HIDROEOL_e2

5/5/2018 HIDROEOL_e2 - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/hidroeole2 1/136

Structura energetica hibrida hidro-eoliana. Modelare şi tunning pe staţie pilot

HIDROEOL

RST

________________________________________________________________________ 1/136Etapa 2. Proiectare model sistem energetic hibridTermen: 30.10.2008

RAPORT ŞTIINŢIFIC TEHNIC

ETAPA 2 : Proiectare model sistem energetic hibrid

Activitati:

Activitate II.1 - IPA - Stabilirea arhitecturii generice a modelului matematicActivitate II.2 - IPA - Elaborarea propriu-zisă a componentelor modeluluiActivitate II.3 - IPA - Elaborarea proiectului SCADA

Activitate II.4 - UTCN - Elaborarea proiectului sub-sistemului hidro, conform cerinţelor desecuritateActivitate II.5 - UTBv - Elaborarea proiectului sub-sistemului eolian




HIDROEOL

RST


CUPRINS pagina

1. BAZA LUCR ĂRII 51.1 Baza juridică 51.2 Baza tehnică 5

2. STANDARDE ŞI NORME NAŢIONALE ŞI INTERNAŢIONALE DE

REFERINŢĂ 62.1. Standarde naţionale şi internaţionale de referinţă 62.2. Norme naţionale şi internaţionale de referinţă 6

3. REDEFINIREA SCOPURILOR 73.1. Concluziile etapei anterioare 83.2. Redefinirea scopurilor 8

3.2.1. Privire generală a sistemului energetic românesc 83.2.2. Energia eoliană 103.2.3. Rigiditatea unui sistem energetic 113.2.4. Energia eoliană care poate fi adăugată sistemului energetic 12

3.2.5. Probleme juridice care se întrevăd 143.2.6. Concluzii la redefinirea scopurilor 15

3.3. Soluţia – sistemele hibride 153.3.1. Sisteme hidro-eoliene mari 153.3.2. Balanţa energetică şi beneficii 163.3.3. Concluzii la Sistemele Hibride 18

4. STABILIREA ARHITECTURII GENERICE A STATIEI PILOT şi AMODELULUI MATEMATIC 204.1. Resursele de vânt 204.2. Staţia de vânt HIDROEOL 22

4.2.1. Staţia pentru măsurarea potenţialului eolian 234.2.2. Aplicaţia soft a staţiei de vânt Hidroeol 264.2.3. Credibilitatea datelor noastre 334.2.4. Problema înălţimii de măsurare şi a profilului potenţialului eolian peverticala unei locatii 36

4.3. Arhitectura ansamblului hidro-eolian 39

5. ELABORAREA PROPRIU-ZISĂ A MODELULUI 425.1. Proiectarea ansamblului hidro-eolian 43

5.1.1.Turbina şi generatorul eolian 445.1.2. Tipuri de generatoare 45

5.1.3. Alegerea ansamblului turbină – generator 475.1.4. Pompa hidraulică 505.1.5. Concluzie importantă privind alegerea turbinei 51




HIDROEOL

RST


6. ELABORAREA PROIECTULUI SISTEMULUI SCADA 526.1. Arhitectura sistemului scada 52

6.1.1. Scopul sistemului de urmărire şi control 526.1.2. Funcţiile sistemului SCADA 526.1.3. Comunicaţia în cadrul sistemului SCADA 54

6.2. Subsistemul ierarhic local 546.2.1. PLC - automatul programabil 546.2.2. Alimentarea sistemului 576.2.3. Traductorii şi senzorii 586.2.4. Problema contoarelor electrice 58

6.3. SCADA - nivelul distant 596.3.1. Calculatorul principal SCADA 59

6.4. Structura aplicaţii soft 60

6.4.1. Interfeţele (ecranele, ferestrele) utilizator 606.4.2 Aplicaţia soft de la nivelul local 606.4.3. Aplicaţia soft de la nivel dispecer (distant) 61

6.5. Aplicaţia soft de la nivelul serverului web 62

7. ELABORAREA PROIECTULUI SUSBSISTEMULUI HIDRO 637.1. Modelul de sistem energetic hibrid hidroeol-01, locaţia baza turistică Mărişel a UTCN 64

7.1.1. Date de proiectare 647.1.2. Alegere turbină eoliană 677.1.3. Alegere pompă 70

7.1.4. Dimensionare lac de acumulare 727.1.5. Dimensionare baraj 737.1.6. Dimensionare turbină hidraulică 757.1.7. Calculaţie de preţ HIDROEOL-01 76

7.2. Modelul de sistem energetic hibrid HIDROEOL-02, locaţia str.Observator nr. 2 a UTCN 77

7.2.1 Date de proiectare 777.2.2 Alegere sistem eolian 787.2.3. Concepere schemă HIDROEOL-02 827.2.4 Alegere acumulatori de energie electrică 847.2.5. Alegere invertor 85

7.2.6. Alegere pompe 857.2.7 Alegere hidrogenerator 877.2.8 Calculaţie de preţ HIDROEOL-02 87

7.3. Modelul de sistem energetic hibrid HIDROEOL-03, locaţiamicrohidrocen-trala Floreţti I, aparţinând HIDROELECTRICA S.A. FilialaCluj 89

7.3.1. Date de proiectare 897.3.2. Sistemul eolian de pompare 927.3.3. Estimarea costurilor 937.3.4. Implementarea proiectului HIDROEOL-03 93

7.4. Concluzii privind proiectarea subsistemului hidro 94

8. ELABORAREA PROIECTULUI SUBSISTEMULUI EOLIAN 958.1. Alte consideraţii teoretice 95




HIDROEOL

RST


8.1.1. Distribuţia Weibull 958.1.2. Consideraţii despre pompa centrifugă 968.1.3. Efectele turbinei eoliene asupra mediului 99

8.2. Modelul sistemului considerat 1028.2.1. Model matematic al sistemului 1028.2.2. Cutia de viteze 1048.2.3. Generatorul sincron 1048.2.4. Motorul asincron 1068.2.5. Pompa centrifugă 1088.2.6. Conducta 111

8.3. Utilizarea MATLAB/SIMULINK pentru realizarea simulării modeluluimatematic 113

8.3.1. Elaborare software 1138.3.2. Alegerea turbinei eoliene şi pompei hidraulice 1178.3.3. Calculul sistemului considerat 1188.3.4. Analizarea randamentului global al lanţului de conversie energetică 124

9. REZUMATUL ŞI CONCLUZIILE ETAPEI A II-A 128

10. BIBLIOGRAFIE GENERALĂ 130

ANEXA 1

ANEXA 2

ANEXA 3




HIDROEOL

RST


COLECTIV DE ELABORARE

cs. pr. I ing. Ioan STOIAN - director sucursala ClujDirector Proiect: cs. pr. II ing. Alina CĂLĂRAŞU

IPA Sucursala Clujcs. pr. II ing. Octavian CĂPĂŢÎNĂ – Responsabil ştiinţificcs. pr. III ing. Nicolae BOJOR

as. cs. drd. ing. Rareş CAZAN

ing. Laurenţiu CHIRILĂ ing. Cristian VIGUcs. drd. ing. Szabolci BALOGcs. pr. II ing. Eugen STÂNCELcs. pr. II ing. Istvan KOVACScs. pr. II ing. Gicu UNGUREANUcs. pr. III ing. Sorin IGNATcs. mat. Magda CADIŞ

Universitatea Tehnica Cluj-NapocaProf. dr. ing. Ioan VĂDAN - Responsabil ştiinţific

Prof. dr. ing. Virgil MAIER Conf. dr. ing. Sorin PAVELS.l.ing. Corina MARTINEACAsis. ing. Aurel BOTEZANAsis. ing. Antoniu TURCUAsis. ing. Marius RUSSUDrd. Ing. Simona ARDELEAN

Universitatea Transilvania BraşovProf. dr. ing. Corneliu MARINESCU– Responsabil ştiinţificProf. dr. ing. Marius GEORGESCUConf. dr. ing. Daniela MARINESCUSl. ing. Luminita CLOTEALector ing. Paul IACOBDrd. ing. Ioan ŞERBANDrd. ing. Cătălin ION




HIDROEOL

RST


1. BAZA LUCR ĂRII

1.1. Baza juridică

Proiectul se desf ăşoar ă pe baza unui parteneriat între SC IPA SA CIFATT Cluj(coordonator al proiectului) unitate cu profil de cercetare-dezvoltare, Universitatea Tehnică Cluj

Napoca şi Universitatea Transilvania Braşov.Baza legală a lucr ării o constituie contractul de finanţare de la bugetul de stat având nr.

21062/2007, încheiat între SC IPA SA şi Centrul Naţional de Management Programe.

1.2. Baza tehnică

Baza tehnică a lucr ării este constituită din:o Anexa B - Descrierea proiectuluio Planul de realizare al proiectuluio Anexele contractului.




HIDROEOL

RST


2. STANDARDE ŞI NORME NAŢIONALE ŞI INTERNAŢIONALEDE REFERINŢĂ

2.1. Standarde naţionale şi internaţionale de referinţă

1. Securitatea masinilor. Echipamentelor electrice al masinilor SR EN 60204-1:20002. Grade de protectie asigurate prin carcase SR EN 60529:1995

3. Compatibilitate electromagnetica. Cerinte pentru aparate electrocasnice,scule electrice şi aparate similare. Partea 1: emisie

SR EN 55014-1:2001

4. Vocabular electrotehnic international. Teleconducere SR CEI 60050(371):1994

5. Traductoare utilizate în sistemele de conducere ale proceselor industriale. PI. Metode de evaluare a performantelor

SR EN 60770-1:2003

6. Elaborarea documentatiilor utilizate în electrotehnica. P1 Prescriptiigenerale

SR EN 61082-1+A1+A2:2000

7. Principii fundamentale şi de securitate pentru interfata om-masina,marcare şi identificare. Identificarea bornelor echipamentelor , aextremitatilor conductoarelor care au cod de identificare

SR EN 60445:2003

8. Erori de măsurare. Terminologie SR 13251:19969. Tensiuni nominale ale retelelor electrice de distributie publica de joasa

tensiuneSR HD 472 S1:2001

10. Vocabular international de termini fundamentali şi generali metrologici SR 13251:1996

11. Vocabular electrotehnic international. Cap 826. Instalatii electrice înconstructii SR CEI 60056 (826)

12. Protectie impotriva socurilor electrice. Aspecte comune în instalatii şiechipamente electrice

SR EN 61140:2002

13. Protectia impotriva electrocutarilor. Instalatii electrice fixe. Prescriptiide proiectare, executii şi verificari

STAS 12604/5-90

14. Protectia contra electrocutarilor. Limite admisibile. STAS 2612-87

2.2. Norme naţionale şi internaţionale de referinţă

15. Instructiuni tehnice pentru proiectarea, executarea şi receptionarea instalatiilor şi echipamentelor de automatizare

16. Normativ pentru proiectarea şi executarea instalatiilor interioare de telecomunicaţii în cladirilecivile şi industriale I8-77

17. Normativ pentru amenajarea legaturilor electrice, ale circuitelor electrice, ale circuitelor decomanda şi control din centrale şi staţiile electrice

18. Normativ pentru proiectarea şi executarea retelelor electrice de cabluri19. Instructiuni pentru proiectarea centralelor şi instalatiilor electrice. Servicii proprii în c.c.20. Norme republicane de protectie a muncii - 197521. Norme de protectia muncii pentru instalatii electrice22. Norme de protectie climatica23. Norme şi reglementari tehnice din domeniul supravegerii comportarii constructiilor aprobate de

MLPAT, conform nomenclatorului aprobat în BC nr.4 /199524. Norme metodologice privind urmărirea comportarii constructiilor, inclusiv supravegherea




HIDROEOL

RST


curenta a starii tehnice a acestora, P130/8825. Norme tehnice pentru intocmirea instructiiunilor şi proiectelor de urmărire a comportarii

constructiilor hidrotehnice - PE 734/89

26. Constructii hidrotehnice . Supravegherea comportarii în timp. Prescriptii generale STAS 7883/9027. Actiuni în constructii. Clasificarea şi gruparea actiunilor . STAS 10101/7528. Hidrologie. Terminologie STAS 4621/9129. Desene tehnice în constructii Intocmirea desenelor pentru constructii din beton şi beton armat

STAS 855/79;Desene tehnice în constructii : linii, cotare, reprezentari conventionale STAS 1434/83Desene tehnice în constructii: Intocmirea desenelor pentru constructii metalice. Reguli dereprezentare şi cotare: STAS 9773/88;Constructii hidrotehnice. Scheme de amenajari hidrotehnice. Semne conventionale: STAS10716/76

30. Numerotarea diviziunilor şi subdiviziunilor în documetatiile scrise STAS 9467/9131. Ord. 553/5.367 NN din 10.06.1999 şi Ord. 784/34/N din 13.04.1998 ale Ministerului Finantelor

şi Ministerului Lucrarilor Publice şi Amenajarii Teritoriului.




HIDROEOL

RST


3.REDEFINIREA SCOPURILOR

3.1. CONCLUZIILE ETAPEI ANTERIOARE

S-a plecat de o lucrare ştiinţifică [7] în care s-a f ăcut demonstraţia pe hârtie că unansamblu hidro-eolian cu conservare prin pompare în bazinul superior e mai bun că randamentdecât suma păr ţilor hidro şi eoliene luate separat.

În urma studiului etapei atât coordonatorul cât şi partenerul principal, UTCN, pe căidiferite, din experienţe şi acumulări de cunoştinţe diferite au ajuns la aceiaşi concluzie şi anumecă problema care se ridică şi se va ridica la nivel mondial este capacitatea de însera energia

eoliană, în propor ţie tot mai mare, în sistemele energetice existente f ăr ă a deteriora calităţilesistemului.S-a evidenţiat existenţa unei limite teoretice maxime, proprii fiecărui sistem energetic,

până la care se pot însera capacităţi de producţie eoliene f ăr ă deteriorarea calităţilor acelui sistemenergetic.

În urma studiului de faţă atât coordonatorul cât şi partenerul principal, UTCN, au ajuns,independent, la concluzia că în România, prin intrarea celui de al doilea grup de la Cernavodă,rigiditatea sistemului energetic naţional creşte, iar dezvoltarea de capacităţi de conservare aenergiei din perioadele de surplus este un imperativ. Ori creşterea capacităţilor de conservare

prin pompaj în bazinele superioare ridică limita teoretică maximă până la care se pot însera într-un sistem energetic capacităţi de producţie eoliană f ăr ă deteriorarea calităţilor sistemului.

S-a definit, în mare, structura staţiei pilot şi a sistemului de supraveghere şi control aacesteia. S-au redefinit, în perspectiva, concluziilor trase la această fază, rolul fiecărui partener înetapele II, III, IV şi V. din această perspectivă s-au f ăcut corectivele necesare la planul deREALIZARE A PROIECTULUI.

3.2. REDEFINIREA SCOPURILOR

Cercetarile f ăcute de la predarea primei faze ne-au permis sa avem o privire maicuprinzatoare dar şi mai exacta asupra problematicii integrarii energiei eoliene. Daca până aicine-am permis sa tratam problema în spatiul logicii f ăr ă avea dimensiuni, acum vom aborda

problema în contextul SEN (sistemul energetic national) şi incercam sa definim dimensional problema.

3.2.1. Privire generală a sistemului energetic românesc

Conform ultimului număr (vara 2008) al publicaţiei Institutului Naţional de staţistică,“ Anuarul statistic” capacităţile instalate de putere, în Romania, sunt, după originea lor, 63% dincentrale electrice cu combustibil fosil, 33% din hidroenergie şi 4% din centrale electricenucleare, aşa cum este prezentat în figura 3.1. Productia din 2005 în func ţie de origine este

prezentata în figura 3.2 şi mai multe detalii sunt în tabelul 3.1, unde fosil reprezintă toatecapacităţi le unde se foloseşte cărbune, petrol sau gaz natural.




HIDROEOL

RST


Tabel 3.1. Structura energiei produse în 2005.

Figura 3.1. Structura capacităţi ilor instalate – 2005

Figura 3.2 Structura energiei produse în 2005.

Din aceste date rezulta procentajul de folosire a capacităţi lor de combustibil fosil,nuclear şi hidroelectric, aşa cum poate fi observat în figura 3

.Figura 3.3. Procentaj al fiecarui tip de centrala electrica folosit în 2005.

Acest procent foarte scazut de utilizare a capacităţi lor instalate este datorat inchiderii amultor industrii grele după 1989. Singurele presiuni pe sistemul energetic raman costurile,constrangerile ecologice impreuna cu obligatiile fata de UE în privinta procentului de energie

Termo – Carbune 41.69%

Termo – Gaz natural 17.42%Termo - Produse petroliere 1.11%

Nuclear 13.10%Hidro 25.80%




HIDROEOL

RST


reutilizabila. In figura 3.4 poate fi observata o curba de incarcare zilnica tipica în Romania.Putem observa că minimul consumului mediu (75%) este atins între orele 3:00-4:00 alediminetii, iar maximul (118%) în apropierea orei 1:00 pm. (figura 3.4.) Aceste variatii sunt

normale, predictibile, iar conducerea sistemului le trateaza cu succes.

Pentru că vârful consumului zilnic este cu 18% pestemedie dar noi consumam astăzi, doar 47% dincapacităţile noastre, pentru varful consumului

predictibil conducem 8,5% din capacităţi le noastreinstalate în centrale electrice.

Figura 3.4. Profilul consumului mediu zilnic înRomania.

Pentru stabilitatea frecventei (50Hz), că parametrumajor, în sistemul energetic national exista trei buclede control numite: primar, secundar şi tertiar. Primele

doua sunt controale automate şi ultimul control estecontrolat de un operator uman organizat în dispecerulnational. Fiecare capacitate electrica din celeaproximativ 300 de centrale electrice este controlatade una din aceste bucle de frecventa. In a treia buclase situeaza centralele electrice rapide că şi centralelehidroelectrice.

Figura 3.5. Capacitatile organizate pe bucle de control de frecventa.

3.2.2. Energia eoliană

Cel mai important lucru care trebuie luat în considerare este că aceasta energie ecologicaşi reutilizabila este arbitrara. Pentru a contracara acest arbitrar şi nepredictiblilitateamanagementul energetic general foloseste prognoza meteorologica combinata cu tinerea înrezerva a centralelor electrice rapida sau cu capacitate de conservare. Pentru cantitatea mare deenergieeoliană care trebuie integrata trebuie folosite pe langa capacităţi le de stocare de energie,alte metode de conservare: staţii de pompare, depozite de aer comprimat şi sisteme boiler. Toateaceste metode folosite cu energiaeoliană schimba caracteristica arbitrara a energie eoliene intr-oenergie care poate fi folosita atunci cand este necesara. Dar acest ansamblu de stocare inseamnainvestitii suplimentare şi are o anumita eficienta.

Intrebarea la care asteptam raspuns este cate capacităţi de vânt pot fi atasate la un sistemelectric f ăr ă ai deteriora caracteristiciile, în conditiile actuale, f ăr ă facilitati de conservare. In




HIDROEOL

RST


abordarea noastra am simplificat conditiile şi am considerat că nu este nici o problema cu liniaelectrica şi cu transmiterea enegie.

Este general recunoscut că fluctuatiile de putere a vântului în sistem sunt mult mai greu

de controlat decât variatiile de incarcare, incluzand şi erorile de prognozare a incarcarii.Compania romana care conduce reteaua de transmisie, Transelectrica, recent, a pretins că poatecontrola până la 2000MW putere provenita din turbine de vânt, f ăr ă costuri de dezvoltare.Singurul factor pozitiv în integrarea puterii eoliene este efectul de uniformizare între turbine devânt distribuite spatial.

3.2.3. Rigiditatea unui sistem energetic

Este definită în [7] o funcţie a rigiditatii sistemului national, R:

t

i

i

i

C

C t

R

⋅=∑

, (1)

unde:Ci este capacitatea de putere conform originii combustibilului (hidro, nuclear, fosil) careindeplineste consumul zilnic, Ct este puterea totala instalata în sistemul energetic national,Tf este timpul normalizat de pornire pentru acel tip de centrala electrica (vezi tabelul 3.2, tf

pentru hidro=1).

Tabel 3.2. Timpul de pornire a centralelor electrice

Se calculeaza valoarea funcţiei de rigiditate, pentru sistemul energetic romanesc, în 2005.Capacitatea energetica totala instalata, Ct, este 19.042 MW. Asa cum poate fi vazut mai jos R =92,43 points.

Tip de centrala electrica

Timpul deinceput

(minute)

tf = timpul de inceput alcombustibilului / timpul de

inceput hidroTermo carbine 1000 125Termo petrol 360 45

Termo gaz natulale 360 45 Nuclear 14000 1750

Hidro 8 1

2005Tipcombustibil Tf

Capacitati în productie [MW] Cf/Ct tf*Cf/Ct

Fosil 125 6,222 0.33 40.84

Atom 1750 560 0.03 51.47Hidro 1 2,307 0.12 0.12Rigiditate (2005) 92.43




HIDROEOL

RST


Consider ăm rigiditatea maxima pentru sistemul nostrum daca toate capabilitatilecentralelor electrice sunt folosite pentru a indeplini consumul de energie electrica, astfel avemRmax=143,78 puncte, cum poate fi vazut mai jos:

2007

combusibil tf Capacitati în

productie [MW] Cf/Ct tf*Cf/CtFosil 125 6,222 0.33 40.84Atom 1750 1,120 0.06 102.93Hidro 1 2,307 0.12 0.12Rigiditate(2007) 143.90

In mai 2007 Romania şi dublat capacitatea nucleara, ajungand 1400MW, astfel incat

rigiditatea noua este mai mare, Rmax este mai mare.

2007

combustibil Tf Capacitate

totala [MW] Cf/Ct tf*Cf/CtFosil 125 12,053 0.61 76.32Atom 1750 1,400 0.07 124.10Hidro 1 6,289 0.32 0.32Rigiditate maxima (2007) 200.74

Pentru că valorile absolute ale lui R sau Rmax nu ne spun mare lucru vom introduce uncoeficient al rigiditatii.

max R

RC rigid = (2)

Coeficientul de rigiditate, Crigid(2005) = 0,643, creste la Crigid(2007) = 0,691, după punerea înfuncţiune a noului generator nuclear de 700mw.

3.2.4. Energia eoliană care poate fi adăugată sistemului energetic

Pentru moment evitand subtilitatiile, cum sunt prognoza vântului, cu un bun management al

tuturor resurselor putem afirma că f ăr ă mari facilitati de conservare a energie eoliene, integrareaei este posibila doar în cazul centralelor hidroelectrice rapide. Capacitatile hidro nefolosite înmomentul consumului de varf pot fi o măsur ă a capacităţi i puterii vântului, Ceolian, care pot fiadaugate f ăr ă probleme majore la sistemul energetic şi f ăr ă facilitati de conservare.Propunem următoarea ecuatie:

osit hidronefol kor rigid eolian C K C C ⋅⋅−≤ )1( , (3)

unde:K cor este un coeficient de corectie. Viteza medie a energiei hidro folosite este de 2307MW,dar în varful de consum puterea hidro folosita poate creste până la 85% din capacităţi leinstalate, poate creste 0,85*Ct = 1678Mw. Astfel în cel mai rau caz puterea hidro

nefolosita se poate afla în diferenta între Ctotal hidro and Chidro folosit în cel mai rau caz,care reprezinta 6889Mw – (2307 + 1678) Mw.




HIDROEOL

RST


Puterea hidro nefolosita, Chidro nefolosit, este în jur de 2903Mw. Coeficientul decorectie, Kcor, care depinde de multi alti factori, între care un management bun al resurselor,este foarte important. Acest coeffcient poate fi în jur de. Kcor între (0,8 – 1,5).

In cazul anului 2005 relatia (3) devine:C eolian < Kcor * 1036 MW,

iar în cazul anului 2007 relatia (3) devine:C eolian < Kcor * 897 MW

Problema va aparea în 2012 cand alte doua generatoare nucleare vor fi date în folosinta,iar până atunci se poate că 1-2GW putereeoliană sa fie data în folosinta. Conform metodeinoastre de apreciere rigiditatea va fi că în tabelul următor:

2012 după punerea în folosinta a generatoarelor nucleare

combustibil tf Capacity.în prod. Cf/Ct tf*Cf/Ct

termo 125 6,222 0.30 37.28atom 1750 2,240 0.11 187.90hidro 1 2,307 0.11 0.11Rigiditate(2012) 225.29

2012

combustibil tf Capacity.în prod. Cf/Ct tf*Cf/Ct

Termo 125 12,053 0.58 72.22Atom 1750 2,800 0.13 234.88Hidro 1 6,289 0.30 0.30Maximum Rigidity (2012) 307.40

Astfel, Crigid (2012) va creste până la 0,733, iar energia eoliană care ar putea fi ataşată

sistemului energetic romanesc este de cel putin 775Mw. Cel putin, pentru că facem acest calculmentinand consumul actual de energie, în momentul de varf şi se neglijeaza alte viitoareschimbari care vor avea loc în sistemul energetic. In mod cert s-ar putea efectua calcule maiexacte, dar intentia noastra a fost de a crea o metoda de a aprecia cate capacităţi de de

energieeoliană ar putea fi adaugate f ăr ă alte facilitati de conservare aditionale. Aceasta metoda poate fi rafinata luand în considerare capacităţi le mentinute în rezerva.Considerand Kcor = 1, rezultatele sunt rezumate în tabelul de mai jos:

An 2005 2007 2012Crigid 0,643 0,691 0,733

Nuclear (Mw) 700 1400 2800Vant w/t capacitate de stocare (Mw) 1036 897 775Energieeoliană folosita în 2008 1MwCereri pt energieeoliană ~1,5 - 2,0Mw

Lucrurile stau mult mai rau, întrucât pe măsur ă ce intr ă în funcţiune capacităţi eoliene, cemai poate intra în SEN este tot mai putin. Este diferenta dintre cat s-a calculat că poate intra în




HIDROEOL

RST


2008 (897 MW), în conditiile în care structura SEN nu se mai modifica până la intrareagrupurilor 3 şi 4 de la Cernavoda (previzionata a avea loc în 2012) şi capacităţi le eoliene intrateîn sistem. Daca consideram intrarea liniara a capacităţi lor de 1500 Mw de acum până în 2012

atunci se constata că în 2010 nu mai poate intra nimic f ăr ă a deteriora perfomantele sistemuluisau f ăr ă a introduce concomitant capacitate de conservare a energiei eoliene (vezi figura 3.6).

Figura 3.6. Capacitatea energiei eoliene ce poate fi acceptata f ăr ă a deprecia calitatea energieiSEN în perioada 2010-2012

3.2.5. Probleme juridice care se întrevăd

In afara problemelor de ordin ethnic care apar aşa cum am incercat sa demonstram pecale matematica, vor aparea şi probleme de natura juridica, care vor frana dezvoltarea energieieoliene şi vor crea doua categorii de producatori.

Daca aceste “calcule” nu sunt luate în seama de TRANSELECTRICA din acest moment, pentru o autorizare echitabila a investitorilor în energie eoliana, atunci din 2011 sau, acuit, din2012, vom avea un SEN mai putin performant dar vom avea doua categorii de producatori deenergie eoliana: primii care au investit (până în 2011) doar în productiaeoliană (3-4 euro/winstalat) şi a doua categorie dintre cei care investec din 2010 şi în continuare care trebuiesc sainvesteasca şi în capacitate de conservare. Costurile de conservare s-ar putea sa dubleze

investitia initiala.




HIDROEOL

RST


3.2.6. Concluzii la redefinirea scopurilor

In concluzie, România trebuie să fie pregătitî până la intrarea în funcţiune a celor 2

generatoare nucleare, prognozată pentru 2012 (?), să aibă cel putin 1Gw de facilităţi deconservare a energiei. Din anii ‘70 a fost proiectata o hidrocentrala cu pompare de 1Gw, dar nua mai fost realizata. Aerul comprimat şi incalzirea directa a apei de consum sunt modalitati noi,şi de incredere, de a integra energiaeoliană în sistemul energetic, pe langa stocarea cu pompe. Oalta chestiune complementara poate fi noul concept al unui “sistem energetic inteligent” care saintruneasca cel putin trei caracteristici.

3.3. SOLUŢIA – SISTEMELE HIBRIDE

Toate dezavantajele enumerate pentru energiaeoliană nu exista în energia hidro. Nunumai din punct economic (energia hidro este cea mai ieftina), sau din punct de vedere ecologic,dar şi din cel al disponibilitatii, energia hidro este cea mai dezirabila sursa de energie. Astfeldaca combinam convenabil vântul cu energia hidro, dezavantajele energiei eoliene pot deveniavantaje.Beneficiile sinergiei vânt/hidro a fost exploatata pe mai multe niveluri ale dimensiuniisitului. La scara globala, implementarea sistemelor hibrid sunt specifice fiecarui sit şi depinddirect de resursele disponibile şi cererea de incarcare a regiunii.

In ce priveste sistemele hibrid de scara mica, consumul de energie fiind redus, nu esteobligatoriu sa fie folosit echipament scump şi capital mare pentru a produce energie. In astfel decazuri, sistemele de energie hibrida folosite în mod comun în configuratii hibride includ miciturbine de vânt, sisteme fotovoltatice, micro-hidro, generatoare diesel, etc. Pentru stocarea

energiei sunt folosite uzual bateriile, dar exista şi alte optiuni care pot fi luate în considerare,cum sunt volanti sau sisteme hidro de stocare a energiei. (Tarta, et al ., 2006). Scopul acestor sisteme de mici dimensiuni este de a aproviziona cu energie gospodarii; în acest caz consumul deenergie inregistrat pentru casa unei singure familii este relativ mica (folosita numai pentru gatit,şi pentru incalzirea spatiului şi a apei). Configuratia optima a unui sistem hibrid este dependentade setul unic de conditii tehnice şi economice impus de situl selectat.Un exemplu de sistem hibrid de mici dimensiuni este prezentat în (Ding and Buckeridge, 2000;Tariq Iqbal, 2002), şi este proiectat pentru a alimenta cu energie pentru iluminarea pe timp denoapte a aleilor.

Considerind un sistem hibrid mediu, un exemplu tipic este implementarea unui sistemintr-un mediu insular. Caracteristiciile insulei pun la dispozitie mai multe avantaje pentru un caz

de laborator de studiere a asfel de sisteme. Tehnologiile de energii regenerabile de scara mica de pe insula reprezinta un procentaj ridicat din productia de energie totala. Insulele reprezinta unsistem izolat, independent şi inchis, care sufera de raritatea apei, dar cu un potenţial eolianridicat, care trebuie folosit. Energiile solara, a vântului şi a apei şi a valurilor sunt abundante petoate insulele. Intr-un asfel de caz, integrarea tehnologiilor regenerabile reprezinta o solutiefezabila în pofida costurilor mari impuse. (Papathanassiou, et al., 2003; Protopapas andPapathanassiou, 2004).

3.3.1. Sisteme hidro-eoliene mari

Noutatea introdusa de acest tip de sistem este că combinand cea mai atractiva forma degenerare a energiei cu cea mai „capricioasa”, rezulta un sistem f ăr ă calitati medii; rezultatul esteun sistem energetic ecologic valid. Estimam că numarul acestor sisteme va creste rapid şi




HIDROEOL

RST


semnificativ, devenind într-un tip de sistem general. Mai mult, repompand apa în rezervorulsuperior, în timpul disponibilitatii zilnice este un fapt care conduce la optimizare energetica. Cualte cuvinte, pompand apa în rezervorul superior cu ajutorul energiei eoliene, ”imblanzim”

energia capricioasa a vântului, niveland-o , şi o facem disponibila în perioadele de necesitate. Inconsecinta, ansamblul hidro-eolian este foarte atractiv în sit-uri hidro-energetice cascadate(Somes, Cris, Hateg, etc), cat timp acestea sunt deja pregatite; şi se presupune că munca deinvestitie numai montarea staţiilor de pompare. Investitiile f ăcute în staţiile de pompare suntimportante, fiind obligatorii în sisteme energetice că cel din Romania (vezi figura 3.2), (Institutul

National de Statistica, 2006) sau pe continentul european.

3.3.2. Balanţa energetică şi beneficii

Pentru a pompa cantitatea de apa Q din lacul inferior în lcul superior (∆h), avem nevoiede pompe cu puterea instalata de:

pump

f apa

pumpw

hhQ g W P

η

ρ

⋅

+∆⋅⋅⋅=− 1000

)(][ (4)

unde:- P w-pump – puterea [kW] pompei de apa- ρapa – densitatea apei [kg/m3]- g – acceleratia gravitationala [m/s2]- Q – debitul apei [m3/s]- ∆h – diferenta [m] între lacurile superior şi inferior (rezervoare)- h f – pierderea de cap în conducta [m]- η pump – eficienta pompei [%].

