capabil de peste 260 m3/s fiecare.

Figura 8.13. Schema de amenajare a UHEAP Ludington

Lacul Michigan

Bazin superior

Page 279: Amenajari hidroenergetice

279

UHEAP Pacatuba este un proiect propus în Brazilia, care are câteva particularităţi interesante (fig. 8.14). Puterea instalată este de 500 MW, la o cădere de 551 m. Rezervorul superior este realizat prin închiderea cu baraje transversale a unor chei. Bazinul inferior, de formă semieliptică, este realizat ca un rezervor de coastă, cu dig de contur. Parţial este excavat în terenul natural. Sistemele de etanşare şi drenaj sunt similare cu cele ale rezervoarelor superioare. Circuitul hidraulic cuprinde o galerie forţată de 4,5 m diametru şi o lungime de 1000 m şi o galerie de fugă cu diametrul de 6 m.

Figura 8.14. Schema de amenajare propusă pentru UHEAP Pacatuba

Page 280: Amenajari hidroenergetice

280

UHEAP Kunigami, construită în Japonia, este prima uzină hidroelectrică cu pompaj care foloseşte apă de mare (fig. 8.15). Soluţia a fost promovată ca pilot pentru numerose alte amplasamente favorabile pe costele Japoniei. Utilizarea mării ca rezervor inferior este considerată ca fiind mult mai acceptabilă din punct de vedere al impactului asupra mediului, pentru că nu mai sunt afectate cursurile naturale de apă. Centrala are o putere instalată relativ mică, de numai 31,8 MW, la o cădere netă de 141 m şi o înălţime de pompare de 160 m. Debitul instalat este de 26 m3/s la turbinare şi de 20,2 m3/s la pompare. Pentru a rezista atacului apei saline suprafeţele udate ale circuitului hidraulic şi ale echipamenteleor sunt confecţionate din oţel inoxidabil austenitic, cu conţinut redus de carbon. Rezervorul superior este de formă octogonală, creat prin dig de contur, iar rezervorul inferior este conturat de o apărare costieră cu tetrapozi protejând construcţiile de debuşare a circuitului hidraulic.

Figura 8.15. UHEAP Kunigami, având oceanul Pacific drept bazin inferior

Bazin superior

Oceanul Pacific

Page 281: Amenajari hidroenergetice

281

UHEAP Tarniţa – Lăpuşteşti este proiectul primei centrale hidroelectrice cu pompaj care urmează să fie construită în România. În cele ce urmează se prezintă o variantă dintre cele studiate în diverse etape. Schema de amenajare se compune dintr-un rezervor superior – lacul Lăpuşteşti – derivaţia, centrala subterană şi rezervorul inferior – lacul Tarniţa. Integrarea în schemă a lacului de acumulare existent este avantajoasă economic şi nu perturbă major funcţionarea centralei hidroelectrice de la piciorul barajului. Prismul util pentru pompaj este de cca 10 mil m3 faţă de 74 mil m3 cât are lacul. Parametri energetici preconizaţi, realizabili într-o etapă sau în două etape, sunt: putere instalată de 1000 MW, în 4 grupuri reversibile de 250 MW fiecare, la o cădere de 565 m. Rezervorul superior este amplasat pe un platou de pe versantul stâng al lacului Tarniţa. Rezervorul este creat de un dig de contur cu înălţimea de până la 35 m şi are un volum de 10 mil m3. Etanşarea fundului se va face cu un covor asfaltic. Problema etanşării şi drenării rezervoarelor superioare realizate prin diguri de contur este dezvoltată în acest paragraf pe baza unui studiu de caz.

Figura 8.16. Proiectul UHEAP Tarniţa – Lăpuşteşti

Page 282: Amenajari hidroenergetice

282

Priza de apă din rezervorul superior este situată pe fundul rezervorului, la cca 60 m de piciorul digului. Derivaţia are un fir unic pentru galeria forţată, cu diametrul de 6 m şi două fire pentru galeria de fugă, cu diametrul de 6,2 m fiecare. Centrala subterană este amplasată într-o cavernă cu o acoperire de 500 m, având dimensiunile 23 x 45 x 115 m. Transformatoarele sunt de asemenea amplasate în subteran, într-o cavernă separată. Priza de apă pentru pompaj din lacul Tarniţa, care este şi debuşare pentru regimul de turbinare, este o priză de versant, situată la o cotă sub nivelul minim de exploatare al lacului. UHEAP cu rezervoare subterane este o propunere lansată în SUA, pentu compania energetică Edison. În figura 8.17 este prezentat conceptul de amplasare a rezervoarelor. Centrala are două trepte, cu cca 530 m cădere pe fiecare treaptă, cu o putere instalată între 2000 şi 3000 MW. Rezervorul inferior, ca şi rezervorul intermediar sunt realizate ca o reţea de galerii interconectate. Soluţii similare sunt în studiu pentru valorificarea galeriilor de la unele mine care se închid.

Figura 8.17. UHEAP cu rezervoare inferioare realizate în subteran.

Page 283: Amenajari hidroenergetice

283

Etanşarea şi drenarea rezervoarelor superioare. Studiu de caz Bazinele superioare ale centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj sunt uzual realizate în profil mixt, prin excavare în zona platourilor înalte din amplasament şi bordare a conturului excavaţiei cu baraje perimetrale construite din materialul derocat. Datorită schimbărilor rapide şi frecvente ale nivelurilor (adesea bazinele se golesc integral in 4 ... 10 ore) problema etanşării şi drenării acestor bazine este de primă importanţă. In cazul unor pierderi de apă excesive şi necontrolate, consecinţele sunt deosebit de grave: reducerea randamentului global al uzinei; distrugerea etanşării fundului şi paramentelor datorită forţelor de subpresiune în exces, iar în condiţii de iarnă, şi a îngheţului; periclitarea stabilităţii versanţilor şi a golurilor subterane funcţionale (galerii, caverna centralei) datorită presiunilor interstiţiale induse. La majoritatea UHEAP-urile aflale in exploatare s-a adoptat etanşarea cu beton bitmninos a fundului şi paramentelor bazinului, concomitent cu o reţea de drenaj foarte extinsă, care permitea localizarea şi colectarea debitelor pierdute. În ultima decadă ca soluţie alternativă de etanşare sunt aplicate şi geomembranele. Ponderea investiţiei cerute de lucrările de etanşare-drenare, în cazul aplicării betonului bituminos, sau a geomembranelor, este mare în ansamblul investiţiei unei UHEAP. Din acest motiv s-a analizat posibilitatea de înlocuire a acestei soluţii cu o rezolvare tipică lucrărilor de barare, cu mască pe parament şi voal de injecţii. În cele ce urmează se prezintă o comparaţie energo-economică a soluţiilor de etanşare menţionate, pentru cazul concret a unei scheme preconizate in bazinul superior al Argeşului. Schema UHEAP Stâna Mare - Topolog (fig. A.1) are rezervorul superior amenajat ca bazin pe platoul Stâna Mare, situat pe interfluviul râului Topolog şi Topologel şi rezervorul inferior realizat prin barare pe râul Topolog, la circa 4 ... 5 km în amonte de confluenţă. Legătura dintre cele două acumulări se realizează printr-o galerie de circa 2 km lungime, centrala fiind amplasata in subteran. Principalele caracteristici ale amenajării sunt: putere instalată 500 MW, cădere medie brută 650 m şi debit instalat de 95 m3/s.

Figura A.1. Vedere în plan a schemei de amenajare

Page 284: Amenajari hidroenergetice

284

Morfologic, platoul Stâna Mare constitue o platformă de eroziune cu pante foarte reduse. Roca de bază este formată din micaşisturi cuarţitice şi paragneise, cu zone alterate de circa 3 m grosime acoperite de depozite de 0,5 . . . 6 m grosime. In figura A.2 este prezentat sistemul de etanşare propus pentru bazinul superior al amenajării. Covorul asfaltic are două straturi de beton asfaltic compactat, protejate cu emulsie de bitum cationică şi vopsea de bronz-aluminiu, aşezate pe un beton semicompactat, piatră spartă şi savură. Fundaţia etanşării este alcătuită din balast argilos.

Figura A.2. Etanşarea bazinului superior Etanşarea cu mască de parament şi voal de etanşare nu este detaliată aici, soluţia urmând alcătuirile constructive uzuale aplicate la barajele de anrocamente cu mască. Sistemul de drenaj este astfel conceput încât să asigure colectarea şi localizarea debitelor exfiltrate în suprafaţa radierului şi respectiv a paramentului (fig. A.3). Reţeaua de drenuri colectoare debuşează într-o galerie perimetrală vizitabilă, care este scoasă pe sub barajul perimetral în afara rezervorului. Debuşarea se face într-un bazin colector, de unde apa este repompată în rezervorul superior în perioada golurilor de sarcină. Detaliile drenajului se pot urmări în aceaşi figură.

