Amenajari hidroenergetice

2
Descrierea CIP a Bibliotecii Naţionale a
României
STEMATIU, DAN
Amenajări hidroenergetice / Dan Stematiu
Bucurereşti: Conspress, 2008
Bibliogr.
ISBN 978-973-100-017-8
624.13
Colecţia Carte universitara
CONSPRESS
B-dul Lacul Tei nr. 124, sector 2, Bucureşti
Tel: (021) 242 27 19 / 169; Fax: (021) 242 07 81

3
PREFAŢĂ
Resursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondiale
de energie primară. Energia hidraulică este disponibilă în natură sub forma energiei
asociată curgerii râurilor şi a fluviilor, energie cunoscută sub denumirea hidro
convenţională şi ca energie a valurilor, a curenţilor marini şi a oscilaţiilor periodice
ale mareelor, ultimile fiind încadrate în categoria energiilor hidro neconvenţionale.
Hidroenergia este o formă de energie regenerabilă, între care se mai înscriu energia
solară, energia eoliană şi energia geotermală. Sursa primară a energiei hidraulice este
radiaţia solară şi circuitul apei în natură. Între diversele forme de energie regenerabilă,
hidroenergia este şi va rămâne pentru mult timp cea mai importantă sursă utilizată. În
prezent, energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 millioane de GWh, ceea ce
reprezintă între 16 şi 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste
estimări acceptă că potenţialul exploatabil este de şase ori mai mare. La nivel
European, în 2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă. În
România, la nivelul anului 2008, se produc anual, în medie, cca 18 TWh, adică 35 %
din consum, dar potenţialul amenajabil este de 38 TWh / an.
Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este şi curată. Ea nu produce
deşeuri (cenuşi sau substanţe radioactive), nu produce bioxid de carbon care
contribuie la efectul de seră, nu produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide.
Combustibilul ei este apa, un combustibil curat care nu suferă degradări prin
turbinare.
Ansamblul construcţiilor şi instalaţiilor care asigură transformarea energiei hidraulice
în energie electrică poartă denumirea de amenajare hidroenergetică. Amenajările
hidroenergetice convenţionale cuprind lacuri de acumulare, create prin bararea
cursurilor de apă, precum şi canale, conducte sau galerii de derivare a apei spre
centrala hidroelectrică, unde sunt amplasate turbinele şi generatoarele. O categorie
specială o constitue uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Amenajările
hidroenergetice neconvenţionale cuprind la rândul lor instalaţii şi mecanisme specifice
de convertire a energiei valurilor şi mareelor în energie mecanică şi apoi electrică.
Lucrarea de faţă tratează numai o parte din ansamblul de noţiuni, baze teoretice şi
lucrări inginereşti care sunt cuprinse în sintagma amenajări hidroenergetice.
Cuprinsul cărţii este definit de programa analitică a cursului cu denumire similară, pe
care autorul îl predă din anul 1982 la Facultatea de Hidrotehnică a Universităţii
Tehnice de Construcţii Bucureşti. Curicula specializării cuprinde un curs extins
dedicat construcţiilor hidrotehnice, unde sunt predate barajele şi construcţiile aferente
barajelor, prizele de apă, derivaţiile sub presiune, prin conducte şi galerii hidrotehnice,
precum şi derivaţiile cu nivel liber prin canale. Astfel de construcţii intră şi în
componenţa amenajărilor hidroenergetice, dar nu mai sunt tratate şi în această lucrare.
Cartea debutează cu un capitol introductiv, în care se prezintă geneza şi
caracteristicile energiei hidraulice şi se precizează rolul energiei hidroelectrice în
sistemul energetic.