Pierderea de cap în conducta este data de ecutia Darcy-Weisbach:

D g

v L f h f ⋅⋅

⋅⋅=2

2

(5)

unde:- f – un factor numeric de frictiune

- L – lungimea conductei [m]- D – diametrul conductei [m]- v – viteza cursului de apa [m/s].

Puterea vântului P vant printr-o suprafata S cu o viteza v este:

35.0][ vS W P aer vant ⋅⋅⋅= ρ (6)

unde:- P vant – puterea total a vântului care trece prin suprafata S

- ρaer – densitatea aerului [kg/m3

]- S – aria generata de palele rotorului [m2]- v – viteza vântului [m/s].




HIDROEOL

RST


Numai o parte din aceasta putere este transferata în puterea de la axul motor al turbinei:

][][ W P W P vant turbinaeol ⋅=− η (7)

unde:- η - eficienta turbinei şi a cutiei de viteze

gear turbine η η η ⋅= (8)

unde:- 59.0=<turbineη - (Betz Law)

- gear η - eficienta care contorizeaza pierderile din mecanismul cutiei de viteza.

Pornind de la faptul că numai o fractiune de timp (cel mult 30%) viteza medie a vântului poate fi considerata v, şi tinand cont în dimensionarea P vant , puterea medie pe care putem contaeste:

][][ W P F W P turbinaeol over cmedie −⋅⋅= η (9)

unde:- F c – factor de capacitate (<30%)- over η - eficienta care contorizeaza pierderile din scurtele perioade de timp în care productia nu

are o incarcare utila (si trebuie sa fie aruncata).Astfel, avem:

c

pumpw

turbinaeol F

W P W P

][][ −

− = (10)

In loc de:

over c

pumpw

turbinaeol F

W P W P

η ⋅= −

−

][][ (11)

intr-un ansamblu non hibrid sau intr-o situatie f ăr ă stocare, deoarece 1=over η intr-un sistem

energetic integrat hidro-eolian. Aici incarcarea este reprezentata de staţia de pompare care ridicaapa în rezervorul superior, pentru a fi refolosita.

Cu alte cuvinte

turbinaeol ansamblehybrid turbinaeol P P −−− </ (12)

respectiv în costuri de investitii pentru aceeasi utilitate cheltuim mai putin.




HIDROEOL

RST


3.3.3. Concluzii la Sistemele Hibride

Stocarea energiei eoliene, în cazul sistemelor hibrid hidro-eoliene, în acest stadiu de

dezvoltare, bazat pe pompatul apei în sit-ri hidro cascadate, deschide drumul spre folosireaenergiei eoliene la scara globala. Prin cresterea eficientei cauzata de procesul de pompare apei,transformam cea mai ”capricioasa” sursa de energie ecologica în cea mai ”dezirabila”.

Figura 3.7. Parte a casacadarii hidro Crişuri. staţia de pompare Sacuieu – Dragan

Incercăm să vedem în cazul acesta, ilustrat şi în figura nr , ce condiţie rezultă întreînălţimea de pompare H p şi înălţimea de turbinare Ht pentru că acţiunea în sine să fie rentabilă.Pentru a pompa din lacul 1 în lacul 2 cantitatea Q de apa avem nevoie de un lucru mecanicechivalent E = Q*g*H p, dar intrucat pompa are un randament η p, energia consumata de pompă,E p, pentru a pompa aceiaşi cantitate de apă Q la inăţimea H p este mai mare, adică:

(13)

unde:g este acceleraţia gravitaţională, H p , Ht sunt înălţimile de pompare, respectiv de turbinare.

Energia rezultată din turbinarea cantităţii de apă Q din lacul 2 Et este:

(14)

Această energie trebuie să fie mai mare decât energia consumată cu pomparea, Et > E p, deunde rezultă că

(15)

Q*g*H p

E p = -------------η p

Et = Q*g*Ht

1Ht > -------------- *H p

ηt * η p




HIDROEOL

RST


În [2] se consider ă produsul randamentelor ηt * η p cel putin 0,71, atunci daca Ht >1,4 *H p rezulta că pomparea apei se face cu un randament supra unitar. De fapt situtia reprezintacazul ideal de pompare, dintr-un bazin hidrografic în altul. Pomparea din lacul de linistire a CHE

în lacul de accumulare a aceleasi CHE se face totdeauna cu un randament subunitar egal cu produsul ηt * η p.

In cazul Sacuieu-Dragan Ht / H p = 3,19 ceea ce e foarte bine. Proiectantii amenajariiau f ăcut un lucru foarte inteligent. Trebuie sa se specifice că în cazul ansamblului Sacuieu-Dragan, în care staţia de pompare exista deja, investitiile se reduc doar pentru turbina eoliana.

Cu cat ne apropiem mai mult de centrale electrice situate în munti, ne apropiem mai multde reteaua nationala electrica, unde exista cai de comunicare bune. Aceasta implica o situatie încare conditiile de a combina puterea hidro şi cea eoliana, conduc la un superlativ din punct devedere economic.

Putem anticipa concluziile finale ale temei noastre:

Imagina ţ i-vă randamentul energetic al ansamblului S ăcuieu- Dr ă gan – Reme ţ i

cu pompele de la S ăcuieu energizate cu energie eoliană! Acest tip de amenajare hidroelectrică se preteaz ă cel mai bine pentru

acumularea energiei eoliene tocmai datorit ă faptului că turbinarea şi

pomparea sunt independente.




HIDROEOL

RST


4. STABILIREA ARHITECTURII GENERICE A STATIEI PILOTSI A MODELULUI MATEMATIC

4.1. RESURSELE DE VÂNT

Pentru proiectarea unei surse energetice bazate pe vânt, principalul parametru esteviteza medie anuala a vântului în locatia avuta în vedere. E normal avand în vedere dependentaenergiei vântului de cubul vitezei vântului. O amplasare gresita e echivalentul aruncarii la gunoia 3-4 euro / W instalat (adica la 1Mw instalat inseamna o investitie de 3-4 milioane euro) [1].Dacă plasam o turbină într-o locaţie cu o viteză medie anuală de 4m/s în locul unei locatii cu5m/s atunci vom produce 51% din energia care s-ar fi produs în locatia de 5m/s (medie anuală).Prin urmare aceasta studiere a potenţialului eolian este determinantă.

Administraţia Naţională de Meteorologie a produs o hartă a potenţialului eolian, pe banii publici, dar care e ţinută secret. Circulă pe net o copie f ăr ă valoare, în sensul că nu poate fifolosită de nici un investitor, şi pe care o redăm şi noi în figura 4.1. Alte variante, de aceiasivaloare sunt libere pe net şi sunt redate în figurile z şi y. Aceste referinte sunt f ăr ă valoare

practica şi pentru că nu specifica modul de intocmire, pe ce baze s-au ridicat, la ce înălţime s-au prelevat masuratorile. Ori e evident că autorii nu dispun de staţii meteo pe o grila de 4 kmp, prinurmare au cumparat datele despre vânt achizitionate prin satelit de NASA sau NOA cu unanumit rastru (corespunzator unui anumit caroiaj) şi le-au corectat şi extrapolat pe baza datelor de măsur ă proprii. Prin urmare aceste harti daca ar fi corecte şi s-ar preciza baza ar putea servii la

pozitionarea grosiera a turbinelor eoliene [2].

Figura 4.1. Harta potenţialului eolian cu sigla ANM (administratiei nationale de meteorologie)anuntata în anul 2007, cu traseele liniilor electrice de transport.




HIDROEOL

RST


Figura 4.2. Harta cu potenţialul eolian, mai veche, mai grosiera şi f ăr ă referinte despre modul de constructie

Harta din figura 4.2 se gaseste în mai multe locatii în spatiul virtual, şi figura la unmoment dat că fiind produsa în 1992 de catre ICEMENERG. Este aproape identica cu harta

potenţiaului eolian afisata de societatea EUROAVIA (figura 4.3), şi aceasta f ăr ă vreo mentiunede data elaborarii, de sursa datelor sau de orice alta referinta prin care produsul sa fie credibil.

Figura 4.3. Harta potetialului eolian afisata de societatea EUROAVIA




HIDROEOL

RST


Putem concluziona:1) este determinanta cunoasterea potenţialului eolian pentru orice investitie, dar dateledisponibile sunt precare daca nu mai grav,

2) pe aceste date nicio o banca de investitii serioasa nu ofera credite de dezvoltare a unui proiectde energie eoliana,3) astfel de harti, fie ele şi credibile (cumparate de la NASA, de la institutul metereologicamerican sau de la alte firme cum ar AMENOS (Germania) sau METEOSIM Truewind (Spania)care au modelat potetialul eolian al Romaniei, pot servi unui investitor doar pentru a alege zona(regiunea) în care sa caute locatie pentru parcul eolian, şi4) este absolut necesar, sa se masoare local potenţialul eolian, printr-o staţie montata în locatiaselectata. Aceasta concluzie logica e intarita de practica curenta în tarile dezvoltate (Germania,Danemarca, Spania, SUA) în domeniu.

4.2. STAŢIA DE VÂNT HIDROEOL

Asa cum am demonstrat, mai sus, pentru amplasarea unui generator eolian intr-o locatieeste necesar sa dispunem de viteza medie a vântului în respectiva locatie. Valori în care sa potifundamenta o investitie se pot obtine doar prin masuratori multianuale (cel putin un an) în locatiarespectiva. Dincolo de aceste consideratii generale, în particular şi legat de tema noastra şi destaţia pilot care ne-am angajat sa o edificam este neaparat necesar o sta ţie de măsur ă a vitezeivântului pentru corelare şi pentru bilantul energetic al ansamblului hidro-eolian. Fara sa facemaceasta corelatie concluziile finale ale studiului nostru ar sta în „aer”, ar fi „schioape”.

Figura 4.4. Harta la nivel european care nu furnizeaza informatiiconcrete legate de distributia vantului în Romania




HIDROEOL

RST


Sunt resurse de date despre vânt, la intervale şi de 3 ore pe net, gratuite, cum e prezentataîn figura z, dar şi aceste date nu sunt utile pentru că avem nevoie de arhiva acestor date pentrucorelarea de care vorbeam mai sus, şi asta doar daca trecem peste alt impediment major cel a

valorii efective din locatia noastra.In figura 4.4. este redata o harta a vântului, cu date bazate pe sateliti meteorologici, harta

ce se actualizeaza din 3 în 3 ore (http://www.findlocalweather.com/weather_maps/wind_speeds_ europe.html).

Acest gen de date sunt şi ele irelevante din punctul de vedere a unui investitor sau pentrucazul nostru al dezvoltarii unei staţii pilot hidro-eoliene. Prin urmare staţia pilot a ansambluluiHidro-eolian trebuie dotata cu propria staţie de măsur ă a vitezei vântului.

4.2.1. Staţia pentru măsurarea potenţialului eolian

Aceasta staţie se compune dintr-un dispozitiv de măsur ă mobil (RTU), sistemul decomunicaţii GSM VPN şi serverul de date cu aplicaţia CVI şi cu baza de date SQL, pluaaplicaţia web scrisa în php.

Figura 4.5. Retea de senzori inteligenti

Dispozitivul de măsur ă mobil se compune din senzorii de vânt (directie şi viteza avântului), dintr-un modem inteligent GSM / GPRS. Aceasta structura e prezentata în figura 4.5.Conectivitatea e de tipul stelar şi poate fi asigurata de o firma de telefonie mobila care furnizează

conectivitatea GPRS în protocolul VPN. Punctul de acces este pe sediul IPA Cluj, şi serviciul platit e de 64kbps, care e suficient pentru 20 sau 100 de staţii. Ceea ce nu e cazul nostru care adezvoltat o staţie de măsur ă şi eventual va dezvolta şi o a doua mai performanta




HIDROEOL

RST


Senzorul inteligent comandat de la distan ţă (remote).

Figura 4.6. Modemul intelligent X9100

Senzorul inteligent uneste două anemometre NRG#40 şi un senzor de directie, din aceeasi familie

cu un modem GSM GPRS. Schimbând senyoriiaceasta unitate poate fi folosita în multe alte domeniicum ar fi: supravegherea alimentării cu apă,măsurarea de la distanţă a consumurilor de energie,şi gaze etc. Printr-o asemenea abordare deschidemcalea la multiple aplicaţii industriale şi civile.Modemul inteligent Telit GE 863 sau X9100 are pelanga modemul propriu zis şi un procesor înglobat (embedded). Acest procesor înglobat asigur ă conversia analog-numerică I-E discrete şinumăr ătoarte de impulsuri.

Al doilea senzor inteligent, în curs de punere în funcţiune, utilizând soluţia Warwick X9100 telemetry engine (vezi figura 4.6) are: 8 intr ări discrete, 8 esiri discrete , 4 număr ătoarede impulsuri( fiecare de 32 biţi) , 4 intr ări analogice, 1 convertor analog numeric (10 biţi) că ooptiiune o esire analogică, o memorie program de 128kocteţi şi o interfaţă RS232 pentru

programare din PC.

Figura 4.7. Senzorul de viteza

Senzorul de viteză, NRG#40, nu consuma energie,nu trebuie alimenatş generează pulsuri prin magnetulrotit de morişcă. Funcţia de transfer a senzorului esteV[m/s]=0,765*f(hz)+0,35. Al doilea senzor, de directie,este în fapt un potenţiometru, caruia ii livram 12V şi ii

citim cursorul cu CAN din modemul intelgent. Modulul X9100 consumă la 12V: 2 mA în regimde aşteptare (sleep mode) , 36 mA în regim de măsurareşi 500 mA când datele sunt tranmise prin GPRS. Acestnou senzor inteligent, RTU, va fi alimentat de un panoufotovoltaic care incarca o baterie de 12V de capacitatede 7,2Ah. Această capacitate este acoperitoare pentru 3-4 zile de funcţionare autonomă.

Figura 4.8. RTU - Circuitul de deinterfata şi alimentare & modemul

inteligent GSM

RTU propriu-zis (prima realizare) este format dintr-un modul Telit GE863 şi un circuit de interfata şialimentare. Modul Telit GE863 care reprezinta un

modem GSM GPRS inteligent, adica avand incorporatun modem cu interpretor Python incorporat. Acestmodul are cateva resurse hardware care-l fac interesant

pentru genul acesta de aplicaţii mici, cand poate prelua pe langa funcţia de baza de comunicaţie la distanta şianumite funcţii hard şi soft de interfatare cu anumitisenzori, de exemplu. Acesta este cazul nostru. Circuitulde interfata şi alimentare are rolul de a formataimplusurile venite de la senzorii de viteza a vântului şide a furniza tensiunea de 3,3V de alimentare a moduluiGE 863. Alimentarea subansamblului se face cu 12Vcc.Schema circuitul de interfata şi alimentare este

prezentata în figura 4.8.




HIDROEOL

RST


In figura 4.8 este fotografia primului RTU, actualmente în funcţiune, în care se vedecircuitul de interfata şi alimentare (proiectat şi realizat de fostul nostru coleg Nicu Bojor) cumodemul inteligent Telit GE863 inglobat. Programul Python sursa v.1.5, din modem, este

prezentat în anexa 1.Statia meteo experimentala (figura 4.9) a fost pusa în funcţiune la 1 aug 2008, la sediul

IPA din Cluj Napoca str. Zorilor nr 15 (46° 45,439N, 23° 34,730E şi înălţime 459m) şi estesituata pe terasa cladirii cu un etaj la 4m deasupra. Motiv pentru care vom face o corectura

pentru a avea datele la 10m deasupra acoperisului pentru a fi în standardul meteo.Au fost mai multe perioade în care s-au pus diferite versiuni de soft în scopul cresterii

performantei de achizitie, şi vor mai urma. A mai fost intrerupta în luna septembrie, 2 saptamani,la inceput cand s-a incercat alta modalitate de frecventmetru pe modulul Telit GM863.De atunci funcţioneaza, aproape continuu, aşa cum se poate observa şi în aplicaţia Web aferenta

proiectului HIDROEOL http://83.103.130.95/Hidroeol/index.aspx.

Figura 4.9. Statia meteo experimentala pentru măsurarea potenţialului eolian – HIDROEOL

Figura 4.10.

Datele nostre sunt publice, dar

ne rezervam dreptul de a facemodificari şi a aduce imbunatatiri până la finele contractului.

Problema noastra, şi acesteicategorii de staţii, este stalpul desustinere care în cazul nostru este de4m deasupra acoperisului cladirii

principale a IPA Cluj, (vezi figura4.10). Ori noi trebuia, conformregulilor [17] sa avem un stalp demăsur ă la cel putin 10m deasupra

celor mai ridicate constructii din zona.




HIDROEOL

RST


In momentul cand vom valida acest produs si-l vom scoate în locatia pilotului probabilvom dezvolta un aranjament (stalp) care sa satisfaca aceste cerinte.

4.2.2. Aplicaţia soft a staţiei de vânt Hidroeol

Aplicatia soft Hidroeol beneficiaza de o arhitectura Client/Server. Nivelul client al aplicaţiei este reprezentat de niste modemuri inteligente, mai exact de

scripturile Python care rulează pe aceste modemuri.

Implementare dialogului prin modemul Python

Modemul contine un script implementat în Python. Acest script realizează următoarelefuncţii:

a) Func ţ iile de ini ţ ializare a modemuluiÎn această funcţie se introduce codul PIN pentru cartela SIM din modem. Instrucţiunea

care face acest lucru este :MDM.sent(‘AT+CPIN=1234\r’,20).

După introducerea codului PIN se configurează contextul PDP (Packet Data Protocol) cuurmătoarea instrucţiune:

MDM.send('AT+CGDCONT=1,"IP","APN"\r',20).unde:

• 1 - indentificator de context PDP• "IP" – specifică tipul protocolului (IP sau PPP)• "APN" - Acces Point Name

Pentru a realiza conexiunea la reţeaua GPRS se utilizează următoarea comandă:MDM.sent(‘AT#GPRS=1\r’,20).

b)Func ţ ia de citire dateFelul în care se citesc datele depinde de modul în care senzorul transmite datele:

• Interfa ţă ADC Pentru a citi datele prin interfaţa ADC (Analog to Digital Convertor) se foloseşte

următoarele instrucţiuni:MDM.send('AT#ADC=1,2\r',20)

Val_ADC=MDM.receive(20)Formatul în care modemul returnează valoarea ADC este:

#ADC: 289OK,

format reţinut în variabila Val_ADC, de unde este prelucrat pentru a obţine valoarea 289 încazul de faţă. Această valoare este exprimată în milivolţi.

• Interfa ţ a GPIOInterfaţa GPIO este folostă pentru a seta valorile pinilor GPIO din scriptul Python şi

pentru a citii valorile pinilor pinilor GPIO.Următoare instrucţiuni se pot folosi în acest sens:

GPIO.setIOvalue(GPIOnumber, value)

GPIO.getIOvalue(GPIOnumber)Pentru a seta direcţia pinilor GPIO (intrare/ieşire) se folosesc următoarele instruţiuni:

GPIO.setIOdir(GPIOnumber, value, direction)




HIDROEOL

RST


GPIO.getIOdir(GPIOnumber)

c) Func ţ ia de transmitere date

În prima fază aceată funcţie realizează generarea mesajului care conţine datele detransmis în următoarea formă:

Idmodem_Val1_Val2_Val3_Val4Următoarea fază este conectrea la calculatorul central. Acest lucru se face prin

instrucţiunea:MDM.send('AT#SKTD=Tip_Socket,Remote_Port,"Remoteaddres"\r',50)

unde:• Tip_Socket – tipul socketului (0 pentru TCP, 1 pentru UDP)• Remote_Port – Numarul portului utilizat• Remote addres – Adresa IP a calculatorului central (se poate folosi şi DNS)

Următoarea fază este trimiterea mesajului generat anterior. Acest lucru se face prinurmătoarea instrucţiune:

MDM.send(mesaj,70)după care se inchide conexiunea prin:

res = Chat('+++', 'NO CARRIER', 100)

La nivel de server s-a implementat o aplicaţie în mediul de programare CVI 8.0, care preia datele trimise de un RTU, respectiv date despre parametrii meteorologici şi ii insereazaintr-o baza de date numita Hidroeol. Aplicaţia mai realizeaza afisarea în timp real a parametrilor

şi permite modificarea parametrilor RTU-urilor, a marimilor, afisarea arhivelor şi efectuareamedierii datelor şi afisarea unor medii a vitezei vântului pe lunile calendaristice.Programul efectuat în CVI se conecteaza la o baza de date cu numele Hidroel, care

contine următoarele tabele: RTU, Locatie, Date, Marime, Parametri.La initializarea aplicaţiei se efectueaza mai intai citirea din baza de date şi apoi afisarea

pe ecran a RTU-urilor deja existente. In interfata grafica se afiseaza şi datele în timp real,corespunzatoare fiecarui RTU.

Comunicarea între modem şi aplicaţia în CVI se face prin intermediul unui Server TCP/IP. Legatura între cele doua se stabileste cu ajutorul unui socket, care este o structuraformata dintr-o adresa IP şi un port. RTU-ul transmite datele intr-un format specific –

Idmodem_Val1_Val2_Val3_Val4 , unde Idmodem este identificatorul modemului iar cei patru

parametri sunt valorile specifice pentru fiecare modem. Mentionam faptul că nu este obligator că un modem sa transmita neaparat patru parametri, patru fiind numarul maxim de valori care

pot fi transmise. Pentru a putea trata un numar mai mare de RTU-uri se creeaza o lista cu clientiiconectati. Dupa realizarea conexiunii dintre modem şi aplicaţie se urmareste identificarea RTU-ului care a transmis pe baza campului Idmodem din formatului receptionat. Pentru a evita

blocarea serverului se creaza un thread pentru fiecare client în parte şi apoi se realizeaza citirea propriu-zisa a datelor. Printr-un timer asincron se realizeaza salvarea în baza de date a valorilor parametrilor primiti de la RTU.

Din bara de meniu a aplicaţiei se pot efectua operatiuni de adaugare, de stergere şi desalvare asupra RTU-urilor, accesand Settings ->RTU. Tot din bara de meniu se pot efectuaoperatiuni de adaugare şi stergere asupra Marimilor, accesand Settings->Marimi. Prin accesarea

Archive se poate efectua o vizualizare a arhivelor. Submeniul Mediere permite efectuarea unor calcule de mediere asupra datelor existente în baza de date şi afisarea unor medii ale vitezeivântului în decursul lunilor calendaristice.




HIDROEOL

RST


Alte instructiuni disponibile sunt: iesirea din aplicaţie prin File->Exit şi accesareaajutorului prin Help->About. In figura nr. 4.11 se poate vedea interfata grafica a aplicaţiei.

Figura 4.11. – “Fereastra”aplicaţiei de viteza medie

lunara a vântului

Figura 4.12. Interfata(fereastra) grafica principala

Figura 4.13. Roza vânturilor




HIDROEOL

RST


Operatiile accesate prin apasarea butoanelor din interfata sunt efectuate cu ajutorul unor funcţii specifice CVI, dar şi utilizand instructiuni de SQL cu ajutorul toolbox-ului existent înSQL Toolkit, dar şi operatiuni asupra unui Timer asincron folosind Asynchronous Timers.

O alta facilitate a aplicaţiei CVI, dezvolta recent este roza vânturilor care are scopul de aevidentia directia dominanta a vânturilor intr-o anumita data, luna sau an. Prezentarea grafica aacestei subaplicatii este prezentata în figura alaturata.

Baza de dateInteractiunea dintre entitatiile de masura, achizitie şi stocare trebuie sa fie la un standard

ridicat pentru a permite ulterior o exploatare corecta şi adecvata a datelor stocate. Astfel pentru ase obtine acest deziderat s-a utilizat că şi server de baze de date un Server SQL 2005. SistemulHidroeol prezinta o arhitectura distribuita ceea ce face că serverul de baze de date SQL sa fie celmai potrivit pentru a oferii servicii legate de stocare şi gestiunea fluxului informationalmanipulat la nivelul sistemului.

Principalul argument adus în acest sens este dat de posibilitatea oferita de bazele de datede a defini datele în afara programului şi de a asigura controlul asupra manipularii acestora.Aceste lucruri sunt realizate cu ajutorul unui sistem de gestiune a bazei de date. Acesta este unsistem de programe care fac posibila definirea, intretinerea şi accesul controlat la baza de date.Un astfel de sistem trebuie sa contina limbajul de definire şi limbajul de manipulare a datelor.Putem aminti următoarele limbaje: SQL sau QBE (limbaje generale), respectiv DBASE, FOXPRO, PROGRESS, PARADOX (limbaje specifice). Avantajele şi dezavantajele folosirii bazelor de date standardizate în aplicaţii software sunt reamintite în cele ce urmeaza. Avantajele ar fiurmătoarele: controlul redundantei; consistenta datelor; economia de spatiu pentru aceleasi date;controlul integritatii datelor; utilizarea standardelor; da posibilitatea raspunsului la cereri variate

şi cu exprimari partial necunoscute în momentul proiectarii; productivitate crescuta; concurentacrescuta; posibilitati crescute de recuperare în caz de eroare. Dezavantaje: complexitate crescuta;costul ridicat al unui sistem de gestiune a bazelor de date; cost crescut rezultat din cerinte dehard; costul trecerii de la un sistem la altul; o eventuala defectiune are un impact crescut.

Datele vehiculate la nivelul aplicate sunt grupate sub forma unor entitati între care existarelatii de tipul 1:N. Existenta acestor tipuri de relatii face că în modelul logic al bazei de dateentitatiile sa cuprinda şi chei straine printre atributele lor (mecanismul de propagare a cheilor între entitatii daca relatia dintre acestea este una de tip 1:N).

Figura 4.14. Diagrama bazei de date




HIDROEOL

RST


Prin utilizarea acestui server de baze de date se va reduce semnificativ traficul în retea sevor elimina mecanismele slabe şi fragile pentru tranzactii şi se va imbunatatii suportul pentru

concurenta. Totodata prin intermediul acestui sistem se aplica modelul client/server la un nivelsuperior şi anume cel al aplicaţiilor.

Structura bazei de date corespunzatoare sistemului Hidroeol este relativ simpla, fiindcompusa din 5 table dintre care 4 contin elemente caracteristice despre dispozitivele utilizate

pentru măsurare şi achizitie şi locatiile unde se gasesc acestea (Locatie – locatia fiecaruidispozitiv, Rtu – caracteristicile principale ale dispozitivelor, Parametri – parametriicorespunzatori unui dispozitiv şi Marime – marimile parametrilor achiztionati) şi o tabela Date încare sunt stocate valorile achizitionate de la punctele de măsur ă din toate locatiilecorespunzatoare sistemului Hidreol (Figura 4.14).

Fiecare tabela din cadrul digramei prezentate în figura x contine o cheie primara de tipintreg sau real pentru a permite cu usurinta indexari, rapoarte şi cautari de date rapide şieficiente. Totodata fiecare tabel contine campuri care reprezinta chei staine prin intermediulcarora se poate determina în orice moment datele corespunzatoare oricaruit tip de RTU saulocatia de unde provin.

Cu ajutorul limbajului de definire a bazelor de date (DBDL) definim, pentru fiecareentitate a modelului, o relatie care include toate atributele simple ale entitatii, obtinandu-se înacest fel schemele relationale:

Relatia Rtu – contine următoarele date Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu

permite valori de tip NULLIdentificator – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL Denumire - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULLDescriere - atribut de tip nvarchar de 250 de caractere, permite valori de tip NULL Locatie_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatiaLocatie

Relatia Locatie – contine următoarele date Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu

permite valori de tip NULLLocatie - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL

Relatia Parametri – contine următoarele date Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu

permite valori de tip NULLDenumire - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL Activ – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULLLimita_inf – atribut de tip real, permite valori de tip NULL Limita_sup – atribut de tip real, permite valori de tip NULL Ordine_param – atribut de tip real, permite valori de tip NULL Rtu_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatia Rtu

Marime_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatiaMarime




HIDROEOL

RST


Relatia Marime – contine următoarele date Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu

permite valori de tip NULL

Tip – atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL UM - atribut de tip nvarchar de 50 de caractere, permite valori de tip NULL

Relatia Rtu – contine următoarele date Id – atribut unic de identificare de tip intreg incrementat automat, cheie primara a relatiei, nu

permite valori de tip NULLData – atribut de tip datetime, permite valori de tip NULL Val_param - atribut de tip real, permite valori de tip NULLLocatie_fk – atribut de tip intreg, permite valori de tip NULL, cheie straina din relatiaParametri

Consistenta datelor dintr-o baza de date presupune că numai datele valide sa fie introduseîn baza de date. Daca din anumite motive se executa o tranzactie care incalca regulile deconsistenta ale datelor, tranzactia va fi anulata şi baza de date va fi adusa la o stare de consistentadata de regulile acesteia. Pe de alta parte, daca o tranzactie se executa cu succes, va duce baza dedate dintr-o stare de consistenta cu anumite reguli, intr-o alta stare care este consistenta în raportcu aceleasi reguli. Consistenta unei baze de date trebuie asigurata la nivelul fizic şi logic al unei

baze de date. Consistenta datelor realizata la nivelul fizic este asigurata prin crearea tabelelor dedate în cazul bazelor de date care sa fie citite de SGBD-ul cu care se lucreaza. Este asigurataatata timp cat fisierele de date fizice nu sunt avariate. Consistenta datelor realizata la nivelullogic al arhitecturii unei baze de date se refera la faptul că tabelele bazei de date contin date

valide. Acest lucru poate fi asigurat în unele cazuri de SGBD (de ex. în cazul datelor de tipdatetime inserarea în tabele se face numai atunci cand data este corecta din punct de vederecalendaristic), iar în alte cazuri de restrictiile impuse de programator. Cat timp bazele de datestocheaza cantitati mari de informatii care vor fi exploatate prin interogari se impune că acestedate sa fie corecte. Tehnicile care stau la baza consistentei unei baze de date sunt: cheile primarecare impun constrangeri de unicitate, cheile straine care impun constrangeri de regasire ainformatiei, gestiunea tranzactiilor care asigura controlul concurentei şi rezistenta la defecte.Constrangerile impuse pentru asigurarea consistentei unei baze de date pot fi definite la nivel detabela sau la nivel de coloana dintr-o tabela în cadrul bazelor de date relationale. Constrangerilela nivel de coloana trebuie definite imediat după specificarea tipului de data pentru coloanarespectiva, ele facand parte din definitia coloanei. Ordinea de specificare a constrangerilor este

arbitrara. Constrangerile la nivel de tabela pot fi specificate oriunde în definitia tabelei.Baza de date Hidroel are definite următoarele constrangeri pentru asigurarea consistentei

datelor din baza de date: interzicerea valorilor de NULL pentru o coloana (in special pentrucoloana care contine cheile primare ale tabelelor), unicitatea şi valoarea de NOT NULL avalorilor unei coloane care este cheie primara, unicitatea valorilor unei sau mai multor coloanecare formeaza cheia candidata.

La nivelul bazei de date sunt dezvolate anumite mecanisme cum ar fi proceduri stocatesau view-uri prin care se permite exploatarea bazei de date pentru a obtine cele mai bunerezultate dar totodata pentru a asigura o interactiune ideala între aplicaţia sistemului Hidroeol şiserverul de baze de date. Proiectarea bazei de date corespunzatoare sistemului a fost

realizata în stransa legatura cu specificatiile pe care trebuie sa le indeplinesca aplicaţia sistemuluiHidroeol cu scopul de a satisface cat mai prompt şi eficient cerintele utilizatorului final.




HIDROEOL

RST


Din dorinta de a oferi un acces cat mai securizat şi de a atinge un public tinta cat maimare pentru exploatarea bazei de date corespunzatoare sistemului Hidroeol s-a realizat oaplicaţie Web (Figura 4.15) prin intermediul caruia utilizatorul poate realiza anumite studii de

fezabilitate pentru diferite zone din dorinta de a dezvolta diferite sisteme hibride hidro-eoliene.In momentul de fata aplicaţia Web gestioneaza datele achizitionate doar în Cluj-Napoca şi

permite accesul on-line la acestea. Aplicaţia Web prin intermediul datele achizitionate permiterealizarea unor staţistici pe baza carora se poate observa variatia parametrilor achizitionati de laentitatile de tip RTU amplasate în sistem.

Aplicatia WEB

Pentru a permite accesul on-line a utilizatorilor la datele stocate pe serverul de baze dedate s-a utilizat serverul Web Microsoft IIS (Internet Information Services) versiunea 6.0.Acesta reprezintă un server Web foarte eficient, disponibil în cadrul tuturor versiunilor deMicrosoft Windows Server 2003, care asigur ă o infrastructur ă foarte sigur ă, scalabilă, şi totodată uşor de manipulat, destinată aplicaţiilor Web. IIS 6.0 permite lansarea unor aplicaţii Web, într-omanier ă rapidă şi facilă, şi totodată asigur ă o platformă de înaltă performanţă dedicată aplicaţiilor dezvoltate în medii că şi Microsoft ASP.NET şi Microsoft .NET.