PROFIL TIP

DETALIU DE ETANŞARE

Page 285: Amenajari hidroenergetice

285

Figura A.3. Sistemul de drenaj al bazinului superior Alegerea soluţiei de etanşare nu se poate face numai pe considerente funcţionale sau de cost, fără a lua în consideraţie spectrul de infiltraţie şi debitele pierdute. Deoarece etanşarea cu covor asfaltic a fundului şi a paramentelor udate ale bazinului asigură teoretic eliminarea integrală a pierderilor, estimarea debitelor exfiltrate s-a făcut pe baza experienţei de la alte lucrări similare, utilizând datele disponibile în literatura tehnică consultată. S-au selectat cele mai mari valori înregistrate pentru debitele pierdute, considerate însă acceptabile la alte amenajări cu pompaj prevăzute cu etanşări bituminoase : centrala Egberg = 4 ... 6 1/s la o suprafaţă, etanşată de 120.000 m2; centrala Iril Enda = 2 ... 4 1/s la 66.000 m2; centrala Turlough Hill = 1... 4 1/s la 80.000 m2. Pe baza acestor date s-a adoptat, pentru soluţia de etanşare propusă, o pierdere specifică de 1,5 1/zi, m2. In cazul etanşării cu mască de parament şi voal, evaluarea debitelor pierdute s-a făcut prin calcul, utilizând metoda elementelor finite. S-a ţinut seama de morfologia amplasamentului şi s-a admis ipoteza infiltraţiei plan verticale pentru o secţiune

VEDERE ÎN PLAN

SECŢIUNE A-A

A

A

Page 286: Amenajari hidroenergetice

286

transversală caracteristică. Pe baza investigaţiilor geologice, s-a admis că roca este omogenă, fără discontinuităţi majore sau sisteme preferenţiale de fisuri. În figura A.4 este prezentată discretizarea utilizată în calcul. Domeniul cuprinde masivul de roca pâna la limita văilor adiacente, care asigură drenarea debitelor pierdute. S-a considerat că debitele exfiltrate sunt canalizate dominant către cele două văi care marchează interfluviul, valea Stîna Mare în stânga, la 280 m mai jos faţă de fundul bazinului şi valea Topolog în dreapta, la 630 m mai jos faţă de fund. Condiţiile de margine au fost introduse sub forma sarcinilor hidraulice impuse pe fundul bazinului şi pe albia râurilor din văile adiacente.

Figura A.4. Discretizarea şi spectrul curgerii din bazinul superior Pentru rocă s-a admis o conductivitate hidraulică de 5x10-4 cm/s, iar efectul voalului s-a modelat printr-o reducere de 10 ori a permeabilităţii rocii intacte. Pentru zona de fund a bazinului s-a considerat că eventualele injecţii de consolidare nu produc modificări ale conductivităţii hidraulice a rocii. S-a analizat efectul adâncimii voalului preconizat, calculele făcându-se pentru voaluri cu adâncimea de 50, 100 si 200 m. După cum se poate urmări în figura A.4, datorită exfiltraţiilor, pe versant, apar zone de izvorâre cu extindere mare, care impun măsuri de drenare suplimentare. Debitele pierdute în cazul voalului de 50 m adâncime au rezultat a fi de 0,053 l/s,ml. Extinderea adâncimii voalului are efecte reduse asupra spectrelor de curgere şi a debitelor pierdute datorită faptului că infiltraţia se produce predominant prin zona de fund şi nu prin voal sau prin ocolirea voalului. Astfel, la creşterea adâncimii voalului de la 50 la 200 m debitele pierdute scad cu numai 5%. Pentru alegerea variantei de etanşare (covor asfaltic sau mască şi voal) s-a adoptat drept criteriu costul unui kWh produs in UHEAP, cost în care se evidenţiază atât amploarea şi costul lucrărilor de etanşare-drenare, cât şi pierderile de energie prin exfiltraţii. Expresia costului kWh produs este:

EVVVEpIAIAp

cT

Tebededc η

1)(inf

''

∆+++=

unde:

Page 287: Amenajari hidroenergetice

287

A este amortismentul investiţiei de bază; I’ - valoarea actualizată a investiţiei în UHEAP, mai puţin investiţia pentru etanşarea şi drenarea bazinului superior; Aed - amortismentul pentru lucrările de etanşare şi drenaj ale bazinului superor; '

edI - valoarea actualizată a investiţiei pentru etanşarea şi drenarea bazinului superior; E - energia de pompaj utilizată într-un an; peb - preţul energiei de pompaj, considerată ca energie de bază; VT - volumul de apă turbinat într-un an; ∆Vinf - volumul de apă pierdut prin exfiltraţii din bazinul superior în timp de un an; ηc - randamentul ciclului de pompare – turbinare; ηc E - energia produsă prin turbinare. Preţurile de producţie evaluate cu relaţia de mai sus au rezultat de 0,299 lei/kWh în cazul etanşări cu covor asfaltic şi de 0,302 lei/kWh în cazul etanşării cu mască şi voal. Comparaţia acestor costuri arată că soluţia cu covor asfaltic este de preferat. Evaluarea energo-economică evidenţiază că reducerea costului de investiţie în varianta cu mască şi voal nu compensează pierderile energetice din exploatare. Se menţionează că diferenţele în favoarea acestei soluţii se majorează semnificativ dacă în costul de investiţie se introduce şi costul lucrărilor de drenare a versanţilor. 8.6. RANDAMENTUL CICLULUI POMPARE –TURBINARE 8.6.1. Randamentul tehnic Randamentul ciclului de pompare - turbinare este dat de raportul dintre energia ET produsă prin turbinare din bazinul superior a unui volum de apă V şi energia EP consumată pentru pomparea aceluiaşi volum de apă pe diferenţa de nivel dintre bazinul inferior şi bazinul superior:

P

Tc E

E=η (8.1)

Energia produsă prin turbinare este dată de relaţia:

][)(81,93600

1 kWhhHVE gtTbrT ηη∆−= (8.2)

în care unităţile de măsură sunt în SI iar notaţiile sunt:

Hbr - diferenţa de nivel geodezică dintre nivelul apei din bazinul superior şi cel inferior; ∆hT - pierderea de sarcină la tranzitarea apei prin circuitul hidraulic la turbinare; ηt - randamentul turbinei; ηg - randamentul maşinii electrice când lucrează ca generator.

Page 288: Amenajari hidroenergetice

288

Energia consumată pentru pompare este dată de relaţia:

][)(81,9

36001 kWh

hHVE

mp

PbrP ηη

∆+= (8.3)

unde intervin în plus notaţiile:

∆hP - pierderea de sarcină la tranzitarea apei prin circuitul hidraulic la pompare; ηg - randamentul maşinii electrice cănd lucrează ca motor al pompei.

Dacă se introduc randamentele hidraulice:

Pbr

brpH

br

TbrtH hH

HH

hH∆+

=∆−

= ,, pomparepentrurespectivsiturbinarepentru ηη ,

şi noţiunea de randament total pe fiecare componentă a ciclului se obţin: pentru turbinare:

3673671

,,br

tTgtthbrTHVHVE ηηηη == (8.4)

pentru pompare:

36711

3671

,,

br

tPmppHbrP

HVHVEηηηη

== (8.5)

unde ηT,t este randamentul total la turbinare, iar ηP,t este randamentul total la pompare. Randamentul ciclului de pompare turbinare se exprimă atunci sub forma:

tPtTP

Tc E

E,, ηηη == (8.6)

8.6.2. Eficienţa energetică Randamentul ciclului pompare – turbinare prezentat în paragraful anterior se referă numai la aspectele cantitative ale producţiei şi consumului de energie electrică, fără a lua în considerare calitatea energiei electrice implicate . De regulă, uzinele cu acumulare prin pompaj produc la turbinare energie de vârf şi consumă pentru pomparea apei energie de bază. Pentru a pune în evidenţă eficienţa energetică a amenajării, cele două energii trebuie să fie aduse la echivalenţă. Echivalentul în bază al energiei prodse la turbinare se calculează în funcţie de preţurile energiei livrate pv şi respectiv al energiei consumate pb: ET,eb = pv / pb ET (8.7)

Page 289: Amenajari hidroenergetice

289

În relaţie s-a considerat că întreaga energie prodsă este energie de vârf. Eficienţa energetică rezultă ca raport între energii echivalente:

tPtTb

v

P

ebTc p

pE

E,,

,' ηηη == (8.8)

unde '

cη este eficienţa ciclului pompare turbinare. De această dată nu se mai poate vorbi de un randament, care prin definiţie este subunitar, ci de eficienţă. Astfel, la un randament tehnic de cη = 0,78 şi un raport al preţurilor pv / pb = 3, eficienţa

energetică este de 'cη = 2,34. Desigur că această evaluare simplă justifică numai

oportunitatea includerii în sistem a centralelor cu pompaj. Eficienţa energetică reală trebuie să includă şi scăderea pierderii de energie la transport în cazul turbinării şi respectiv creşterea pierderii de energie la transport în cazul pompării. Corecţii mai intervin şi din includerea în analiză a recunoaşterii financiare a serviciilor de sistem pe care le asigură centrala. 8.3. Corecţii ale randamentului tehnic În cazul UHEAP cu bazinul superor amenajat cu diguri de contur pe platouri naturale, şi chiar în cazul bazinelor superioare realizate prin barare, au loc pierderi de apă prin exfiltraţii. Pierderile de apă conduc la reducerea randamentului global al uzinei. Dacă volumul de apă pierdut este ∆Vinf (m3/an) iar volumul total turbinat intr-un an este VT apare o componentă suplimentară a randamentului:

inf

inf VVV

T

T

∆+=η (8.9)

Randamentul tehnic corectat este în acest caz:

tPtTcc ,,infinf ηηηηηη ==−

(8.10)

Corecţii suplimentare sunt date de consumul propriu al uzinei şi de fluctuaţiile căderii la uzinare şi respectiv la pompare date de variaţia nivelurilor apei în rezervoare. BIBLIOGRAFIE Bogenrieder, W., Groschke, L. (2000). Design and construction of Germany’s Goldisthal pumped-storage scheme. Hydropower and Dams, Volume 7, Issue one. CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering .New Delhi. Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. Editura Tehnică, Bucureşti. Cogălniceanu, A. (1986). Bazele tehnice şi economice ale hidroenergeticii. Editura Tehnică, Bucureşti.