4
Capitolul al doilea tratează resursele hidroenergetice şi schemele de amenajare. Pentru
început se prezintă modul de evaluarea a potenţialului hidroenergetic şi estimările
privind potenţialul hidroenergetic al României şi potenţialul hidroenergetic mondial.
Sunt apoi detaliate soluţiile de amenajare şi principiile de alcătuire a schemelor
uzinelor hidroelectrice (UHE). Un paragraf special este dedicat parametrilor
energetici ai uzinelor hidroelectrice.
Capitolul trei defineşte mai întâi indicatorii tehnico – economici ai UHE. Se prezintă
apoi condiţiile de comparare a variantelor hidroenergetice şi criteriile de selecţie şi de
dimensionare. Unele exemple de aplicare a criteriilor energo-economice la
dimensionarea uzinelor hidroenergetice servesc aprofundării noţiunilor.
O tratare succintă a turbinelor hidraulice face obiectul capitolului patru. Curicula
restrânsă a specializării nu mai cuprinde un capitol de turbine hidraulice în cadrul
cursului de maşini hidraulice şi staţii de pompare şi, ca urmare, noţiunile strict
necesare au fost incluse în lucrarea de faţă. Sunt prezentate, în succesiune, tipurile de
turbine hidraulice, turaţia specifică şi principiile de similitudine, criteriile de selecţie a
tipului de turbină, fenomenul de cavitaţie în turbine şi randamentul turbinelor.
Cel mai extins capitol tratează centralele hidroelectrice pe derivaţie. Sunt detaliate
dispoziţiile generale ale centralelor supra şi subterane şi construcţiile specifice
acestora: camere de încărcare, castele de echilibru şi case de vane.
Un capitol de asemenea extins tratează centralele hidroelectrice din frontul barat. Se
prezintă dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Kaplan şi respectiv
cu turbine Bulb. Sunt prezentate apoi unele elemente de dimensionare hidraulică. În
final sunt detaliate elementele constructive şi calculele de rezistenţă aferente, precum
şi problema stabilităţii la alunecare.
Capitolul şapte este dedicat microhidrocentralelor. Sunt prezentate schemele
caracteristice şi specificul acestor amenajări care, în pofida aportului lor modest ca
sursă energetică, sunt în prezent intens promovate, probabil conjuctural. Tocmai din
acest motiv capitolul are un grad de detaliere ce poate părea neconcordant cu
complexitatea mai redusă a problemelor.
Uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj sunt din ce în ce mai actuale, fiind
singura formă cu aplicare industrială de înmagazinare a energiei în exces din sistem.
Ele sunt şi singura soluţie de acumulare a energiei eoliene, care se produce intermitent
şi dependent de factorii exteriori. Capitolul opt tratează cuprinzător aceste amenajări
cu caracter special.
Resursele neconvenţionale de energie hidraulică şi sistemele de conversie a energiei
valurilor şi mareelor în energie electrică sunt prezentate în capitolul final.
Lucrarea se adresează cu predilecţie studenţilor de la facultăţile de construcţii, dar
prin rigoarea tratării şi detalierile care exced programa cursului este utilă şi inginerilor
practicieni din domeniu.
Autorul

5
CUPRINS
1. INTRODUCERE ……………………………………………………. 9
1.1. Geneza şi caracteristicile energiei hidraulice………….................. 9
1.2. Rolul energiei hidroelectrice în sistemul energetic …………........
Controlul unui sistem energetic .................................................
13
18
1.3. Hidroenergia şi mediul ……………………...................................... 20
1.4. Scurt istoric ………………………………………............................. 22
Bibliografie ………………………………………………………………… 24
2. RESURSE HIDROENERGETICE ŞI SCHEME DE
AMENAJARE ……………….................................................................... 25
2.1. Relaţii de calcul şi unităţi de măsură pentru putere şi energie ......... 25
2.2. Potenţialul hidroenergetic al cursurilor de apă ………….................. 27
2.3. Evaluarea potenţialului hidroenergetic liniar ………......................... 28
2.4. Potenţialul hidroenergetic al României …………………………….. 32
2.5. Potenţialul hidroenergetic mondial …………………………………. 33
2.6. Scheme de amenajare ........................................................................... 37
2.6.1. Scheme de amenajare ale uzinelor hidroelectrice de tip baraj.....
Uzina hidroelectrică de la Itaipu ................................................
Uzina hidroelectrică de la Three Gorge ....................................
Uzina hidroelectrică Hoover .....................................................
Amenajarea hidroenergetică a Dunării ......................................
40
43
45
44
50
2.6.2. Scheme de amenajare ale UHE de derivaţie ................................. 56
2.6.3. Scheme de amenajare ale UHE mixte ........................................... 59
2.6.4. Principii de alcătuire a schemelor UHE ........................................ 66
2.7. Parametri energetici ai uzinelor hidroelectrice ................................. 67
2.7.1. Lacul de acumulare ....................................................................... 67
2.7.2. Debitul instalat .............................................................................. 70
2.7.3. Căderea ......................................................................................... 70
2.7.4. Puterile caracteristice ale UHE ..................................................... 73
2.7.5. Energia livrată de UHE ................................................................. 75
Bibliografie …………..……………………………………………………. 77
3. STABILIREA PARAMETRILOR ENERGETICI ŞI
DIMENSIONAREA UHE………………………...................................... 79
3.1. Indicatorii tehnico – economici ai UHE ……………………………… 79
3.2. Condiţii pentru compararea variantelor ............................................. 80
3.2.1. Aducerea la echivalenţă a variantelor ........................................... 81