Suplimentar faţă de facilităţile prezentate mai sus, prin intermediul Windows Server 2003Service Pack 1 (SP1), IIS 6.0 dispune de avantajul unei compatibilităţi mai ridicate, capabilităţide generare a fişierelor cu extensia log , ofer ă un grad mai mare de securitate, precum şi altecaracteristici importante.

Figura 4.15. Interfata principala a aplicaţiei Web Hidroeol




HIDROEOL

RST


IIS (Internet Information Services) transformă un computer îintr-un server web care ofer ă servicii de publicare WWW (World Wide Web), servicii FTP (File Transfer Protocol), servicii

SMTP (Simple Mail Tranfer Protocol), şi servicii NNTP (Network News Transfer Protocol). IISse poate utiliza pentru gazduirea şi managementul site-urilor web şi a altor continuturi Internetodata ce se obtine o adresa IP, se inregistreaza domeniul pe un server DNS (Domain NameServer), şi se configureaza reteaua în mod corespunzator.

Pentru realizarea aplicaţiei Web care să împlementeze funcţiile descrise mai sus, s-a alesmediul de dezvoltare Visual Studio .NET. În mediul de dezvoltare Visual Studio .NET permiteimplementarea de aplicaţii .NET acesta fiind în strâns integrat cu .NET Framework şi cu run-time-ul .NET. Aplicaţia Web .NET implementată este independentă de mediul de dezvoltareceea ce îi creşte portabilitatea atât a aplicaţiei cât şi a codului sursă. Aplicaţia care s-a realizat

prin natura sa este o aplicaţie deschisă care permite realizarea uşoar ă de modificări şi deîmbunătăţiri.

.NET prezintă integrare inter-limbaj şi tratare a excepţiilor, sevicii de depanare şi profilare, securitate inbunătăţită, lucru mai eficace cu versiunile şi instalare la beneficiar maieficientă. El ofer ă un model cu totul nou pentru interacţiunea între componente şi biblioteca declase - .Net Framework. .NET unifică modelul de programare, f ăcând din alegerea limbajului o

problemă în principal de preferinţa personală. Astfel la dispoziţia tuturor aplicaţiilor .NET stă osingur ă bibliotecă de clase, comună, coerentă şi elegantă.

Aplicaţiile Web .NET sunt realizate cu ajutorul uneltelor ASP.NET şi ADO.NET aletehnologiei .NET. Accesul şi prezentarea datelor reprezintă funcţiile principale cale trebuie să leîndeplinescă o aplicaţie Web. De aceea având în vedere faptul că aplicaţia care s-a implementatare funcţii de preluare, şi vizualizare de date necesită utilizarea unei infrastructuri care să ofere

legare automată între sursele de date şi elementele din aplicaţie. În .NET, mai multe controaleeficiente legate la date ne premit să asociem cu uşurinţă rânduri de date cu elemente HTML precum listele autoderulante sau tabelele. Capacitaţile ASP.NET şi ADO.NET sunt evidentecând folosim controale server în contextul aplicaţiilor Web. Controalele legate la date şi codul

pentru gestiunea datelor sunt folosite în acelaşi mod indiferent de modelul de programare. – Windows Forms, Web Forms sau chiar servicii Web.

Acesta tehnologie are multe avantaje atât pentru programator cât şi pentru utilizatorulfinal. Astfel principalele avantaje care le prezintă utilizatorul unui website implementat înASP.NET sunt: f unc ţ ionalitate sporit ă în manipularea bazelor de date, aplica ţ ii web mai

rapide şi eficiente, protec ţ ia impotriva „scurgerilor de memorie” şi a erorilor şi suport pentrudiverse limbaje de programare.

Statia de preluare a datelor despre vânt a fost proiectata şi realizata fizic inca de la 1 aug2008, şi funcţioneaza în continuare pe cladirea institutului nostru. Urmeaza că în faza 3, lainceput sa montam o a doua staţie de preluarea datelor despre vânt la CHE Floresti (sau în altloc) unde se va dezvolta pilotul ansamblului hidro-eolian. A doua staţie se realiza cu modululX9100 Warwick, şi va fi complet independenta energetic. Vom folosi un panou solar de 50W şio baterie de 38Ah.

4.2.3. Credibilitatea datelor noastre

Ziua de 6 oct 2008 a fost o zi în care vântul s-a f ăcut simtit, o buna ocazie de a comparadatele noastre cu alte resurse despre vânt în zona Europei. Iata mai jos datele culese de staţia

proprie, în aceasta zi pe ore (evolutia grafica din figura 4.16):




HIDROEOL

RST


Figura 4.16. Inregistrarea din 6 oct 2008, cu staţia proprie

Figura 4.17. Vantul la Cluj în data de 6 octombrie 2008, conform Iwindsurf.com




HIDROEOL

RST


Să compar ăm datele nostre cu alte două baze de date, achiziţionate prin sateliţimeteorologici şi disponibile un interval de timp mai indelungat (circa 10 zile). Fiind un fenomenmai degraba „global” decât unul „local”, cel putin în anumite limite geometrice, chiar daca staţia

noastra e situata în cartierul Zorilor şi staţia meteo care a concurat la datele IWINDSURF e încartierul Gruia se poate observa o buna relatie de asemanare a profilului între cele douainregistrari, dar şi apropiere a valorilor efective.

O alta resursa de datedisponibila un timp maiindelungat am gasit site-ul AccuWeather Inc. şiaceste resurse suntobtinute de la sateliti.Conform acestor date înaproape toata Romaniaviteza medie, în data de6 oct ac a fost demaximum 5mile/h adica2,2m/s. Daca în cazulnostru putem vorbi devânt de 8-10m/s, cuintensificari de 12m/,confirmate de simturilenoastre dar şi deinregistrarile Iwindsurf,

ceea ce ne oferaAccuWeather e departe,e foarte departe.

Figura 4.18. Vantul în data de 6 octombrie 2008, conform AccWeather

Q.E.D.

Aceasta aproximare, sau lipsa de discriminare, de privire f. Globala şi grosiera (dateleAccuWeather, de exemplu) mai confirma odata aprecierea şi concluziile noastre referitoare lanecesitatea masurarii locale a valorii vântului inainte de a porni o investitie. gasim istoria şimediile anuale, bazate pe datele obtinute de la staţiile locale, date pe care nu le putem obtine dela autorinatile publice.

In baza de date bazata pe colaborarea staţiilor terestre , numita chiar Weatherbase, pentruCluj Napoca (vezi fig 25) gasim o medie anuala a vitezei vântului de 8Km/h, adica o medieanuala de 2,2m/s, ceea ce face aceasta locatie (Cluj Napoca în general) şi cu oarecare aproximareşi locatia noastra - 46° 47N, 23° 34E, nepotrivita pentru exploatarea eoliana. Noi am gasit omedie asemanatoare ~2m/s în cele aproape 3 luni de inregistrare cu staţia proprie.

Pe site-ul NASA http://eosweb.larc.nasa.gov oricine poate face o cerere date despre vântsau meteo şi va primi arhivele pe ultimii 10 ani! Ceea ce ar fi grozav daca... Dar rezolutia este de1° geografic, adica f ăr ă relevanta din punctul de vedere al nui investitor. In anexa 2 am listat




HIDROEOL

RST


rezultatele obtinute pentru Cluj-Napoca, Floresti sau Someseni care sunt identice, desi sunt pe undiametru de 20km.

Figura 4.19. Datele medii anualede pe site-ul

www.weatherbase.com (offers records and averages, climatology

and historical weather for 16439 cities

worldwide, searchable by city, state,country or ZIP code)

4.2.4. Problema înălţimii de măsurare, a profilului potenţialului eolian pe verticalaunei locatii

Figura 4.20. Dependenta viteza vântului de înălţime

Mai apare o problema, care osemnalizam şi apoi incercam sao solutionam, şi anume înălţimeala care se masoara vitezavântului. Nu luam în calcul

pozitii, în general joase, care

sunt afectate de turbulente şi prinurmare că masuratori suntirelevante din punctul de vedereal stabilirii potenţialului eolian.Dar din punct de vedere alrealizarii unei staţii de măsur ă competitive şi relevante ar trebuisa avem o înălţime de măsur ă lacel putin 10m (daca nu 12m)deasupra celui mai ridicat punct

pe o raza de 300m. Statiileterestre meteo, clasice masoaraviteza vântului la 10m înălţime.




HIDROEOL

RST


Si nu este cazul nostru, al punctului de măsur ă de pe cladirea Ipa Cluj Napoca care e doar la 8m înălţime, pe deoparte. Pe de alta parte la intocmirea unui profil, vezi şi [27], trebuie salegam datele culese de înălţimea de măsur ă şi sa aplicam. Prin urmare vom face o corectie că sa

fim în cazul standard acceptat pentru staţiile terestre clasice aplicand legeaV(z) = Vmas* ln (z/z0) / ln (zmas/z0) (1)

unde:V(z) – este viteza la înălţimea z, Vmas - este viteza la înălţimea zmas

z0 – este lungimea asperitatilor la înălţimea la nivelul soluluisau legea echivalenta

V(z) = Vmas * (z/zmas)α (2)

unde:α este este un coeficient de frictiune dependent de z0

Luam cazul staţiei noastre unde Vmas - este la 4m deasupa acoperisului, şi z0 reprezintă înălţimea asperitatilor o consideram 0,5m. Rezulta dependenta vitezei cu înălţimea din graficulalaturat. Sau daca vrem sa dam viteza corectata la 10m deasupra acoperisului (solului) trebuie saintroducem un coeficient de corectie egal cu 1,4406.

V(10) = 1,4406 * Vmas (3)astfel incat datele noastre sa aibe acest criteriu al înălţimii respectat.

Figura 4.21. Corectia de viteza încazul valorilor masurate pe staţia IPA

Cluj-Napoca.

Intr-un studiu efectuat la universitatea Stanford [11] pe durata a 5 ani şi bazandu-se

exclusiv pe date masurate la staţii meteo din toata lumea în conditii diferite (la diferite înălţimide 10m, 20-80m şi de 80m) refac harta globala în punctele de măsur ă (doar în punctele demasura) la 80 m înălţime deasupra solului. Scopul acestui studiu a fost acela de a evalua

potenţialul vântului la nivelul planetei la înălţimea de 80m, ce corespunde generatoarelor eolienemai mari de 1,5Mw. Turbinele eoliene de 1,5Mw e au diametru palelor de 77m. Rezultateleconcise pentru Europa la nivelul anului 2000, la înălţimea de 80m, sunt concentrate în hartacolor mai jos. Din Romania cu date au participat 9 staţii meteo, care au dat masuratorile propriila 10m înălţime (probabil). Este mai mult decât simptomatic acest studiu californian, avand

probabil protocoale cu diferite staţii terestre din toata lumea au preferat sa refaca potenţialuleolian la 80m, de jur imprejurul lumii bazandu-se eclusiv pe masuratori certe!! Este o altadovada, indirecta, a perceptiei corecte a autorilor acestui studiu, motiv pentru care investitorii şi

bancile finantatoare cer buletine de masuratori multianuale, bazele de date obtinute pe satelitsunt de „orientare” în spatiu. Evident inafara bazelor de date, sunt şi diagramele tuturor continentelor aşa cum e prezentata Europa în figura 4.22.




HIDROEOL

RST


Figura 4.22. Rezultatulal sintetic al studiului de la Berkley privind Europa

Importanta corectiei înălţimii, şi prezentarii unitare a rezultatelor o ilustram mai jos prinsuccesiunea de harti ale vântului a statului american Illinois la 10m, 50m şi 80m. şi diferentelesunt semnificative.

Figura 4.23. Variatia vitezei vântului cu înălţimea.




HIDROEOL

RST


4.3. ARHITECTURA ANSAMBLULUI HIDRO-EOLIAN

O staţie pilot hidro-eoliană de mici dimensiuni (aproximativ 1kW) este proiectată deUTCN (vezi figura 7.1) şi va fi amplasata la sediul UTCN din strada Observatorului. Această staţie pilot de mici dimensiuni trebuie să ne dea doar nişte corelaţii, în baza cărora vom extrapoladatele la o scara mult mai mare sau la mai multe scări mult mai mari. Fiind o diferenţă aşa demare de scar ă între pilotul care ni-l putem permite s-ar putea să avem dificultăţi sau mai bine zisinadecvări ale modelului matematic dedus din datele experimentale culese de pe staţia pilot şi unmodel matematic al unui ansamblu de câţiva MW.

O a doua staţie pilot de circa 5Kw se va dezvolta impreuna cu Hidrelectrica Cluj care va permite utilizarea facilitatilor sale de la CHE Floresti I sau II. Locatia finala va fi stabilita funcţiede posibilitatile concrete de montaj a pilonului turbinei eoliene care poate sa cantareasca şi 800-1200 kg. Pentru a face faţă acestei posibile probleme vom dezvolta două modele:

• un model matematic analitic şi• un model dedus din datele experimentale culese de pe staţiile pilot.

In succesiunea de scheme bloc generice care urmeaza numerotarea blocurilor funcţionalese pastreaza aceiasi în tot documentul pentru a fi mai usor de urmărit. Aceste blocuri sunt:

(1) staţia de mausare a parametrilor vântului,(2) subansamblul turbina şi generator eolian,(3) redresor cu baterie de accumulatoare,(4) invertor,(5) SCADA,(6) consumator – unitate de conservare,

(6.1) Statie de pompare cu contor de volum de apa pompat,(6.2) incalzitor de apa cu traductoare de volum şi temperatura(6.3) staţie de aer comprimat,

(7) modem GSM GPRS pentru unitate de conservare distanta,(8) unitate de calcul pentru monitorizare (dispecer) şi(9) server WEB.

Figura 4.24. Arhiectura generica a unui ansamblu hidro-eolian diversificat, de mare putere.




HIDROEOL

RST


În figura 4.24 am schitat arhitectura generica a unui ansamblu hidro-eolian diversificat,de putere mare. Diversificat în sensul că pe langa staţia de pompare pot coexista şi alte formemajore de conservare cum ar fi staţii de aer comprimat sau boiler cu schimbator de caldura. Fiind

vorba de o arhitectura generica pentru puteri semnificative e putin probabil că toatecomponentele sa fie în acelasi loc, prin urmare intr-o asemenea arhitectura trebuie sa figureze şireteaua de transport cu componentele sale de transformatoare ridicatoare, respectiv coboratoarede tensiune.

Funcţie de tipul de turbina ales (vezi paragraful 5.1.2) turbina şi generatorul eolian şi blocul compatibilizare cu reteaua (U, frecventa) poate constitui o singura unitate şi nu doua cume figurat mai sus. In aceasta reprezentare la nivel de blocuri energetice nu apare sistemul demonitorizare şi comanda. Care apare insa mai detailat în reprezentarea din figura 4.25, pe oarhitectura mai aproape de staţia pilot care ne-o vom permite în cadrul acestei teme. Apare şiaici reteaua de transport doar pentru a sugera că producerea energiei şi consumul ei nu trebuie safie neaparat în aceiasi locatie. Din punct de vedere practic, aşa ceva nu ne permitem, studiileelaborate de ISPE, în vederea obtinerii de acodului de legare a generatorului la SEN de laTRANSELECTRICA, costa mult mai mult decât triplu valorii contractului de fata.

Figura 4.25. Arhiectura generica a unui ansamblu hidro-eolian diversificat,de mare putere, cu SCADA.

Plecand de aici, cand trecem la arhitectura staţiei pilot, pe care vom strange date, trebuiesa pastram legatura cu arhitectura unui ansamblu hidro-eolian de mari dimensiuni, tocmai pentrua putea face pasul invers şi a aprecia bilanturile energetice pentru sisteme mari. Daca nu avem învedere acest lucru, s-ar putea că pe baza datelor pilot sa nu putem sustine coerent şi logic unmodel a unui/unor ansambluri hidro-eoliene de mari dimensiuni. De asemenea va trebui sa avemîn vedere distributiile reale ale vântului în zona noastra de interes şi oriunde vom dori sa instalam

parcuri sau centrale eoliene.Modelul pe care vom acorda funcţia de transfer globala, adica resurse de vânt, distributia

resurselor de vânt, turbina şi generatorul eolian, unitatile de conservare (statie de pompare, staţiede aer comprimat, incalzitor de apa) şi randamentul de uzinare a apei conservate în bazinul

superior este prezentat în figura 4.26. In mod particular, aici la CHE Floresti I sau II înălţimeade pompare h p este identica cu înălţimea de turbinare ht. Dar daca noi vom merge, prin semnareaunui acord cu HIDROELECTRICA la Floresti, mergem pentru că altceva mai bun nu avem, nu




HIDROEOL

RST


mergem pentru că asta e locatia ideala, care va demonstra utilitatea ideii noastre. Mai multmodelul matematic, va avea din capul locului, aşa cum am aratat deja în RST I şi în RST IIredefinirea scopurilor un h p diferit de ht şi anume h p < ht .

Figura 4.26. Ansamblul modelului staţiei pilot Hidro-eol.

Interpretarea /citirea modelului

Pana vom ajunge lastrangerea primului set de date credibil că sa incepe prima modelare,în vederea operatiilor iterative de acordare putem avea deja o prima apreciere:

Putem cauta randamentul global:

η = energia utila din apa urcata de pompa în bazinul superior

energia vântuluidar e un non sens pentru ca: stim deja aplicand Betz că vom avea 59%, stim deja că facand

produsul randamentelor tuturor subansamblelor turbinei şi generatorului eolian cu randamentulBetz avem un randament plecand de la energia vântului de 40-44%. Acest randament ni-l da

chiar constructorul turbinei. Ori acest 40-44% din energia vântului il avem daca avem generator eolian sau nu-l avem daca n-avem generator. Deci e logic că despre aceasta catime deenergieeoliană intrata în ansamblul hidro-eolian vorbim. şi aceasta catime o gandim, cum trebuieconservata că sa avem maximum de randament.

Plecand de aici, daca facem produsul randamentelor pompei, conductei (scadem pierderile din conducta) şi randamentul de uzinare a apei în CHE ajungem la:

ηtotal = η p * ηcond * ηt = 0,80*0,80*0,80 = 51% (4)

Dar daca vom aplica acest lant la amenajarea Sacuieu-Dragan-Remeti, vom avearandament peste 100%. Mai precis . Acest gen de utilizare am urmărit de la INCEPUT şi vom

urmări până la final. Evident discutand de nivele mari de energie acestea vor fi vehiculate prinSEN aja cum am inceput (vezi figurile 4.24 şi 4.25).




HIDROEOL

RST


5. ELABORAREA PROPRIU-ZISĂ A MODELULUI

Daca revenim la scara instalatiei pilot de puteri sub 10Kw este evident că nu se mai pune problema transmisiei de energie. La nivelul modelarii finale, după rezultatele obtinute pe staţia pilot, după tunningul modelului în coorcondanta cu date inregistrate, se poate trece la nivelulSEN prin includerea transmisiei de energie de inalta tensiune cu toate probleme de pierderireactive pe linii lungi şi pe transformatoarele de coborare şi ridicare de tensiune.

Trebuie sa mentionam că problema subansamblelor redresor-baterie de accumulatori-invertor se pune în acest caz, la asemenea dinensiuni energetice, dar la ansambluri de dimensiunimari (>30Kw) nu se pune; la asemenea dimensiuni generatorul eolian se sincronizeaza direct cureteaua în care debiteaza şi aceste blocuri 3 şi 4 nu exista. Acesta ar mai fi un motiv că la scara

pilotului sa evitamşi aici aceste blocuri, desi vom pierde la randament.

şi ar trebui sa cautam o

solutie de a reduce pierderile care vor aparea la desele opriri şi porniri datorate caracteruluivântului, pierderi pe care modulele 3 şi 4 le-ar „integra”, sau le-ar reduce şi ar fi mai putinstresante la propriu pentru echipamentele din aval, adica a consumatorilor (6).

Asa cum am stabilit la finele capitolului precedent sa pastram cat mai mult echivalenteleîntre pilotul de 10Kw şi ansamblurile de zeci şi sute de Mw. Acest lucru e posibil daca vomdiversifica solutiile de conservare folosind şi incalzirea rezistiva care poate fi f ăcuta şi la vitezemici ale vântului cand ce scoate generatorul eolian e insuficient pentru energizarea pompei deconservare.

Figura 5.1. Arhiectura bloc a ansamblului pilot hidro-eolian diversificat.

In figura 5.1 se prezintă ansamblu pilot hidro-eolian pe care se vor face testele de durata pentrumodelarea unor ansambluri hidro-eoliene de mare putere. Blocurile 3 şi 4 - redresor - baterie – invertor,avand în vedere preturile (4000 euro o baterie de accumultoare de 120Vcc / 200Ah, respectiv 6000-8000euro pentru un invertor de 5Kw) s-ar putea sa fie omise. In acest caz, eventual, va trebui sa migram la oschema mai redusa, dar a carei proiectare cere în schimb mai multa acuratete. Ce probleme se pun în

acest caz? Sa conectam direct pompa cu generatorul turbinei f ăr ă a mai subansamblu redresor-baterie-invertor, sa folosim o pompa submersibila f ăr ă a mai adauga schme de amorsare şi de pornire (stea -triunghi sau soft starter). Datele de proiectare ale staţiei pilot sunt:




HIDROEOL

RST


1) Suntem în situatia unei locatii CHE Floresti (zona Cluj) cu valori scazute a vitezei vântului,2) Din motive costuri - sa conectam moto pompa direct la generatorul eolian,3) Inaltimea de pompare e de cel putin 20m (CHE Floresti I - 17m, Florest I - 7m )

4) Pompa submersibila trifazata de 3Kw şi 3,5mc/h - capabila sa lucreze şi la tensiuni de ~ 100Vşi 20Hz

5.1. PROIECTAREA ANSAMBLULUI HIDRO-EOLIAN

5.1.1.Turbina şi generatorul eolian

Puterea vântului este proportionala cu cubul vitezei vântului, şi puterea disponibila intr-o sectiunetraversata de vânt în wati este Pv = ½ *ρ * V3 * S respectiv puterea de iesire din generatorul eolian:

Pe = η* Pv, unde:ρ este densitatea aerului în Kg/mc (~0,29kg/mc),

S este suprafata maturata de elicele turbinei,V este viteza vântului în m/s,η este randamentu ansablului turbina&generator eolian în %.

Conform legii lui Betz se poate extrage cel mult 59,2% din energiaeoliană care traverseaza suprafata uneiturbine eoliene; de asemenea randamentul de transformare maxim teoretic a unei elice e în jur de 86%.Rezulta un randament maxim de transformare a energiei cinetice a vântului în energie mecanica de50,9%. La acest randament mai trebuie adaugat randamentul generatorului electric şi alte pierderi. Practicrandamentul intregului lant elice, turbina, generator electric ajunge la 40 - 44%. Ansamblurile mari atingrandamente de 44%, cele mici 40% şi sub. Puterea electrica la iesirea unui ansamblu turbina generator eolian, funcţie de viteza vântului, şi în limitele randamentelor practice, este prezentata în tabela 5.1.

Tabela 5.1.

vant Puterea utila la esire [w] Observatiiviteza [m/s] putere [w] 40% 44%

1 4 0 0

vit< vit pornire2 29 0 0

3 97 39 43

P ~ V3

4 231 92 101

5 450 180 198

6 778 311 343

7 1,236 494 544

8 1,845 738 812

9 2,627 1,051 1,156

10 3,604 1,442 1,586

11 4,797 1,919 2,111

12 6,228 2,491 2,740

13 7,918 3,167 3,484

14 9,889 3,956 4,351

15 12,163 4,865 5,352

16 14,762 5,905 6,495

franare progresiva la Pnominal până laviteza de supravietuire

17 17,706 5,905 6,495

18 21,018 5,905 6,495

19 24,719 5,905 6,495

20 28,831 5,905 6,495

5,905 6,495

viteza desupravietuire

5,905 6,495




HIDROEOL

RST


Dupa cum se vede este o viteza minima de pornire (Cut in) şi o viteza maxima (Cut off)între care o turbina funcţioneaza. De regula la aproximativ 10-15 m/s turbina livreaza puterea lacare e dimensionat generatorul subansamblului turbina&generator. Prin urmare oricat ar creste

viteza vântului sau mai bine zis cubul vitezei vântului, generatorul e proiectat la o anumita puterecare nu poate fi depasita. Deci peste viteza la care generatorul isi atinge puterea maxima(nominala) constructorul introduce diferite modalitati de franare a butucului paletelor. şi aiciincepe diferentierea între constructuri, între performante şi costuri.

Ne referim la turbinele de putere mica, sub 25Kw, intrucat la cele mari şi relativ scumpelucrurile sunt mai complicate şi oricum nu ne privesc. La turbinele mici sunt diferite tehnici defranare, de la frane de protectie a ansamblului mecanic prin inclinarea axei turbinei (furling)

până la controlul unghiului de atac a paletelor elicei. Astfel rezulta o serie de subansamblurieoliene cu diferite curbe de putere (vezi figura 5.2).

Curba de putere asubansamblului Joliet de5Kw, care este un suban-samblu ieftin şi care nu areintegrate dispozitive demodificare a unghiului deatac a paletelor pentru men-tinerea puterii nominale laviteze ridicate ale vântului.Exact cand ai avea vânt

puternic, > 15m/s ( 54km/h)

subansamblu se „protejeaza”inclinandu-se şi micsorandaria maturata de vânt, iar

puterea scade la 2Kw. Este oinvestitie proasta sau scumpadaca faci rapotul între ce

primesti şi ce ai investit.

Figura 5.2. Curba de putere a turbinei Joliet de 5Kw

Curba de putere a

subansamblului Fortis de10kW, care este tot un sub-ansamblu ieftin şi care nu areintegrate dispozitive demodificare a unghiului deatac a paletelor pentru men-tinerea puterii nominale laviteze ridicate ale vântului.Daca la 10-11 m/s scoate10Kw, la 16m/s scoate doar 3Kw.

Figura 5.3. Curba de putere a turbinei Fortis de 10Kw la 12m/s.




HIDROEOL

RST


Curba de putere a subansamblului EOLTEC de 6kW (Scirocco),

care este un subansamblu scump şicare are integrate dispozitive demodificare a unghiului de atac a

paletelor pentru mentinerea puteriinominale la viteze ridicate alevântului. Puterea nominala e men-tinuta până la viteza de supravietuirea acestei turbine care e la 60m/s (216Km/h). Subansamblu e maiscump, dar per total este o investitiemai ieftina. Cu aceste date suntemîn pozitia de a alege în cunostiintade cauza turbina ideala prin prismaraportului performante pret.

Figura 5.4. Curba de putere a turbinei EOLTEC de 6Kw la 12m/s.

5.1.2. Tipuri de generatoare

Sunt 4 tipuri principale de generatoare folosite în productia de masa, impreuna cu

turbinele eoliene [6] pe care le descriem sumar în continuare:

1. Generatorul asincron cu rotor în scurtcircuit

Figura 5.5.

Acesta foloseste rotorul „coliviede veverita” (sau în scurtcircuit)şi reprezinta cea mai vechetehnologie. Acest generator seleaga direct la retea. Cuplareageneratorului cu turbina se face

prin intermediul unei cutii deviteze. Generatorul nu-si poatealimenta curentul de excitatienecesar pornirii, care trebuie fiefurnizat de retea, fie „intors”

prin capacitoare. Acest tip degenerator nu poate fi reglat în

putere, tensiune sau frecventa.Generatorul asincron participa lainertia sistemului energetic înmaniera în care o face motorul

asincron.




HIDROEOL

RST


2. Generatorul asincron cu rotorul bobinat şi inele colectoare.

Figura 5.6.

Acest tip de generator în termi-nologia engleza este cunoscutsub denumirea de Asynchronous

– double fed Induction Genera-tors. La acest tip bobinelerotorului sunt accesibile înexterior prin intermediul unor inele colectoare. Cuplajul întreturbina şi generator se face prinintermediul unei cutii de viteze.Curentul prin rotor este reglat

prin intermediul unui invertor.Acest cost suplimentar se traduceîn avantajul generatorului de a

putea lucra pe un domeniu largde viteze. Prin acest tip degenerator se pot regla puterea,tensiunea şi frecventa. Generato-rul contribuie la inertia siste-mului energetic la care estecuplat.

3. Generatorul sincron – nesincronizat

Figura 5.7.

Acest tip de generator foloseste,de regula magneti permanenti.Generatorul e cuplat direct laturbina fapt ce permite sa lucreze

pe un domeniu larg de viteze.

Extragerea de energie facandu-secu un randament mai bun. Dar cum frecventa este variabila

pentru cuplarea generatorului laretea se foloseste un invertor.Acestui ansamblu i se poate reglafrecventa, puterea şi tensiunea.Datorita prezentei electronicii de

putere în statorul generatoruluiacest tip de masina nu contribuiela inertia sistemului energetic.




HIDROEOL

RST


4. Generator sincron sincronizat

Figura 5.8.

Generatorul sincron standard estecuplat la turbina prin intermediulunei cutii de viteze cu raportvariabil. Teoretic acest ansambluar trebui sa depaseasca probleme-le de reglare a frecventei,tensiunii şi puterii reactive. Laaceasta data cutiile de viteze curaporturi variabile sunt departede a fi sigure şi fiabile. Astazisunt putine generatoare în servi-

ciu în aceasta tehnologie.

5.1.3. Alegerea ansamblului turbina – generator

Pentru puteri mici, sub 25kw, în scopuri locale, se foloseste, de regula, ansamblu cugeneratorul sincron nesincronizat (cazul 3); acest generator are rotorul cu magneti permanenti şie mic, compact şi eficient.

Pentru producerea de energie la scara mare, livrata în reteaua publica, se foloseste deregula ansamblu cu generator asincron cu rotor bobinat (cazul 2). Avand:

i)constrangerile financiare ale proiectului, şiii)costurile unei turbine eoliene puse în funcţiune (turbina propriu-zisa reprezintaaproximativ 30-33%),

putem avea în vedere pentru staţia pilot fie un ansamblu de 1kW (care va fi instalat la UTCN),fie o a doua staţie pilot în colaborare cu Hidroelectrica Cluj la CHE 1 sau 2 din Floresti (judetulCluj). Aceasta varianta ceva mai mare (până în 5Kw) alimenteaza o pompa de 2,7 – 3kW pentruconservarea energiei eoliene prin pompare. Pentru acest caz am luat în considerare principalelefirme din domeniul turbinelor mici (<25kw) adica Eoltec, Proven, Iskra, Joliet Fortis şiLandsberg) doar primele 3 au tehnici de franare competitive (reglarea unghilui paletei la vitezemari) pentru mentinerea puterii în domeniul vitezelor ridicate (vezi fig. 5.4). Celelalte 3 Joliet,Fortis şi Landsberg sunt ieftine şi „proaste”, caracteristica lor de putere arata în genul celei alefirmei Joliet prezentate în figura 5.2.

Tabelul 5.2. Prezentare comparativa pret/performanta a principalelor turbine de 5-10kw

eoltec 6,5kw iskra 5kw proven 6kw Joliet 5Kw

turbine price (euro) 10400 ? 12436 6990tower price (euro) 2080 ? 4154

4990transport price (euro) 815 ? 0

Fundatie & montare 5000 5000 5106 2450Pretul total (euro) 18295 0 21696 14430




HIDROEOL

RST


La datele ce le avem în acest moment, fise tehnice şi facturi proforma şi la nivelulcunostiintelor specifice la care ne-am ridicat alegerea rationala este între Eoltec şi Proven. Nudetinem date financiare despre ISKRA care din punct de vedere tehnic ar corespunde.

Pentru a incheia ciclul de proiectare, în aceasta faza, consideram că dispunem desubansamblu Turbina&generator Scirocco 6Kw de la firma EOLTEC, care satiface cerinteleinitiale şi completeaza datele initiale ale temei de proiectare. Tensiunea de esire din generator evariabila că valoare şi frecventa, constanta acestui generator e de 4,6Vca/Hz. Intre 120 şi 220rpm la butucul (rotorul) generatorului, avem la esire o tensiune între 110,4Vca / 24Hz şi230Vca / 50Hz.