Page 290: Amenajari hidroenergetice

290

Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill. Fujihara, T., Imano, H., Oshima, K. (1998). Development of Pump Turbine for Seawater Pumped-Storage Power Plant. Hitachi Review Vol. 47, No. 5. Houdeline & col. (2006). Reversible Pump-Turbine and Motor-Generatores Design. A large pumped storage power plant experience. Hydrowater, Beijing, China. Hydropower and Dams (2002). Pumped-storage projects update. Volume 9, Issue 5. Jenkinson, P. (2005). Dinorwig the largest pumped storage plant in Western Europe First Hydro Analysts Conference. Krieger, G. (2007). Renewable energy for the future. VDMA - Power Systems. Frankfurt/Main, Germany. Conference on Renewable Energies for Embassies in Germany, Berlin. Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest. Mosonyi, E. (1991). Leakage and seepage from upper reservoirs. Water Power and Dam Construction, January. Popescu, M. (2008). Uzine hidroelectrice şi staţii de pompare. Funcţionarea hidraulică la regimuri tranzitorii. Editura Universitară, Bucureşti. Stematiu, D., Scrob, E., Popescu, R. (1985). Construcţii hidroenergtice. Îndrumător de proiectare. ICB.

Stematiu, D., Ivănescu, G. (1990). Consideraţii privind soluţiile de etanşare a bazinelor superioare a centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Hidrotehnica, Vol. 35, Nr. 1. UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / bcap4. USBR. Power Resources Office. (2005). Hydroelectic Power. US Department of the Interior publications, Denver. VA TECH Hydro & MCE Voest. (2003). Pumped storage plant Goldisthal. Vladimirescu, I. (1974). Maşini hidraulice şi staţii de pompare. Editura Didactică şi Pedagocică, Bucureşti. VOITH Siemens (2002). Pumped storage. Tecnical paper. Water Power and Dam Construction (1993). The world’s pumped-storage plants. Volume 45, Nr. 8.

Page 291: Amenajari hidroenergetice

291

9

RESURSE NECONVENŢIONALE DE ENERGIE HIDRAULICĂ

9.1. CONSIDERAŢII PRELIMINARE În afară de energia debitelor râurilor şi a fluviilor, care constitue forma cea mai cunoscută şi utilizată de energie hidraulică, sunt alte două resurse de energie hidraulică care prezintă interes, şi anume energia valurilor şi a curenţilor marini şi energia oscilaţiilor periodice ale mareelor. Acestea au căpătat denumirea de resurse neconvenţionale de energie hidraulică, pentru că nu mai sunt legate de circuitul apei în natură, deşi provin şi se regenerează continuu tot datorită energiei solare. 9.1.1. Consideraţii privind valurile marine Valurile marine reprezintă o resursă de energie promiţătoare între cele regenerabile, fiind semnificativă cantitativ şi acesibilă în numeroase zone ale globului. Energia valurilor marine este o formă indirectă de energie solară. Încălzirea diferită a unor mase mari de apă din oceanul planetar şi din suprafaţa uscatului conduce la apariţia vânturilor. Vânturile care suflă peste mari întinderi de apă transmit o parte din energia lor acestora, generând valurile care se formează la suprafaţa mărilor şi oceanelor şi se îndreaptă spre ţărm. Potenţialul teoretic global este de 8x105 TWh/an, ceea ce reprezinză de 100 de ori cantitatea de energie care ar putea fi produsă anual de amenajările hidroenergetice convenţionale. Dacă acest potenţial ar putea fi valorificat integral, s-ar evita emisia în atmosferă a 2 milioane de tone de CO2 care ar fi degajate prin arderea combustibililor fosili pentru a da aceaşi cantitate de energie. Potenţialul mondial, exprimat ca putere disponibilă, este de cca 2 TW, cu 320 GW în Europa. Din acest potenţial teoretic s-ar putea valorifica sub formă de energie electrică cam 10 ... 12 %. Chiar în aceste condiţii însă, energia valurilor marine tot ar fi suficientă pentru acoperirea necesarului planetar de energie electrică. Potenţialul liniar, referitor la metru de coastă, este cel care defineşte locaţiile în care se pot amenaja eficient instalaţii de preluare a energiei valurilor. Potnţialul liniar, ca şi potenţialul de suprafaţă asociat, depind de pătratul înălţimii valului, care diferă foarte mult de la o zonă la alta. Ca urmare, harta potenţialului exprimat în kW/m din figura

Page 292: Amenajari hidroenergetice

292

9.1 este în măsură să pună în evidenţă zonele de pe glogb unde pot fi amenajate instalaţii cu caracter industrial.

Figura 9.1. Repartiţia pe glob a energiei specifice a energiei din val

Resursele energetice din valuri sunt foarte diferite între diferite ţărmuri. Valorile maxime ale densităţii de energie din valuri sunt de cca 30 MW pe km2 pe costele europene şi de cca 40 ... 45 MW / km2 în cele mai favorabile locaţii.

În ceea ce priveşte valorificarea efectivă a acestei resurse de energie, situaţia este însă diferită. Tehnologiile de transformare a energiei valurilor în energie electrică nu au ajuns încă la stadiul de instalaţii industriale performante, iar costurile pe kWh sunt încă mari. Există numeroase cercetări în domeniu, sunt patentate numeroase dispozitive şi unele dintre acestea sunt, după cum se va vedea în paragrafele următoare, pe cale de a deveni instalaţii cu caracter industrial. 9.1.2. Consideraţii privind mareele şi curenţii marini Ridicarea şi coborârea periodică a nivelului mărilor sau oceanelor este cunoscut ca fenomenul de maree. Acesta se produce ca urmare a forţelor de atracţie exercitate de soare şi în special de lună. Datorită rotaţiei pământului frontul de undă creată de ridicarea / coborârea de nivel se deplasează spre vest, cu o înălţime mai mică de 1m şi o perioadă de 12 ore şi 25 de minute, adică intervalul de timp dintre flux (ridicare de nivel) şi reflux (coborâre de nivel). Fazele lunii fac ca diferenţa de nivel dintre flux şi reflux să varieze în timp, între un maxim şi un minim, cu perioada de 14 zile. Configuraţiile diferite ale mărilor şi oceanelor creează mari diferenţe între diferitele locaţii în ceea ce priveşte diferenţa dintre nivelul apei la flux şi nivelul de la reflux. Sunt maree mari, cu diferenţe denivel de peste 4 m, maree medii, cu valori între 2 şi 4 m, şi maree mici, cu valori sub 2 m. O imagine a repartiţiei pe glob a înălţimii mareelor este redată în figura 9.2.

00 Kw / m coastă

70 kW/m

Page 293: Amenajari hidroenergetice

293

Figura 9.2. Reapartiţia înălţimii mareelor pe coastele continentelor Potenţialul global al energiei mareelor este estimat la 200 TWh/an, dar sunt şi evaluări mai optimiste, de până la 450 TWh/an. În amplasamente foarte favorabile, cum sunt strâmtorile, estuarele şi golfurile densitatea de energie atinge 500 ... 1000 W/m2. Potenţialul amenajabil, exprimat în putere, este estimat la 120 ... 400 GW. Fructificarea energiei mareelor sub formă de energie mecanică datează din secolul 11, la mori de cereale în Franţa şi Marea Britanie. Fructificarea ca energie electrică datează din a două jumătate a secolului XX. În principiu, o incintă închisă, care poate fi un golf sau un estuar barat, sau o incintă creată prin diguri de contur, înmagazinează apa la flux şi o redă oceanului la reflux. Accesul apei în incintă se face atunci când nivelul mării este ridicat şi incinta este cu nivel minim, iar restituţia se face când nivelul mării este coborât şi nivelul în incintă este maxim. Schimbul de apă dintre incintă şi mare se face prin turbine, care fructifică diferenţele de nivel create între incintă şi larg. Sunt o serie de probleme încă neclarificate privind durabilitatea amenajărilor şi în special impactul creat asupra mediului marin. Din acest motiv în lume sunt numai câteva uzine mareo – electrice cu puteri semnificative. Energia curenţilor asociaţi mareelor este o a doua resursă interesantă pentru valorificare energetică. Fructificarea acestei energii se face prin elice submarine, organizate în ferme similare cu fermele eoliene. Acestea sunt amplasate în zone din vecinătatea insulelor sau coastelor unde vitezele curenţilor mareici (proveniţi din maree) sunt mai mari. Tehnologiile de preluare a energiei curenţilor sunt relativ simple şi verificate la nivel de prototip. Nu sunt însă finalizate amenajări energetice la scară industrială şi contribuţia lor la sisteme energetice este încă nesemnificativă. Pentru viitorul apropiat se apreciază că energia curenţilor marini va deveni, în locaţiile favorabile, o sursă importantă de energie.

Maree mari > 4m Maree medii 2... 4 m Maree mici < 2

Page 294: Amenajari hidroenergetice

294

9.2. HIDROENERGIE DIN VALURI MARINE 9.2.1. Puterea şi energia valurilor marine Valurile marine sunt rezultatul combinaţiei dintre acţiunea vânturilor, a gravitaţiei şi a tensiunii superficiale a suprafeţei mării. Figura 9.3. ilustrează formarea valurilor marine în cazul unei furtuni. Mărimea valului este determinată de viteza vântului şi de fetch, dar şi de adâncimea şi relieful fundului mării, care pot disipa sau concentra energia valurilor.