6
3.2.2. Indicatori de comparaţie .............................................................. 82
3.3. Criterii de selecţie şi de dimensionare ................................................. 83
3.3.1. Criterii bazate pe durata de recuperare a investiţiei..................... 83
3.3.2. Criteriul cheltuielilor toatale actualizate minime ………………. 84
3.4. Exemple de aplicare a criteriilor energoeconomice la dimensionarea
unei UHE ……………………….................................................................... 91
3.4.1. Determinarea puterii instalate ………………………………….. 91
3.4.2. Determinarea înălţimii barajului ……………………………….. 94
3.4.3. Determinarea diametrelor derivaţiei ............................................ 97
3.5. Evaluarea oportunităţii de investire în UHE ...................................... 104
3.5.1. Criterii tradiţionale ……………………………………………… 105
3.5.2. Criterii bazate pe actualizare ........................................................ 105
Bibliografie …………………………………………………………………… 107
4. TURBINE HIDRAULICE ............................................. .................. 109
4.1. Tipuri de turbine hidraulice ……………………………………….... 109
4.1.1. Turbine cu impuls …………………………................................ 109
4.1.2. Turbine cu reacţiune …………………………………………...... 113
4.2. Turaţie specifică şi similitudine ………………………....................... 118
4.2.1. Relaţii de similitudine ………………………….......................... 118
4.2.2. Turaţia specifică ........................................................................... 119
4.3. Dimensionarea preliminară ………………………………………….. 121
4.3.1. Relaţii pentru turbinele Pelton…………………………………… 121
4.3.2. Relaţii pentru turbinele Francis .………………………………… 122
4.3.3. Relaţii pentru turbinele Kaplan …………………………………. 122
4.4. Criterii de selecţie a tipului de turbină ……………………………….. 123
4.4.1. Selecţia în funcţie de cădere …………………….......................... 123
4.4.2. Selecţia în funcţie de cădere şi debit ...………………………….. 124
4.4.3. Selecţia în funcţie de turaţia specifică ...………………………… 124
4.5. Fenomenul de cavitaţie în turbine ………………………................... 124
4.6. Randamentul turbinelor ………………….......................................... 126
Bibliografie ………………………………………………………………… 128
5. CENTRALE HIDROELECTRICE PE DERIVAŢIE ………… 129
5.1. Consideraţii generale …………………………………………………. 129
5.2. Dispoziţia generală a centralelor supraterane ……………………….. 130
5.2.1. Centrale de joasă cădere echipate cu turbine Kaplan ................... 130
Studiu de caz: Stabilitatea la alunecare a ansamblului casă
de vane, conductă forţată şi centrala hidroelectrică Vaduri 133
5.2.2. Centrale echipate cu turbine Pelton ............................................ 136
5.2.3. Centrale echipate cu turbine Francis..............................................
5.2.4. Elemente caracteristice pentru dispoziţia generală a centralelor …
140
143
5.3. Dispoziţia generală a centralelor subterane …………………………. 147
5.3.1. Consideraţii generale …………………………………………… 147
5.3.2. Centrale subterane echipate cu turbine Pelton ............................ 154

7
5.3.3. Centrale subterane echipate cu turbine Francis ………………… 155
5.3.4. Centrale în puţ .………………………………………………… 158
Centrale hidroelectrice aflate în exploatare în România ……… 159
5.4. Construcţii specifice centralelor pe derivaţie ..........………………… 165
5.4.1. Camere de încărcare ................................................................... 165
5.4.2. Castele de echilibru .................................................................... 175
5.4.3. Case de vane …………………………………………………… 199
Bibliografie …………………………………………………………………. 201
6. CENTRALE HIDROELECTRICE ÎN FRONTUL BARAT … 203
6.1. Elemente caracteristice ………………………………………………. 203
6.2. Dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Kaplan .. 204
6.2.1. Elemente componente şi particularităţi constructive ................... 204
6.2.2. Elemente caracteristice ale dispoziţiei generale ......................... 210
6.2.3. Centrale în pile ............................................................................ 214
6.3. Dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Bulb … 215
6.3.1. Elemente componente şi particularităţi constructive ................... 215
6.3.2. Comparaţie între echipările Bulb şi Kaplan ................................. 220
Centralele sistemului hidroenergetic Porţile de Fier I şi II........ 221
6.4. Dimensionarea hidraulică ..................................................................... 224
6.4.1. Calculul prizei ……………………………………………. ....... 224
6.4.2. Calculul camerei spirale ……………………………………….. 227
6.4.3. Calculul aspiratorului ………………………............................... 228
6.4.4. Dimensiuni orientative ale circuitului hidraulic .......................... 230
6.5. Alcătuirea constructivă şi calcule de rezistenţă …………………….. 231
6.5.1. Elemente constructive …………………………………………… 231
6.5.2. Calcule de rezistenţă ……………………………………………. 232
6.5.3. Stabilitatea la alunecare …………………….............................. 233
Bibliografie .................................................................................................... 237
7. MICROHIDROCENTRALE …………………………..................... 239
7.1. Definiţii şi elemente caracteristice ....................................................... 239
7.2.1. Microhidrocentrale de cădere medie sau mare ........................... 243
7.2.2. Microhidrocentrale de joasă cădere ........................................... 245
7.3. Dimensionare energetică şi evaluare economică ................................ 248
7.3.1. Debitul şi puterea instalată ........................................................ 248
7.3.2. Alegerea tipului de turbină ........................................................ 251
7.3.3. Evaluarea energiei produse în anul hidrologic mediu ............... 252
7.3.4. Aspecte economice .................................................................... 253
7.4. Echipamentul hidromecanic şi electric ................................................ 254
7.5. Particularităţi constructive ................................................................... 258
7.5.1. Consideraţii generale .................................................................. 258
7.5.2. Priza de apă ............................................................................... 258
7.5.3. Conducta de derivaţie ................................................................ 260
7.5.4. Clădirea centralei ..................................................................... 262