Tabelul 5.3.vant Puterea utila la esire [w]

Observatiiviteza [m/s] putere [w] 40% 44%

1 15 0 0

vit< vit pornire2 118 0 0

3 400 160 176

P ~ V3

4 947 379 417

5 1,850 740 814

6 3,196 1,278 1,406

7 5,075 2,030 2,233

8 7,576 3,030 3,333

9 10,787 4,315 4,746

nr pale 2 3 3 3diametru pale [m] 5,6 5,4 5,5 6,4viteza de rotatie [rpm] 80-245 200 variabila 200

putere [kw] 6,5 @ 240rpm 5 @ 11m/s 6 @ 12m/s 5 @ 10m/senergie anuala la 4m/s[MWh]

6 4,75 5.2 2,8

energie anuala la 6m/s[MWh]

15 13 14

generator sincron,magnet

permanent

alternator,magnet

permanent

brushless,magnet

permanent

cuplare butuc-generator directa directa directa directa

viteza de start 2,7m/s 3 m/s 2,5 m/s 2,5 m/slimita de viteza 60m/s

upper limit of wind

70 m/s 15 m/s

viteza de supravietuire 60m/s 60 70 m/s

tehnica de franare pitch electrodinamicmechanical

brakefurling

Greutate turbina [kg] 202 weight 400 325

Tensiunea de esire3x var.

amplit & var.frecv

3x voltage 48Vdc/300v 240Vcc

Inaltime pilon [m] 12 tower height 9/5 12

Greutate pilon [kg] 800 tower weight 360kg/9m 1300kg/12m656kg/15m




HIDROEOL

RST


10 14,797 5,919 6,511

11 19,695 5,919 6,511

12 25,569 5,919 6,511

13 32,509 5,919 6,51114 40,603 5,919 6,511

15 49,940 5,919 6,511

16 60,608 5,919 6,511

franare progresiva la Pnominal până laviteza de supravietuire

17 72,697 5,919 6,511

18 86,296 5,919 6,511

19 101,492 5,919 6,511

20 118,375 5,919 6,511

6,511


5,919 6,511

Plecând de la aceste date şi de la dependenţa turaţiei la butuc funcţie de viteza vântului întabelul de mai jos calculam tensiunea, frecventa de esire funcţie de viteza vântului sau de turaţiarotorului:

vant Scirocco 6 Kw (12 poli) Tabelul 5.4.

viteza[m/s]

putere[w] Putere

rpm labutuc

Tensiune

[Vca]Frecv[Hz]

1 4 0 0 0 0

2 29 0 0 0 0

3 97 160 80 74 164 231 379 100 92 20

5 450 740 120 110 24

6 778 1,278 140 129 28

7 1,236 2,030 160 147 32

8 1,845 3,030 180 166 36

9 2,627 4,315 200 184 40

10 3,604 5,919 220 202 44

11 4,797 5,919 240 221 48

12 6,228 5,905 245 225 49

13 7,918 5,905 245 225 49

14 9,889 5,905 245 225 49

15 12,163 5,905 245 225 49

16 14,762 5,905 245 225 49

17 17,706 5,905 245 225 49Turatie (rpm) = Funcţie(v(m/s))

v. graficul de mai susfrec(hz) = Turatie/5

Uesire = frecv(hz) x 4,6V/hz

18 21,018 5,905 245 225 49

19 24,719 5,905 245 225 49

20 28,831 5,905 245 225 49

viteza desupravietuire 5,905 245 225 49

Daca analizam cu mare atentie tabelul de mai sus şi corelam aceste date cu frecventavântului la Cluj (cu o buna aproximatie şi la Floresti, 10km mai la vest de sediul IPA în directiavest, pe valea Somesului mic în amonte) vom vedea că foarte mult timp ansamblu pilot




HIDROEOL

RST


independent nu va funcţiona iar energia produsa la viteza joasa a vântului se va pierde. Nu vatrece de pragul de amorsare a pornirii electrice a pompei. şi atunci, bilanturile energetice vor omite energia care s-ar fi produs şi folosit la aceste viteze mici ale vântului care sunt dominante,

iar rezultatele nu vor da un „raport” corect despre acest prim bloc al staţiei pilot. Motiv pentrucare, ideea de baza de la care am plecat - ansamblu hidro-eolian se va diversifica în sensul că maiadaugam o modalitate de conservare a energiei vântului şi anume incalzirea directa prinrezistoare de putere (blocul 6.2) din arhitecturile ansamblului.

5.1.4. Pompa hidraulică

Pompa centrifuga o cuplam direct la generatorul eolian ales Scirocco 6Kw.Performantele pompei la frecvente diferite de 50Hz sunt extrapolate plecand de la curbele de la50Hz şi de legile de similitudine:

Px = P0*(Fx/F0)2 şi Qx = Q0 * (Fx/F0)Calculam puterea şi debitul unei pompe de 3Kw la 50Hz cu un debit de 3mc/h la diferitetensiuni şi frecvente debitate de Turbina&generatorul Scirocco de 6kw şi rezulta:

Tabelul 5.5. Turbina Pompa 3kw/50Hz 3mc/h

viteza [m/s] Putererpm labutuc

Frecv[Hz]

P pompa(f)(w)

Q(f)[mc/h]

1 0 0 0 0 0.00

2 0 0 0 0 0.00

3 160 80 16 307 0.96

4 379 100 20 480 1.205 740 120 24 691 1.44

6 1,278 140 28 941 1.68

7 2,030 160 32 1,229 1.92

8 3,030 180 36 1,555 2.16

9 4,315 200 40 1,920 2.40

10 5,919 220 44 2,323 2.64

11 5,919 240 48 2,765 2.88

12 5,919 245 49 2,881 2.94

13 5,919 245 49 2,881 2.94

14 5,919 245 49 2,881 2.94

15 5,919 245 49 2,881 2.9416 5,919 245 49 2,881 2.94

17 5,919 245 49 2,881 2.94

18 5,919 245 49 2,881 2.94

19 5,919 245 49 2,881 2.94

20 5,919 245 49 2,881 2.94


5,919 245 49 2,881 2.94

Una din pompele posibile care satifac exigentele noastre este pompa Lowara 4GS30 cumotor trifazat în stea 4OS30T23 care asigura la puterea nomila 3mc/h şi poate porni la o

presiune 7nari (70m coloana de apa), submersibila.Pompa submersibila aleasa poate fi pornita în sarcina (20 m coloana de apa) daca viteza

vântului depaseste 8m/s, adica generatorul furnizeaza 3Kw, la o turaţie de 180 rpm; în termeni




HIDROEOL

RST


electrici asta inseamna că furnizeaza peste 3 x 166Vca la 36Hz. Odata pompa pornita ea poatefuncţiona şi la tensiuni maio joase, şi evident la frecvente mai joase. Din anumite experiente, catşi din datele tehnice ale pompei alese, ne asteptam că pompa odata pornita sa pompeze în

continuare chiar daca viteza vântului scade până spre 5 m/s; în termeni electrici, ai tensiuniigeneratorului eolian la 5m/s asta inseamna 3x 110Vca la 24Hz.

Distributia reala a vântului

Figura 5.9. Distributia vântului conform datelor culese cu staţia proprie

5.1.5. Concluzie importantă privind alegerea turbinei

Examinand cu atentie distributia vântului la sediul IPA incepand din 1 august până îndata de 24 octombrie ac se ridica cateva semne de intrebare legat de lipsa vitezelor din gama 8-

10m/s respectiv 10-11m/s. Cu toate acestea am putea zice că frecventa cea mai mare a vântuluiutil e totusi în gama 5-8m/s adica în partea de jos a spectrului de viteze. Motiv pentru care laachizitia turbinei eoliene vom cere optimizarea generatorului pentru aceasta gama de viteze.Din corespondenta cu producatorul EOLTEC acest lucru este posibil.

Pasii de urmat până la comanda turbinei eolieneVa trebui: 1) sa continuam sa adunam date, 2) sa montam cat de repede o a doua staţie pe locatiaviitoarei staţii pilot (CHE Floresti I sau II),si 3) sa perfectionam staţia de culegere date desprevânt în sensul că indiferent daca este sau nu vânt la 10 minute sa comunice calculatoruluidistant datele despre directie şi vânt. Prin aceasta am terminat de proiect în mare, în ceea ce

priveste „forta”, partea energetica a ansamblului pilot hidro-eolian; Adica am proiectat parteaesentiala, inima proiectului - blocurile 2 şi 3 din arhitectura ansamblului pilot (vezi fig. Zzz)

urmand sa proiectam sistemul SCADA staţiei pilot




HIDROEOL

RST


6. ELABORAREA PROIECTULUI SISTEMULUI SCADA

6.1. ARHITECTURA SISTEMULUI SCADA

6.1.1. Scopul sistemului de urmărire şi control

Scopul sistemului SCADA este dublu: sa conduca şi sa monitorizeze corect staţia pilothidro-eoliana şi sa faca fata unor experimente precise privind intocmirea unor bilanturienergetice pe toate componentele din lant. Experimentările vor dura 2 ani (2009 şi 2010) şi vor cuprinde:

- bilanţuri şi randamente energetice pe ansamblu- randamente pe fiecare componenta în parte (generator eolian, pompa, invertor) -

consumurile vor fi evidentiate şi separat,- înregistrarea şi analiza regimurilor tranzitorii pentru fiecare componenta a

ansamblului,- debite şi volume de apa pompate, nivele, temperaturi, viteza vântului, şi în general tot

ce este relevant pentru aprecierea experimentului, etc.- consumul propriu de energie, durata acestei autonomi energetice propri şi costurile

investiţionale a acestei autonomii; se vor avea în vedere inclusiv propuneri destructuri care să asigure o autonomie energetică eficientă şi de durată.

Arhitectura sistemului SCADA este organizata ierarhic pe 3 nivele: subsistemul local(PLC, senzori, actuatori), nivelul central de urmărie, echivalentul unui dispecer şi nivelul web.Acest ultim nivel este destinat i) accesului tuturor partenerilor la experimentul cu sta ţia pilot, ii)accesul coordonatorului din locatii diferite, din tara sau strainatate, iii) diseminarii rezultatelor cercetarii şi iv) accesul partenerului dinafara contractului, Hidroelectrica Cluj la experimentulcare se va afla pe teritoriul sau.

In figura 6.1. este prezentata schema bloc a sistemului SCADA şi interconexiunile salecu blocurile energetice ale ansamblului pilot hidro-eolian.

6.1.2. Funcţiile sistemului SCADA

Funcţiile sistemului de urmărire şi control al ansamblului pilot hidro-eolian diversificatsunt:

citeşte valorile senzorilor şi comandă actuatorii corespunzători, înregistrează şi arhivează valorile măsurate şi-sau calculate ale mărimilor de proces, emite mesaje de atenţionare şi alarmare la depăşirea limitelor admise de funcţionare îndeplineşte alte sarcini programate, stochează ultimelor 1000 de evenimente privind manevrele efectuate şi/sau protecţiile

care au acţionat (în scopul facilitării operaţiilor de mentenanţă), generează grafice de evoluţie pentru grupe de maxim 5 variabile din proces simultan,

cu valorile achiziţionate în baza de date istorice, vizualizează sub formă tabelar ă a rapoartelor de evenimente, evidenţiază tendinţele de evoluţie a mărimilor achiziţionate prin vizualizarea sub

formă de grafice curgătoare a ultimelor 100 de valori culese,




HIDROEOL

RST


Figura 6.1. Arhitectura SCADA cu conexiunile spre blocurile ansamblului hidro-eolian

afişează starea canalului de comunicaţie atât la nivel local cât şi la dispecer; permite modificarea configur ării aplicaţiei; permite configurarea afişărilor respectiv a formelor rapoartelor tipărite, permite tipărirea graficelor de achiziţie respectiv a rapoartelor de evenimente, permite prelucr ări staţistice pe datele achiziţionate, asigur ă acces restricţionat, pe nivele de competenţă, la resursele procesului.




HIDROEOL

RST


6.1.3. Comunicaţia în cadrul sistemului SCADA

Comunicaţia între staţia pilot (CHE Floresti, 10 Km de Cluj Napoca), şi serverul distantde urmărire şi control (sediul IPA Cluj Napoca) - dispecerul SCADA - se face printr-o reţeaGSM, în varianta tehnologică GPRS. Furnizorul de servicii GSM selectat are tehnologia MPLS(multi protocal label switching), tehnologie ce permite configurarea de VPN-uri securizate şiscalabile. Tehnologia GPRS (pachete radio) permite comunicarea pe canal tot timpul f ăr ă sa fienecesar apelul. Acest gen de serviciu se plateste după trafic şi nu după timpul de menţinere alegaturii active.

Soluţia de conectare în interiorul reţelei GSM este transparenta pentru noi că beneficiar.Echipamentul radio (modemul şi antena radio de 2,4Ghz sau 3,57Ghz) de legătur ă întreDispecerat (SCADA) şi un PoP al furnizorului de servicii GSM este realizat de furnizorul de

servicii. Singura condiţie restrictivă care se impune este aceea că între antena radio de ladispecerat (sediul IPA) şi unul din PoP-urile GSM al furnizorului de servicii GSM trebuie să aibavizibilitate directă. Tot în locatia IPA va fi şi serverul de WEB pe care va pus aplicaţia php,reprezentand al 3 nivel în ierarhia celor 3 componente ale sistemului SCADA.

6.2. SUBSISTEMUL IERARHIC LOCAL

Subsistemul ierarhic local, blocul 5 din figururile anterioare privitoare la arhitecturaansamblurilor eoliene, este construit pe structura automatelor programabile Siemens S7-200 în

jurul unui PLC CPU 224XP care asigura aproape toate resursele hard pentru acest nivel ierarhic.

Aproape toate, intrucat pentru măsurarea de temperaturii pentru partea extinsa de conservare aenergiei eoliene prin incălzirea apei, am fost nevoiţi să adaugăm şi un senzor de temperatur ă, şiam ales unul bayat pe Pt100.ş că o conseciinţă a trebuit să luăm şi circuitul de măsur ă aferent,adica modulul Siemens EM 232 RTD. În acest fel avem şi posibiltăţi de dezvoltare prin resurseler ămase: o intrare analogică din CPU şi încă o intrare de RTD din noul modul.

6.2.1. PLC - automatul programabil

Acesta conduce direct procesul odată administrând direct staţia pilot şi staţia de

pompare. Toate componentele PLC sunt produse de o firmă consacrată în domeniulechipamentelor şi aparturii de comandă şi reglare, în principal de la acelaşi producător, Siemens,şi din aceiaşi familie SIMATIC S7-200. Capacitatea PLC instalată asigur ă o creştere de cel puţin20% a funcţionalităţii f ăr ă nici o dezvoltare (upgrade) hardware. PLC S7-200 are următoarelemodule în afara unităţii centrale CPU 224XP:

• EM231 RTD - modul de intr ări analogice pentru termoresistenţe RTD – 1buc,• SITOP – modul de alimentare PLC, în 24Vdc (ÊPI 332) – 1 buc

Intr ările discrete sunt izolate galvanic de proces prin contactele care nu sunt purtătoare detensiuni. Intr ările analogice în semnal unificat (4-20mA, 0-10V) nu sunt separate galvanic prinmodule de separare speciale. Convertorul A/N al CPU este realizat pe 12biţi ( 11 biţi de date şi 1

bit de semn).

Pentru programare şi depanare vom folosi un panou senyitiv TP177C din dotarea IPA.Acest panou nu va face parte din dotarea staţiei ci va fi folosit la programare, monitoriyare şiintervenţii.




HIDROEOL

RST


Resursele CPU sunt suficiente pentru dezvoltari ulteriare, sau pentru surprize, care nusunt intrevazute, deocamdata. CPU este folosit, hardware, în proportie de aproximativ 20-30%,astfel incat orice „imbogatire” a proiectului sa poata fi preluata f ăr ă a fi necesara redefinirea

sau adaugarea unor noi module din seria S7-200. Sistemul S7-200 este el insusi modular pentrucă eventualele exteinderi sa fie usor de purtat. Noi trebuie sa gandim şi la contrangerilefinanciare.

Supraveghează direct staţia de pompare prin intermediul senzorilor şi traductorilor şi aelementelor de execuţie:

• citeşte valorile senzorilor şi comandă actuatorii corespunzători• citeşte datele de la senzorii indepedenţi şi le transmite la calculatorul distant

SCADA pentru înregistrare şi arhivare• în cazul când anumiţi parametri se aproprie de limitele admise de funcţionare

o trimite comenzi de atenţionare spre calculatorul SCADA

o aprinde o lampă locală de atenţionare,• în cazul când anumiţi parametri depăşesc limitele de funcţionare admiseo trimite comenzi de alarmă spre calculatorul SCADAo aprinde o lampă locală de alarmă, porneşte o hupă

• îndeplineşte alte sarcini programate.

Figura 6.2. Schema de conexiuni a modulului CPU 224XP

Schemele proiectului staţiei pilot Hidroeol, realizate cu aplicaţia de proiectare Eplan, sunt

anexate la finele păr ţi scrise a actualei etape şi cuprind:• schemele electrice,• jurnalul de cabluri, şi




HIDROEOL

RST


• lista fiecărei conexiuni.

Figura 6.3. Schema de conexiuni a modulului EM231 RTD

Inventarul semnalelor şi conexiunile interioare dulapului de automatizare şi exterioarespre senzori şi actuatori, de la nivelul staţiei pilot, blocul 5, este prezentat concis în tabelele de

mai jos (tabelele 6.1, 6.2).Iar schema electrică completă a dulapului automatului programabil, jurnalul de cabluri,lista cu tagurile apar detailat în anexa 3.

Tabelul 6.1.

NrCPU224XP denumire explicatie

1 I0.0 imp_anemo pulsuri anemometru NRG #402 I0.1 imp_contor_apa pulsuri contor apa 1pul/.mc

3 RS485(1)modbus - C.Energieelectrica

interfata seriala protocol modbus contor trifazat UPT210

4 E0.0 esire releu ptcomanda contactor

5 A+intrare 4-20mAsenzor temperatura

temperatura în boiler

6 B+intrare 4-20mAsenzor nivel

nivel apa în boiler

7 RS485(2) programare si/sau interfata cu adaptorul PPI pentru modulul GSM

NrEM231RTD denumire explicatie

8 A+,a+,A-,a- intrare (+,-) rezistentaPt100

circuit de măsur ă specializat pt doi senzoriPt100, Pt200, Pt500, Pt1000, Cu10, Ni10,

Ni1000




HIDROEOL

RST


Tabelul 6.2.

Nr Modul Siemens cod fabricatie observatiiPret

[euro]Furnizor

1 Logo Power 6EPI 332 187-264Vca, 0,5A/ 24Vdc, 3,5A

100 Siemens

2 CPU224XP 6ES7 214-2AD23-0XB0 PLC Siemens 495 Siemens3 Modul RTD E231 RTD Pt100 242 Siemens

4 SINAUT MD720-3modul GSM,Siemens

290 Siemens

5Adaptor serialrs232/rs485

6ES7901-3CB30-0XA0adaptor RS232/RS485

119 Siemens

6 Soft comunicaţie 6NH9910-0AA10-0AA3 Sinaut micro 350 Siemens

7Panou solar cu

incarcator şi acc 12Ah

50W 500 Siemens

8Dulap, conectori,sigurante, incarcator

496 tert

total partial 2592** datele de pret sunt orientative, ele fac obiectul negocierilor.

6.2.2. Alimentarea sistemului local şi distant

In figura 6.4. este prezentată schema de alimentare a nivelului local (automatizarea PLC)din sistemul SCADA, care conduce direct staţia de pompare. In plus de SITOP vom avea şi osursa neintreruptibilă. Reteaua de 230Vca care energizeaza automatul programabil s-ar putea sa

fie de la generatorul eolian. Este desirabil sa fie asa, intrunin un alt bun criteriu care spune că ansamblu hidro-eolian nu consuma din reteaua publica. N-ar fi nici o nenorocire daca ar consuma 5% şi ar livra 95%, dar partenerul extracontractual, Hidroelectrica, are un gand safoloseasca eventual experienta accumulata în acest proiect pentru pomparea din aductiunii care

pot fi în locuri izolate şi f ăr ă energie. Pe de alta parte daca am folosi în cadrul proiectuluiresurse energetice din reteaua pulica ar trebui sa-le contorizam. Proiectul este pregatit astfel incat

pe interfata RS485 (protocol MODBUS) sa putem adauga până la 31 de contoare electronicecare au ele insele aceasta interfata seriala. Dar va costa proiectul un contor în plus.

Alimentarea calculatorului distant, nivelul „dispecer” al SCADA şi a modemului aferentse face la rândul ei prin alt UPS, astfel încât anumite alarme şi avarii să poată fi comunicate ladistanţă imediat după căderea reţelei electrice.

Figura 6.4. Schema de alimentare a PLC




HIDROEOL

RST


6.2.3. Traductorii şi senzorii

a) Senzorii utiliza ţ i

Senzorul de nivel Este fie un senzor cu ultrasunete cu afişare locală şi ieşire în 4-20mA de la firma TURCK

Gmbh tip QT50ULBQ6, fie un senzor de presiune cu caracteristici identice. Aceasta din urma emai ieftin dar presupune o calibrare şi o formula prin care transformam presiunea în volumulechivalent de apa din incalzitor. Gradul de protecţie al oricaruia din ei este IP67; domeniul detemperatur ă de operare este -20C - +70 grd. C;

Traductoare de volum de apaPentru măsurarea volumului de apă pompată vom utiliza un contor cu impulsuri produs

de Contorgroup SA cu următoarele caracteristici Qn=15mc/h, DN=50mm, PN=16bari, şi grad de protecţie IP67 şi care dă la ieşire un impuls la 100litri sau la 1mc (funcţie de opţiunea pe care oare setată).

Traductorul de temperatur ă Destinat pentru măsurarea energiei calorice în incalzitor, este o rezistenta calibrata Pt100

care are circuitul de măsur ă în modulul EM231 RTD din seria S7-200 siemens.

b) Actuatori

Electropompa 4GS30T

Vom incerca sa evitam folosirea unui Soft Starter Siemens pentru pornirea motorului pompei, din considerente financiare. Avantajul Soft starterului e acela că are o serie de protecţiitermice, de dezechilibrare (lipsa unei faze) care vor permite PLC şi aplicaţiei SCADA să cunoască exact ce se întâmplă în staţia de pompare.

Rezistoarele de incălzire Vom folosi, pentru recuperarea energiei eoliene corespunzătoare vitezelor mici, întreviteza de start, 2,5 m/s şi viteza minima necesara pompei, adică 8m/s la pornire şi până la 5m/s odată pornită pompa (histerezisul). Echipamente sunt submersibile (IP68), 3 buclegate în stea. de 500W fiecare.

6.2.4. Problema contoarelor electrice

Una din probleme cu care ne-am confruntat în activitatea de proiectare a staţiei pilot estetocmai contorizarea energiei electrice furnizate de generatorul sincron al turbinei aleseEOLTEC Scirocco 6Kw care da o tensine trifazata variabila în frecventa şi intensitate conformtabelului nr Zzz. In mod curent, nu se gasesc contoare de energie care sa dea valori efective laalte frecvente decât 50Hz +-1Hz sau 60Hz. Este o mare provocare care n-am avut-o în vedere.Chiar dacă pare o chestiune mică, rezolvarea ei corectă, poate fi în termeni de efort de cercetareechivalent cu o altă temă. In momentul de faţă continuăm eforturile, la nivelul întregului

parteneriat, de a soluţiona această provocare nouă.




HIDROEOL

RST


6.3. SCADA - NIVELUL DISTANT

6.3.1. Calculatorul principal SCADA

Acest calculator, numit şi calculatorul principal, are următoarea componenţă: PC propriu-zis sau un laptop echivalent - cu CD/writer, o memorie de 2Gocteţi, monitor LCD TFT19”(1280x1024), imprimantă grafică, modem GPRS(3G), şi sursa neintreruptibilă care să asigure funcţionarea calculatorului şi a echipamentului de comunicaţii cel puţin 30 minute laînteruperea alimentării cu energie electrică din reţeaua publică. Sistemul de operare va fi unulstabil precum Windows XP Professional.

Pentru o operare prietenoasă în cadrul aplicaţiei telematice ce se va dezvolta ulterior, seva opta pentru o aplicaţie software bazată pe ecrane (interfaţe) dintre sistem (proces, subsistemPLC) şi operator sub forma grafică, cât mai intuitivă. În fond va fi vorba de multe de astfel deecrane, specifice atât procesului măsurat, condus, urmărit, arhivat, ce se pot dezvolta în LabViewsau CVI. Prin intermediul acestor ecrane, care conţin bare de selecţii, „butoane”, „leduri” şi„selectoare” se pot atinge toate funcţiile implementate. Este o analogie perfectă dintre noţiuneanoastr ă de „ecran” (interfaţă) şi noţiunea de fereastr ă din sistemul de operare Windows – cusingura specificitate a „ecranului”, care ocupându-se de un proces real este mult mai intuitiv maidirect, astfel că un operator cu cunoştinţe minime să poată opera la un nivel de pretenţiiacceptabil.

Func ţ ii la nivelul calculatorului distant Programul de aplicaţie de pe calculatorul distant, cu scop de urmărire a procesului, este

structurat modular într-un nucleu care verifică pe rând: recepţia unui mesaj de la nivelul automatului programabil, stocarea şi crearea arhivei de date a procesului stocarea ultimelor 1000 de evenimente privind manevrele efectuate şi/sau protecţiile

care au acţionat generarea de rapoarte grafice cu până la 5 variabile din proces starea de transmitere a unui mesaj de r ăspuns către dispecer; starea de recepţie a datelor de la un traductor; vizualizarea datelor şi a mărimilor electrice recepţionate şi achiziţionate; vizualizarea sub formă grafică a istoricului achiziţiei; vizualizarea sub formă tabelar ă a rapoartelor de evenimente; vizualizarea configur ării aplicaţiei şi a configur ării rapoartelor; tipărirea graficelor de achiziţie şi a rapoartelor de evenimente; arhivează aceste date ; ofer ă, la cerere, raporte bazate pe aceste date; permite prelucr ări cu scop ştiinţific şi statistic; permite acces restricţionat, pe nivele de competenţă, până la nivelul modificării unor

referinţe din proces sau până la nivelul comenzilor anumitor elemente de execuţie; atenţionează şi, după caz, alarmează local sonor şi prin ecrane speciale şi la distanţă

prin SMSAceste funcţii sunt realizate prin PLC local staţia de pompare şi staţia meteo, şi sistemul

de comunicaţii GSM GPRS.Pentru realizarea acestor funcţii programul calculatorului de ladistanţă are structura tipică a unui program de achiziţie, stocare şi generare de rapoarte. Sistemulfiind conceput deschis, pe baza de date create se poate crea o aplica ţie pentru internet sauintranet de tip VPN pentru protecţia bazei de date. Acest program este prevăzut cu abilităţi delucru în timp real.




HIDROEOL

RST


6.4. STRUCTURA APLICATIILOR SOFT

6.4.1. Interfeţele (ecranele, ferestrele) utilizator

Aplicaţiile soft SCADA se prezintă că o succesiune de ecrane interactive atât în spreoperator cât şi în spre „maşină”. Prin maşină înţelegem atât procesul propriu-zis (prinintermediul automatului programabil) cât şi hardul dintre proces până la ecranul operatorului..Suma acestor ecrane le mai numim şi “intefaţa operator”, indiferent de nivelul ierarhic.Interfeţele operatorului cu procesul, la nivelul distant (dispecer) sunt ecrane care se pot dezvoltaîn CVI sau LabViews care sunt medii de dezvoltare specializate pe dezvoltarea de aplica ţiiSCADA. Ele sunt implementate pe calculatorul SCADA, care intruneşte toate cerinţele hard

pentru implementarea unui astfel de program aplicaţiv.Interfeţele operatorului cu procesul, la nivelul local (automatul programabil) sunt ecrane

care se pot dezvolta în MICROWIN, şi locate în memoria CPU.Ferestrele se deschid cu un ecran principal din care se poate naviga, pe principiul

subferestrelor din sistemele de operare Windows. Din oricare alt ecran se poate reveni în ecranul principal şi astfel operatorul poate ajunge în oricare ecran dorit pentru a urmări, comanda,sauconfigura orice element al instalaţiei supuse acestei aplicaţii. Avem interfeţe sunt ecranetehnologice, de configurare şi de raportare. Interfeţele tehnologice sunt, funcţie de conţinut,interfeţe de comandă, de masur ă, de comandă şi masur ă. Prin conţinut aici inţelegem puncte demăsur ă, bucle de reglaj unde e cazul, stabilire de referinţă f ăr ă reglajul propriu zis, comenzidirecte de elemente de execuţie. Interfeţele tehnologice de măsura şi Interfeţele tehnologice decomandă specifice unei bucle au pe lângă „led”-ul de Alarmă, şi o fereastr ă de informare cu

privire la ce se întâmplă în ansamblu. Altfel zis dacă te afli într-un ecran de detaliu eşti informat

de evenimentele esenţiale din ansamblu instalaţiei printr-o fereasta de informare. Fereatra deinformare apare de obicei în partea inferioar ă a ecranului monitorului şi are anumite regulideatenţionare.

6.4.2. Aplicaţia soft de la nivelul local

Structura staţiei pilot a fost prezentata în figura 6.1. şi structura hard a automatizariirealizata cu module PLC S7-200 Siemens a fost prezentata în anexa 3. Aplicaţia soft va fi scrisaîn mediul de dezvoltare Microwin al automatelor programabile S7-200. Aplicaţia soft este una detelemetrie şi trebuie sa măsoare, viteza vântului, energia debitata de generatorul eolian, energiaconsumata de pompa, energia debita pe boiler, volumul de apa pompat. Toate acestea corelate cu

viteza vântului pe o durata de un an. Masuratorile sunt transmise la distanta (IPA) pentru stocareşi prelucrare care reprezinta aplicaţia soft de la „dispecer”.

Interfe ţ e utilizator ale automatului programabil

Intefeţele utilizator ale automatului programabil apar pe panoul senzitiv, SiemensTP177A, prin configurarea aplicaţiei orice zonă din panoul senzitiv se poate declara buton,

pentru a naviga, la simpla atingere cu degetul a respectivei zone într-un ecran nou (intr-o altainterfaţă utilizator).

Ecranul principal (Fig. 6.5.) conţine pe de o parte toate informaţiile principale ale procesului (temperaturile agentului de termostatare, temperaturile reacţiilor din refluxor, presiunea din rezervorul SO2) în cadrul unor butoane sensitive, care atinse permit să navigăm

spre ecranul specific buclei, unde se vizualizează toate datele disponibile respectivei bucle. Toatedatele sunt actuale, cele cititite de automat în ultimul ciclu al aplicaţiei, reactualizarea lor se facede la sine. Un astfel de ciclu se reia la fiecare minut.




HIDROEOL

RST


Figura 6.5. Ecranul principal al aplicaţiei de la nivelul local

6.4.3. Aplicaţia soft de la nivel dispecer (distant)

Figura 6.6. Ecranul principal al aplicaţiei de la nivelul distant




HIDROEOL

RST


Aplicatia soft de la acest nivel presupune aplicaţia propriu-zisa scrisa în CVI, un server SQL pentru baza de date, aplicaţia PC Access (Siemens) care permite accesarea datelor de lanivelul local (PLC SIEMENS). Aplicaţia va avea şi propria ei baze de date, identica cu cea

prezentata la staţia de vânt, dar separata. Motivul pentru care le separam este unul ce tine descopul mult mai larg, spatial şi temporal a bazei de date de vânt. Intentia autorilor e de a continuaaceasta linie şi după incheiere actualei teme, cu o linie de cercetare a potenţialului eolian bazat

pe o cerere de brevet A00302/2007 – OSIM, prin care urmărim „democratizarea” informatiilor despre vânt în favoarea investitorilor mici ce nu-si permit cateva mii de euro pentru afundamenta o investitie de alte 10-20.000 de euro.

6.5. APLICATIA SOFT DE LA NIVELUL SERVERULUI WEB

Aceasta aplicaţie soft a depasit deja stadiul de proiect ea fiind realizata în versiunea 1.0 pentru necesitatiile staţiei de date despre vânt. Structura aplicaţiei web a fost prezentată încapitolul 4.2.2., paginile 25 şi următoarele, la nivelul staţiei de măsurare a vântului. Ea va fiimplementată şi la acest nivel, conform planului temei, până la 30 martie 2009.

Figura 6.7. Ecranul principal al aplicaţiei Web HIDROEOL

In figura 6.7 e prezentată ultima variantă a aplicatiei WEB a statiei de achizitie date vant,dupa incarcarea versiunii 1.7, in data 25 oct 2008, a programului python din RTU, a carui

noutate consta in faptul ca se transmit date la 10minute si daca bate vantul.




HIDROEOL

RST


7. ELABORAREA PROIECTULUI SUSBSISTEMULUIHIDRO AL MODELULUI FIZIC DE SISTEM ENERGETIC

HIBRID HIDRO-EOLIAN

Se va realiza proiectul de ansamblu al modelului fizic de sistem energetic hibrid hidro-eolian inclusiv subsistemul eolian, cele doua subsisteme hidro şi eolian neputand fi separatetotal, ele funcţionand integrat. Din acest motiv se va prezenta şi calculul subsistemului eolian lanivel de proiect tehnic, proiectarea subsistemului hidro fiind detaliata la nivel de executie.

Staţia pilot pentru studiul experimental al sistemului energetic hibrid HIDROEOL va

permite determinări experimentale cu atât mai concludente privind impactul stocării energieieoliene sub formă de energie hidraulică asupra utilizării centralelor eoliene, cu cât puterea staţiei pilot este mai mare. Dar se ştie că o centrală hidroelectrică este foarte scumpă. De regulă,amenajarea hidroelectrică costă de cinci ori mai mult decât hidroagregatele ( turbina hidraulică şigeneratorul). Din acest motiv, s-a ales soluţia de a proiecta trei staţii pilot de puteri diferite.