Figura 9.3. Formarea şi caracteristicile valurilor

Particolele de apă excitate de vânt au traiectorii circulare, cele de la suprafaţă având diametrul maxim, iar cele din spre fund diametre care scad exponenţial cu adâncimea. Compunerea acestor traiectorii conduce la formarea crestelor şi golurilor de val şi respectiv la propagarea valurilor. Distanţa dintre două creste consecutive este denumită lungime de undă λ. Înălţimea valului H este distanţa dintre golul şi creasta valului. Perioada valului T este intervalul de timp necesar valului să parcurgă o distanţă λ. Ca urmare relaţia care defineşte viteza valului este v = λ/T.

Direcţia de propagare

Page 295: Amenajari hidroenergetice

295

Valurile transportă energie mecanică. Puterea pe unitate de lungime transversală direcţiei de propagare a unui val cu înălţimea H şi lungimea de undă λ este:

]/[21 2 mWHgP λρ= (9.1)

unde ρ este densitatea apei de mare iar g este acceleraţia gravitaţională. Toate mărimile sunt exprimate în SI. La formarea valurilor în larg acestea au înălţimi mici H1 şi lungimi de undă mari λ1 (figura 9.4). La apropierea de ţărm puterea rămâne aproape neschimbată, exceptând unele pierderi prin frecare, dar lungimea de undă scade la λ2,. Înălţimea valului creşte pătratic, corespunzător condiţiei de putere constantă din relaţia (9.1). Aceste valuri mari au efectul distrugător asupra plajelor.

Figura 9.4. Evoluţia caracteristicilor valului de la larg spre ţărm

Pentru valuri neregulate, de înălţime H (m) şi peroadă T (s), expresia puterii pe unitatea de lungime de front de val este: Pi ≈ 0,42 H2 T [kW / m] (9.2)

Este de reţinut faptul că puterea valului depinde de pătratul înălţimii valului. Cu excepţia valurilor create de furtuni excepţionale, valurile cele mai mari au înălţimea de cca 15 m şi perioada de cca 15 s. Conform relaţiei (9.2) astfel de valuri poartă cca 1700 kW de putere pe fiecare metru din frontul valului. Un amplasament socotit ca fiind foarte favorabil pentru fructificarea energiei valurilor are o putere specifică cu mult mai mică, de cca 50 kW/ml. Valurile pe coasta nord-vestică a oceanului Atlantic au o putere specifică medie de 40 kW/ m. Energia pe unitatea de suprafaţă a valurilor gravitaţionale este de asemenea proporţională cu pătratul înălţimii valului:

]/[81 22

0 mJHgE mρ= (9.3)

H1 H2

Page 296: Amenajari hidroenergetice

296

unde 0mH este înălţimea semnificativă a valului, în metri. Înălţimea semnificativă este definită ca fiind de patru ori devierea standard a denivelărilor suprafeţei apei. 9.2.2. Soluţii de valorificare a energiei valurilor

Un impediment semnificativ în valorificarea energiei valurilor este dat de faptul că în multe zone ale ţărmurilor energia valurilor este difuză. Sunt puţine locaţii cu nivele semnificative de energie şi unde energia valurilor poate contribui în sistemul energetic. Din acest motiv, de-alungul timpului, au fost numeroase preocupări pentru crearea unor sisteme sau dispozitive de convertire a energiei valurilor în energie electrică.

Sunt peste 40 de tipuri de mecanisme propuse, dintre care numai unele sunt funcţionale. Mecanismele se diferenţiază după poziţia faţă de coastă, fiind amplasate în ţărm, în vecinătatea coastei sau în larg. O primă clasificare împarte aceste sisteme de valorificare a energiei valurilor în sisteme cu coloană oscilantă de apă, sisteme cu acumulatoare de apă şi sisteme cu plutitori antrenaţi de val (fig. 9. 5). Sistemele cu coloană oscilantă de apă constau dintr-o cameră realizată de o copertină de beton, care are planşeul peste nivelul maxim al apei. Camera are deschideri la partea inferioară, sub nivelul minim al apei, care permit intrarea valurilor în interiorul camerei. Ridicarea şi coborârea periodică a nivelului apei comprimă şi decomprimă succesiv volumul de aer din interiorul camerei. O turbină de aer, situată pe o conductă de ieşire din cameră, este pusă în mişcare de aerul expulzat din, sau aspirat în cameră. Axial cu turbina este generatorul, care transformă energia mecanică a turbinei în energie electrică. Densitatea şi vâscozitatea aerului sunt mult mai reduse comparativ cu cele ale apei, ceea ce face ca turbina să lucreze la turaţii mari (până la 4000 rot/min), şi ca urmare gabaritele generatoarelor sunt mai mici. Sistemele cu acumulatoare de apă sunt cele mai apropiate ca mecanism de producere a energiei electrice de centralele electrice convenţionale. Mişcarea apei din val este dirijată spre o rampă artificială, care înalţă nivelul valului, şi apoi valul este preluat prin deversare de un bazin plutitor. Returul apei din bazin spre mare, sub căderea astfel creată, pune în mişcare turbine Kaplan de joasă cădere. Plutitorii antrenaţi de val stau la baza principalelor mecanisme imaginate pentru captarea energiei valurilor. Un corp plutitor, pus în mişcare de valuri, antrenează un

Coloană oscilantă de apă Acumulatoare de apă Plutitori antrenaţi de val

Figura 9.5. Sisteme de valorificare a energiei valurilor

Page 297: Amenajari hidroenergetice

297

sistem de generare, fie direct, ca în cazul generatoarelor liniare, fie prin intermediul unor sisteme de convertire a oscilaţiilor în mişcare de rotaţie, fie prin intermediul unor articulaţii ce leagă între ele mai mulţi plutitori. Sisteme amplasate în ţărm Între sistemele amplasate în ţărm cel mai cunoscut este cel cu coloană oscilantă de apă. Pentru exemplificare, în cele ce urmează se prezintă sistemul denumit LIMPET (Land Installed Marine Power Energy Transmitter), care a funcţionat între anii 2000 şi 2007 pe coaste de vest ale Scoţiei. Sistemul de conversie a constat din două turbine de aer Wells, cu diametrul de 2,6 m, conectate fiecare cu un generator de 250 kW, puterea totală instalată fiind de 0,5 MW. Energia furnizată a fost preluată de sistemul energetic. Construcţia camerei este poziţionată cu 17 m în interiorul ţărmului şi cuprinde o coloană oscilantă de apă cu lăţimea de 21m (fig.9.6). În amplasament adâncimea apei este de 6 m. În figura 9.7 se poate urmări o fotografie cu vedere din spre ţărm a instalaţiei.

Figura 9.6. Secţiune transversală prin camera sistemului LIMPET

Figura 9.7. Vedere din spre ţărm a instalaţiei

Ridicare val

Nivel minim

Buză de intrare

Camera de aer

Copertină

Sparge val

Generator

Turbină de aer

12,5

- 7,0

Page 298: Amenajari hidroenergetice

298

Peretele copertinei şi pereul de placare a taluzului ţărmului sunt paralele, făcând un unghi de 400 cu orizontala. La intrare unghiul se modifică, pentru a reduce secţiunea la numai 4,5 m x 21 m. Buza de intrare este circulară, cu un diametru de 1,5 m, pentru a reduce pierderile prin turbulenţă. O altă dispunere a sistemului, bazată tot pe principiul coloanei oscilante de apă şi aplicată în Pico Island, din Insulele Azore, este prezentată în figura 9.8. Figura 9.8. Sistem cu coloană oscilantă de apă la Pico Island: secţiune transversală şi

fotografie din spre ţărm Sistemul cu panou oscilant, din figura 9.9, este de asemenea destinat amplasării în ţărm. O cutie din beton armat are o latură liberă către mare, Un panou batant este articulat de cutie, la partea superioară. Sub acţiunea valurilor panoul ocilează, iar mişcarea este transmisă unei pompe hidraulice care la rândul ei antrenează un generator.

Figura 9.9. Sistemul cu panou oscilant

Page 299: Amenajari hidroenergetice

299

Sisteme cu amplasare în apropierea ţărmului Dintre sistemele propuse de diferite firme, în cele ce urmează se prezintă sistemul denumit Wave Dragon, primul sistem de fructificare a energiei valurilor care a furnizat energie în reţeaua unui sistem energetic. Schema de principiu a sistemului şi o fotografie a instalaţiei în funcţiune sunt prezentate în figura 9.10.

Figura 9.10. Instalaţia Wave Dragon pentru captarea energiei valurilor Instalaţia are două rampe largi, special profilate, care înalţă local valurile şi le dirijează în rezervor. Din rezervor apa se reîntoarce în mare prin gravitaţie, printr-o turbină, care este conectată cu un generator. Construcţia este foarte simplă şi numai turbina şi generatorul au părţi în mişcare. Costurile iniţiale sunt reduse, dar costurile de exploatare, datorită locaţiei în afara ţărmului sunt mai mari. Sisteme cu amplasare în larg Un prim sistem constă în utilizarea unor plutitori tip geamandură, care se ridică şi se coboară odată cu valurile. Mişcarea crează energie mecanică, care se transformă în energie electrică. Energia electrică este transportată apoi la ţărm (fig. 9.11). O unitate plutitor-convertor, de tipul celor promovate de OPT (Ocean Power Technologies), are o putere de 40kW. Diametrul geamandurii este de 4 m, înălţimea de 16 m, din care cca 4 m peste nivelul mării. Partea fixă este realizată sub forma unui trepied aşezat pe fundul oceanului. Sistemul este amplasat la 2...8 km de ţărm, la adâncimi de 40...60 m. Pentru utilizare industrială, la Reedsport, Oregon (SUA) este prevăzută o grupare de geamanduri cu o putere instalată de 10 MW, care va ocupa 12,5 ha din suprafaţa oceanului.