8
Bibliografie ................................................................................................... 265
8. UZINE HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRIN
POMPAJ …………………………............................................................. 267
8.1. Consideraţii preliminare………………………………………………. 267
8.2. Rolul şi funcţiile UHEAP........................................................................ 269
8.3. Clasificarea UHEAP ............................................................................. 270
8.4. Tendinţe în domeniul grupurilor UHEAP ......................................... 273
Etanşarea şi drenarea rezervoarelor superioare. Studiu de caz....... 283
8.6. Randamentul ciclului pompare – turbinare ....................................... 287
8.6.1. Randamentul tehnic.…………………………………………… 287
8.6.2. Eficienţa energetică ………………………………………….. 288
8.6.3. Corecţii ale randamentului tehnic ……………………………. 289
Bibliografie …………………………………………………………………. 289
9. RESURSE NECONVENŢIONALE DE ENERGIE
HIDRAULICĂ…………………………………………………………… 291
9.1. Consideraţii preliminare ……………………………………………… 291
9.1.1. Consideraţii privind valurile marine ………………………….. 291
9.1.2. Consideraţii privind mareele şi curenţii marini ………………… 292
9.2. Hidroenergie din valuri marine …………………………………….. 294
9.2.1. Puterea şi energia valurilor marine …………………………... 294
9.2.2. Soluţii de valorificare a energiei valurilor ……………………… 296
9.2.3. Convertorul Pelamis …………………………………………… 302
Sistemul de captare a energiei valurilor de pe litoralul românesc
al Mării Negre…………………………........................................... 304
9.2.4. Impactul asupra mediului .......................................................... 307
9.3. Hidroenergie din maree …………………............................................ 307
9.3.1. Soluţii de recuperare a energiei asociate mareelor ………....... 307
9.3.2. Elice în curenţi mareici ....…………………………………… 308
9.3.3. Centrale mareo-motrice ........................................................... 311
Studiu de caz:Estuarul Severn ................................................. 315
9.3.4. Impactul asupra mediului ......................................................... 318
Bibliografie ………………………………………………………………... 318

9
1
INTRODUCERE
1.1. GENEZA ŞI CARACTERISTICILE ENERGIEI HIDRAULICE
Resursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondiale
de energie primară, a căror utilizare este indispensabilă pentru a se putca asigura
acoperirea consumului de energie în continuă creştere în toate ţările.
Energia hidraulică este disponibilă în natură sub mai multe forme :
— energia debitelor râurilor şi a fluviilor;
— energia oscilaţiilor periodice ale mareelor ;
— energia valurilor si a curenţilor marini;
Energia hidraulică convenţională este energia aferentă râurilor şi fluviilor, curent
numită energie hidro. Diferenţa de nivel între cota unei secţiuni de la care cade
(curge) apa şi cota secţiunii la care ajunge apa, reprezintă măsura energiei potenţiale.
În natură acestă energie se transformă în energie cinetică, regăsită sub forma curgerii
apei între cele două cote.
Resursele hidraulice de energie se regenerează continuu, prin transformarea şi
acumularea naturala a energiei solare. Sursa primară a energiei hidraulice este radiaţia
solară şi circuitul apei în natură. Radiaţiă solară produce evaporarea (în special de pe
oceanul planetar), norii încărcaţi cu vapori de apă se deplasează către uscat, în
anumite condiţii condensează, precipitaţiile cad pe suprafaţa uscatului şi o parte din
volumul de apă formează scurgerea de suprafaţă (fig. 1.1).
Figura 1.1. Circuitul apei în natură
Pornind de la aceste considerente, rezultă clar că energia hidro este regenerabilă. Cât
timp vor fi precipitaţii apa se va colecta şi va curge în albiile cursurilor de apă şi
Ape de
suprafaţă
Precipitaţi
i
Apa subterană
Evapotranspiraţie
Evaporare
Nori care produc precipitaţii