Una cu putere de aproximativ 2 kW, care să fie implementată la Baza turistică Mărişel cucosturi mai mari, care se va putea realiza doar în cazul ob ţinerii unei surse suplimentare definanţare, că de exemplu un contract CAPACITĂŢI de la CNCSIS, Ministerul Educaţiei şiCercetării din România, una de putere redusă, 1kW putere, care să fie realizată în cadrullaboratorului de Producerea Energiei Electrice (PEE) din incinta Complexului Univesităţii

Tehnice Cluj Napoca din strada Observatorului nr.2, şi una cu putere putin mai mare, 10 kW,realizată în cooperare cu S.C. HIDROELECTRICA S.A. filiala Cluj-Napoca.

Se prezinta calculul celor trei modele fizice de sistem energetic hibrid hidro-eolian, de puteri diferite, HIDROEOL-01, HIDROEOL-02 şi HIDROEOL-03, urmând că în etapaurmătoare de realizare fizică a modelului, Faza III, să se realizeze numai varianta pentru careajung sumele prevazute în contract pentru execuţie.

Se prezinta şi proiectarea tehnologică dar şi estimarea costurilor de realizare a staţiei pilot.

7.1. MODELUL DE SISTEM ENERGETIC HIBRID HIDROEOL-01,LOCAŢIA BAZA TURISTICĂ MĂRIŞEL A UTCN

7.1.1. Date de proiectare

Plecând de la puterea recomandată la capitolul 3, se va alege o turbină eoliană cu putereade 2kW. Această turbină se va amplasa în curtea Bazei turistice Mărişel, apar ţinând UniversităţiiTehnice din Cluj-Napoca (UTCN). Turbina eoliană va funcţiona în tandem cu o pompă deaceeaşi putere 2 kW. Pentru a putea folosi conducta de pompare şi în calitate de conductă deturbinare, puterea turbinei hidraulice se alege tot de 2 kW.

Structura principială a unei astfel de centrală hibridă hidro-eolienă este prezentată înfigura 7.1, unde se pot vedea principalele componente ale acesteia.




HIDROEOL

RST


Figura 7.1 Centrală hibridă hidro-eoliană HIDROEOL:GE-generator eolian; P-pompă; HG-hidrogenerator; BS-bazinul superior; BI-bazinul inferior;

H-diferenţa de nivel; TE-tabloul electric; Q1, Q2, Q3, UC – sistemul SCADA de supraveghere şicontrol.

Acest model de sistem hibrid este destinat alimentării cu energie electrică a unei clădiri,clădirea nr II, din incinta Bazei turistice Mărişel a UTCN.

Implementarea acestei scheme în cazul concret de mai sus poate fi văzută în figura 7.2.Se poate vedea că prin incinta Bazei Turistice Mărişel trece albia râului Someşul Cald.

În incinta Bazei Turistice Mărişelul se va amplasa o turbină eoliană care va debitaenergie direct motorului pompei.. Aici energia electrică va fi utilizată pentru pomparea apei în bazinul de acumulare ce va fi amenajat pe albia unui pârâu, Pârâul Calului, din imediataapropiere a Bazei Turistice Mărişel, aşa cum se poate vedea în figura 7.2.

În urma unor măsuratori topografice s-a determinat un amplasament al barajului deacumulare a centralei hidroelectrice cu acumulare prin pompaj, la o diferenţă de nivel de

mh 40= .Aducţiunea de la baraj la turbina se va realiza cu o teava de PVC. Ea va fi utilizat ă şi

pentru turbinarea în momentele când viteza vântului va fi inferioar ă vitezei de pornire a turbineieoliene. Lungimea acestei aductiuni va fi de m125Lad = , după cum s-a stabilit pe harta

topografică la scar ă.

Motorul pompei va fi unul de curent alternativ, că şi generatorul turbinei hidraulice.Sistemul de supraveghere SCADA va asigura următorul regim de funcţionare f ăr ă personal

de supraveghere: Puterea consumatorilor este mai mică de 2 kW, sistemul HIDROEOL nu va fi conectat cu

reţeaua de joasă tensiune. În acest caz, când există vânt suficient pentru pornirea pompei seva pompa apa din râu în bazinul superior; Puterea consumatorilor depăşeşte 2kW. În acest caz, dacă există vânt, turbina eoliană va

lucra în paralel cu sistemul energetic (reţeaua de joasă tensiune) şi se va reduce corespunzător consumul de energie electrică de la reţea. Dacă nu există vânt, se va porni hidrogeneratorul şi

va produce energie electrică pe seama energiei potenţiale a apei din bazinul superior, înlimita volumului de apă disponibil în bazinul superior, reducând în mod corespunzător consumul de energie electrică de la reţea.

H

Q1

Q2

Q3

GE

PHG

TE

UC

BS

BI




HIDROEOL

RST


Sistemul de supraaveghere SCADA va sigura şi înregistrarea şi stocarea datelor măsurate, pentru că sistemul să funcţioneze independent f ăr ă personaal de supraveghere, doar

personal de pază. După citirea măsur ătorilor efectuate în cadrul Bazei Turistice Mărişel s-a

constatat că viteza vântului în această zonă este în medie de s

mv 6.3= .

Plecând de la aceste date s-au putut stabili următoarele date de proiectare, date prezentate

în Tabelul 7.1.

Nr.crt Date Simbol UM Valoarea

1 Viteza medie a vântului v m/s 3.6

2 Putere turbină eoliană TE P kW 2

3 Diferenţă de nivel h m 40

4 Putere pompă P P

kW 2

5 Putere turbină hidraulică PTH kW 2

Tabelul 7.1. Date de proiectare HIDROEOL – 01

Fig. 4.2 Structura staţiei pilot HIDROEOL – 01:1-baraj şi bazin superior; 2-conductă de aducţiune şi de pompare; 3-casă hidrogenerator şi pompă;4-albia râului Someşul cald (bazinul inferior); 5-cablu electric hidrogenerator şi pompă la tabloul

electric; 6 – turbină eoliană; 7-tabloul electric al clădirii II.




HIDROEOL

RST


7.1.2. Alegere turbină eoliană

Conform datelor de proiectare regăsite în tabelul 7.2., vom alege din catalogul

LPELECTRIC [1] o turbină tip WHI – 500 cu regulator inclus 230V – 3200W produsă de firmaSouthwest Windpower.

Am ales o turbină puţin mai puternică decât pompa, având în vedere că în zonă nu există vânturi prea puternice şi să avem asigurată o putere de 2 kW un timp mai îndelungat, adică şi laviteze ale vântului de 9 m/s.

Această turbină poate fi văzută în figura 7.3. unde se pot vedea şi principalele eicaracteristici tehnice.

Model WHI-500

Diametru rotor 4,5m

Greutate 70kgViteza vântuluide pornire

12m/s

Rated output 3200W at 12m/s

Tensiune 230 V, 50 Hz

Vechea denumire H175

Ţar ă USA

Tip LPE00341 230V, 50HzWHI 500 , includes EZControler+Transformer+Carcasă

Figura 7.3. Turbină eoliană WHI – 200

Figura 7.4. Curba energiei anuală generată de turbina WHI – 500 la odistribuţie a curbelor vitezei vântului Rayleigh k=2.




HIDROEOL

RST


În urma măsuratorilor efectuate în teren s-a constatat că viteza medie zilnică a vântuluieste de v = 3.6m/s.

În catalogul firmei Southwest Windpower se dau puterile şi energia electrică livrată

lunar de această turbină în timp de o lună la diferite viteze medii ale vântului, date care se potvedea în figura 7.4. şi figura 7.5.

Deci puterea medie zilnică va fi:

kW kW

nvmed

v

n P

med P 1.0

3

12

6.32.3

3

=⎟ ⎠ ⎞

⎜⎝ ⎛ ⋅=

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛ ⋅= (7.1.)

Alegerea pilon turbină eoliană. Pilonul turbinei eoliene se alege în funcţie de locul deamplasare a turbinei, în acesc caz deoarece vom amplasa turbina în incinta Bazei TuristiceMărişel din cadrul Universităţii Tehnice Cluj Napoca, vom lua în calcul atât obstacolele naturale

din teren cât şi clădirile care ar putea ecrana turbine eoliană. Un alt aspect pe care l-am luat înconsiderare atunci când am ales locul de aplasare a turbine eoliene a fost acela de a fi cât maiaproape de tabloul electric general al Complexului Turistic.

Astfel am ales că turbina eoliană să fie amplasat lângă clădirea numărul CII cum se poatevedea şi în figura 7.2. Deoarece această clădire are o înălţime de 6m va trebui că pilonul turbineisă aibă o înălţime mai mare, de exemplu 15m.

Vom alege un pilon model TOW – 50 – WHI de la firma LPELECTRIC. Acesta modeleste inclus într-un kit iar alături de pilon de 15m vom primi atât cablurile cât şi suporturile decare vom avea nevoie la instalarea turbinei. Pret total stalp 950 EUR. Acestea le putem observaîn figura 7.6. În figura 7.7 se poate vedea modul de ancorare a unui pilon de turbină eoliană.

Figura 7.5. Curba puterii turbinei eoliene WHI – 500.




HIDROEOL

RST


Figura 7.6. Pilon turbină eoliană.




HIDROEOL

RST


Acest tip de turbină dispune de un controler de control pompă şi un preţ de 8709 eurof ăr ă TVA.

7.1.3. Alegere pompă

Deoarece debitul pârâului pe albia caruia am amplasat bazinul de acumulare aHIDROEOL – 01 este foarte redus atunci va trebui să pompăm apa din Someşul Cald pentru aavea apă constant în bazinul superior de acumulare.

Vom alege o electropompă produsă de firma Lowara din seria SV8, care este o pompă detip verticală vezi figura 7.8. Electropompele multietajate verticale de tip SV se remarcă printr-ofiabilitate ridicată şi sunt realizate după ultima tehnologie în domeniu.

Acestea sunt capabile de a satisface o mare varietate de utilizatori şi sunt disponibile într-o mare varietate de modele. Versiunile disponibile: - F - o ţel inox AISI 304 ; in-line; flanşerotunde - T - oţel inox AISI 304 ; in-line cu flanşe ovale - R - oţel inox AISI 304 ; flanşe rotundeinferior şi superior - N - oţel inox AISI 316 ; in-line cu flanşe rotunde - V - oţel inox AISI 316 ;in-line cu cuplaj Victaulic - C - oţel inox AISI 316 ; in-line cuplare cu cleme.

Opţional aceste electropompe pot fi : - montate orizontal - livrate cu motoare clasa derandament 1 - livrate cu convertizor de frecvenţă - livrate cu motor electric nivel 1 de randament- livrate cu motor de 4 poli (1450 rpm) - livrate cu motoare certificate ATEX, Grupa II,Categoria 3G.

Între electropompă şi generatorul turbinei eoliene, în circuitul electric, este intercalat un

controler care opreşte turbina eoliană dacă puterea generată nu este suficient de mare pentru a pompa apa, şi motorul pompei ar fi în pericol de distrugere.

Figura 7.7. Modul de ancorare a unui pilon de turbină eoliană.




HIDROEOL

RST


Figura 7.8. Caracteristicile pompei de apă.

Am decis că şi pompa de apă să fie de tip monofazat deoarece am ales că şi turbina

hidraulică să fie una de tip monofazat. Caracteristicile acestei pompe le putem vedea în tabelul

7.2. Acest tip de pompă poate fi folosit atât la pomparea apei în bazine de acumulare cât şi lairigare în agricultur ă.




HIDROEOL

RST


Tabelul 7.2. Performaţa hidraulică pentru o turaţie de AT ≈ 2900rpm

Deci alegem pompa Lowara tip SV0804 cu puterea 2.2 kW, 230V, 50 Hz, monofazată şi

debitul de 10mc/h la o înălţime de 41m.

7.1.4. Dimensionare lac de acumulare

Dacă consider ăm că tandemul turbina eoliană-pompă funcţionează în medie 4h/zi, atunciîn 14 zile vom pompa:

. (7.2)

Vom dimensiona un lac de Vlac=600mc.Spre deosebire de figura 7.2, forma mai detaliată a acestui lac de acumulare va ar ăta că înfigura 7.9.

S-au adoptat nişte dimensiuni de pe desenul la scar ă din figura 7.2, care verifică această valoare pentru volumul lacului:

3600412252

1

2

1m H B LV =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= , (7.3.)

unde L=25m este lungimea lacului de acumulare, B=12m este lungimea barajului (lăţimea mediea albiei) iar H=4m este înălţimea barajului.

TipulPompei

PutereaPompei

hm /3

6 7.2 8 9 10 12 14

H = înălţimea totală a coloanei de apă SV8 02 1.1 24.8 24 23 22 20.5 17.2 13.2

SV8 03 1.5 37 36 34.5 33 30.5 25.8 20

SV8 04 2.2 50 47.5 46 44 41 34.5 26.5

SV8 05 2.2 62 60 57.5 55 51 43 33

SV8 06 3 74.5 71 69 66 61.5 52 40

SV8 08 4 99 95 92 87.5 81.5 69 53

SV8 09 4 112 107 104 97.5 92 78 60

SV8 11 5.5 137 130 127 119 112 95 73

SV8 12 5.5 149 142 138 130 123 103 80

SV8 14 7.5 174 166 161 152 143 120 93

SV8 16 7.5 199 190 184 174 163 138 106

3560414/10 mhhmcT QV pompat =⋅⋅=⋅=




HIDROEOL

RST


Figura 7.9. Bazinul superior HIDROEOL-01.

Debitul pârâului ce va alimenta constant acest bazin de acumulare este neglijabil.

7.1.5. Dimensionare baraj

Barajele de greutate din anrocamente se pot folosi în locurile cu rezistenţă bună a soluluide fundare dar cu rezistenţă şi stabilitate limitată a malurilor.

La proiectarea unui baraj este necesar ă luarea în considerare a tuturor eforturilor la careeste supus acesta, precum şi caracteristicile solului pe care este amplasat.

Se urmăreşte determinarea dimensiunilor barajului (grosime, formă) şi a materialelor deconstrucţie astfel încât să reziste în bune condiţiuni la cele mai dificile solicitări.

In continuare se prezintă un scurt exemplu de calcul simplificat pentru un baraj degreutate (figura 7.10).

Se consider ă un element de baraj de lungime egală cu un metru şi de formă paralelipipedică. Se consider ă cazul simplu când asupra barajului acţionează numai for ţa proprie

de greutate G şi for ţa de împingere a apei W. Aceste for ţe au expresiile: HeG 1γ = , şi

2

2 H

W γ

= , (7.4.)

Baraj

Lac de acumulare




HIDROEOL

RST


unde γ1 şi γ reprezintă greutatea specifică a betonului, respectiv a apei.

Dacă expresia lui G este evidentă, expresia lui W se obţine considerând o variaţie liniar ă a presiunii staţice, respectiv a for ţei cu adâncimea:

21

2

0 2 H H

H S pW med

γ γ =⋅⋅

+== . (7.5.)

Punctul lor de aplicaţie va fi: pentru G la înălţimea H/2 iar pentru W la H/3 de la bază dincauza triunghiului for ţelor de presiune.

Grosimea e a barajului se determină din două ipoteze:să nu alunece, caz în care for ţa de împingere a apei trebuie să fie mai mică decât for ţa de

frecare care poate să apar ă între baraj şi fundaţie: GW µ ≤ ; respectiv

H e H 1

2

2γ µ γ ≤ . (7.6)

Condiţia finală va fi:

m H

e 35.1400037.02

41000

2 1

=⋅⋅⋅

=≥µγ

γ , (7.7.)

unde µ este coeficientul de frecare între baraj şi fundaţie, iar H’4m este înălţimea totală a barajului;

• să nu se r ăstoarne, caz în care momentul de r ăsturnare dat de for ţa de împingere a apeitrebuie să fie mai mic decât momentul de r ăsturnare dat de for ţa de greutate, adică:

32

H W

eG ⋅≥⋅ , (7.8)

cu condiţia finală:

m H e 15.140003

10004

3 1

=⋅

=≥γ

γ . (7.9.)

Se adoptă grosimea barajului me 2= .În realitate calculul unui baraj este mult mai complicat. Se va ţine seama şi de alte for ţe

care acţionează asupra unui baraj, ca:

• presiunea sloiurilor de gheaţă;• presiunea valurilor;• presiunea hidrostatică datorată cutremurelor;

G

W

e

2/3HH

Figura 7.10. Modelul de calcul al unui baraj de greutate.




HIDROEOL

RST


• for ţele de iner ţie datorate cutremurelor;• presiunea determinată de reacţia terenului de fundaţie;• presiunea exercitată de apa infiltrată sub baraj.De asemenea, procedura de calcul difer ă cu tipul şi în special cu forma barajului în

secţiune.

Volumul barajului va fi:33 50484212

2

1

2

1mm H e BV ≅=⋅⋅⋅=⋅⋅= (7.10.)

Masa barajului rezultă:tomcmckg V m 20050/40001 =⋅=⋅= ρ . (7.11)

7.1.6. Dimensionare turbină hidraulică

Conform datelor de proiectare regăsite în tabelul 7.1., s-a ales din catalogulLPELECTRIC [1] o turbină hidraulică de putere nominala de 2kW de tip LPH00065 model EV – LPE 2000 – 150 – AC cu generator de 230V monofazat.

Această turbină poate fi văzută în figura 7.11 unde se pot vedea şi principalele eicaracteristici tehnice.

La o cădere de 40m, va consuma un debit de:

Tip : Turgo

Putere nominală(W): 2000

U Nom(V) :

220V AC 1 PH

Cădere min(m)

20

Cădere max(m)

200

Diam. Rotor ( mm)

150/200

Debit min (l/s) 23 channel IGC

includedDa

Debit max (l/s) 50diversion

load includedDa

Generator type:Induction Hi Eff.

230V 1 PhaseWater to Wire

Efficiency:Max 65% Min50%

Model: EV-LPE 2000-150-AC Cod Produs: LPH00065

Figura 7.11 Turbina hidraulică.




HIDROEOL

RST


. (7.12)

Deci lacul va fi golit în:

. (7.13)

Astfel într-un weekend de 2 zile, turbina hidro ar putea funcţiona zilnic câte 14 ore pe zi.Dacă am face un calcul al energiilor, am putea stabili că energia produsă de turbina eoliană

pe să ptămână ar fi:

, (7.14)

unde 500kWh este energia produsă lunar.

Energia înmagazinată în bazinul superior este

(7.15)

Deci o eficienţă a stocării de circa 66%.

7.1.7. Calculaţie de preţ HIDROEOL-01

Lista de materiale HIDROEOL – 01

Tabelul 7.3.Nr.crt.

Model Denumirematerial

Cantitate UM Preţ unitar

Preţ total

1 WHI-500/230Vca,50 Hz controler

Turbina eoliana 1 buc 8709,00€ 8709,00€

2 LOWARA SV8 Pompa 1 buc 1.235,00€ 1.235,00€

3 Turgo Turbina Hidro 1 buc 5.362,00€ 5.362,00€

4 Pilon turbina 15m – WHI500 Pilon 1 buc 950,00€ 450,00€

5 Tablou el.interconectare sistem

Materiale 2 set 85,00€ 85,00€

6 Ciment Ciment 100 to 52€ 5.200€

7 Nisip Nisip 100 mc 28€ 2.800€8 Pietris Pietris 100 mc 6€ 600€9 Conducta aductiune PVC 125 ml 10€ 1.250

10 Cablu electric Cu 100 ml 20€ 2.000

Total 27.591€

hmc smh

P QT /22/006.0

8.0408.9

2

8.93 ==

⋅⋅==

η

hhmc

mc

Q

V T

T

lac 28/22

600≈==

kWh E E lunaTE 100500307

307

=⋅==

kWhMJ m smkg mgh E hidro 3.652.23540/8.9106 25 ==⋅⋅⋅==




HIDROEOL

RST


Fi şa de manoper ă direct ă

Tabelul 7.4.

Nr.crt. Denumire operaţie Număr lucr ători Tarif EUR/ora Nr. ore Total

1 Constructor 20 2 98 3920

2 Electrician 4 2 75 600

3 Lăcătuş mecanic 2 2 75 300

4 Proiectant 1 4 100 400

Total 5220 €

Deviz estimativ HIDROEOL – 01

Tabelul 7.5. Nr.crt. Denumire Valoare [€]

1. Materiale 34338

2. Manopera 52203. CAS (19,75% din manoper ă) 1031

4. Somaj (2,5% din manoper ă) 131

5. Sănătate (7% din manoper ă) 365

6. TOTAL MANOPERA 67477. TOTAL GENERAL (Materiale + manoper ă) 34338

8. TOTAL GENERAL + TVA 40862

7.2. MODELUL DE SISTEM ENERGETIC HIBRID HIDROEOL-02, LOCAŢIASTR. OBSERVATOR NR. 2 A UTCN

7.2.1 Date de proiectare

Plecând de la puterea recomandată la paragraful 1.6, şi de la faptul că la varianta Mărişelconstructia ar costa peste 40000 EUR f ăr ă sistemul SCADA de control, sumă ce depăşeşte

posibilităţile financiare ale contractului, se va studia şi varianta realizării staţiei pilotHIDROEOL în locaţia str. Observatorului nr. 2, Cluj-Napoca, unde Universitatea Tehnică dinCluj-Napoca posedă o clădire didactică, în care sunt amplasate laboratoare.

În figura 7.9 se poate vedea această clădire şi curtea ei, în care s-ar putea amplasa turbinaeoliană.

Astfel se va alege o turbină eoliană cu puterea de 1kW, mai mică decât cea aleasă pentrulocaţia Mărişel, HIDROEOL-01. Această turbină se va amplasa pe clădirea UTCN din stradaObservatorului nr. 2. În acest fel se estimează că deşi zona nu este prea favorabilă din punct devedere al vitezei vântului (fiind o zonă deluroasă), totuşi prin amplasarea clădirii în apropiere devârful delului Feleacului, şi prin amplasarea turbinei pe clădirea cu 6 nivele, se sper ă obţinereaunor viteze anuale ale vântului cât de cât favorabile.

În urma măsuratorilor efectuate în teren s-a constatat că viteza medie zilnică a vântuluieste de v = 6m/s. la o înălţime de 4m de la sol.




HIDROEOL

RST


Această putere de 1 kW aleasă pentru turbina eoliană este data de bază de la care porneşte proiectarea Staţiei pilot HIDROEOL-02.

Figura 7.9. Clădirea UTCN din str. Observatorului nr. 2 Cluj-Napoca.

7.2.2 Alegere sistem eolian

S-au analizat mai multe sisteme eoliene de 1 kW şi în final s-a ales varianta optimă din

punct de vedere caliate-preţ, o turbinăeoliană CYCLONE 1 kW, produsă de compania Joliet [4],care poate fi văzută în figura 7.10 şi ale cărei caracteristici pot fi văzute în tabelul 7.5.

Figura 7.10. Turbina eoliană CYCLONE 1kW, Joliet.




HIDROEOL

RST


Tabelul 7.5. Technical specifications

Rotor Diameter(m):Start up wind speed:Rated wind speed:Cut out wind speed:Max.output power(W):Output voltage(VDC):Noise level:

2.72.5ms9ms15ms11004830.9db

Tower options

The Cyclone 1kW wind turbine can be installed on a sectional 8 meter free standing tower or a 6 meter

guyed tower. The guyed tower is designed for 'tilt up' installation with a hinged base plate. Freestanding towers require a small crane for installation.

Inverter options

Most propriety 48v/220v inverters are compatible with this wind turbine. Please contact us for recommendations dependant on your specific usage requirements.

Figura 7.11. Puterea produsă de Joliet CYCLONE 1 kW.

The average annual power output of this wind turbine is 1997kWh assuming an average windspeed of 5.5m/s, as can be seen on figure 5.7.

This wind turbine is ideal for battery charging applications and is supplied with a battery chargecontroller, it is not recommended for grid connection.

În figura 7.12 este prezentată modalitatea de fixare pe fundaţie a turbinelor eoliene Jolietdin gama de puteri 300W … 20 kW.




HIDROEOL

RST


Figura 7.12. Modalitatea de fixare a turbinei eoliene Joliet CYCLONE 1 kW.

În figura 7.13 sunt prezentate caracteristicile tehnice ale generatorului eolian Joliet de putere nominală 1 kW.

În figura 7.14 sunt prezentate caracteristicile paletelor şi controlerului turbinei eolieneJoliet.

În figura 7.15 este prezentată energia electrică produsă anual de turbinele Joliet la diferiteviteze medii ale vântului.




HIDROEOL

RST


Fig. 5.5. Caracteristicile generatorului eolian CYCLONE 1 kW.

Figura 7.13. Caracteristicile tehnice ale generatorului eolian Joliet de putere nominală 1 kW.

Figura 7.14. Caracteristicile paletelor şi controlerului turbinei eoliene.




HIDROEOL

RST


Turbina eoliană are controlerul (sau regulatorul de încărcare acumulatori) inclus, cucaracteristicile de mai sus

Figura 7.15. Energia produsă anual de turbinele eoliene Joliet.

7.2.3. Concepere schemă HIDROEOL-02

Pentru realizarea staţiei pilot cu configuraţia generală din figura 7.1 ar trebui stocată înrezervorul superior sub forma de energie potenţială a apei toată energia electrică produsă deaceastă turbină eoliană timp de o zi:

MJ kWh

E

E an

zi 69.1947.5365

1997

365 ==== . (7.16)




HIDROEOL

RST


Pentru stocarea acestei energii sub formă de energie potenţială a apei într-un rezervor amplasat pe clădirea din figura 7.9 ar fi nevoie de o masă de apă:

to gh

E m zi 134

158.91069.19 6

=⋅⋅== , (7.17)

apă, sau 134 mc apă. Aici s-a luat căderea de apă h=15m, diferenţa de nivel dintre etajul 1 şiacoperişul clădirii. Acest lucru este imposibil de realizat, de asemenea apar probleme privindîngheţarea aapei pe timp de iarnă, rezervorul fiind la exterior. Din acest motiv s-a imaginat o altă soluţie. Turbina eoliană r ămâne la exterior pe acoperişul clădirii, dar stocarea energiei se va faceîn baterii de acumulatoare, amplasate la interior în Laboratorul de Producerea energiei electrice,amplasat la etajul 1 al clădirii. De aici energia stocată va fi utilizată la pomparea apei într-unhidrofor şi de aici va fi turbinată într-o turbină hidroelectrică care va genera energie electrică.

Hidroforul nu are rolul de a înmagazina energie hidraulică ci doar pentru a uniformiza debitul deapă care vine la turbina hidraulică. Acest lanţ de conversii va simula funcţionarea unui sistemHIDROEOL real.

Schema generală a Staţiei pilot HIDROEOL-02, este prezentată în figura 7.16.

Figura 7.16. Staţia pilot HIDROEOL-02, locaţia - Clădirea UTCN din str. Observatorului nr.2:1 – sistemul eolian, format din pilon, turbină eoliană şi generator eolian; 2 – support pentru

baterii de acumulatori, invertor şi regulator de incărcare acumulatori; 3 – regulator de încărcareacumulatori; 4 – baterie de acumulatori; 5 – invertor; 6 – cabluri electrice; 7 – pompe; 8 – ventile(robineţi); 9 – conductă apă rece; 10 – rezervor de apă; 11 – rezervor hidrofor; 12 – debitmetru;

13 – manometru; 14 – grup turbină hidraulică – hidrogenerator; 15 – tablou electric de c.c.

Turbina şi generatorul eolian vor fi completate cu un regulator de încărcare acumulatori,

cu acumulatori şi un invertor, aşa încât să poată alimenta o pompă de curent alternativmonofazată. de asemenea, schema electrică va fi completată cu arestori pentru protecţia




HIDROEOL

RST


împotriva supratensiunilor atmosferice (tr ăznet), siguranţe fuzibile şi instrumente de măsur ă electrice, care nu sunt figurate pe schema din figura 5.8.

S-au prevăzut două pompe, care vor putea fi conectate hidraulic în serie sau paralel cu

ajutorul unor robineţi, pentru a obţine o gamă mai largă de debite şi presiuni, necesare studiilor pe model ce vor fi efectuate. Instalaţia de apă va funcţiona în circuit închis, aşa încât va fi nevoiede un singur bazin (bazinul inferior), în care pierderile de apă vor putea fi compensate de lareţeaua de apă din laborator.

Pe conducta de tur se va prevedea un vas hidrofor cu membrană elastică pentruuniformizarea presiunii, un debitmetru şi un manometru.

Turhina hidroelectrică va genera electricitate de curent continuu care va alimenta printr-un tablou electric sarcini de c.c. şi va deversa apa turbinată în bazinul inferior.

Toate componentele acestei scheme vor fi dimensionate în continuare plecând de lacaracteristicile turbinei şi generatorului eolian alese deja.

7.2.4 Alegere acumulatori de energie electrică

De regulă stocarea energiei electrice în acumulatori este foarte scumpă, aceasta este şicauza efectuării acestui studiu de stocare a energiei electrice produse pe cale eoliană sub formade energie potenţială a apei. Staţia pilot fiind destinată cercetării, ne propunem stocarea uneienergii eoliene pe o durată de două zile 12h. Atunci:

kWh E E ziacumulat 94.1047.522 =⋅== . (7.18)

Consider ăm acumulatori de tensiune 12V şi vom avea nevoie de o baterie de acumulatoricu capacitatea:

AhV

VAh

U

Eacumulat

U

UIt It Cap 66.911

12

10940===== . (7.19)

Se aleg patru acumulatori de 200 Ah, 12V, tip BAT412201080, cu caracteristicile prezentate în figura 7.17.

Figura 7.17. Acumulator Deep Cycle 12V.

Aceşti acumulatori, vor trebui să fie în număr multiplu de 4, pentru a potrivi cu tensiuneageneratorului eolian de 48V, ceea ce din întâmplare se potriveşte. deci acumulatori se vor lega înserie.




HIDROEOL

RST


7.2.5. Alegere invertor

Puterea invertorului nu are o legătur ă directă cu puterea turbinei eoliene, ea putând fi maimare, luând energie din acumulatori. De asemenea pompele vor trebui să aibe o putere mai maredecât hidrogeneratorul (îl consider ăm tot de 1 kW, la fel că turbina eoliană), pentru a acoperi

pierderile. Tensiunea de intrare a invertorului va fi 48V, la fel cu tensiunea generată de turbinaeoliană.

Am ales invertorul produs de VICTRONENERGY din Olanda, cu caracteristicilemaximale din figura 7.18: 48V, 3000VA, ieşire 230Vca.

Figura 7.18. Caracteristicile invertorului Phoenix 3000VA, VICTRONENERGY.

7.2.6. Alegere pompe

Se aleg două pompe WILO CO-1-MV1-803/ER, cu puterea de 1.1 kW, prezentată înfigura 7.19. cu caracteristicile prezentate în figura 7.20.




HIDROEOL

RST


Figura 7.19. Pompa WILO CO-1-MV1-803/ER

Figura 7.20. Caracteristicile pompei WILO CO-1-MV1-803/ER




HIDROEOL

RST


7.2.7 Alegere hidrogenerator

Pe baza calculelor de mai sus s-a ales o turbină de tip PELTON fabricate în Noua

Zeelanda, cu caracteristicile prezentate în figura 7.21.LPH00052 model Mike este o turbină de tip Pelton, care poate fi folosită pentru modelul

experimental. Poate fi folosită eficient la un debit de 5 litri/secundă la o diferenţă de nivel de cel puţin 3m sau 0,5litru/secundă la o diferenţă de cel puţin 10m.

7.2.8 Calculaţie de preţ HIDROEOL-02

Lista de materiale HIDROEOL-02

Tabelul 7.6.Nr.crt.