Page 300: Amenajari hidroenergetice

300

Figura 9.11. Sistemul cu geamandură

Un al doilea sistem se bazează tot pe oscilaţia unui plutitor antrenat de valuri, dar de această dată sistemul este imers. Un corp cilindric plutitor este ancorat de fund. Un al doilea cilindru, care este pus în oscilaţie de valuri, este susţinut de aerul captiv între cilindrul inferior şi cel superior (fig. 9.12). Energia mecanică de oscilaţie în plan vertical a cilindrului superior este transformată în energie electrică prin intermediul unui generator liniar. Statorul este fixat de cilindrul inferior, în timp ce miezul, care este un magnent permanent, este fixat de plutitorul oscilant. Variaţia fluxului magnetic produce, în acord cu legea lui Faraday, o tensiune electromotoare e(t).

Convertor

Geamandură

Cilindru fix

Cilindru oscilant

Fundul mării

Propagarea valurilor

Ax legat de plutitor

Magnet permanent

e(t)Înfăşurare

Figura 9.12. Obţinerea de energie electrică prin variaţia fluxului magnetic dată de deplasarea de translaţie a miezului magnetic antrenat de valuri

Page 301: Amenajari hidroenergetice

301

Sistemul prezentat este cunoscut sub denumirea Archimedes Wave Swing. Este socotit un sistem eficient, pentru că aria ocupată este relativ redusă în raport cu energia produsă. De asemenea, capacitatea de a supravieţui furtunilor este mai mare comparativ cu a altor sisteme. Nu există în prezent instalaţii industriale bazate pe acest mecanism de conversie, dar se aşteaptă ca la finalul anului 2010 să fie instalate astfel de sisteme în Scoţia, Portugalia şi Spania. Un al treilea sistem propus foloseşte principiul panourilor batante, antrenate de val (fig. 9.13). Un panou carcasat, articulat de o fundaţie de beton pe fundul mării, transmite mişcarea de dute-vino unui piston. Pistonul comprimă uleiul din cilindru care la rândul lui antrenează un generator.

Figura 9.13. Sistemul cu carcase batante ancorate de fund

Sistemul cu panouri batante este interesant, pentru că în adâncime mişcarea indusă de valuri este mai continuă comparativ cu mişcarea valurilor la suprafaţă. Proiectele prevăd o putere unitară pe panou de 15 kW. Ultimul sistem prezentat în acest paragraf este sistemul cu cilindru plutitor, denumit şi cilindru Bristol (fig. 9.14).

articulaţie

Panou batant

Nivelul mării

Valuri

Generatorelectric

Convertor al mişcării

Cilindruplutitor

Figura 9.14. Sistemul cu cilindru Bristol

Page 302: Amenajari hidroenergetice

302

Cilindrul plutitor este conectat mecanic de convertor printr-un sistem de bare şi articulaţii. Mişcarea oscilatorie a cilindrului antrenat de valuri este transmisă prin sistemul de bare care transformă această mişcare într-una de rotaţie. Un generator cu viteză mică de rotaţie este conectat cu convertorul de mişcare. La fel ca în cazul altor sisteme, o instalaţie industrială necersită formarea unui parc de asemenea dispozitive. 9.2.3. Convertorul Pelamis Sistemul Pelamis, denumit şi convertorul de energie a valurilor Pelamis, este bazat pe un concept revoluţionar, fiind primul sistem de colectare a energiei valurilor de larg cu aplicaţii industriale. Sunt şase cilindri articulaţi, cu diametrul de 3,5 m, dintre care trei sunt flotori cu lungimea de 30 m fiecare şi trei, cu lungimea de 5 m, conţin sistemul de convesie şi sunt denumiţi moduli de putere (fig. 9.15).

Figura 9.15. Schema sistemului Pelamis Structura este semi-submersă. Sub acţiunea valurilor elementele articulate au mişcări sus-jos şi dreapta-stânga, la fel ca un şarpe de mare. De aici vine şi denumirea de Pelamis, care în limba greacă înseamnă şarpe. Mişcarea din articulaţii este transmisă unor cilindri hidraulici, care pompează ulei la presiune foarte mare către motoarele hidraulice. Motoarele hidraulice pun în mişcare generatorul electric. Energia produsă de fiecare dintre modulele de putere este trimisă prin acelaşi cablu către o conexiune pozată pe fundul mării. Elementele cuprinse în modulul de putere sunt prezentate în figura 9.16.

Rost articulat cu axa verticală Cilindru hidraulic Acumulator de mare presiune Set motor-generator Amplificator Rezervor Rost articulat cu axa orizontală

Figura 9.16. Modulul de putere al convertorului Pelamis

Page 303: Amenajari hidroenergetice

303

În figura 9.17 se poate urmări modul de lucru al sistemului şi principiul de conversie a oscilaţiilor din val în energie de presiune şi apoi în energie electrică.

Figura 9.17. Conversia oscilaţiilor din val în energie electrică

Modulul de putere al convertorului Pelamis P-750 are o putere instalată de 250 kW, iar o unitate are puterea de 750 kW. Convertoarele Pelamis sunt amplasate în zone litorale la cca 5... 10 km de ţărm, la adâncimi de 50... 70 m. Un sistem special de configurare şi cuplare a rosturilor permite obţinerea unui răspuns rezonant, ceea ce face ca sistemul să poată capta şi energia valurilor mici, de apă liniştită. Presiunea de lucru la pistoanele captatoare este în domeniul 100... 350 bari, fiind conectate cu două motoare cu generatoare de 125 kW, cu o turaţie de 1500 rot/min. Un transformator trifazic de 10kV este plasat în flotor, de la care pleacă cablul electric. Cablurile tuturor modulelor sunt conectate la un cablu principal submarin, care transportă energia la mal. În figura 9.18 este prezentată fotografia unei unităţi Pelamis şi a câmpului de unităţi Pelamis care produc energie pe coasta de nord a Portugaliei, la Aguçadora Wave Park, la cca 5 km de ţărm. Fermă de unităţi Pelamis din Portugalia cuprinde trei unităţi, cu o putere de 2,25 MW. În Scoţia, pe coasta de nord, la Orkneys, este o grupare de 4 unităţi cu puterea de 3 MW. Pe coasta de nord a Angliei este în curs de realizare o fermă de unităţi Pelamis cu puterea de 20 MW. O singură unitate Pelamis amplasată într-o zonă a mării cu puterea specifică medie, pe unitatea de lungime, de 55 kW/m produce într-un an 2,2 x 106 kWh.

Direcţia valurilor

ancorare Cablu electric

Page 304: Amenajari hidroenergetice

304

a mooring system, comprising of a combination of floats aa mooring system, comprising of a combination of floats and weights which prevent the mooring cables becoming taut. It maintains enough restraint to keep the Pelamis positioned but allows the machine to swing head on to oncoming waves. Reference is achieved by spanning successive wave crests. The Pelamis is designed to be moored in waters approximately 50-70m in depth (typically 5-10km from the shore) where the high energy levels found in deep swell waves can be accessed. The design of the Pelamis has been independently verified by WS Atkins according to (DNV) offshore codes and standards. nd weights which prevent the mooring cables becoming taut. It maintains enough restraint to keep the Pelamis positioned but allows the machine to swing head on to oncoming waves. Reference is achieved by spanning successive wave crests. The Pelamis is designed to be moored in waters approximately 50-70m in depth (typically 5-10km from the shore) where the high energy levels found in deep swell waves can be accessed. The design of the Pelamis has been independently verified by WS Atkins according to (DNV) offshore codes and standards.

Figura 9.18. Fermă de unităţi Pelamis şi vedere frontală a unei unităţi

Factorul de încărcare rezultă din raportul dintre energia efectiv produsă şi energia care ar putea fi livrată dacă sistemul ar lucra continuu la puterea instalată:

34,024365750

102,2 6==

orexzilexkWkWhxα ,

Rezultă un factor de încărcare semnificativ mai mare decât valorile curente ale sistemelor de convesie a energiei valurilor, care sunt de cca 0,25. În plus, sistemul este fiabil, uşor de amplasat şi are impact redus asupra mediului. Sistemul de captare a energiei valurilor de pe litoralul românesc al Mării Negre. Potenţialul energetic al valurilor de pe întreaga coastă a litoralului românesc este estimat optimist la 2 TWh/an, cu randamente de valorificare de cca 25%. Cifra brută este comparabilă cu aceea a MHC –urilor, dar valorificarea acestei resurse este posibilă numai pe zone limitate, asociată cu apărări costiere. Potenţialul specific pe metru frontal de val la Marea Neagră este de cca 5 kW/ m val, de cca 10 ori mai mic decât cel din oceanul Atlantic. În România au fost studiate pe modele de laborator următoarele soluţii: plutitorul cu generator liniar extern (1974); elicea unisens (1980); turbina cu rotor orizontal în carcasă (1984-1985); plutitorul cu generator rotativ (1984-1985). În natură au fost

Page 305: Amenajari hidroenergetice

305

experimentate doar două dintre ele: elicea unisens şi turbina cu rotor orizontal în carcasă. Numeroasele încercări au arătat în cele din urmă că echipamentul de captare a energiei valurilor care corespunde cel mai bine valurilor neregulate, ca cele din Marea Neagră, este captatorul cu plutitor şi generator rotativ cunoscut şi sub numele de captatorul plutitor captiv, ale cărui componente principale sunt prezentate în figura 9.A.1.