10
energia hidro va fi prezentă. Desigur, sunt în desfăşurare cercetări pentru dezvoltarea
şi a unor alte surse de energie regenerabilă. Între energiile regenerabile care au deja
aplicare la scară industrială sunt energia eoliană şi energia solară. Lor li se adaugă la o
scară mai redusă energia geotermală, energia provenită din biomasă etc. Contribuţia
acestor alte surse de energie regenerabilă este încă foarte modestă. Hidroenergia este
pe departe cea mai importantă sursă de energie regenerabilă utilizată în prezent.
Energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 millioane de GWh, ceea ce reprezintă
între 16 şi 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimări
acceptă că potenţialul exploatabil este de şase ori mai mare. La nivel European, în
2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă, care, la rândul ei
trebuie să crească cu 8% pe an până în 2010. În România se produc annual, pe cale
hidro, cca 18 TWh, adică 35 % din consum, dar potenţialul amenajabil este de 38
TWh / an. O situaţie edificatoare privind resursele energetice şi contribuţia energiilor
regenerabile pe plan mondial este redată în figura 1.2.
Figura 1.2. Sursele de energie electrică la nivel mondial în 2007
Datorită rezervelor limitate ale resurselor tradiţionale (cărbune, petrol, gaz), a
caracterului de piaţă controlată geopolitic pentru resursele tradiţionale şi a creşterii
rapide a consumului de energie, se impune extinderea în viitor a utilizării surselor
regenerabile. Un motiv în plus îl constitue impactul asupra mediului (efectul de seră,
ploile acide, încălzirea globală) creat prin utilizarea resurselor tradiţionale.
Valorificarea energiei hidraulice primare ca energie hidroelectrică se face prin
intermediul turbinelor hidraulice şi a generatoarelor electrice. Apa trece prin palele
turbinei şi o pune în mişcare de rotaţie, energia hidraulică devenind energie mecanică.
Turbina roteşte la rândul ei rotorul generatorului în câmpul magnetic al statorului şi
prin fenomenul de inducţie electromagnetică se converteşte energia mecanică în
energie electrică (fig. 1.3). Transformarea energiei hidraulice în energie electrică se
face cu randamente foarte bune, ceea ce contribuie la eficienţa economică a
fructificării ei.
a

11
Figura 1.3. Transformarea energiei hidraulice în energie electrică
În cele mai multe cazuri energia hidro se concentrează într-o anumită secţiune prin
barare, sau prin derivarea curgerii faţă de albia naturală prin canale sau galerii. Soluţii
de principiu sunt prezentate în figurile 1.4 şi 1.5.
Figura 1.4. Concentrarea căderii prin bararea cursului de apă

12
Figura 1.5. Concentrarea căderii prin derivarea debitelor turbinate
Energia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este şi curată şi disponibilă
atunci când consumatorii o cer. Ea nu produce deşeuri (cenuşi sau substanţe
radioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nu
produce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, un
combustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare.
Comparativ cu hidroenergia, care este înmagazinabilă în lacuri de acumulare şi poate
răspunde prompt la cerinţe, celelalte surse de energie regenerabilă sunt dependente de
schimbările sezoniere, zilnice sau chiar orare ale vremii. Energia eoliană şi energia
solară depind de vânt şi de soare. Sunt surse intermitente. Valorificarea lor în acord cu
cerinţele consumatorilor se poate face eficient numai prin conexare cu hidroenergia.
Marile ferme eoliene, care sunt din ce în ce mai numeroase, pot suplini o parte din
energia hidro, iar când energia produsă de ele nu are debuşeu la consumatorii
tradiţionali poate fi stocată în lacuri de acumulare, aşa cum se va vedea în paragraful
următor.
Lacurile de acumulare servesc, de cele mai multe ori, nu numai pentru stocarea
energiei hidraulice, dar şi pentru o serie de alte folosinţe. Marile lacuri asociate
amenajărilor hidroenergetice protejează împotriva inundaţiilor, prin atenuarea
viiturilor, sunt importante surse pentru alimentarea cu apă a populaţiei şi a
industriilor, asigură debit pentru irigaţii în perioadele secetoase, pot fi importante
centre de dezvoltare a turismului. În cazul amenajărilor fluviale, nivelul apei este
controlat prin barare iar navigaţia este mult favorizată, desigur prin construcţia de
ecluze în frontul barat.
Ansamblul construcţiilor şi instalaţiilor care asigură transformarea energiei hidraulice
în energie electrică poartă denumirea de uzină hidroelectrică (UHE). Volumul mare
de lucrări şi complexitatea acestora conduc la costuri mari de investiţie. Efortul
financiar pentru investiţia iniţială este mare, dar este compensat de durata mare de
viaţă a unei uzine hidroelectrice. Cu foarte rare excepţii, uzinele construite până în
prezent sunt toate în exploatare, este drept cu unele intervenţii de retehnologizare.
Priză
Cameră de
încărcare
Conductă
forţată
CHE