Model Denumirematerial

Cantitate UM Preţ unitar

Preţ total

1 WHI-200/24 pvcontroler

Turbina eoliana 1 buc 2.519,00€ 2.519,00€

2 Studer XPC 2200-24 Invertor 1 buc 1.151,00€ 1.151,00€

3 RCC01 Display invertor 1 buc 239,00€ 239,00€

4 PS150-C-SJ5-8 Pompa 1 buc 758,00€ 758,00€

5 SB6/330 A Acumulatori 4 buc 550,00€ 2.200,00€

6 DIN Shunts50A/60mV

Shunt 50 A 1 buc 25,00€ 25,00€

Tip : PELTON

Putere Nominală (W) :

1000

U Nom (V) : 12/24/48V

Cădere min (m) 10

Cădere max (m) 100

Debit min (l/s) 0,5

Debit max (l/s) 8

Noua Zeelanda

Cod Produs: LPH00052 Model: Mike

Figura 7.21. Turbina hidraulică




HIDROEOL

RST


7 DIN Shunts150A/60mV

Shunt 150 A 1 buc 35,00€ 35,00€

8 HD-Holder suport siguranta 1 buc 39,00€ 39,00€

9 HD-250 Siguranta 250A 1 buc 11,00€ 11,00€10 OBO V20-C/U-1 -

Base/Arrestor Suport arestor 1 buc 13,00€ 13,00€

11 OBO V20-C/0-75 -Arrestor

Arestor 1 buc 55,00€ 55,00€

12 RO V 20-C/2-280 -Base+Upper OBO

Arestor 2 buc 72,00€ 144,00€

13 RO V 20-C/3-280 -Base+Upper OBO

Arestor 1 buc 106,00€ 106,00€

14 NRG #40C

Anemometer Calibrated

Anemometru 1 buc 399,00€ 399,00€

15 Mike Turbina Hidro 1 buc 1.097,00€ 1.097,00€

16 Pilon turbina 9m -WHI200

Pilon 1 buc 350,00€ 350,00€

17 Tablou el.interconectare sistem

Materiale 1 set 85,00€ 85,00€

18 Rezervor apă Rezervor de apă 2 buc 50€ 100€

19 Conductă PVC Conductă aducţine

2 buc 50€ 100€

Total 9426€

Fi şa de manoper ă direct ă HIDROEOL – 02Tabelul 7.7.

Nr.crt.

Denumire operaţie Număr lucr ători

Tarif EUR/ora

Nr. ore Total

1 Constructor 2 2 40 1602 Electrician 1 2 80 160

3 Lăcătuş mecanic 1 2 80 160

4 Instalator 2 2 40 160

4 Proiectant 1 4 100 400

Total 1040EUR




HIDROEOL

RST


Deviz estimativ HIDROEOL – 02

Tabelul 7.8.

Această sumă se potriveşte mult mai bine cu sumele prevazute în contractul pentruexecuţie

7.3. MODELUL DE SISTEM ENERGETIC HIBRID HIDROEOL-03,LOCAŢIA MICROHIDROCENTRALA FLOREŢTI I, APAR ŢINÂNDHIDROELECTRICA S.A. FILIALA CLUJ.

7.3.1. Date de proiectare

În continuare se prezintă un studiu privind implementarea unei staţii pilot pentrustudierea centralelor hibrid hidro-eoliene. Staţia pilot va fi instalată în centrala Floresti I,apar ţinând SC Hidroelectrica SA Cluj-Napoca. O turbină eoliană se va amplasa pe vârful

barajului, aceasta zona fiind favorabila din punct de vedere al vitezei medii a vântului, centralafiind amplasată pe valea Someşului Cald, în câmp deschis, unde există curenţi de aer veninddinspre Câmpia Panonică (Ungaria) şi trecând în Transilvania prin defileurile Munţilor Apuseni,cum ar fi defileul Someşul Cald - Crişul Repede. Se va amplasa o pompă în bazinul agregatuluihidro.

Aceasta pompă va opera în tandem cu generatorul eolian, când viteza vântului depăşeşteo limită minimă, apa din acest bazin va fi pompată în bazinul superior, de unde apa va fiturbinată la nevoie. Un astfel de sistem centrală hidroelectrică – centrală eoliană, combinat cusisteme de masur ă, permite evaluarea performanţelor unei centrale hibride hidro-eoliene.Centralele electrice hibride hidro-eoliene utilizează capacitatea de stocare a energiei ahidrocentralelor pentru a stoca energie electrică produsă pe cale eoliană, când există vânt dar nuexistă sarcină electrică.

Sistemele hibride hidro-eoliene se aseamănă cu o centrală electrică clasică care potfuncţiona în ambele moduri întâlnite în practică: independent sau conectate la un sistemelectroenergetic, cu o bună calitate a energiei generate.

Este bine ştiut că energia vântului are un caracter fluctuant, puterea turbinei eoliene fiind propor ţională cu puterea a treia a vitezei vântului:

Nr.crt. Denumire Valoare [EUR]

1. Materiale 94262. Manopera 1040

3. CAS (19,75% din manoper ă) 2054. Şomaj (2,5% din manoper ă) 26

5. Sănătate (7% din manoper ă) 73

6. TOTAL MANOPERA 1344

7. TOTAL GENERAL (Materiale + manoper ă) 10770

8. TOTAL GENERAL + TVA 10770




HIDROEOL

RST


[ ]23

33

/10

613.010

m Kwvv

k P ⋅=⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ ⋅= , (7.21)

iar viteza vântului nu este deloc constanta, variind şi că direcţie şi sens. Prin urmare, fluctuaţiilede putere electrică generată sunt mult mai mari decât fluctuaţiile vitezei vântului.

Pentru utilizarea energiei vântului la alimentarea unor consumatori izolaţi, este necesar ă implementarea unor elemente de stocare a energiei pe termen lung, cea mai frecvent utilizată metodă de stocare fiind stocarea energiei electrice sub formă de energie chimică în acumulatorielectrici. Această metodă este costisitoare, şi se poate folosi doar la puteri mici. Costurile destocare pentru 1 kWh , cu această metodă, sunt de cel puţin 200 euro/kWh.

Lucrarea recomandă utilizarea stocării energiei electrice produse de turbinele eoliene subformă de energie potenţială a apei acumulate într-un bazin superior, prin utilizarea energieielectrice produse pe cale eoliană la pomparea apei dintr-un bazin inferior în acest bazin superior.

De aici apa va putea fi turbinată la nevoie (când este cerere de energie electrică) într-unhidrogenerator, de unde se va scurge din nou în bazinul inferior. În acest mod, funcţionareacentralei eoliene cuplate cu o hidrocentrală cu acumulare prin pompaj, are un foarte mare avantaj

– compensarea caracterului fluctuant al energiei eoliene.

Schema principială a acestui aranjament este prezentată în figura 7.1

Construcţia staţiei pilot HIDROEOL are drept scop facilitarea realizării de studii privindintegrarea pe scar ă largă a sistemelor eoliene cu centralele hidroelectrice, astfel încât împreună să se comporte că o centrală electrică clasică care nu perturbă în nici un fel funcţionarea sistemuluielectroenergetic la care sunt racordate.

In agregatul propus în aceasta lucrare, că hidrogenerator va fi folosită microhidrocentralaFloreşti I. aflată lânga Cluj Napoca, pe raul Someşul Cald, într-o zonă cu un potenţial eolian bun,aşa cum se poate vedea în figura 7.22.

Figura 7.22. Schema principială a unei centrale hibride hidro-eoliene HIDROEOL.

H

Q1

Q2

Q3

GE

PHG

TE

UC




HIDROEOL

RST


Figura 7.23. Microhidrocentrala Floresti I.

Caracteristicile tehnice ale acestei microhidrocentrale sunt: o putere instalată de 6.9 MWşi o cădere de apă de 13m.

Componentele viitoarei staţii pilot HIDROEOL-03 vor fi:• Microhidrocentrala Floreşti I, amplasată în interiorul barajului la 10 km în amonte de Cluj-

Napoca;• Sistemul eolian, amplasat deasupra barajului, aşa cum se poate vedea în figura 7.24;

• Sistemul de pompare, vezi figura 7.24.

Figura 7.24. Schema staţiei pilot HIDROEOL-03 Floreşti I.

În continuare, proiectarea fiecărui element component al sistemului HIDROEOL va fi prezentat, cu excepţia microhidrocentralei Floreşti 1, care există deja.




HIDROEOL

RST


Această soluţie constructivă pentru staţia pilot HIDROEOL are avantajul unei puterirelative ridicate la uh cost scăzut, deoarece costul microhidrocentralei este salvat prin utilizareaunei microhidrocentrale déjà construite. Deci singurul cost va fi cel introdus de sistemul eolian.

Totuşi, deoarece puterea microhidrocentralei este de 6.9 MW, şi puterea centralei eoliene ar trebui să aibe valori semnificative. Noi consider ăm o putere de cel puţin 10 kW, pentru sistemuleolian. Pentru reducerea costurilor, se recomandă utilizarea unui system integrat eolian-pompare,care va simplifica mult soluţia finală.

7.3.2. Sistemul eolian de pompare

Există multe companii care comercializeaza sisteme integrate eoliene de pompare.Liderul mondial în sisteme eoliene mici este compania Bergey Windpower [4], de la care existao ofertă de sisteme de pompaj eolian prezentate în tabelul 6.1, şi în figura 6.4.

Generatoarele de curent alternativ cu viteză variabilă, acţionate de turbine eoliene, vor alimenta motoare de inducţie trifazate standard direct. Aceste motoare, proiectate să funcţionezela frecvenţa fixă de 50 Hz, vor funcţiona acum la o frecvenţă variabilă cuprinsă între 30Hz şi90Hz. Acest sistem va funcţiona că o pompă acţionată cu un convertor de frecvenţă în domeniulde frecvenţe 30 la 90 Hz, dar în loc de convertor, generatorul eolian cu magneţi permanenţi va fiacela care va furniza tensiunea şi frecvenţa variabilă.

Cerinţele de putere pentru o pompă centrifugală standard, portrivesc foarte bine cu puterea generată de turbinele eoliene Bergey. Aceasta permite o dimensionare corectă a pompeişi motorului pentru a funcţiona eficient într-un domeniu larg al vitezelor vântului.

Sistemul este prevăzut cu un controler de pompă, care va opri funcţionarea când vitezavântului este prea mică, şi generatorul nu debitează suficientă putere pentru a asigura înălţimea

de pompare.Preţurile practicate de compania Bergey pot fi văzute în Tabelul 6.1. noi am ales al doileasistem cu puterea de 10 kW şi preţul de 25680EUR. Acest sistem va putea pompa la o viteză medie a vântului de 5.5 m/s o cantitate de apă de 640 tone la o diferenţă de nivel de 13m.Aceasta înseamnă o energie de pompare de:

kWhMJ mgh E 244.120138.910640 3 ==⋅⋅⋅== . (7.21)

Această energie nu este neglijabilă, şi poate fi măsurată cu precizie în scopul studieriicapacităţii de stocare a sistemului.

Tabelul 7.9 WIND PUMPING SYSTEM CHARACTERISTICS

1.5 kW pumping system

Typical performance with 11 mph windsite and 100 ft head - 4,800 gals/day

1.5 kW wind turbine

$899060 ft guyed tower

tower wiring kit

submersible water pump

10 kW pumping system

Typical performance with 11 mph wind

site and 100 ft head - 40,000 gals/day

10 kW wind turbine

$25,680

80 ft guyed tower

tower wiring kit

8 stage Grundfoss submersiblewater pump




HIDROEOL

RST


Figura 7.25. Sistemul cu pompa de vântBERGEY

7.3.3. Estimarea costurilor

Estimarea costurilor totale de implementare a acestei soluţii se poate vedea în tabelul7.10.

Tabelul 7.10.HIDROEOL PILOT STATION FLORESTI I ESTIMATED COST

Nr. Article PicesCost [EUR]

1 Wind Pumping System 1 25680

2 Electrical installations 1 3000

3 Another costs 1 2000

Total Cost 30680

Se poate observa că costul de implementare al acestei staţii pilot nu este foarte mare,deoarece s-a evitat constructia unei noi centrale hidro. Dar totuşi implementarea acestui proiectdepinde de SC HIDROELECTRICA SA , filiala Cluj Napoca, proprietara microhidrocentraleiFloreşti I.

7.3.4. Implementarea proiectului HIDROEOL-03

Noi sper ăm că acest proiect să fie sprijinit financiar de către SC HIDROELECTRICA

SA, filiala Cluj Napoca. Staţia pilot va fi proiectata de IPA –Institutul de Cecetare pentruAutomatizări, filiala Cluj Napoca, şi Universitatea Tehnică Cluj-Napoca. Staţia pilot




HIDROEOL

RST


HIDROEOL-03 va avea în dotare un mini-sistem SCADA, şi un sistem de măsurare a vitezeivântului , pentru a funcţiona independent şi a stoca date măssurate digital.

HIDROELECTRICA SA, filiala Cluj-Napoca, vrea să evidenţieze , prin studiile efectuate

pe această staţie pilot, necesitatea pentru Sistemul Electroenergetic Românesc a realizăriiHidrocentralei cu pompaj Tarniţa-Lă puşteşti, pentru care există studiu de fezabilitate, dar încă nus-au găsit bani pentru finanţarea proiectului. Realizarea acestui proiect ar avea următoaareleavantaje:

a. omogenizarea funcţionării grupurilor de putere mare din termocentrale şi centralenuclearo-electrice (în următorii ani vor fi puse în funcţiune grupurile 3 şi 4 de laCentrala Nuclearoelectrică Cernavodă);

b. Asigurarea rezervei de putere pentru reglarea primar ă de frecvenţă şi reglareasecundar ă de frecvenţă în sistemul electroenergetic naţional;

c. Instalarea de rzerve de putere cu intervenţie rapidă în cazul când alte unitîţi de puteredin sistemul electroenergetic se defectează, sau vântul încetează brusc să mai sufle(există déjà proiecte de ferme eoliene pentru punerea în funcţiune în următorii ani aunei puteri instalate de peste 3000MW în ferme eoliene);

d. alimentarea cu putere reactivă pentru reglarea tensiunii în sistemul electroenergetic.Compania HIDROELECTRICA a f ăcut deja un studio de pre-fezabilitate pentru

realizarea Hidrocentralei cu acumulare prin pompaj de laTarniţa-Lă puşteşti, şi a stabiliturmătoarele date generale :

a. alternative constructive: 3…4 unităţi , cu 250 MW fiecare; b. valoarea estimată a proiectului: 700 la 770 milioane de euro;c. surse de finantare:

• 15 % resurse proprii HIDROELECTRICA;

• 50 % de la Banca Mondială;• 35 % prin alte împrumuturi comerciale ( EBRD s-a ar ătat interesată).Această staţie pilot HIDROEOL poate fi folosită pentru studierea integrarii energiei

eoliene în sistemul national de energie electrică, combinand noile sisteme de energii eoliene cusurse de putere cu capacitate de stocare a energiei, cum sunt hidrocentralele. In acest scop ceamai buna soluţie este combinarea investitiei în fermele de centrale eoliene, cu hidrocentralele cuacumulare prin pompaj. Romania are un nivel mic de putere instalată pe acest tip dehidrocentrale.

7.4. CONCLUZII PRIVIND PROIECTAREA SUBSISTEMULUI HIDRO

Analizând cele trei variante proiectate, se poate trage concluzia că singura variantă realizabilă cu fondurile alocate în contract pentru materiale este varianta 2. Varianta 3 nu se

poate lua încă în calcul, deoarece nu avem un aranjament financiar cu HIDROELECTRICA SA pentru a participa şi ei la finanţarea execuţiei acestui proiect.

Urmează că ăn faza următoare a contractului (în 2009) să relizăm fizic staţia pilotHIDROEOL-02.




HIDROEOL

RST


8. ELABORAREA PROIECTULUI SUBSISTEMULUI EOLIAN

8.1. ALTE CONSIDERAŢII TEORETICE

8.1.1. Distribuţia Weibull

Distribuţia Weibull este foarte importantă pentru industria de vânt pentru că este capabilă să descrie variaţia vitezei vântului. Proiectanţii de turbine eoliene au avut nevoie de această informaţie pentru a putea optimiza proiectarea turbinelor de vânt pentru a putea minimalizagenerarea preţurilor. Însă investitorii de turbine eoliene au nevoie de această informaţie pentru a

putea estima venitul lor de la generaţia de electricitate.

Distribuţia Weibull este reprezentată de 2 parametrii:• k- reprezintă factorul de formă • c – reprezintă factorul de scar ă

Distribuţia Weibull foloseşte pentru calcularea probabilităţii vitezei vântului formula(8.1). Densitatea de repartiţie Weibull exprimă probabilitatea p(x) să aibă o viteză a vântului x în decursul unui an, după cum urmează: (Hiester şi Pennel, 1981):

( )

⎥

⎥

⎦

⎤

⎢

⎢

⎣

⎡⎟

⎠

⎞⎜

⎝

⎛ −⎟

⎠

⎞⎜

⎝

⎛ ⎟

⎠

⎞⎜

⎝

⎛ =− k k

c

x

c

x

c

k x p exp

1

, (8.1)

Pentru calculul puterii turbinei se dau detalii la sfirsitul capitolului.

Puterea înregistrat ă de la vânt: Energia de la vânt este de fapt energia potenţială pesecundă care reprezintă puterea, care variază în comparaţie cu cubul (ridicarea la puterea a treia)vitezei vântului, care este propor ţională cu densitatea aerului.

În figura 8.1 am reprezentat variaţia puterii turbinei eoliene la diferite viteze ale vântuluifolosind distribuţia Weibull. Datorită faptului că viteza vântului este diferită şi forma curbelor este diferită.

Figura 8.1. Distribuţia Weibull

Puterea toatală care intr ă în turbină

Puterea folositoare

Puterea rezultată de turbină




HIDROEOL

RST


Suprafaţa de sub curba gri reprezintă cantitatea de putere înregistrată datorită vântului pedistanţa de un metru pătrat. În acest caz viteza vântului este de 7 m/s iar curba distribu ţieiWeibull are parametrul de forma k=2.

Figura constă într-un număr de coloane, fiecare interval având viteza vântului de 0.1 m/s.Coloana de înălţime a fiecărui interval reprezintă puterea (măsurată în Waţi pe un metru

pătrat) care contribuie la cantitatea totală de putere.Suprafaţa de sub curba albastr ă ne arată puterea care este transformată în putere mecanică

şi care poate fi folosită pentru a alimenta cu energie electrică diferiţi consumatori. Suprafaţa desub curba roşie ne arată puterea electrică de la o turbină de vânt.

8.1.2. Consideraţii despre pompa centrifugă

Func ţ ionarea pompei centrifugeFuncţionarea pompei centrifuge are loc astfel: arborele fiind antrenat de la o sursă exterioar ă transmite rotorului o mişcare de rotaţie, orice particulă de lichid care se găseşte încontact cu rotorul, va fi proiectată către periferia acestuia, datorită for ţei centrifuge ce acţionează asupra ei. Paletele au rolul de a dirija traiectoria particulei de lichid în a şa fel încât, la ieşirea dinrotor, aceasta să posede o energie cinetică care să poată fi apoi transformată în energie potenţială de presiune. La ieşirea din rotor, particula de lichid este colectată în carcasa pompei, iar de aiciîn continuare este dirijată spre conducta de refulare. S-a realizat astfel o deplasare a particulei delichid de la intrarea în rotor până în orificiul de refulare al pompei. Acelaşi principiu este valabilşi pentru o masă compactă de lichid, care sub acţiunea aceleiaşi for ţe centrifuge, parcurgetraiectoria dintre orificiul de aspiraţie al pompei şi cel de refulare, realizând un circuit continuu,

şi prin acesta fenomenul de pompare.[1]Din cele enunţate mai sus rezultă că o pompă centrifugă, pentru a putea funcţiona,lichidul trebuie să fie în permanenţă în contact cu rotorul, adică chiar de la începutul rotiriiacestuia, în caz contrar nu mai poate avea loc deplasarea lichidului. Operaţia prin care seefectuează punerea în contact a lichidului din rezervorul de aspiraţie cu rotorul se numeşte„amorsare”. În cazul în care rotorul nu se găseşte în contact cu lichidul, ci numai cu mediulînconjur ător, sau cu un gaz oarecare, datorită densităţii reduse a gazului, în comparaţie cu cea alichidului, for ţa centrifugă cu care este acţionată o particulă de aer spre periferia rotorului estemult mai mică, astfel că aceasta nu poate fi evacuată din conducta de aspiraţie pentru că lichidulsă-i ia locul. Din această cauză pompa centrifugă prezintă inconvenientul de a nu se putea să seamorseze singur ă, sau în limbaj adecvat, să se „autoamorseze”.

Proiectarea particulei de lichid către periferia rotorului se efectuează cu o for ţă centrifugă a cărei valoare este determinată de viteza de rotaţie a rotorului. O pompă cu un singur rotor – monoetajată – poate realiza o caracteristică funcţională maximă limitată de factorul de viteză

periferică.Turaţia de antrenare a pompelor a manifestat în pemanenţă o tendinţă de creştere, oferind

avantajul unui gabarit redus , dar ea nu poate depăşi totuşi anumite limite condiţionate derezistenţa mecanică a materialului din care este confecţionat rotorul. O turaţie prea ridicată,deasemenea, prezintă dezavantajul înr ăutăţirii condiţiilor de aspiraţie a pompei, cu toate urmăriledefavorabile pentru instalaţie.

Mărirea diametrului rotorului este limitată şi din motive de gabarit al pompei, care poateconduce la dimensiuni foarte mari, fiind neeconomic.

Pompa centrifugă este foarte des folosită datorită simplităţii constructive a acesteia, dar şidatorită cheltuielilor de exploatare mai reduse.




HIDROEOL

RST


Realizează conversia energiei electrice mai întâi în energie cinetică, apoi în energie de presiune a unui fluid ce trebuie pompat. Energia totală dată lichidului este propor ţională cuviteza prin rotor. Cu cât rotorul se învârteşte mai repede, sau cu cât acesta este mai mare, cu atât

mai mare va fi viteza lichidului pe paletă, deci energia rezultată.

Componenetele pompei centrifuge

Figura 8.2. Pompa centrifugă

Elementele pompei sunt:1. elemente fixe:

a. carcasa – poate fi în formă de spirală sau circular ă; b. camera spiralată – adă posteşte rotorul;c. orificiile de aspiraţie, respectiv de refulare – sunt păr ţi ale carcasei;

2. elemente rotativea. rotorul – reprezintă partea care se roteşte şi generează acceleraţie centrifugă lichidului.Se clasifică după mai multe criterii:

• după direcţia de curgere faţă de axele de rotaţie:

-curgere radială;-curgere axială;-curgere mixtă;

• după tipul de aspiraţie:-aspiraţie simplă – lichidul intr ă pe o singur ă parte în rotor;-aspiraţie dublă – lichidul intr ă simetric pe ambele păr ţi în rotor;

• după construcţia mecanică:-închis – peretele exterior înconjoar ă paletele;-deschis – nici un perete exterior nu înconjoar ă paletele;-semi-deschis;

b. arborele – scopul principal al arborelui pompei centrifuge este acela de a transmite

cupluri şi trebuie să facă acest lucru cu o abatere mai mică decât jocul minim dintre păr ţile rotative şi cele staţionare;




HIDROEOL

RST


3. elemente auxiliare: -lagăre;-etanşare;

-inel de ungere.

Parametri func ţ ionali ai unei pompe centrifuge sunt:Q – debitul de lichid pompat , cantitatea de lichid pe care o vehiculează, o transportă pompa înunitatea de timp, fiind exprimat de regulă în m3/h, m3/s sau l/s, l/min. În literatura de specialitatese distinge un „debit teoretic”, care este determinat de elementele constructive ale pompei şi deturaţia acesteia, şi un „debit real”, care ia în considerare pierderile prin interstiţii şi neetanşeităţi.Debitul unei pompe se caracterizează printr-un anumit grad de uniformitate, în funcţie de tipulconstructiv al acesteia. Astfel, pompa al cărei organ de lucru are o mişcare de rotaţie continuă

prezintă un grad mai scăzut de neuniformitate a debitului, pe când la pompa cu mişcarealternativă lichidul este debitat în regim pulsatoriu.

Prin grad de neuniformitate se înţelege raportul dintre diferenţa debitelor instantanee

maxime şi minime şi debitul mediu:med Q

QQ minmax −=δ . În practică este de dorit obţinerea unui

debit cât mai uniform.

H – înă l ţ imea total ă de pompare, exprimată în metri. Deoarece pompa lucrează întotdeauna într-o instalaţie, pentru alegerea ei este necesar să se cunoască înălţimea totală de pompare pe care o

poate realiza.

n – tura ţ ia de antrenare a pompei, exprimată în rotaţii pe minut (rot/min, rpm);

η – randamentul total al pompei exprimat în procente (%) sau într-un număr subunitar;

NPSH (Net Positive Suction Head) – înă l ţ imea energetică net ă la aspira ţ ie, este o mărimehidrodinamică exprimată în metri; acest parametru impune condiţia limită de funcţionare în afarazonei de cavitaţie.

Cavitaţia reprezintă un fenomen ce poate avea loc în timpul funcţionării pompei şi estedeterminat de transformarea în vapori a lichidului din conducta de aspiraţie. Procesul deapariţie a cavitaţiei are loc astfel: în anumite condiţii (înălţime de apiraţie mare,temperatura lichidului ridicată, presiune atmosferică redusă la altitudini mari), presiunealichidului din conducta de aspiraţie şi din interiorul pompei poate atinge, în unele zone,valori reduse, corespunzătoare presiunii de vaporizare a lichidului respectiv. Se produceastfel local vaporizarea lichidului, prin degajarea unor bule de aer care crează goluri(cavităţi) în masa de lichid. La pătrunderea acestora în zone cu presiuni ridicate, are locun fenomen de „implozie” însoţit de condensarea vaporilor conţinuţi în bulele de aer. Caurmare în masa de lichid se produc şocuri hidraulice locale şi suprapresiuni ce pot atingevalori impresionante, de ordinul sutelor sau chiar miilor de atmosfere.Cavitaţia se manifestă în exterior printr-o funcţionare defectuasă a pompei, prin zgomote

puternice şi vibraţii caracteristice, debit pulsatoriu, creşteri bruşte ale puterii absorbite,etc. Deasemenea, în zonele în care se produc şocurile respective, suprafeţele pieselor

pompei sunt supuse unor solicitări puternice care crează deformaţii ale materialului,

fisuri, desprinderi de particule. Suprafaţa unei piese care a funcţionat în regim decavitaţie se prezintă cu multe găuri şi scobituri caracteristice care evidenţiază fenomenul.În afar ă de efectele datorate acţiunilor mecanice, materialul este supus şi unei coroziuni




HIDROEOL

RST


intense, deoarece aerul dizolvat în lichid are un conţinut mai mare de oxigen decât aerulatmosferic. Rezultatele acestor acţiuni, mecanice şi chimice, conduc la distrugerea rapidă a pieselor pompei care au funcţionat în regim de cavitaţie.

Din cercetările şi experimentele efectuate în scopul determinării cauzelor cavitaţiei şilămuririi fenomenului, a rezultat că începutul cavitaţiei este precedat de o creştere arandamentului pompei şi a înălţimii de pompare.Cazurile de funcţionare în regim de cavitaţie sunt mult mai numeroase la pompelecentrifuge, deoarece turaţia de antrenare a acestora este mult superioar ă în comparaţie cucea a altor tipuri de pompe.

P – puterea absorbit ă la arborele pompei, exprimată în kW.

8.1.3. Efectele turbinei eoliene asupra mediului

Tipuri de poluarePrincipalele tipuri de poluări pe care turbinele eoliene le generează asupra mediului

înconjur ător sunt:• vizuală – deteriorarea peisajului;• sonor ă – zgomote produse de funcţionarea sau vibraţii ale elementelor (conductoarelor)

reţelelor electrice şi în special, a transformatoarelor – zgomote produse de descărcarea corona pe liniile de înaltă şi foarte înaltă

tensiune;• elecrtomagnetică – efecte sonore şi luminoase ale descărcării corona, perturbaţii radio şi

ale emisiilor de televiziune, influenţe ale câmpului electric şi magnetic asupraorganismelor vii.

a) Poluarea vizuală Impactul vizual este cea mai comună problemă referitoare la dezvoltarea turbinelor

eoliene, şi a cărei rezolvare este dificilă. În general turbinele eoline nu pot fi ascunse, ele suntvizibile şi fiecare individ le percepe într-un mod diferit. De către unele persoane acestea sunt

percepute că şi „sculpturi vizuale dinamice”, iar de către alte persoane că şi „intruşi vizualiinacceptabili”.

Studiile asupra percepţiei publice din Statele Unite şi din Australia arată că localnicii suntmult mai receptivi la turbinele eoliene la puţin timp după ce acestea au fost puse în funcţiune.

Cea mai uşoar ă cale de a neutraliza impactul vizual este de a evita locaţiile unde turbinele pot fi văzute de un număr mare de persoane. Totuşi este de aşteptat că turbinele eoliene să fie plasate pe lângă aşezări, deci sunt văzute de oameni.

Locaţia aşezării, mărimea, designul turnului, culoarea sunt factori importanţi în ceea ce priveşte impactul vizual. De asemenea accesul la şosele, clădirile aşezării şi orică căi adiţionalede transmitere a electricităţii trebuie luate în considerare în orice proiect.

Pot fi f ăcute următoarele generalităţi pentru a reduce impactul vizual, dar nu se pot danişte reguli stricte:

• toate turbinele dintr-o fermă eoliană ar trebui să aibă aceeaşi mărime şi stil;• palele ar trebui să fie rotite în aceeaşi direcţie;• culorile deschise, alb

şi gri, sunt culorile cele mai potrivite pentru toate p

ăr ţile turbinei, în

Nordul Europei, unde fondul pe care pot fi văzute este cerul. Dacă fondul este altul decâtcerul, culorile mai închise sunt cele indicate;




HIDROEOL

RST


• în peisajele deschise, fermele eoliene pot fi un intrus minor, ochiul uman fiind atras deformele „artificiale” verticale, care privite de la distanţă, le fac să par ă mai mari decâtsunt în realitate.

Informaţiile date autorităţilor care îşi dau consimţământul trebuie să includă în generalzonele de unde turbinele sau fermele eoliene pot fi vizibile, şi un număr de fotomontaje sausimulări ale potenţialului proiect din mai multe puncte de vizualizare. Acestea trebuie să conţină rapoarte cu privire la condiţiile de vreme şi pentru diferite ore, în scopul observării diferenţelor în orice condiţii.

Au fost folosite diferite metode pentru a putea măsura impactul vizual. O metodă comună este de a identifica locaţiile de la o anumită distanţă de fermele eoliene de unde turbinele pot fivăzute. Aceste zone se refer ă la Zona de Influenţă Vizuală (ZIV). Este o metodă relativ simplă,folosind modelarea pe calculator, dar câteodată scumpă, pentru site-uri mari şi complicate.Interpretarea semnificaţiei vizibilităţii în general este una subiectivă, iar experienţa exper ţilor este folositoare pentru a aduce o interpretare calitativă informaţiilor cantitative.

O a doua metodă în aprecierea impactului vizual este luarea în considerare a opiniei publice.

Unele autorităţi locale prefer ă aglomerarea fermelor eoliene într-o anumită zonă, având la bază faptul că celelalte zone nu vor fi afectate de această problemă. Alte autorităţi locale prefer ă fermele dispersate.

Un alt aspect care ţine de poluarea vizuală poate apărea în cazurile unde este cerută onouă cale de acces. Construcţia turbinelor eoliene necesită o geometrie particular ă a drumului deacces, care nu poate fi în totală armonie cu topografia locală. Locaţia şi designul drumului deacces, efectele asupra vegetaţiei, trebuie toate evaluate pe termen lung.

De asemeni trebuie analizat impactul vizual al liniilor de distribuţie.”Camuflarea” liniilor

electrice aeriene se aplică la traversarea şoselelor cu ajutorul unor zone împădurite sau pe untraseu folosind denivelările naturale ale solului.Problema protecţiei mediului ambiant din punctul de vedere al poluării vizuale, a că pătat

o atenţie deosebită în multe ţări. O atenţie deosebită în acest sens, se acordă în ţările cu un potenţial turistic ridicat. Astfel, în Elvetia au fost aprobate, la nivel federal, “ Directive cu privire

la protectia naturii şi a peisajului” în urma studiilor unui grup de lucru interdisciplinar privindtransportul energiei electrice şi protecţia peisajului. Măsurile adoptate sunt destinate protecţieinaturii şi peisajului în sens global, pentru integrarea armonioasă în peisaj a instalaţiilor pentrutransportul şi distribuţia energiei electrice. Directivele se adresează autorilor de proiecte,instituţiilor abilitate în evaluarea lor şi autorităţilor care eliberează autorizaţii de construcţie.

O situaţie deosebită, pentru aspectul estetic al peisajului este dată de intr ările şi respectiv

ieşirile liniilor electrice aeriene din staţiile de transformare. În faţa staţiei se formează oaglomerare de linii aeriene de diferite tipuri constructiv, apărute în etapele de dezvoltare a staţiei.

b) Poluarea sonoră Sursa de zgomot este multiplă: generatorul, cutia de viteze, contactul dintre nacelă şi

turnul de suport (zgomot mecanic) şi zgomotul datorat rotirii palelor (zgomot aerodinamic).Eforturile considerabile f ăcute în designul turbinelor eoliene au dus la reducerea

semnificativă a zgomotului produs de acestea. Zgomotul aerodinamic a fost redus dramatic dinanii 1990. La o distanţă mai mare de 200 de metri, sunetul palelor care se rotesc se confundă cuun zgomot de fond cum ar fi adierea vântului printre arbori. Zgomotul mecanic a fostdeasemenea drastic redus la cele mai moderne turbine o dată cu îmbunătăţirea componentelor.