Figura 9.A.1. Alcătuirea captatorului plutitor captiv

Soluţia constă în ridicarea de către val a unui flotor care, ajuns în punctul superior al cursei, rămâne “sechestrat” de un mecanism de sens unic care nu-i mai permite să coboare odată cu valul. Dezgolit parţial sau total de apă, flotorul, sub greutatea proprie, acţionează un volant, care atunci când ajunge la turaţia de serviciu, printr-un cuplaj hidraulic antrenează un al doilea volant care prin intermediul unui cuplaj elastic acţionează generatorul electric. Forme simplificate ale acestui procedeu de captare pot elimina unele organe cum sunt cuplajul hidraulic şi al doilea volant. Cuplajul hidraulic serveşte la demararea generatorului electric, deoarece la turaţii scăzute cuplajul nu transmite moment. De asemenea, acest cuplaj hidraulic serveşte şi ca dispozitiv de protecţie a instalaţiei, deoarece limitează cuplul rezistent maxim. Prin ridicarea şi coborârea plutitorului sub acţiunea valurilor, sistemul de pârghii transmite impulsuri volantului, care înmagazinează plusul de lucru mecanic din timpul activ (când coboară) şi pe care-l restituie în pauzele fiecărui ciclu de val, uniformizând astfel mişcarea. Maşina funcţionează ciclic, în 4 timpi, datorită valului care face parte din categoria mişcărilor hidraulice ondulatorii cu perioade relativ scurte, de ordinul secundelor:

Page 306: Amenajari hidroenergetice

306

Timpul 1 – începe când flotorul se află în punctul cel mai de sus al cursei, iar apa se retrage de pe flotor, favorizând coborârea lui în sarcină; Timpul 2 – flotorul continuă să coboare în sarcină, complet dezgolit de apă; Timpul 3 – apa începe să urce pe flotor, dar acesta continuă să coboare în sarcină până se ajunge la echilibru; Timpul 4 – timpul „mort” când valul urcă liber flotorul.

Figura 9.A.2. Componentele maşinii

Rezultă deci că flotorul acestei maşini de valuri, este reţinut în punctul cel mai de sus al cursei de un cuplaj de sens unic, care-l obligă să coboare numai în sarcină, adică producând lucru mecanic util. Cei doi volanţi cu care este utilată maşina acţionează ca acumulatori de energie şi regulatori ai mişcării de rotaţie. Aceasta face ca maşina să pornească în gol, fiind iniţial antrenat doar primul volant. Când acesta ajunge la turaţia de serviciu şi este capabil să depăşească rezistenţa opusă de restul maşinii, cuplajul hidraulic acţionează automat punând în mişcare cel de al doilea volant şi odată cu el cuplajul elastic, prin intermediul căruia mişcarea se transmite generatorului de curent electric. Pentru flotor se preferă forma de cilindru circular drept, dar indiferent de forma geometrică adoptată, se impune definirea poziţiei superioare (punctului), până la care se urcă apa ca pentru o fracţiune de timp să se realizează echilibrul forţelor în poziţia cea mai de jos a cursei. Variaţia poziţiei acestui punct în timp şi a celui de pe suprafaţa liberă a apei cu care intră periodic în coincidenţă, stau la baza dimensionării flotorului. Rezumând, captatorul plutitor captiv reprezintă o maşină pentru fructificarea energiei valurilor care transformă mişcarea predominant verticală a suprafeţei apei în mişcare de rotaţie, cu ajutorul unui flotor. Remarcabil pentru acest dispozitiv este randamentul foarte bun al transformării energetice.

Cuplaj de sens unic

Multiplicator de turaţie

Volant 1 Volant 2

Cuplaj elestic

Generator

Cuplaj hidraulic

Page 307: Amenajari hidroenergetice

307

9.2.4. Impactul asupra mediului Energia valurilor este direct legată de coastele marine. Locaţiile cele mai favorabile sunt situate în zone sălbatice, slab populate. Dezvoltarea unei surse de energie în imediata vecinătate a unor asemenea zone poate schimba tendinţa de dezvoltare regională, schimbând densitatea de locuire şi afectând indirect ecosistemele existente. În ansamblu, impactul social favorabil, prin renaşterea economică a zonei de litoral, este de natură să compenseze unele schimbări în ecosisteme. Faţă de majoritatea tehnologiilor de producere a energiei, captatorii de energie a valurilor au un impact redus asupra mediului. Prin locul şi modul de amplasare aceste instalaţii au un impact vizual minim. Instlaţiile din larg, de tip plutitori, interferă foarte puţin cu flora şi fauna marină. Toate tipurile de instalaţii de captare nu lasă efecte remanente în zonele în care au fost instalate. Date certe s-au obţinut numai de la instalaţiile care sunt în fază industrială şi mai puţin de la prototipuri. Sunt unele impacturi deranjante, cum ar fi zgomotul turbinei cu aer de la instalaţiile montate în ţărm. Sunt interferenţe cu marea liberă pentru navigaţie, dar minore şi imediat rezolvabile prin balizare. Un efect benefic pentru eroziunea costieră se aşteaptă de la sistemele de captare a energiei valurilor. Promovarera lor în zone cu eroziune puternică a plajelor poate diminua substanţial procesul erozional şi astfel se atenuează impactul negativ asupra turismului local. 9.3. HIDROENERGIE DIN MAREE 9.3.1. Soluţii de recuperare a energiei asociate mareelor Aşa cum s-a arătat, forţele de atracţie exercitate de lună asupra oceanului planetar produc ridicări periodice ale nivelului apei şi curenţi mareici generaţi de aceste variaţii de nivel. Ca urmare, energia asociată mareelor are atât o componentă cinetică, corespunzătoare mişcării apei din curenţii mareici, cât şi o componentă potenţială, corespunzătoare ridicării nivelului apei faţă de un nivel de referinţă. Soluţiile de preluare a energiei mareelor în vederea producerii de energie electrică se diferenţiază în funcţie de categoria de energie căreia i se adresează. Componenta cinetică este recuperată prin elice puse în mişcare de curenţii mareici, similare cu elicele din instalaţiile eoliene care sunt puse în mişcare de vânt. Soluţiile sunt denumite de tip curent mareic. Aceste soluţii sunt considerate în prezent ca fiind cele mai promiţătoare, datorită costului relativ redus şi a impactului moderat asupra mediului marin. Componenta potenţială este recuperată creând prin barare o cădere între nivelul maxim al apei la flux şi nivelul minim al apei la reflux. Generarea de energie electrică se obţine pe seama deplasării prin turbine a unei mase de apă pe diferenţa de nivel obţinută prin barare. Soluţiile sunt denumite de tip barare, deşi mai degrabă sunt cunoscute ca centrale hidroelectrice mareo-motrice.

Page 308: Amenajari hidroenergetice

308

9.3.2. Elice în curenţi mareici Soluţia este similară cu aceea utilizată la elicele eoliene. Din punct de vedere energetic, deosebirea semnificativă provine din diferenţa de densitate a mediului care pune în mişcare elicea. Energia cinetică a masei fluidului în mişcare este direct proporţională cu densitatea acestuia. Apa de mare are o densitatede 832 de ori mai mare decât a aerului, ceea ce face ca o elice submersă să producă energie şi la vitezele mai mici ale curenţilor mareici. În figura 9.19 se prezintă alcătuirea elicelor pentru curenţi marini. În principiu sunt două variante, elice cu ax orizontal şi elice cu ax vertical. Soluţiile cu ax orizontal sunt cele curent folosite. Soluţia cu ax vertical din figura 9.19 dreapta, este un prototip eficient care utilizează elice cu pale helicoidale, cu profil similar cu cele de avion. Palelele asigură prin inerţie o viteză de rotaţie mai mare decât viteza curentului. Axul este perpendicular pe curent, iar datorită simetriei axiale elicea are acelaşi sens de rotaţie indiferent de direcţia curentului, la flux şi la reflux.

Figura 9.19. Elice pentru curenţi mareici La fel ca în cazul fermelor eoliene, alegerea amplasamentului elicelor mareice se face în locaţii cu viteze mari ale curentului, amplificate datorită configuraţiilor de relief. Sunt de preferat intrările în golfuri, zonele vecine unor promontorii stâncoase, strâmtorile etc. Variantele de amplasare a elicelor în curent şi modul de ancorare de fundul mării sunt foarte diferite. Soluţiile curente folosesc fie stâlp de susţinere ancorat / încastrat pe fundul mării, fie prindere de flotori. Mai eficientă este elicea dublă pe pilon unic. În figura 9.20 este prezentată o posibilă fermă cu elice duble, cu puterea unitară pe pilon de 1 MW. Prototipul a fost testat în anul 2003.

Elice cu ax Elice cu ax orizontal vertical

Page 309: Amenajari hidroenergetice

309

Figura 9.20. Fermă de elice mareice cu elice duble

O elice ataşată de flotori şi ancorată de fund a fost propusă de NEL (National Engineering Laboratory) din Marea Britanie (fig. 9. 21). Prototipul aflat în testări are o elice cu un diametru de 4 m şi poate fi antrenat de un curent de 2 m/s. Varianta industrială va avea un grup de 1 MW.