13
Avantajul principal este preţul de cost extrem de redus în raport cu cel al surselelor
tradiţionale de energie electrică. O comparaţie concludentă este redată în figura 1.6.
Costul este redus pentru că, odată amortizată investiţia iniţială, sursa de energie este
curgerea apei care nu implică costuri, ci eventual taxe bazinale. Chiar costurile de
operare sunt mult reduse pentru că instalaţiile şi construcţiile sunt simple şi robuste,
iar fiabilitatea este mare.
Figura 1.6. Structura preţului de cost la principalele surse de energie electrică
Rezumând, principalele caracteristici ale energiei hidroelectrice sunt:
Sursa este regenerabilă şi nepoluantă;
Randamentul transformării energiei hidraulice în energie electrică este ridicat;
Acumulările amenajărilor hidroenergetice asigură şi alte folosinţe - atenuarea
viiturilor, navigaţie, alimentări cu apă etc.;
Uzinele hidroelectrice au durată mare de viaţă;
Costurile de investiţie sunt mari, dar costurile de întreţinere şi operare sunt
foarte reduse;
Hidroenergia are un rol important în cadrul sistemului energetic.
1.2. ROLUL ENERGIEI HIDROELECTRICE ÎN SISTEMUL ENERGETIC
Sistemul Electroenergetic (SE) reprezintă ansamblul instalaţiilor electroenergetice
interconectate, situate pe teritoriul unei regiuni, a unei ţări, sau a unei grupări de
teritorii, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea
energiei electrice. Sistemul Electroenergetic Interconectat este un sistem
electroenergetic format prin interconectarea a două sau mai multe sisteme
electroenergetice care funcţionează în paralel.
Consumul de energie electrică reprezintă valoarea totală a energiei electrice absorbite
de la reţea de beneficiari, într-un timp specificat (consum zilnic, lunar, anual etc.).
USDcenţipekWhprodus
5
4
3
2
1
0

14
Puterea totală care trebuie sa fie produsă de centralele sistemului energetic este dictată
in fiecare moment de necesităţile de putere însumate ale consumatorilor, care au
variaţii zilnice, săptămânale şi sezoniere caracteristice. Reprezentarea grafică a puterii
cerute de consumatori în timp se numeşte graficul sau curba de sarcină. Variaţia în
timp a puterii totale cerute de toţi consumatorii în decurs de o zi reprezintă graficul de
sarcină zilnică P(t), iar energia zilnică consumată este (fig. 1.7):
∫=
24
0
)( dttPEz (1.1)
Curbele de sarcină ale zilelor de lucru se împart în trei zone caracteristice:
— zona de vârf, corespunzatoare sarcinilor variabile, ale vârfurilor de
dimineaţă si de seară, situate deasupra sarcinei minime dintre cele două vârfuri (golul
de zi), care se poate acoperi numai de centrale electrice ce pot funcţiona cu sarcini
variabile şi pot fi pornite şi oprite cel puţin de două ori în decursul unei zile;
— zona de semivârf, cuprinsă între sarcina la golul de zi şi sarcina la golul de
noapte, care se acoperă în mod normal de centrale care pot fi oprite, sau cărora li se
poate reduce sarcina în cursul nopţii;
— zona de bază, situată sub sarcina minimă de noapte, care se acoperă de
centrale cu funcţionare continuă în tot cursul zilei.
Figura 1.7. Graficul de sarcină zilnic pentru o zi lucrătoare
În figura 1.7, dreapta, se mai disting curba de durată a puterilor, care reprezintă
numărul de ore dintr-o zi în care o anumită putere este cerută de sistem şi curba
integrală a energiei, definită de relaţia (1.1).
Pv = putere de vârf; Psv = putere de semivârf; Pb = putere de bază

15
În cazul în care cantitatea de energie cerută de consumatori este mai mare sau mai
mică decât cantitatea de energie livrată de producători, în reţea apar perturbaţii de
tensiune şi de frecvenţă, care pun în pericol funcţionarea consumatorilor, ducând la
avarii grave ale acestora. Ca urmare, cantitatea de putere livrată (energie produsă)
trebuie să fie egală, în orice moment, cu cantitatea de putere consumată (energie
consumată).
Curbele de sarcină prezintă anumite aspecte caracteristice, care depind de structura şi
ponderea diferitelor categori de consumatori, de variaţia condiţiilor naturale şi
climatice în decursul anului, de programul de lucru şi zilele de repaos, de situaţia
economică şi obiceiurile de viaţă ale populaţiei, de tarifele de vânzare ale energiei
electrice etc. O caracterizare globală a variaţiei puterii cerute zilnic este dată de
indicele de aplatizare, sau coeficientul de utilizare a sarcinii maxime, reprezentând
raportul dintre sarcina medie şi sarcina maximă:
maxP
Pmed
=γ (1.2)
In zilele de lucru ale unei săptămâni curbele de sarcină sunt asemănătoare, având
variaţiuni limitate de ± 2...3% de la o zi la alta, datorită în special modificării
condiţiilor meteorologice. În zilele de repaos, sarcina medie reprezintă între 70 şi 80%
din aceea a zilelor de lucru, iar in ziua de lucru care urmează dupa ziua de repaos
circa 93...94%, din cauza sarcinii de noapte mai scăzute. În figura 1.8 se prezintă
comparativ curbele de sarcină ale zilelor unei săptămâni dintr-o zonă cu economie
dezvoltată, iar în figura 1.9 elemente comparative ale graficelor de sarcină pentru zi
de lucru şi zi de repaos.
Figura 1.8. Grafice de sarcină în decursul unei săptămâni