Oricum, zgomotul este generat doar când turbina este în funcţiune. Nivelul zgomotuluimăsurat la frontiera oricărui site rezidenţial nu trebuie să depăşească o valoare mai mare de 40dB şi un zgomot de fond de 5 dB. În general, zgomotul descreşte rapid cu creşterea distanţei faţă




HIDROEOL

RST


de sursă. O turbină care în mod obişnuit emite între 95 şi 105 dB(A), la sursă va fi măsurat la 55-60 dB(A) la o distanţă de un diametru al rotorului faţă de turn, şi va fi confundabil cu nivelul defond de 35-45 dB(A) la o distanţă de 350 de metri. În general turbinele situate la 350 de metri de

o aşezare nu vor cauza neplăceri din cauza zgomotului.Această generalizare nu este realistă în cazul turbinelor mari, care emit sunete de

frecvenţe joase. De exemplu unii rezidenţi au depus plângeri, deşi erau la 2,5 km de cea maiapropiată turbină. Distanţa nu este întotdeauna un indicator al gradului de efect.

În Danemarca distanţa admisă dintre turbine şi zona populată este de aproximativ patruori înălţimea totală a turbinei, adică circa 440 de metri pentru turbinele mari, iar în anumite zonedin Statele Unite limita este de aproximativ 300 de metri.

Instalaţiile electrice generează multiple efecte asupra organismului, în funcţie de parametrii intensitate, frecvenţă şi durată. Astfel, poluarea sonor ă produsă de centralele şireţelele electrice poate să aibă un caracter intermitent sau permanent. Dacă se depăşesc anumitelimite, poluarea sonor ă poate deveni nocivă pentru om, pornind de la generarea unui sentimentde frică şi mergând după caz până la pierderea totală sau par ţială a auzului.

Nivelul de zgomot depinde de intensitatea şi de frecvenţa acestuia. În centralele şi reţeleelectrice, zgomotele produse se deosebesc prin:- natur ă: electrică, mecanică, magnetică, electrodinamică, termică;- durată: permanente, intermitente.

Uneori acelaşi utilaj produce componente de natur ă diferită, generând zgomotesuprapuse. Exemple de echipamente ce produc zgomote suprapuse că natur ă:-motoarele electrice produc atât vibraţii ale circuitului magnetic cât şi zgomote aerodinamice;-ventilatoarele produc zgomote de natur ă aerodinamică peste care se suprapune şi ocomponentă mecanică.

În centralele şi reţelele electrice, echipamentele produc zgomote cu caracter intermitent în anumite etape ale funcţionării lor. Conectarea şi deconectarea unui întreruptor de de medie sauînaltă tensiune , că şi a unui contactor electric, sunt însoţite întotdeauna de zgomote puternice.

Zgomote permanente se produc în centralele şi reţelele electrice pe toată duratafuncţionării instalaţiilor.

Liniile electrice aeriene de înaltă şi foarte înaltă tensiune sunt însoţite în funcţionarea lor de un zgomot specific determinat de descărcarea corona (descărcări electrice incomplete în jurulconductoarelor de tensiune). Ca orice descărcare electrică, acest fenomen este însoţit de zgomoteşi emisie de lumină. Sub liniile aeriene de 220 kV şi 400 kV, că şi în staţiile de transformare cuaceleaşi tensiuni, se aud zgomote specifice, iar în unele cazuri noaptea, se observă şi efectulluminos al fenomenului. Descărcarea corona determină un zgomot a cărui intensitate depinde de

raza conductorului (cu cât conductorul este de rază mai mică cu atât fenomenul corona este maiaccentuat), de numărul de conductoare din fascicul şi de umiditatea atmosferică. Nivelulzgomotului audibil calculat variază între 40 şi 60 dB, în funcţie de tensiunea liniei electrice, denumărul de conductoare pe fază, de secţiunea conductoarelor, condiţiile meteorologice şi distanţafaţă de faza exterioar ă a liniei electrice.

c) Poluarea electromagnetică Descărcarea corona care apare în instalaţiile de înaltă şi foarte înaltă tensiune este însoţită

de apariţia de o succesiune de impulsuri de curent de scurtă durată. Propagarea acestor curenţidetermină, în jurul circuitelor parcurse, apariţia de câmpuri electromagnetice perturbatoare, defrecvenţă şi amplitudine diferite, şi care conduc la distorsionarea semnalelor utile ale emisiilor

radio şi de televiziune. Poluarea electromagnetică este specifică instalaţiilor cu tensiuneanominală peste 220 kV şi prezintă o importanţă deosebită odată cu extinderea comunicaţiilor îndomeniul frecvenţelor înalte şi foarte înalte.




HIDROEOL

RST


Perturbaţiile de înaltă frecvenţă determinate de descărcarea corona se manifestă atât îninstalaţiile radio care funcţionează, în general, în banda de frecvenţă de (0,5...1,6) MHz, cât şi încele de televiziune (24...216) MHz şi de telefonie de înaltă frecvenţă prin curenţi purtători.

Perturbaţiile în domeniul radio-frecvenţă depind de: gradientul de tensiune superficial alconductorului, de numărul şi dimensiunile conductoarelor din fascicul, de distanţa receptoruluiradio faţă de linia electrică de înaltă tensiune şi de condiţiile meteorologice. Pe timp frumos,nivelul perturbaţiilor radio, în cazul liniilor cu tensiunea nominală de 400 kV poate atinge 50 dB(la 20 m faţă de axul liniei şi raportat la 1 mV/m); pe timp de ploaie nivelul perturbator poateajunge la 70 dB.

Pierderile prin descărcarea corona nu depind de puterea transmisă în instalaţie şireprezintă câteva procente din capacitatea de transport a liniei.

d) Emisiile de dioxid de carbonExistă emisii de dioxid de carbon, dar într-o cantitate extrem de mică, dar nu la

producerea de energie electrică, ci la construcţia şi operaţuunilor de menţinere a turbinei eoliene.Emisia de dioxid de carbon are loc la fabricarea componenetelor turbinei eoliene şi la transportulacestora, la locul de amplasare a fermelor eoliene.

Efecte asupra comunica ţ iilor

Radio, televiziunea şi transmiterea microundelor pot fi afectate în diferite feluri deturbinele eoliene luate individual sau de fermele eoliene, astfel:• turnul poate împiedica, relecta sau refracta undele electromagnetice folosite în sistemele de

telecomunicaţii;

• palele pot avea efecte similare; dacă sunt confecţionate din metal sau dacă conţin păr ţimetalice, palele se pot comporta că nişte antene;• generatorul poate produce interferenţe electromagnetice.

În general, aceste efecte pot fi diminuate, deoarece turnul şi palele sunt uşor curbate, şivor dispersa, nu vor împiedica, reflecta sau refracta undele electromagnetice. Locaţia,dimensiunea şi designul turbinei sunt importante, depinzând de natura sistemelor de comunicaţie.Sistemele de comunicaţie care pot fi cel mai probabil afectate sunt acelea care operează cufr4ecvenţa foarte înalte, în special sistemele de microunde care lucrează la frecvenţe până la 300MHz. Acestea se bazează pe transmiterea informaţiei între emiţător şi receptor. Orice obstacolîntre aceste două puncte pot cauza interferenţe şi degradarea semnalului.

8.2. MODELUL SISTEMULUI CONSIDERAT

8.2.1. Model matematic al sistemului

Pentru realizarea simulării modelului experimental am pornit de la modelele matematice pentru fiecare element al lanţului de transmisie electro-energetic:• turbina eoliană,• cutia de viteze,• generatorul sincron,

• motorul asincron şi respectiv pompa centrifugă,• sistemul de conducte de apă.




HIDROEOL

RST


Figura 8.3. Schema modelului

La presiunea atmosferică normală şi temperatura de 15°C, densitatea aerului constituie1,225 kg/m3. însă cu creşterea umidităţii densitatea începe să crească. Aceasta este cauza

producerii de către generatorul eolian a unei cantităţi mai mari de energie, la aceeaşi viteză avântului, pe timp de iarnă, când densitatea aerului este mai mare decât vara.

Pe suprafeţele plasate mai sus de nivelul mării, de exemplu în munţi, presiuneaatmosferică este mai mică, şi corespunzător este mai mică şi densitatea aerului, deci se produce ocantitate mai mare de energie pe suprafaţa palelor.

La baza determinării performanţei rotorului stă următoarea formulă:

( )3

,2 W R pW Ac P υ ϑ λ ρ

= , (8.2)unde:

W P - puterea turbinei eoliene (W);

ρ - densitatea aerului (1,225 kg/m3);

P c - coeficientul de performanţă; A - aria acoperită de pale (m2)

W υ - viteza vântului (m/s).

Puterea turbinei eoliene este direct propor ţională cu suprafaţa, care depinde de diametrulturbinei eoliene. Procesul de mărire a suprafeţei nu poate fi redus la simpla mărire a aripilor.

Acest lucru poate părea o soluţie simplă de creştere a energiei turbinei dar mărind suprafaţacuprinsă la rotire, creşte greutatea asupra sistemului, la aceeaşi viteză a vântului. Pentru că sistemul să reziste la greutate, trebuie întărite toate componentele mecanice ale lui, ceea ce ducela cheltuieli suplimentare[6].

Viteza vântului este cel mai important factor referitor la cantitatea de energie produsă deturbina eoliană. Puterea vântului este direct propor ţională cu cubul vitezei vântului, astfel, dacă viteza se dublează, puterea creşte de 8 ori.

Coeficientul de performanţă poate fi exprimat:

( )ϑ λ ϑ ϑ

,54321

6c x

p ecccccc−−−−=

5.01 =c , W W c υ =2 , 03 =c , 022.04 =c , 6.55 =c , W W c ω υ 17.06 = , x=2 (8.3)




HIDROEOL

RST


W v - viteza vântului (m/s);

W - viteza unghiular ă a turbinei (rot/min).

Cuplul rotorului turbinei eoliene este dat de:

W

W W

P M

ω = . (8.4)

8.2.2. Cutia de viteze

Cutia de viteze transformă turaţia joasă de la arborele primar al turbinei eoliene în turaţiemai ridicată, regăsită la arborele secundar al generatorului sincron. Astfel are loc transformarea

puterii mecanice, caracterizată prin cuplu mare şi viteză mică, specifice turbinei eoliene, în putere de viteză mai mare, dar cuplu mai mic, deoarece altfel viteza turbinei eoliene este preamică, iar cuplul mai mare pentru a fi aplicate direct generatorului.

Randamentul cutiei de viteze este constant, putând fi considerat η=98%.

8.2.3. Generatorul sincron

Generatorul electric transformă energia mecanică preluată de la turbină în energieelectrică. Pentru acest studiu s-a ales topologia de conversie bazată pe generator sincron. În acestfel se poate regla tensiunea de ieşire, necesar ă alimentării motorului asincron legat la pompacentrifugală şi se poate menţine motorul asincron într-un regim optim de funcţionare [2]. Înfigura 1.3.1. este reprezentată caracteristica mecanică a sarcinii (pompa centrifugală) suprapusă

peste caracteristicile mecanice ale motorului asincron (obţinute pentru diverse frecvenţe ale

tensiunii de alimentare).Generatoarele electrice sincrone sunt echipate cu sisteme de excitare de curent continuuasociate cu regulatoare de tensiune, pentru a putea regla frecvenţa, tensiunea şi defazajul.Generatoarele sincrone pot lucra independent de reţea şi pot produce energie dacă sistemul deexcitare este independent de reţea.

Figura 8.4. Caracteristica mecanica a pompei centrifugale suprapusă peste caracteristicilemecanice ale motorului asincron




HIDROEOL

RST


Randament, puteri şi pierderi ale generatorului sincronSchema echivalentă a generatorului sincron este reprezentată în figura 8.5.

0eU

s

X

R I

Figura 8.5. Schema echivalentă a generatorului sincron

Aplicând teorema a doua a lui Kirchhoff în complex unei faze statorice, rezultă ecuaţiaurmătoare:

I RU U U U eeae +=++ σ 0 (8.5)unde s-au folosit relaţiile: R - rezistenţa unei faze statorice;

0eU - tensiunea electromotoare complexă indusă într-o fază statorică la funcţionarea în gol de

către fluxul magnetic inductor 0

φ ;

eaU - tensiunea electromotoare complexă de reacţie, indusă într-o fază statorică de către fluxul

magnetic de reacţiea

φ ;

I jX I L jU aaea −=−= (8.6)

unde:

aa L X ω = - reactanţa de reacţie a indusului;

σ eU - tensiunea electromotoare complexă de scă pări indusă într-o fază statorică de către fluxulmagnetic de scă pări;

I L jU e σ σ −= (8.7)

unde:

σ σ L X = - reactanţa de scă pări a indusului;

U - tensiunea complexă la bornele unei faze a generatorului;

I - curentul complex dintr-o fază a statorului.

Ecuaţia devine:( ) ( ) I jX RU I jX jX RU U sae ++=+++= σ 0 (8.8)

Suma dintre reactanţa de reacţie şi reactanţa de scă pări se numeşte reactanţă sincronă

s X :

σ X X X a s += . (8.9)

Schema echivalentă conţine o sursă ideală de tensiune electromotoare 0eU înseriată cu o

bobină ideală de reactanţă s X şi un rezistor de rezistenţă R . Deoarece rezistenţa R este mereu

mai mică decât reactanţa s X , ea se poate neglija, schema echivalentă reducându-se la o sursă de

tensiune electromotoare 0eU înseriată cu o bobină ideală de reactanţă s X . Bilan ţ energetic:




HIDROEOL

RST


Generatorul sincron absoarbe de la arbore puterea mecanică 1 P , care este utilizatăm

pentru învingerea frecărilor şi pentru antrenarea ventilatorului (pierderi mecanice m P ), iar în

cazul existenţei excitatoarei pe arbore, o parte din putere este preluată de aceasta, ex P .

Puterea electromagnetică transmisă de rotor statorului, va fi:

exm P P P P −−= 1 (8.10)

Dacă din această putere electromagnetică se scad pierderile în cuprul statorului 2Cu P ,

pierderile prin efect Joule-Lenz şi pierderile în circuitul magnetic statoric 2 Fe P , se obţine puterea

activă utilă 2 P debitată de generator:

( )221222 FeCuexm FeCu P P P P P P P P P +++−=−−= (8.11)

Cuplurile care apar în funcţionarea generatorului sincron sunt:Cuplul motor , definit că raportul dintre puterea mecanică 1 P şi viteza unghiular ă sincronă:

Ω= 1

1

P M (8.12)

Cuplul electromagnetic:Ω

= P

M (8.13)

Cuplul de func ţ ionare în gol :Ω

= 00

P M (8.14),

ex Fem P P P P ++= 20 , reprezintă puterea necesar ă acoperirii pierderilor la funcţionarea în gol.

Randamentul generatorului sincron:

∑+=

++++==

P I U

I U

P P P P P

P

P

P

l l

l l

exCu Fem

Gϕ

ϕ η

cos3

cos3

222

2

1

2 (8.15)

unde: l U şi l I reprezintă valorile eficace de linie ale tensiunii respectiv ale curentului debitat de

generator.Pentru generatoarele sincrone cu puteri nominale de până la 10 kVA randamentul este

0.85, pentru puteri cuprinse între 10 kVA şi 100 kVA, randamentul este între 0.9 şi 0.95,crescând până la valoarea de 0.985 pentru puteri nominale de 250 MVA.

8.2.4. Motorul asincronSchema echivalentă a motorului asincron este reprezentată în figura de mai jos:

1 R 2

R

0 R

1σ X '

2σ X

0 X

'

21 eeU U −=−

1 I 2

I −

0 I

1U

Figura 8.6. Schema echivalentă a motorului asincron




HIDROEOL

RST


Ecuaţiile de tensiuni sunt următoarele:

111111 I jX I RU U e σ ++−= (8.16)

222220 I jsX I RU

e σ

−−= (8.17)

unde:

1U - tensiunea complexă de alimentare a unei faze statorice;

1U şi sU 2 - tensiuni electromotoare complexe induse de câmpul magnetic rezultant util dinîntrefier într-o fază statorică, respectiv rotorică;

1 R şi 2 R - rezistenţele înf ăşur ărilor de fază statorică respectiv rotorică;

1 I şi 2 I - curenţii complecşi dintr-o fază statorică respectiv rotorică.Prin împăr ţirea relaţiei (8.17) la alunecare rezultă:

2222

20 I jX I s

RU se σ −−= (8.18)

Ecuaţiile de funcţionare ale motorului asincron sunt:111111 I jX I RU U e σ ++−= (8.19)

'2

'2

'2

2'20 I jX I

s

RU e σ −−= (8.20)

10'21 I I I =+ (8.21)

Pierderi şi randament Motorul asincron absoarbe de la borne puterea electrică:

1111 cos3 ϕ I U P = (8.22)

şi cedează la arbore puterea utilă 2 P .Datorită pierderilor puterea utilă a motorului asincron este mai mică decât putereaabsorbită de la arbore, se notează:

21 P P P −=∑ (8.23)

unde: ∑ P reprezintă suma pierderilor din motorul asincron.

Această suma poate fi scrisă în mod explicit în funcţie de tipul de pierderi care apar înmotor:

l m FeCuCu P P P P P P sup21 ++++=∑ (8.24)

unde:

1Cu

P - pierderile principale în conductoarele înf ăşur ării statorice;

2Cu P - pierderile principale în conductoarele înf ăşur ării rotorice;

Fe P - pierderile principale în oţel pentru regimul nominal;

vent fr m P P P += - pierderile mecanice datorate frecărilor şi ventilaţiei;

l P sup - suma pierderilor suplimentare.

turbcrt H Fe P P P _ += , (8.25)

unde:

H P - reprezintă pierderile prin histerezis;

turbc P _ -reprezintă pierderile cauzate de curenţii turbionari, care sunt propor ţionale cu pătratul

frecvenţei;1Cu P şi 2Cu P în raport cu sarcina motorului se consider ă că şi pierderi variabile;




HIDROEOL

RST


Fe P , m P şi l P sup în raport cu sarcina motorului se consider ă că şi pierderi variabile (dacă

tensiunea de alimentare şi turaţia r ămân aproximativ constante, variaţia acestor pierderi în raportcu sarcina este neglijabilă).

Randamentul motorului asincron:

∑+=

P P

P

2

2η (8.26)

( ) ( )22

2

~ f P ct P P

P

FeCu +≅+=η (8.27).

Randamentul motorului asincron la funcţionarea în regim nominal depinde de puterea,turaţia şi tipul constructiv, ajungând la valori 95.0=η N , pentru motoare de putere mare. La

puteri şi turaţii mici randamentul este mai redus, cuprins între 0.8 şi 0.9.

8.2.5. Pompa centrifugă

În proiect s-a ales o pompă centrifugă deoarece aceste tipuri de pompe sunt folosite încontextul variaţiilor mari de turaţie, iar pompa trebuie să aibă o putere mai mică decât putereaturbinei eoliene pentru a se putea acoperi pierderile [1].

Putere. Randament Puterea unei pompe este dată de relaţia:

)(W QH g P ρ = (8.28)în care:g - acceleraţia gravitaţională (m/s2), g=9.8 m/s2; ρ - densitatea apei ( kg/m3);Q - debitul prin conductă (m3/s);H - înălţimea de pompare (m).

Pompa este antrenată de motorul asincron, al cărui putere trebuie să acopere atât putereautilă a pompei cât şi puterea consumată pentru învingerea rezistenţelor datorate pierderilor interioare şi exterioare.

Pierderile interioare reprezintă suma tuturor pierderilor provocate de rezistenţelehidraulice, care apar la curgerea lichidului prin pompă, şi a pierderilor volumice care se datorescscă părilor prin interstiţii şi neetanşeităţi şi care au că rezultat vehicularea unei cantităţi de lichid

mai mari decât cea debitată util. Pierderile exterioare sunt cele datorate frecărilor mecanice înlagăre, garnituri, glisiere, etc.Puterea absorbită la arborele pompei este mai mare decât puterea utilă, iar raportul dintre

cele două puteri reprezintă randamentul total al pompei, η .Cu această relaţie se poate calcula puterea reală necesar ă pentru antrenarea unei pompe,

atunci când se cunosc caracteristicile acesteia: debit maxim, înălţime de pomparecorespunzătoare debitului şi randamentuil la punctul respectiv.

Randamentul total η , care influenţează puterea reală a pompei, poate fi descompus într-un număr de factori independenţi, care se datoresc pierderilor interioare şi exterioare ar ătateanterior.

Notând cu eh valoarea presiunii necesare pentru învingerea rezistenţelor hidraulice,create de curgerea lichidului prin pompă, atunci când lucrul mecanic al pompei este:( )eh h H Q L +⋅⋅= γ (8.29)




HIDROEOL

RST


( ) eeh

uh

h H

H

h H Q

H Q

L

L

+=

+⋅⋅⋅

==γ

γ η (8.30)

reprezintă randamentul hidraulic al pompei.Debitul real Q al pompei este mai mic decât debitul teoretic vQ , datorită scă părilor prin

interstiţii şi neetanşeităţi. Rezultă randamentul volumic:

v

vQ

Q=η (8.31)

Lucrul mecanic interior necesar pentru vehicularea debitului teoretic vQ la înălţimea

eh H + este:

( )evi h H Q L +⋅= γ (8.32)

hv

evi

ui

h H

H

Q

Q

L

Lη η η ⋅=

+

⋅== (8.33)

Relaţia (8.33) reprezintă randamentul interior al pompei.Pentru învingerea rezistenţelor exterioare este necesar un lucru mecanic exterior e L , care

împreună cu un lucru mecanic interior i L , reprezintă lucrul mecanic total t L efectuat de pompă.

t

im

L

L=η (8.34)

Relaţia (8.34) reprezint ă randamentul mecanic al pompei. Randamentul total al pompei este raportul dintre lucrul mecanic util şi lucrul mecanic

total:

mhv

mi

hvi

t

u

L

L

L

Lη η η η

η η η ⋅⋅=

⋅⋅== . (8.35)

Randamentul total al pompei este produsul randamentelor hidraulice, volumice şimecanice. Randamentul hidraulic hη foloseşte pentru determinarea presiunii manometrice

dezvoltate de pompă, în comparaţie cu presiunea teoretică rezultată din calcul. Randamentulvolumic vη permite stabilirea debitului real faţă de cel calculat teoretic. Randamentul mecanic

mη foloseşte la determinarea puterii necesare învingerii rezistenţelor exterioare. Randamentul

total η se utilizează în calcule pentru determinarea puterii motorului de antrenare.

Viteza de antrenare

Este o caracteristică esenţială a acestora şi influenţează în mod direct parametriifuncţionali: Q, H, P şi η , dar această influenţă se manifestă în mod diferit în funcţie de tipulconstructiv şi de principiul de funcţionare a pompei. La pompele centrifuge variaţiacaracteristicilor pompei în funcţie de turaţie este dată de:

2121 nnQQ = (8.36)

( )22121 nn H H = (8.37)

( )32121 nn P P = (8.38)

Se observă că:

-debitul pompei variază propor ţional cu turaţia;-înălţimea de pompare variază propor ţional cu pătratul turaţiei;-puterea absorbită la arborele pompei variază propor ţional cu cubul turaţiei.




HIDROEOL

RST


În cazul de faţă înălţimea este constantă, fiind stabilită iniţial la 20 m.De aceea rezultă:

kQH P = (8.39)

Qk k P h g = (8.40)

2

1

n

nk k k P Q H g ⋅= (8.41)

2

1

n

nk P ⋅= (8.42)

adică, puterea este propor ţională cu raportul turaţiilor.Pentru variaţii reduse de turaţii se poate considera că 21 η η = .Pentru variaţii importante de turaţie, determinarea valorii randamentului se face cu

ajutorul unei relaţii stabilite empiric:

( )( ) 1012112 11 nnη η −−= (8.44)

Se observă că la creşteri importante ale turaţiei randamentul se îmbunătăţeşte şi că randamentul variază în limite mai mari la turaţii inferioare.Paralel cu mărirea turaţiei creşte şiviteza lichidului în conducta de aspiraţie şi implicit pierderile hidraulice, ceea ce conduce în finalla înr ăutăţirea condiţiilor de aspiraţie a pompei.În programul Matlab s-a determinat un randamentglobal al pompei centrifuge, pe baza formulelor empirice din modelul matematic. Pentru tura ţianominală s-a considerat un randament de 80%.

Programul pentru determinarea randamentului pompei în Matlab:n1=1;

n2=0:0.01:1.2;rand1=0.8; %randamentul la turaţie nominala n=n1;rand2=1-(1-rand1)*(n1./n2).^0.1; plot(n2, rand2,'-k','LineWidth',3);grid;

Rezultă următoarea variaţie a randamentului în funcţie de turaţie:

Figura 8.7. Randamentul pompei centrifuge în funcţie de turaţie




HIDROEOL

RST


8.2.6. Conducta

Pierderi prin frecare

Tranziţia de la flux laminar la flux turbulent se face ţinând seama de viteza fluidului,diametrul conductei şi vâscozitate. Această dependenţă poate fi scrisă cu ajutorul numărului luiReynolds, care are expresia următoare în cazul unei conducte circulare:

v

V D N R

⋅= (8.45)

unde: D [m] – diametrul conductei;V [m/s] – viteza relativă a apei ;v [m

2 /s] – vâscozitatea cinematică a fluidului.

V D

V r V AQ

444

22

π π ==⋅= (8.46).

Experimental s-a descoperit că, pentru conductele circulare, valoarea critică a numărului luiReynolds este de aproximativ 2.000, variind în funcţie de condiţiile în care s-a efectuatexperimentul. Rezultă, deci, faptul că avem un interval de tranziţie şi nu doar un singur punct.

Aplicând principiul conservării maselor unui volum controlat, între două secţiuni perpendiculare pe axele sale, rezultă următoarea ecuaţie:

g

V

D

L f h f 2

2

⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ = (8.47)

unde: f - factor de frecare, adimensional;

L[m] – lungimea conductei; D [m] – diametrul conductei;V[m/s] – viteza relativă a apei;

g[9,81m/s2 ] – acceleraţia gravitaţională.

Pentru curgerea laminar ă f poate fi calculat cu următoarea relaţie:

R N VD f

6464==

ρ (8.48)

Din acestă relaţie rezultă că în curgerea laminar ă factorul f este independent de rugozitatea pereţilor şi invers propor ţional cu numărul lui Reznolds. Dacă f scade când R N creşte, nu

înseamnă că crescând viteza, scad pierderile datorate frecării. Înlocuind f valoarea lui f h devine:

g D

LV

g

V

D

L

VDh f 2

2 32

2

64 ρ

µ

ρ

µ =××= (8.49)

2

21

R fN =µ (8.50)

Înlocuind R N ,

2

3

Lv

h gD f =µ (8.51)

Se mai poate folosi şi formula lui Manning:

333,5

2229,10

D

QnS = (8.52)




HIDROEOL

RST


unde:-n este coeficientul de rugozitate al lui Manning,-Q este debitul prin conductă,

- D diametrul conductei,-S panta hidraulică în metri liniari.

În tabelul următor putem studia coeficientul lui Manning pentru diferite conducte care segăsesc în comer ţ .

Tipul conductei n

Oţel sudat 0,012Polietilenă 0,009PVC 0,009Azbociment 0,011Fontă cu grafit nodular 0,015Fontă 0,014Lemn 0,012Beton turnat (forme de oţel, cu racordurifine)

0,014

Tabelul 8.1 Coeficientul lui Maning pentru diferite tiăuri de conducte

LS h f ⋅= m (8.53)

Pierderile în coturi

Curgerea apei prin coturi, exercită o presiune crescută de-a lungul peretelui exterior şi o presiune mai scăzută de-a lungul peretelui interior. Acest dezechilibru de presiune cauzează uncurent secundar aşa cum se poate observa în figur ă. Acest ansamblu de mişcări – curentullongitudinal şi curentul secundar – produce o curgere spiralată care, după o lungime a conducteiegală cu aproximativ 100 x diametrul conductei, este disipată de frecarea datorată vâscozităţiilichidului.

Pierderea de cădere ce apare în aceste condiţii depinde de raza cotului şi de diametrulconductei. În plus, având în vedere circulaţia secundar ă, există şi o pierdere de frecare secundar ă,

ce depinde de rugozitatea relativă d

e . În figura 2.11 se poate observa valoarea lui K b pentru

valori diferite ale raportuluid

R şi ale rugozităţii relatived

e .

De asemenea, în cazul conductelor de oţel f ăr ă sudur ă, valoarea pierderilor în coturi cuunghiuri sub 90o, este aproximativ propor ţională cu mărimea unghiului cotului.

Pierderile datorate valvelor Valvele sau por ţile sunt folosite în pentru izolarea unei componente şi în general au două

stări de bază: complet închise, complet deschise.Reglarea curgerii este atribuită vanelor de distribuţie sau valvelor cu ac ale turbinei.

Pierderile de cădere produse de curgerea apei printr-o valvă deschisă depinde de tipul şi deconstrucţia acesteia.

În figur ă se pot studia valorile lui K V pentru diferite tipuri de valve.V k h vv ⋅= . (8.54)

Se foloseşte valva robinet cu bilă 05,0=vk .




HIDROEOL

RST


Figura 8.8. Calculul pierderilor în coturi

Figura 8.9. Tipuri de valve Pierderile totale

Pierderile totale reprezintă suma pierderilor prin frecări, în coturi, datorate valvelor.

vc f hhhh ++= . (8.55)

Înălţimea care va fi folosită va fi egală cu înălţimea reală la care se adaugă o înălţime necesar ă

pentru a învinge pierderile.h H H t += . (8.56)

8.3. UTILIZAREA MATLAB/SIMULINK PENTRU REALIZAREA SIMULĂRIIMODELULUI MATEMATIC

8.3.1. Elaborare software

Simularea modelului este realizată utilizând programul Matlab/Simulink şi folosind în

principal libr ăria Powersis. Schema acestui model este prezentată în figura 8.8.




HIDROEOL

RST


Turbina EOL

Turatie [RPM]

Viteza vant (m/s )

Tm [Nm]

Pm[W]

Scope9

Scope8

Scope7

Scope6

Scope5

Scope4

Scope3

Scope2

Scope 1

Ramp

Pompa Centrifuga

Tm

Pu[W]

nm

MA

Tem

nm

Tm

ns

viteza _vant

-K-

GS

Tm

ns

Tem

nm

viteza _vant

Cutie viteza

Tm_in

n_in

Tm_out

n_out

Figura 8.8. Schema bloc a simulării

Elementele lanţului de transmisie electro-energetic: turbina eoliană, cutia de viteze,generatorul sincron, motorul asincron, respectiv pompa centrifugă sunt modelate după cumurmează:Turbina eoliană

Figura 8.9. Fereastra de alegere a parametrilor specifici turbinei eoliene




HIDROEOL

RST


Cutia de viteze

Figura 8.10. Fereastra Simulink pentru cutia de viteze

Generatorul sincron

Figura 8.11. Fereastra Simulink pentru generatorul sincron




HIDROEOL

RST


Motorul asincron

Figura 8.12. Fereastra Simulink pentru motorul asincron

Pompa centrifugă

Putere utila -hidro

Pn=2.2kW

nn=1500 rpm

nm

2

Pu[W]

1

rpm->rad/ s

-K-

rpm->p.u.

-K-

randament

f(u)

nn

1500

Tn

-C-

Scope 5

sqrt

Divide

Tm

1

randament total

Figura 8.12. Schema bloc a modelului matematic al pompei centrifuge

Din caracteristica pompei rezultată din simulare, reprezentată în figura se observă că puterea pompei creşte o dată cu creşterea turaţiei.




HIDROEOL

RST


Figura 8.13. Caracteristica pompei rezultată din simulare

Simularea arată următorul lucru, şi anume: la suprapunerea caracteristicii pompei obţinută din simulare peste caracteristica de funcţionare a turbinei eoliene la diferite viteze ale vântului,caracteristica pompei se află pe punctele de maxim ale turbinei eoliene, după cum se observă înurmătoarea figura obţinută tot cu ajutorul programului Matlab Simulink:

Figura 8.14. Caracteristica turbină-pompă

8.3.2. Alegerea turbinei eoliene şi pompei hidraulice

Turbina eoliană Pentru modelul experimental am ales o turbină eoliană Westwind (cu 3 palete şi ax

orizontal), cu puterea de 3 kW . În tabelul 8.3 sunt prezentate datele tehnice ale acestei turbineeoliene, iar în tabelul 8.3 puterea acestei turbine pentru diferite viteze ale vântului [4]. În figura8.15 este prezentată dependenţa puterii turbinei eoline în funcţie de viteza vântului [8].