Figura 9.21. Grup elice - generator suspendat de un plutitor ancorat

Un progres semnificativ l-au adus elicele în tub Venturi. Apărătoarea în formă de confuzor – difuzor realizată în jurul elicei crează un curent prefernţial, potenţat de presiunea redusă (depresionarea) creată în aval de elice. Energia produsă de o elice poziţionată în tub Venturi este de 3 ... 4 ori mai mare decât energia produsă de aceeaşi

Page 310: Amenajari hidroenergetice

310

elice în câmp liber. Eficienţă sporită se poate obţine dacă sistemul, prin forma tubului şi prin sistemul constructiv, permite ca elicea să producă energie pe ambele sensuri de mişcare. Tubul Venturi produce creşterea vitezei apei care pune în mişcare turbina. Puterea recuperată de o elice este proporţională cu cubul vitezei curentului. Expresia puterii este: P = 0,5 x Cp x ρ x A x v3 (Watt) (9. 4) unde: Cp este randamentul (coeficientul de eficienţă) al turbinei; ρ - densitatea apei de mare (1025 kg/m3); A - aria aferentă (ampriza) elicei în mişcare; v - viteza curentului (m/s). Prin efectul de sucţiune aval de elice, creşterea vitezei curentului duce la creşterea puterii recuperate de elice şi permite reducerea diametrului elicei. În figura 9.22 este prezentat un prototip al celei mai mari elice în tub Venturi dezvoltată de compania britanică Lunar Energy şi firma coreană Midland Power. Caracteristicile tehnice sunt rezumate în caseta din figură.

Figura 9.22. Prototipul unei elice în tub Venturi de 1MW Cele două firme au convenit construcţia unei ferme gigant, de 300 de unităţi, în Corea de Sud, pe coasta Wando Hoenggan Water Way. Puterea totală va fi de 300 MW, anul intrării în funcţiune fiind 2015. O imagine a viitoarei ferme este redată în figura 9.23. Avantajul major al elicelor în tub Venturi este dat de faptul că acestea operează şi în zone cu adâncimi mai mici şi viteze reduse ale curentului, având diametrul elicei mult mai mic. Fronturi de elice în tub Venturi amplasate în apropierea ţărmului pot fi conectate cu reţeaua de transport a sistemului energetic.

Putere 1 MW Diametrul tubului 15 m lungimea tubului 1 9,2 m Diametrul elicei 11,5 m

i

Page 311: Amenajari hidroenergetice

311

GolfCentrala mareo-motrice

Baraj stăvilar

Figura 9.23. Imaginea viitoarei ferme de elice mareice din Wando Hoenggan

Sunt şi alte avantaje ale soluţiei cu elice în tub Venturi. Fiind protejată de apărătoare, elicea este mai puţin expusă deteriorării mecanice, în special pe timp de furtună. Fixarea de scoici sau alte organisme marine pe pale şi pe butucul elicei este mult mai puţin probabilă, datorită vitezelor mai mari din tub. Dezavantajul soluţiei este dat de faptul că orientarea tubului Venturi este fixă şi deci elicea valorifică cu randament bun numai un curent unidirecţional. De asemenea, dispozitivul nu se poate roti cu 1800 pentru ca elicea să preia frontal curentul atât la flux cât şi la reflux, aşa cum se întâmplă cu elicele libere în curent. 9.3.3. Centrale mareo-motrice Centralele mareo-motrice reprezintă soluţia cea mai veche de recuperare a energiei mareelor. În amplasamentele în care diferenţa de nivel între flux şi reflux este mare, se închide un golf sau un estuar prin construcţia unui baraj (fig. 9.24). Se formează un spaţiu închis în care nivelul apei este controlat de baraj. Barajul are o zonă echipată cu stavile. Tot în frontul barat se află o centrală hidroelectrică de tip convenţional, echipată cu turbine şi generatori.

Figura 9.24. Schema unei uzine mareomotrice cu barare

Page 312: Amenajari hidroenergetice

312

Sistemul clasic de operare este cu generare de energie la reflux. Golful sau estuarul barat sunt umplute cu apă la flux, apa intrând prin câmpurile deversante ale barajului care are stavilele deschise. Accesul apei prin turbine este oprit. Când nivelul apei mării coboară la reflux, apa este descărcată din golf spre larg prin turbinare, fructificându-se diferenţa de nivel creată.. La egalarea nivelurilor stavilele barajului se deschid din nou, pentru a permite reumplerea golfului sau a estuarului la fluxul care urmează. Valorificarea maximă a energiei mareei se obţine dacă turbinarea se face la diferenţa maximă de nivel dintre golful barat şi mare. Debitul instalat în turbine trebuie să fie foarte mare, pentru a goli rapid bazinul, până nu se reduce prea mult căderea prin ridicarea nivelului din larg, ca urmare a fluxului care succede. Debitarea de energie ar fi însă foarte neuniformă în timp, cu şocuri (vârfuri) care ar trebui preluate de sistem. Pentru a se elimina din acest dezavantaj se poate uniformiza debitul de energie produsă prin asocierea centralei mareo-motrice cu o uzină cu acumulare prin pompaj. În anumite proiecte se preconizează utilizarea turbinării atât la reflux, aşa cum se întâmplă în sistemul clasic de operare, dar şi la flux, când umplerea golfului barat s-ar face cu trecerea apei tot prin turbine (fig. 9.25).

Mare CHE Mareo - motrice

Golf

Flux

Golf

CHE

CHE

Mare

Mare

Reflux Golf

Figura 9.25. Centrală mareo-motrice cu turbinare atât la flux cât şi la reflux

Page 313: Amenajari hidroenergetice

313

O creştere a eficienţei amenajării mareo-motrice se poate obţine prin asocierea pompajului pentru umplerea suplimentară a bazinului creat prin barare. Dacă centrala este conectată la sistem, energia din sistem se poate utiliza pentru umplerea bazinului la un nivel mai mare decît cel dat de flux. Turbinarea se face la căderea nou creată, sporind energia produsă pe ciclu (fig.9.26).

Figura 9.26. Creşterea eficienţei energetice prin pompare

De exemplu, dacă la o centrală mareo-motrice care lucrează la o cădre dată de maree de 7 m se realizează prin pompare un nivel în bazin cu 0,5 mai mare, turbinarea volumului pompat se va face la o cădere de 7,5 m. Energia consumată prin pompare pentru ridicarea cu 0,5 m a nivelului în bazin corespunde ridicării unui volum V, pe înălţimea de pompare de 0,5 m (diferenţa de nivel dinte apa din bazin şi nivelul apei mării la flux, cînd se face pomparea). Returnarea în mare a aceluiaşi volum V se face la reflux, prin turbinare pe căderea de 7,5 m. Costul pompării pe înălţimea de 0,5 m este recuperat prin beneficiul turbinării pe căderea de 7,5 m. Schema cu lagună creată prin îndiguire este o alternativă a soluţiei cu barare, care elimină impactul negativ asupra mediului produs de închiderea unui estuar sau un golf. În principiu, prin diguri de contur se crează în larg o lagună cu două bazine, nu foarte departe de ţărm pentru a facilita transportului energiei la uscat (fig. 9.27).

Mareea Nivelul În bazin

Max Min

H – maxim la flux; L – minim la reflux

Energie produsă

consumată Pompare Turbinare Pompare Turbinare

Figura 9.27. Schema de principiu a soluţiei cu lagună şi două bazine

Page 314: Amenajari hidroenergetice

314

Între cele două bazine se amplasează clădirea centralei. Unul dintre bazine se umple la flux iar celălalt bazin se goleşte la reflux. Între bazine se formează astfel căderea hidraulică sub care se turbinează apa care trece dintr-un bazin în celălalt. Schema prezintă avantaje funcţionale, dat fiind faptul că programul de turbinare poate fi disociat de fazele de flux şi reflux. Sunt de asemenea eliminate multe dintre impacturile negative asupra mediului. Soluţia este însă cu mult mai scumpă datorită costurilor mari ale digurilor de contur ale lagunei. O compararaţie dintre soluţia cu barare şi soluţia cu lagună creată prin diguri de contur este prezentată în caseta de la finalul paragrafului, pentru amplasamentul din estuarul Severn din Marea Britanie. Dezavantajul, din punct de vedere energetic, al tuturor schemelor mareo-motrice este dat de faptul că sunt surse de energie cu producere intermitentă. Din cele 24 de ore ale zilei aceste centrale produc energie numai 6 ... 12 ore. Ciclul mareelor este dat de perioada de rotaţie a Lunii, de 24,8 ore, diferită de aceea a Pământului, de 24 ore. Variaţia zilnică a sarcinii din sistemul energetic se produce în intervalul celor 24 de ore, iar perioadele de producere a energiei din centrala mareo-motrice sunt definite în intervalul de 24,8 ore, ceea ce conduce la defazaje faţă de ciclul de variaţie al sarcinii sistemului. La nivelul anului 2008, în lume erau în exploatare numai două centrale mareo-motrice cu puteri industriale semnificative. Una este centrala de la Rance, din Franţa, construită prin bararea golfului cu acelaşi nume. Centrala are o putere de 240 MW şi este în funcţiune din 1966. Cea de a doua este situată în Canada, la Annapolis Royal, realizată prin bararea golfului Fundy. Puterea instalată este de 16 MW. Mareele din golful Fundy sunt unele dintre cele mai mari de pe glob, având o amplitudine între 16 şi 17 m. Centrale de mică putere, cu caracter de prototip, mai sunt în Rusia, în golful Kislaya, la Marea Albă (0,4 MW, cu o maree de 2,4 m) şi în China, la Jiangxia (3,2 MW, cu o maree de 7,1 m). În figura 9.28 se prezintă o vedere aeriană, iar în figura 9.29 o secţiune transversală caracteristică prin centrala mareo-motrice La Rance. Centrala este echipată cu grupuri Bulb reversibile, ceea ce permite operarea atât la flux cât şi la reflux. Producţia anuală este de 600 GWh/an, cu o putere medie de 68 MW.