16
Figura 1.9. Diferenţe între alura graficelor de sarcină pentru zi de lucru (cu două
vârfuri) şi zi de repaus (cu un singur vârf).
În condiţiile din România, diferenţele dintre zona de vârf şi golul de noapte (cea mai
descărcată zonă a curbei) variază în funcţie de sezon şi se situează în jurul valorii de
25...30% din maximul zilnic. Sarcinile de vârf şi consumul lunar de energie electrică
au valorile maxime în lunile decembrie şi ianuarie si valorile minime în lunile iunie şi
iulie. Este de semnalat faptul că, în ultimii ani, în verile foarte călduroase, cu
temperaturi extreme, se manifestă modificări semnificative datorită instalaţiilor de aer
condiţionat. Consumul mediu lunar de energie electrică, precum şi sarcina medie
lunară au în cursul anului o variaţie sezonieră, asemănătoare cu aceea a sarcinilor de
vârf maxime lunare. Pentru caracterizarea regimului anual de variaţie a curbelor de
sarcină se utilizează indicele care reflectă durata de utilizare a sarcinii maxime anuale:
an
an
P
E
T
max,
= (1.3)
exprimat ca raport dintre cantitatea de energie electrică produsă pentru consum intern
anual şi puterea (sarcina) de vârf maximă anuală.
În sistemul energetic, contribuţia centralelor electrice trebuie să asigure acoperirea
curbelor de sarcină în condiţi tehnice normale privind calitatea energiei livrate
(frecvenţă, tensiune) precum şi funcţionarea în condiţii economice optime a
producătorilor de energie electrică. Tipurile de centrale electrice care asigură
acoperirea curbelor de sarcină depind evident de zonele caracteristicile ale acestora.
Pentru acoperirea zonei de bază sunt indicate centrale cu flexibilitate scăzută în
pornire/oprire, care au predominant o funcţionare continuă, de obicei cu o putere
constantă :
— centralele de termoficare, cu puterea livrată dependentă de consumul de
caldură cerut pentru termoficare;

17
— centralele termoelectrice de condensaţie (CTE), echipate cu grupuri de
mare putere şi parametri superiori;
— centralele nuclearo-electrice, cu o producţie mare de energie practic
constantă pe toată durata de operare;
— UHE pe firul apei, sau cu acumulări mici, în perioadele cu debite afluente
mari, pentru a evita pierderi de energie prin deversarea apei.
Pentru acoperirea zonei de semivârf sunt indicate:
— centralele termoelectrice de condensaţie, care pot funcţiona în orele de
noapte cu sarcină redusa sau pot fi oprite;
— UHE cu acumulări pentru regularizare zilnică, în perioade de debite
mijlocii;
Pentru acoperirea zonei de vârf pot fi utilizate numai centralele care au elasticitate
mare în funcţionare, care au posibilitatea de a fi puse în funcţiune şi de a fi oprite de
mai multe ori pe zi fără inconveniente tehnice, care au timp foarte scurt de pornire şi
viteză de încărcare mare până la plină sarcină, care au randamente ridicate la sarcini
variabile şi la durate de utilizare reduse. Dintre toate tipurile de centrale, cele
hidroelectrice cu lacuri de acumulare mari au caracteristicile cele mai potrivite
pentru o exploatare la vârf de sarcină. Acoperirea vârfului de sarcină o mai pot
asigura, dar cu costuri mult mai mari (vezi fig. 1.6), centralele cu turbine cu gaz şi
CTE cu turbine de construcţie specială. Repartiţia sarcinii zilnice pe tipuri de centrale
este prezentată în figura 1.10.
Figura 1.10. Acoperirea curbei de sarcină zilnică de către diferitele tipuri de centrale
electrice
După cum se observă în figură, vârful de sarcină este preluat de uzinele hidroelectrice
(UHE) dar şi de uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP), a căror
principiude funcţionare se prezintă în paginile următoare.