HIDROEOL

RST


Caracteristici specifice 3 kWViteza vântului de start 2.0 m/sViteza medie de început 2.7 m/s

Viteza medie finală 17 m/sViteza vântului de încheiere nu există Puterea nominală 3 kWTuraţia 150-900 rpmDiametrul rotorului 3.6 mGreutatea 190 kgProtecţia aripilor Se inchide automat în caz de defectMaterialul aripilor Fibr ă de sticlă consolidate cu plasticTipul înf ăşur ării Conectare trifazată în steaTensiuni disponibile 48V, 96V, 110V, 120V

Material magnetic Ne-Fe-BTabelul 8.2. Datele turbinei Westwind

Tabelul 8.3. Caracteristica

turbinei eoliene

Figura 8.16. Variaţia puterii turbineieoliene în funcţie de viteza vântului

Viteza vântului(m/s)

Puterea (kW) Vitezavântului

(m/s)

Puterea (kW)

0 0 10 1.622 0 10.5 1.753 0.006 11 23.5 0.05 11.5 2.24 0.1 12 2.44.5 0.15 12.5 2.55 0.22 13 2.755.5 0.3 13.5 2.856 0.33 14 36.5 0.44 14.5 3.17 0.55 15 3.157.5 0.7 15.5 3.28 0.82 16 3.188.5 1 16.5 3.159 1.2 17 3

9.5 1.32




HIDROEOL

RST


Figura 8.17. Pompa Combiflex

Pompa centrifug ă La alegerea pompei centrifuge trebuie să se ţină seama de puterea pompei, în aşa fel încât

aceasta să fie mai mică decât puterea turbinei eoliene pentru a se acoperi pierderile pe parcursul

lanţului electro-energetic. Datorită acestui fapt s-a ales o pompă centrifugă verticală Combiflex,conform DIN 24255, recomandată pentru lichide curate, cu vâscozităţi mici [7], (fig. 8.17), alecărei caracteristici sunt redate în tabelul 8.4.

Multiple opţiuni de montare (pe podea, pe perete)Opt posibile poziţii între conexiunile de aspirare şi evacuareEtanşare mecanică conform DIN 24960Întreţinere uşoar ă Demontare şi reansamblare uşoar ă din partea superioar ă a pompeiGamă largă de etanşări ale axului

Carcasa Fontă, bronzRotor Fontă, bronz, alu-bronz

Debit maxim 1500 m3/h

Înălţimea maximă de pompare 140 m

Temperatura maximă a lichidului pompat 110°C

Presiunea maximă de operare 10 bar

Turaţia maximă 360 rpm

Tabelul 8.4. Datele pomei Combiflex

8.3.3. Calculul sistemului considerat

Calculul pierderilor în conduct ă

Se consider ă înălţimea fixă de pompare de 20 m, pe o conductă de diametrul de 200 mm,conducta având următoarea structur ă, reprezentată în figura 8.18:




HIDROEOL

RST


Figura 8.18. Structura conductei

Pompa are puterea nominală egală cu Pn=2,2 kW

sm H g

P Q n /011.0

208.910002200 3=

⋅⋅=

⋅⋅= ρ

(8.56)

unde:g - acceleraţia gravitaţională, exprimată în m/s2,g=9.8 m/s2; ρ - exprimat în kg/m3 reprezintă densitatea specifică a apei;Q - exprimat în m3/s, reprezintă debitul prin conductă;H - în m, înălţimea de pompare.

mmm D 2.0200 == ;

D – diametrul conductei

Rezultă că viteza relativă a apei este de:

sm D

Qv /35.0

2.0

011.04422

=⋅

==π π

(8.57)

Pierderile prin frecareAcestea se calculează folosind formula lui Manning:

6333.5

22

333,5

22

10577.92.0

011.00012.029.1029,10 −⋅=⋅⋅== D

QnS (8.58)

unde: n este coeficientul de rugozitate al lui Manning.

LS h L

hS f

f ⋅=⇒= (8.59)

f h - pierderile prin frecare;

L – lungimea tronsonului de conductă. Pierderile prin frecare pe primul tronson al conductei, L1=10m:

m LS h f

56

11 10577.91010577.9 −− ⋅=⋅⋅=⋅= (8.60)

Pierderile prin frecare pe al doilea tronson de conductă, L2=100m:m LS h f

4622 10577.910010577.9 −− ⋅=⋅⋅=⋅= (8.61)




HIDROEOL

RST


Pierderile prin frecare pe al treilea tronson de conductă, L3=5m:m LS h f 000048.0510577.9 6

33 =⋅⋅=⋅= − (8.62)

321 f f f f hhhh ++= (8.63)

mh f 0011.0= (8.64)

Pierderile în valvă

mV k h vv 14.08.205.0 =⋅=⋅= (8.65)

unde:

vh - pierderile în valvă;

vk - coeficient care depinde de tipul de valvă, în acest caz valvă cu bilă.

Pierderile în cot

În structura conductei sunt considerate două coturi de raze egale, deci pierderile pe celedouă coturi vor fi egale.

Pierderile prin primul cot :Unghiul cotului este o26=α

mk h bc 035.09026

12.0901 =⋅=⋅=α

(8.66)

mhc 035.02 =

Pierderile totale prin coturi sunt:

21 ccc hhh +=

mhc 07.02035.0 =⋅= (8.67)

Pierderile totale prin conduct ă sunt egale cu suma pierderilor prin frecare, prin valve, şirespectiv prin coturi.

cv f hhhh ++= (8.68)

mh 088.007.00175.00011.0 =++= (8.69)

Din calculul acestor pierderi pe conductă rezultă o înălţime suplimentar ă care se adaugă

la înălţimea conductei. Această înălţime se va lua de 0.1 m. Rezultă că înălţimea totală aconductei este:h H H t += (8.70)

m H t 1.201.020 =+= (8.71)

Recalcularea puterii utile a pompei Din cauza acestor pierderi trebuie recalculată puterea utilă a pompei pentru a fi capabilă

să pompeze apă la înălţimea de 20.1 m.

t u H Q g P ⋅⋅⋅= ρ (8.72)

kW W P u 117.278.21163.20088.010008.9 ==⋅⋅⋅= (8.73)




HIDROEOL

RST


Analizarea cazului cel mai devaforabil Considerând un debit minim de smml Q /0001.0/1.0 3== se obţine următoarea

putere minimă, necesar ă pentru a putea pompa acest debit:

t H Q g P minmin ρ = (8.74)

W P 7.191.200001.010008.9min =⋅⋅⋅=

Pentru a afla puterea minimă necesar ă turbinei eoliene pentru a putea pompa acest debit minim,această putere obţinută se va împăr ţi la randamentul pompei, la randamentul motorului asincron.

M p

G

P P

η η ⋅= min

min (8.75)

96.3682.065.0

89.19

min

=⋅

=G

P W

Din graficul turbinei eoliene alese (figura 8.16), corespunzător acestei puteri se obţine o viteză avântului egală cu 3,5 m/s.

Cunoscând viteza medie de început a turbinei egală cu 2.7 m/s (tabelul 8.2)corespunzătoare turaţiei de început de 150 rot/min, rezultă că pentru viteza de 3,5 m/scorespunde o turaţie de 194 rot/min, care se încadrează în limitele turbinei eoliene alese.

Sub această viteză a vântului de 3,5 m/s, respectiv sub turaţia de 194 rot/min sistemul nu poate funcţiona.

Încadrarea sistemului într-o situa ţ ie concret ă Se va analiza funcţionarea sistemului într-o situaţie concretă, respectiv pentru o perioadă

determinată de timp. Se va calcula volumul total de apă pompat în bazinul superior în decursulunei luni şi respectiv energia potenţială a apei din bazin. S-a avut la dispoziţie distribuţia vitezeivântului pentru luna februarie (fig. 8.19).

Pornind de la turaţia minimă de 194 rot/min, de la care sistemul poate funcţiona(determinată în paragraful precedent), rezultă din calcule, pe baza dependenţei puterii electrice ageneratorului sincron în funcţie de viteza vântului (fig. 8.16), a randamentelor corespunzătoare şia timpilor totali pentru care se obţin diverse viteze ale vântului (fig. 8.19), debitelecorespunzătoare:

H g

P Q P M Gv

v ⋅⋅⋅⋅

= ρ

η η (8.76)

vvv t QV ⋅= (8.77)

∑ ⋅= vvT t QV (8.78)

unde:

Qv – debitul corespunzător vitezei vântului v;

tv – numărul de ore în care vântul a avut viteza v;

Vv – volumul apei pompate la viteza vântului v;

VT

- volumul total de apă pompat în bazin în decursul lunii februarie.




HIDROEOL

RST


Din calcule rezultă că volumul total al apei pompate în bazinul superior în decursul luniifebruarie este de 4317,14 m3. Se remarcă faptul că din numărul total de ore al lunii februarie(672 ore), 581,55 ore turbina eoliană funcţionează.

Figura 8.19. Curba de densitate pentru luna februarie

v (m/s)(fig.2.9)

Pe (kW)(fig. 2.9)

QV(m3/s) P p(kW) tV (ore) Vv=QV* tV (m3)

4 0.1 0.000270586 0.0533 104.4 101.69698454.5 0.15 0.000405879 0.07995 62.64 91.52728602

5 0.22 0.000595289 0.11726 44.6 95.579579655.5 0.3 0.000811758 0.1599 35.09 102.54445936 0.33 0.000892933 0.17589 28.51 91.64710143

6.5 0.44 0.001190578 0.23452 24.13 103.42310577 0.55 0.001488222 0.29315 23.4 125.3678343

7.5 0.7 0.001894101 0.3731 22.66 154.5131778 0.82 0.002218804 0.43706 26.32 210.2361109

8.5 1 0.002705858 0.533 28.51 277.71848929 1.2 0.00324703 0.6396 34.36 401.6446421

9.5 1.32 0.003571733 0.70356 35.09 451.195621110 1.62 0.004383491 0.86346 31.43 495.9832068

10.5 1.75 0.004735252 0.93275 27.05 461.1188699

11 2 0.005411717 1.066 21.93 427.244227811.5 2.2 0.005952889 1.1726 14.62 313.3124337

12 2.4 0.00649406 1.2792 8.04 187.964081612.5 2.5 0.006764646 1.3325 5.12 124.685958

13 2.75 0.007441111 1.46575 2.19 58.6657173313.5 2.85 0.007711697 1.51905 1.09 30.26069753

14 3 0.008117575 1.599 0.37 10.8126104214.5 3.1 0.008388161 1.6523

15 3.15 0.008523454 1.6789515.5 3.2 0.008658747 1.7056

16 3.18 0.00860463 1.6949416.5 3.15 0.008523454 1.67895

17 3 0.008117575 1.599Total ore 581.55Volumul total 4317.142194




HIDROEOL

RST


VT (m3)

Tabelul 8.5. Calculul volumului total al apei pompate

Energia potenţială a apei din bazinul superior, E p, este dată de relaţia: H g V H g m E T T p ⋅⋅⋅ρ=⋅⋅= , (8.79)

unde:mT – masa de apă (mT = ρ.V T),

g – acceleraţia gravitaţională ( g = 9,8 m/s2), H – înălţimea de pompare (m).

22,2361,208.914,43171000 =⋅⋅⋅= p E kWh (8.80)

8.3.4. Analizarea randamentului global al lanţului de conversie energetică

În modelul analizat (fig.8.20) turbina eoliană este utilizată exclusiv pentru pomparea apeiîn bazinul superior al centralei hidroelectrice.

v

Figura 8.20. Schema lanţului de conversie energetică pentru modelul considerat

Sistemul analizat, pornind de la volumul de aer care antrenează turbina eoliană şiterminând cu generatorul electric antrenat de turbina hidraulică, este alcătuit din treisubsisteme:

- turbina eoliană cu generatorul sincron,- motorul asincron cu pompa centrifugă, sistemul de conducte al apei pompate şi bazinulsuperior de acumulare,

- sistemul de ţevi, turbina hidraulică şi generatorul electric.Consider ăm că şi putere de intrare cea a volumului de aer V a, care se deplasează cu viteza W υ

şi care antrenează turbina eoliană având aria efectivă AR :3

0 2 w R A P υρ

= (8.81)

Puterea generată de turbină difer ă de puterea 0 P prin coeficientul de performanţă P c :

( )3

,2 W R pW Ac P υβλρ

= (8.82)unde:




HIDROEOL

RST


0 P - puterea masei de aer (W)

W P - puterea turbinei eoliene (W);

ρ - densitatea aerului (1,225 kg/m3

); P c - coeficientul de performanţă;

A - aria acoperită de pale (m2)

W υ - viteza vântului (m/s).

Coeficientul de performanţă C p depinde de raportul variaţiei vitezei λ şi de unghiului deinclinare al palei în raport cu axa rotorului β .Raportul variaţiei vitezei λ este dat de formula:

W

R

W

P R

υ

⋅ω=

υ

υ=λ (8.83)

unde:

P υ - viteza periferică a palelor turbinei (m/s),

W υ - viteza vântului (m/s),

Rω - turaţia la arborele primar al turbinei eoliene (rot/min),R -raza palei turbinei (m).

Variaţia coeficientului de performanţă C P în funcţie de λ şi având peβ ca parametru, este prezentată în fig.8.21.

nomλ

λ

00= β

05= β

010= β

015= β

020= β

Figura 8.21. Caracteristica C p=f( λ ) pentru diferite valori a lui β

Conform [6], valoarea maximă a lui C p este 0,593 dar din cauza pierderilor aerodinamicecare difer ă în funcţie de construcţia rotorului, valoarea obtinută în practică pentru C p este maimică, fiind cuprinsă între 0.4 şi 0.5 pentru turbinele eoliene cu trei pale.

Pentru turbina eoliană de 3 kW vom adopta C p=0,4.Arborele rotoric al generatorului sincron este cuplat la turbina eoliană prin intermediul

cutiei de viteze, pentru se consider ă un randament de CV η =0,98.

Se adoptă pentru randamentul generatorului sincron (cu putere mai mică de 10 kV)

valoarea de GS η =0,85.




HIDROEOL

RST


În acest caz puterea generată la bornele generatorului sincron, ţinând cont derandamentele elementelor lanţului de conversie energetică, va fi:

0 P c P GS CV pet ηη= (8.84)

unde: P et- puterea electrică la arborele generatorului sincron (W),

P c - coeficientul de performanţă,

CV η - randamentul cutiei de viteze,

GS η - randamentul generatorului sincron,

0 P - puterea masei de aer (W).

00 33,085,098,04,0 P P P et ⋅=⋅⋅⋅= (8.85)

Ţinând cont că turaţia maximă a pompei centrifuge este de 360 rot/min, se va alege unmotor asincron cu patru perechi de poli, având un randament MAS η cuprins între 82 % şi 84 %,

valoarea minimă obţinându-se la funcţionarea la sarcini par ţiale.La turaţia nominală, randamentul pompei centrifuge este PC η =80 %.

Dacă consider ăm randamentul sistemului de transmisie al apei prin conducte ST η =80 %,

atunci puterea necesar ă pompării apei în bazin BH P este dată de relaţia:

et ST PC MAS BH P P ⋅η⋅η⋅η= (8.86)

În conformitate cu relaţia (8.84), expresia finală pentru puterea necesar ă pompării apei în bazin

este:0 P c P ST PC MAS GS CV p BH ⋅η⋅η⋅ηηη= (8.87)

Randamentul lanţului conversiei energetice necesar pompării apei în bazinul superior este dat de relaţia:

1000

⋅=η P

P BH BH [%] (8.88)

Înlocuind cu valorile corespunzătoare se obţine valoarea:1710017,01008,08,082,085,098,04,0 =⋅=⋅⋅⋅⋅⋅⋅=η BH % (8.89)

Dacă consider ăm în continuare şi transformarea energiei hidraulice în energie electrică încadrul centralei hidroelectrice, şi dacă consider ăm că debitul apei turbinate este acelaşi cu cel alapei pompate, rezultă puterea la consumator P S:

BH GE TH S P P ηη= (8.90)

unde:

TH η - randamentul turbinei hidraulice,

GE η - randamentul generatorului electric.

Randamentul total 1001000

⋅ηηηηηηη=⋅=η GE TH ST PC MAS GS CV pS

T c P

P [%] (8.91)

Considerând pentru turbina hidraulică un randament de 80 % şi pentru generatorul electricun randament de 85 %, rezultă că randamentul total este de:

1210085,08,08,08,082,085,098,04,0 =⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅=ηT % (8.92)Deşi s-a ar ătat că soluţia bazată pe turbină eoliană utilizată exclusiv pentru pomparea apei

în bazinul superior al centralei hidroelectrice poate fi viabilă din punct de vedere tehnic,




HIDROEOL

RST


randamentul total al sistemului hibrid este mic, de numai 12 %, ceea ce arată ineficienţa uneiastfel de soluţii.

Prin urmare, se propune adoptarea şi analizarea soluţiilor:1. Legarea turbinei eoliene la re ţ eaua publică (fig. 8.22)

Figura 8.22. Turbină eoliană cu legare în reţea

Deoarece la amplarea în teren a turbinei eoliene este esenţial să se ţină cont de potenţialulsursei primare de energie (vânt), nu întotdeauna turbina eoliană poată fi plasată imediat învecinătatea bazinelor de acumulare ale centralelor hidroelectrice. Turbinele eoliene pot fi plasateşi la distanţă de aceste bazine, existând posibilitatea de a aduce energia electrică generată deturbinele eoliene utilizând liniile electrice ale reţelei de transport (distribuţie) a energiei electrice.În această idee, unalt argument în favoarea soluţiei propuse este legat de conversia eficientă aenergiei eoliene. Pentru situaţia în care reţeaua cere energie şi turbina eoliană dispune de energie

în acel moment, aceasta va fi furnizată direct. În felul acesta, în loc de un randament de în jur de15-20 %, va rezulta un randament de 48 % (vezi rel. 5.4), adică de peste două ori mai mare.Când nu este cerere de energie în reţea, energia eoliană va fi folosită pentru stocare.2. Legarea turbinei eoliene prin convertor de frecven ţă (fig. 8.23)

Figura 8.23. Legarea turbinei eoliene prin convertor de frecvenţă

De pe caracteristica randamentului pompei hidraulice în funcţie de turaţie se observă că randamentul variază pronunţat la turaţiile joase. De aceea, la viteze mici ale vântului se poateadopta soluţia includerii unui convertor de frecvenţă, care să ridice frecvenţa de alimentare amotorului asincron corespunzător, astfel încât randamentul pompei hidraulice să r ămână

aproximativ acela corespunzător turaţiei nominale. Avantajul acestei soluţii este şi acela că se poate dimensiona convertorul la 30 % din puterea nominală.




HIDROEOL

RST


Modelarea de mai sus a fost efectuată pe durata unei luni. Pentru o modelare pe un an,modelul poate fi extins cu uşurinţă, considerându-se date pentru valorile medii multianuală alecelorlalte luni din an (obţinute prin măsurare). S-a utilizat modelul unei luni deoarece prin

modelarea lunar ă se poate obţine cu o precizie ridicată estimarea producţiei de energie. În felulacesta previziunile pot fi folosite pentru marketing-ul producţiei de energie.




HIDROEOL

RST


9. REZUMATUL ŞI CONCLUZIILE ETAPEI A II-A

S-au îndeplinit toate obiectivele etapei, s-au proiectat 5 variante de staţii pilot, s-a realizatfizic si funcţional o staţie de achiziţie a datelor despre vânt ON Line, cu RTU inteligent, intr-oreţea deschis. In finalul etapei, trebuie reţinut:

1. S-a definit o funcţie de rigiditate a SEN-ului si pe baza căruia s-a calculat capacitatea deenergie eoliana ce poate fi adăugata sistemului f ăr ă a deteriora performantele de calitate aleSEN. In consecinţă, România trebuie sa fie pregătita pana la intrarea in funcţiune a celor 2generatoare nucleare, prognozata in 2012 (2014), sa aibă cel puţin 1GW de facilităţi deconservare a energiei.2. Noi modalităţi de conservare: aerul comprimat si încălzirea directa a apei de consum aufost luate in considerare. Încălzirea directa a apei de consum pe lângă stocarea cu pomperidica randamentul total al ansamblu hibrid.3. Cu cat ne apropiem mai mult de centrale electrice situate in munţi, ne apropiem mai multde reţeaua naţionala electrica, unde exista cai de comunicare bune. Unde posibilităţile de acombina puterea hidro si cea eoliana, conduc la un superlativ din punct de vedere economic.

S-a demonstrat ca in cazul amenajării Săcuieu - Dr ăgan, unde Ht / H p = 3,19 , energizarea pompelor cu ajutorul energiei eoliene ar conduce la un randament supraunitar!4. Am realizat o staţie de vânt (direcţie, viteza) cu date accesibile prin internet.5. Am demonstrat cu un material amplu si mai ales cu date achizi ţionate cu staţia proprie

necesitatea unor staţii de vânt locale pentru o decizie economica corecta.6. UTCN a proiectat 3 variante de staţii pilot. Analizând cele trei variante proiectate, am trasconcluzia că singura variantă realizabilă cu fondurile alocate în contract pentru materiale estevarianta 2. Varianta 3 se poate lua încă in calcul, dupa semnarea unui parteneriat cuHIDROELECTRICA SA.7. UTBv a modelat matematic ansamblu hibrid. Modelarea a fost efectuată cu date pedurata unei luni. Pentru o modelare pe un an, modelul poate fi extins cu uşurinţă,considerându-se date pentru valorile medii multianuală ale celorlalte luni din an (obţinute prin măsurare). S-a utilizat modelul unei luni deoarece prin modelarea lunar ă se poate obţinecu o precizie ridicată estimarea producţiei de energie. În felul acesta previziunile pot fifolosite pentru marketing-ul producţiei de energie.

Toate acestea ne pot conduce spre o noua abordare “globala” , spre un concept nou alsistemului energetic – “sistemul energetic inteligent” care sa întrunească trei caracteristici careluate separat nu spun prea mult. Împreună conduc spre ceva novator, in termeni de eficientă.

S-au publicat multe articole, in acţiunea de diseminare între care şi articole ISI IEEE laconferinţa AQTR 2008:[1] O. Capatina sa, “Wind Potential determination in a known area”,[2] Teodora Sanislav sa, “A Data Mining Experiment on a SCADA System’s Historical AquiredData” .




HIDROEOL

RST


10. BIBIOGRAFIE GENERALĂ

Bibliografie capitole 2-6

[1] Ding, J.J, J.S. Buckeridge (2000). Design considerations for a sustainable hybrid energysystem. IPENZ Transactions, Vol. 27 , No. 1/EMCh

[2] Institutul National de Statistica, Anuarul 2005, Resursele de energie primarta, cap.16, pg 7

[3] Papathanassiou, S.A., M. Tziantzi, M.P. Papadopoulos, S.T. Tentzerakis, P.S. Vionis, (2003).

[4] Possible benefits from the combined operation of wind parks and pumped storage staţions. Proc. EWEC, Madrid, Spain

[5] Protopapas, K., S. Papathanassiou (2004) Operation of hybrid wind – pumped storagesystems în isolated island grids. Proc. MedPower 2004, Nov. 2004, Lemessos

[6] Tariq Iqbal, M. (2002) Design of a hybrid energy system for households în Newfoundland.Presented at IEEE 12th, NECEC conference, St. John's NF, 2002.

[7] Octavian Capatina, „About wind energy integration”, DEWK 2008, Bremen, Germania

[8] Tarta, A. M., G. Ungureanu, D. Capatana, F. Covaciu, (2006). A SCADA System for Water Potential Management of a HydroPower Plants Cascade. In International Conference on

Automation, Quality and Testing, Robotics, Tome 1, pp. 410-414, Cluj-Napoca.

[9] Warmburg, B.M. (2006) Sustainable energy for islands: opportunities versus constraints of a100% renewable electricity systems. IIIEE Master’s Thesis 2006:01

[10] Octavian Că păţână, Mihaela Dr ăgan, Rareş Cazan, Hydro-Eolian Energetical Ensamble,

Procc. Of IFAC 2007, Cluj-Napoca, Romania.

[11] Cristina L. Archer,sa „ Evaluation of Global Wind Power”, Stanford University

Bibliografie capitol 7

[1] Octavian Că păţână, Mihaela Dr ăgan, Rareş Cazan, Hydro-Eolian Energetical Ensamble,

Procc. Of IFAC 2007, Cluj-Napoca, Romania.

[2] Ilie V. et all, The wind energy using (in Romanian), Technical Publishing House, Bucharest1984.

[3] HIDROELECTRICA S.A. www.hidroelectrica.ro

[4] LPELECTRIC S.A. www.lpelectric.ro.

[5] Joliet Technology SL, www.joliet-europe.com [6] BERGEY Windpower, www.bergey.com




HIDROEOL

RST


[7] Comşa D., Darie S., Maier V. sa. – The industrial electric installations design, The secondeditions. Bucharest, Didactical and pedagogical publishing House EDP, 1983.

[8] Darie S., Vădan I., - Electric Energy Production, Transport and Distribution – vol. 1,Electric Energy Production, UTPRES Publishing House, Cluj-Napoca, 2000.

[9] Z. Wasfi, Hybrid wind-hydro power plant , Patent US006023105, 8 Feb. 2000.

[10] S. Ardelean, I. Vadan, S. Pavel, D. Că păţână, A. Călăraşu, Hydro-Eolian Hybrid Power

Plant , The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007,Timişoara, Romania, pp. 15-20.

[11] C. Diaconu, S. V. Oprea, Strategy for renewable sources integration into the romanian power systems, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 217-220.

[12] S. Darie, I. Vadan, Producerea, Transportul şi Distribu ţ ia Energiei Electrice, vol. 1 – Instala ţ ii pentru Producerea Energiei Electrice, Editura U.T.PRES Cluj-Napoca, 2000.

[13] Daniel Kenning, Energy training 4 Europe, A Guide to Renewable Energy – Hybrid

System Module.

[14] G. Voicu, C. Ţânţăreanu, Hybrid solutions for rural electrification. Case studies.ICEMENERG, 1999, Bucharest, Romania.

[15] Maria Somaraki, A Feasibility Study of a Combined Wind-Hydro Power Station în

Greece – Doctoral Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering,October 2003, Glasgow, G.B.

[16] Bill Girling, Wind/Hydro Integration for Manitoba Hydro-s System, presented to Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[17] Hannele Holttinen, Wind-Hydro Integration on a large Hydro System, Wind-HydroIntegration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[18] Clint Kalich, A Parametric Evaluation of Wind/Hydro Integration în the Avista System înthe Pacific NorthWest, Avista Corp. Workshop, PORTLAND 21.03.2007.

[19] Tom Acker, Ph.D., Operating Agent, Task 24, Northern Arizona University, IEA Task 24

– Integration of Wind and Hydropower Systems, Wind-Hydro Integration Workshop UWIG,PORTLAND, 21-22.03.2007.

[20] Matt Schuerger, Wind-Hydro Integration în the Missouri Basin, Annual Meeting,December 8, 2003.

[21] Joseph Cohen et all., Analysis of Wind-Hydro Integration Value în Vermont ,WINDPOWER 2003, May 21, 2003.

[22] Brian Parsons, National Renewable Energy Laboratory, Integration of Wind and Hydropower Systems, IEA Wind Implementing Agreement, November 2004.

[23] Luis Jose Garces, Yan Liu, Sumit Bose, General Electric Company, System and Method

for Integrating Wind and Hydroelectric Generation and Pumped Energy Storage Systems,Patent US 2007/0114796 A1, May 24, 2007.

[24] Wasfi Youssef, Hybrid Wind-Hydro Power Plant, Patent US 006023105 A, 8 Febr. 2000.[25] Alexander de Lemos Pereira, Modular Supervisory Controller for Hybrid Power Systems,Ph.D. Thesis, Technical university of Denmark – DTU, June 2000.




HIDROEOL

RST


[26] The AQABA Hybrid Scheme, www.unu.edu/unupres/unupbooks/UU18ce/uu18ceOd.htm

[27] Jon Barton, David Infield, Energy Storage and its Use with Intermitent Renewable

Energy, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol.10 No. 2, June 2004.[28] Pedro Rosas, Dynamic influences of Wind power on the power Systems, Ph.D. Thesis,Technical University of Denmark – DTU, June 2000.

[29] Bao Nengscheng, Ma Xinqian, Ni Weidon, Investigation on the integral output powe

model, of large scale wind farm, Frontiers of Energy and Power Engineering în China, vol.1,no. 1, feb. 2007.

[30] Ioanis Niadas, Panos, M., Probabilistic Flow Duration curves for Small plant design, and performance Evaluation, Water Ressource management, No. 10, 2007.

[31] Angelos Mademlis, Wind and hydro power system for the Tweed Valley Ecovillage,

Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2002, Glasgow, G.B. [32] Sivakumar Vekapoma, Carron Valley – A Case Study for Comunity Wind Power , Thesis,University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2004, Glasgow,

[33] Kiriakos Antonakis, Analysis of the Maximum Wind energy penetration în the Island of Crete, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2006, Glasgow, G.B.

[34] http://www.esru.strath.ac.uk/EandE/theses.htm

[35] Bob Fesmire, Wind&Hydro: a match made în heaven?, Electric Light and Power,May/June 2006; 84, 3.

[36] W. Leonhard, M. Grobe, Technical University of Braunschweig, Germany, Sustainable

Electrical Energy Supply with Wind, Biomass and Pumped Storage – a Realistic Long TermStrategy or Utopia?

[37] Pumped-storage hydroelectricity, from Http://en.wikipedia.org/wiki/Pumped-storage_hydroelectricity

Bibliografie capitol 8

[1] Anton, V, Popovici, M., Fitero, I.: Hidraulica şi ma şini hidraulice, Bucureşti, EdituraDidactică Pedagogică, 1978.

[2] Celso, P.: Layman’s Guidebook on how to develop a small hydro site, a handbook preparedunder contract for the Commission of the European Communities, Directorate-General for Energy by European Small Hydropower Association (ESHA).

[3] Ilie, V., Almasi, St., Nedelcu, St.: Utilizarea energiei vântului, Bucureşti, Editura Tehnică,1984.

[4] Ionescu, D., Todicescu, A.: Fluid mechanics and hydraulic machines, Bucureşti, EdituraDidactică Pedagogică, 1983.

[5] Muljadic, E., Nix, E., Bialasiewich, J. T.: Analysis of the dynamics of a wind turbine water

pumping system în Power Engineering Society Summer Meeting, 2000. IEEE.

[6] Siegfried, H.: Grid integration of wind energy conversion systems. 2006[7] http://tapflo.ro/products/centrifuge_ip.html .




HIDROEOL

RST


[8] http://westwind.com.au/turbines/3kW.htm .

[9] http://www.socer.ro/proiect/turbine/eoliene.htm

[10] http://ibcoenerg.ro/eolian/eolian.html [11] http://ibcoenerg.ro/eolian/images/harta_poten ţialului_eolian.html

[12] http://energreen.strainu.ro/diverse/prima-centrala-eoliana-din-romania/

[13] Bergey, M., Small Wind Systems For Rural Energy Supply , Village Power 2000,Washington,DC, USA, 2000.

[14] Brothers, C., Wind Generation Systems for Remote Communities - Market Assessment andGuidelines for Wind Turbines Selection , Canadian Electrical Association, Project no.9123 G 880, 1993.

[15] CADDET, Technical Bulletin no. 143 , 2001.

[16] Canadian Wind Energy Association (CanWEA), Wind Energy Basic Information ,Backgrounder Published with Support from CANMET, 1996.

[17] Conover, K., Wind Energy Financial Due Diligence, R. Lynette & Associates, Seminar onOpportunities for Finance and Investment în Wind Energy, 1994.

[18] Elliot, D. et al., Wind Energy Resource Atlas of the United States, SERI, 1986.

[19] Gipe, P., Wind Energy Comes of Age , John Wiley & Sons, Inc., New York, NY, USA,1995

[20] Hiester, T.R. and Pennell, W.T., The Siting Handbook for Large Wind Energy Systems ,

WindBooks, New York, NY, USA, 1981.[21] Le Gouriérès, D., Wind Power Plants: Theory and Design , Pergamon Press, 1982.

[22] Li, K.W. and Priddy, A.P., Power Plant System Design, John Wiley & Sons, Inc., NewYork, NY, USA, 1985.

[23] NREL, HOMER , The Hybrid Optimization Model for Electric Renewables , Availablefrom National Renewable Energy Laboratory, 1617 Cole Boulevard, Golden, CO 80401-3393, USA, 2001.

[24] Reid, R., Application de l’éolien aux réseaux non-reliés , Hydro-Québec, Congrès del’ACFAS,Montreal, QC, Canada, 1996.

[25] Vesterdal, J., The Potential of Wind Farms , ELSAM, 1992.

[26] Wind Power Monthly , The Windicator-Operational Wind Power Capacity Worldwide,2001.

[27] Winkra-Recom, Wind Turbine Market - Types, Technical Characteristics, Prices ,1995/96.

[28] *** RestScreen 4, RetScreen International, Canada




HIDROEOL

RST


Anexa 1




HIDROEOL

RST


Anexa 2




HIDROEOL

RST

136/136

Anexa 3

HIDROEOL_e2

Documents

Transcript of HIDROEOL_e2