Figura 9.28. Vedere aeriană a centralei mareo-motrice La Rance

Golf

Mare liberă

Mare liberă

Golf

Page 315: Amenajari hidroenergetice

315

Figura 9.29. Secţiune transversală prin clădirea centralei La Rance Studiu de caz: Estuarul Severn Estuarul Severn, din Marea Britanie, este o arie protejată. Cu o suprafaţă de cca 500 km2 acesta asigură hrană păsărilor migratoare, fiind situat pe una dintre rutele majore de migraţie. Ecosistemul propiu este de asemenea extrem de bogat. Din punctul de vedere al resursei energetice, amplitudinea mareei din estuarul Severn este de cca 13 m, fiind a doua din lume. Valorificarea acestei resurse prin producere de energie electrică a făcut obiectul unor proiecte de barare a estuarului încă din anii ’80 (fig. 9.A.3). La vremea respectivă cerinţa pentru energie curată şi regenerabilă nu era încă stringentă, iar restricţiile de mediu au făcut ca schema de amenajare să fie considerată neatractivă, în pofida faptului că putea asigura 7% din energia consumată de Anglia şi Ţara Galilor la un loc.

Figura 9.A.3. Soluţia de barare a estuarului Severn În anul 2004 s-a reluat proiectul de fructificare energetică a resursei deosebite pe care o posedă estuarul Severn. S-a propus ca soluţie alternativă, cu mult mai puţin impact negativ asupra mediului, soluţia cu o lagună de formă ovală, impărţită în două sau trei

52,24

34,20

Barare

Page 316: Amenajari hidroenergetice

316

bazine. Laguna urmează să fie construită în exteriorul estuarului, într-o zonă cu adâncimi reduse. Constructiv, digurile de contur ale lagunei şi digurile de compartimentare sunt similare cu digurile marine de larg. Apa adusă la flux este stocată în lagună şi returnată în mare prin turbine amplasate în centrale incluse în digurile de contur. Pentru selecţia variantei optime s-au comparat soluţia cu barare cu soluţia cu lagună, ambele soluţii fiind aduse la parametri energetici comparabili. Comparaţia s-a făcut având drept criterii costul investiţiei, energia livrată, efectele asupra mediului, tehnologia de execuţie şi consideraţii complementare. Barajul ar avea o lungime de cca 16 km, închizând o arie de cca 470 km2. Centrala mareo-motrice, care face parte din frontul barat, ar avea o putere de 8600 MW. Energia produsă ar atinge 17...18 TWh/an. Energetioc, amenajarea ar echivala cu 2... 3 centrale nucleare. În corpul barajului este prevăzută şi o ecluză, pentru a permite accesul navelor în portul Bristol. Ciclurile de funcţionare a centralei asociate barajului sunt redate în figura 9.A.4. Este preconizată creşterea eficienţei prin pompare, după conceptul prezentat mai înainte.

Figura 9.A.4. Ciclurile de umplere-pompare-turbinare în cazul soluţiei cu barare

Laguna creată prin diguri de contur ar urma să ocupe o suprafaţă de cca 300 km2. Amplasamentul ar urma să fie la cca 1,5 km de ţărm. Înălţimea digului de contur al lagunei este stabilită astfel ca la nivelul maxim de la flux coronamentul să fie la limită imersat. Pantele paramentelor digului de contur sunt de 1:2. Alcătuirea constructivă corespunde digurilor de larg de la amenajările costiere ale zonei. Digurile de compartimentare sunt mai suple, în concordanţă cu încărcările mult mai mici. Puterea instalată ar fi de 4500 MW, cu o putere medie anuală de 2750 MW şi cu o producţie de 24 TWh/an . Ciclul de operare al soluţiei cu lagună este prezentat în figura 9.A.5.

umplere pompare reţinere turbinare reţinere

Timpul (ore)

N

ivel

ul a

pei

Nivelul în bazin

Nivelul mării

Page 317: Amenajari hidroenergetice

317

Figura 9.A.5. Ciclul de operare al soluţiei cu lagună Comparaţia variantelor indică soluţia cu lagună ca fiind net favorabilă. Caracteristicile variantelor sunt rezumate în tabelul 9.A.1. Soluţia cu lagună afectează o arie mai restrânsă, impactul asupra mediului este considerabil mai mic şi este mai eficientă economic. Producţia de energie raportată la aria ocupată este de 2 ori mai mare în cazul soluţiei cu lagună. Tabelul 9.A.1

Tabelul comparativ al variantelor Soluţia cu baraj Soluţia cu lagună

Energie produsă 17-19 TWh/an 24 TWh/an Puterea medie 1.95 -2.17 GW 2.75 GW Puterea instalată 8.64 GW 4.50 GW Factorul de încărcare 26% 61% Suprafaţa ocupată 473 km2 294 km2 Lungimea barării 15,6 km 152 km Cantitate de anrocamente 13 mil. tone 200 mil. tone Durata de exploatare Min 120 ani Min 120 ani Costul de producţie 7,7 Eurocent /kWh 2,8 … 3 Eurocent/ kWh

Eficienţa energetică a soluţiei cu lagună provine şi din faptul că acomodează două turbinări pe ciclu. Factorul de încărcare este de asemenea foarte favorabil, de 61%, mult superior factorilor de încărcare de la elicele din curenţi mareici, de 33% şi ai fermelor eoliene, de 30%. Comparaţia variantelor a mai inclus aspecte legate de transport (barajul afectează navigaţia liberă, dar crează o legătură între malurile estuarului), aspecte legate de execuţie (dificultatea de procurare şi transport a 91 mil. m3 de piatră şi balast pentru digul de contur al lagunei) şi aspecte privind dezvoltarea regională (surplusul de energie într-o zonă ce va intra curând în dificultate ca urmare a încheierii perioadei de exploatare a trei centrale nucleare).

Flux. Laguna plină Reflux. Se crează cădere TURBINARE Reflux. Laguna goală Flux. Se crează cădere TURBINARE Flux. Lagună plină

H

H

Page 318: Amenajari hidroenergetice

318

9.3.4. Impactul asupra mediului În raport cu alte surse de energie, bazate pe arderea combustibililor, energia mareelor este net favorabilă, deoarece este regenerabilă, nu consumă combustibili, nu produce emisii, nu produce deşeuri. Singurul impact negativ se produce asupra ecosistemelor marine. Elicele în curenţi mareici pot răni peştii şi mamiferele din zonele de operare. Preluând diferenţiat o parte din energia curenţilor pot modifica evoluţia ţărmului şi habitatul costier. Pentru a evita fixarea de alge şi nevertebrate de elementele instalaţiei energetice sunt utilizate materiale care pot fi toxice mediului. Efectele sunt însă reduse şi în parte se pot evita. Dirijarea acustică a peştilor şi mamiferelor poate evita contactul cu elicea. Bilanţul energetic al ţărmului depinde relativ puţin de energia curenţilor de flux şi reflux. Sistemele cu barare produc un impact semnificativ mai mare. Bararea afectează circulaţia peştilor între zona barată şi mare. Peştii pot circula liber prin deschiderile barajului când stavilele sunt deschise, dar la turbinare sunt atraşi de curentul spre turbine şi sunt răniţi când încearcă să înnoate prin acestea. Turbiditatea din zona barată scade în timp, şi ca urmare razele soarelui penetrează până la adâncimi mai mari. Fitoplanctonul se dezvoltă dezechilibrat şi apoi întreg lanţul trofic. Bilanţul sedimentelor este de asemenea afectat, în special dacă este vorba de bararea estuarelor unde intervine şi debitul râului. Cea mai mare parte dintre efectele negative sunt însă eliminate dacă soluţia cu barare este înlocuită de soluţia cu lagună, creată în largul ţărmului prin diguri de contur. BIBLIOGRAFIE Crumpton, N. (2004 ). A Severn barrage or tidal lagoons? A comparison .Friens of the Earth Cymru. EPRI. (2007). Primer: Power from Ocean Waves and Tides. www.epri.com. Gorlov, A. M. (2001). Tidal Energy. Northeastern University, Boston, Academic Press. Iulian, C. (2003). Marine hydraulics. Aquaproiect, Bucharest. Iulian, C. (2005). Combaterea eroziunii marine. Fundaţia pentru Reconstrucţie Ecologică şi Dezvoltare Durabilă, FREDD. Iulian, C. şi alţii. (2005). Construcţie hidrotehnică uşoară pentru protejarea şi refacerea plajelor marine. Brevet de invenţie RO 120279 B1. Jennings, Ph. (2004). Fact Sheet 10: Tidal Energy. Ausralian Institute of Energy. Murdoch University. Lemperière, F. (2007). World potential for tidal power and offshore energy storage. Hydrocoop France.

Page 319: Amenajari hidroenergetice

319

PowerPedia (2008). Tidal Power. PESWiki Queen’s University of Belfast (2002). Islay Limpet Wave Power Plant. JOR3-CT98-0312 Report. Rodrigues, L. (2008). Wave power conversion systems for electrical energy production. Nova University of Lisbon. Temeev, A., A., Victor, P., Belokopitov, V.,P., Sergey, A., Temeev, S., P. (2004). Floating wave energy converter and electrolytic hydrogen producer integrated system. World Renewable Energy Congress VIII. Denver, Colorado, USA. Thorpe, T. (2003). A Brief Overview of Wave & Tidal Energy. PPT presentation. Weilepp, J. (2007). Progress on wave power at Voith Siemens Hydro Power Generation. Voith Siemens Hydro. Wikipedia. (2007). Tidal stream generators. www.wikipedia.com. www. pelamiswave.com. (2008). Pelamis wave power. Patents US6476511, AU754950ZA 2001, 2008.