18
Prin calităţile lor tehnice şi economice (elasticitate, fiabilitate, preţ de cost redus)
centralele hidroelectrice sunt amenajări deosebit de adecvate şi pentru îndeplinirea
operativă a serviciilor tehnologice de sistem cum sunt: reglarea frecvenţei, reglajul
secundar frecvenţă-putere, rezerva turnantă, rezerva terţiara rapidă şi reglajul
tensiunii. Unele explicaţii privind serviciile tehnologice amintite sunt sumar
prezentate în casetă.
CONTROLUL UNUI SISTEM ENERGETIC
Controlul activ de tensiune – frecvenţă se face în vederea menţinerii în limite
acceptabile ale valorii nominale a frecvenţei. Dispozitivele de control încearcă să
echilibreze în timp real atât producţia cât şi cererea de electricitate. Cel mai important
este controlul primar, care este un control local, automat al vitezei generatorului,
realizat de regulatorul de viteză, acţionând asupra vanelor de control care reglează
debitul de apă care intră în turbină. Când viteza generatorului creşte, vana de control
reduce debitul intrat în turbină diminuând puterea mecanică. Un efect invers se obţine
când are loc o reducere a vitezei.
Raportul dintre devierea de la viteza nominală şi creşterea energiei rezultate este
cunoscut sub numele de droop, caracteristică intrinsecă a regulatorului de viteză.
Acţiunea acestuia joacă un rol cheie în menţinerea frecvenţei cât mai aproape de
valoarea sa nominală, evitând devieri semnificative de la aceasta. Caracteristica
dinamică a acestui control se situează într-un interval de câteva secunde.
Controlul tensiunii şi managementul puterii reactive se face în vederea menţinerii
unui profil adecvat al tensiunii în sistemul de transport, din punct de vedere al calităţii
furnizării şi al siguranţei. Sistemele energetice sunt echipate cu dispozitive de
management al puterii reactive/control al tensiunii. Controlul primar este un control
automat local realizat de regulatorul automat de tensiune al generatorului, care
reglează nivelul tensiunii la bara colectoare a blocului, acţionând asupra sistemului de
excitaţie care alimentează furnizarea cu curent continuu a rotorului. Se produce o
variaţiei în sensul creşterii/descreşterii puterii reactive care permite readucerea
nivelului de tensiune la valoarea prescrisă. Caracteristica dinamică a acestui control se
situează într-un interval de câteva secunde.
Pornirea la rece înseamnă repornirea sistemului energetic în cazul în care are loc o
întrerupere completă a acestuia. În vederea pornirii la rece, grupurile generatoare
trebuie să realizeze pornirea sistemului energetic fără alimentări de energie de la reţea.
Funcţia pornirii la rece include şi pregătirea de instrucţiuni detaliate pentru toţi
participanţii implicaţi în activitatea de furnizare de electricitate, care trebuie respectate
în cazul unei opriri totale a sistemului.
Funcţiile dinamice (reglajele) şi rezerva de putere ca şi funcţiile cinetice (urmărirea şi
acoperirea sarcinii programate) nu sunt independente ci sunt interactive şi se
înlănţuiesc. Astfel, urmărirea curbei de sarcină este un program de acoperire a
sarcinilor într-un anumit interval de timp, corectat în timp real în funcţie de ecarturile
aleatoare de la starea de echilibru a sistemului prin acţionarea diferitelor reglaje.

19
În prezent, în România, centralele hidro sunt principalele furnizoare de servicii
tehnologice de sistem, acoperind aproximativ 80% din rezerva minut a sistemului
energetic. La acoperirea necesarului de putere de reglaj secundar participă opt centrale
hidroelectrice mari: Porţile de Fier I, Stejarul, Corbeni, Ciunget, Gâlceag, Şugag,
Mărişelu şi Retezat. Puterea lor instalată însumează 2845 MW, din care o bandă totală
de 400…530 MW este prevăzută pentru acest reglaj.
Atunci când condiţiile naturale nu oferă amplasamente favorabile sau economic
amenajabile pentru UHE clasice, acoperirea vârfurilor de sarcină şi a serviciilor de
sistem se poate asigura prin uzine hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP).
Aceste amenajări sunt alcătuite dintr-un rezervor inferior, care poate fi şi lacul de
acumulare al unei UHE clasice, şi un rezervor superior (aflat la o cotă superioară), în
care apa este acumulată prin pompaj. Pomparea se face atunci când în sistemul
energetic există un surplus de putere disponibilă, aşa cum se întâmplă în cursul nopţii
sau în zilele de weekend. Din rezervorul superior apa este descărcată în rezervorul
inferior prin turbine, producând energie electrică, în perioadele de vârf de sarcină
(fig.1. 11 şi 1.12). La fel ca în cazul UHE clasice, grupurile turbină – generator
pornesc rapid şi acoperă cerinţele de sarcină sau de servicii de sistem. UHEAP sunt
singurele înmagazinatoare de energie semnificative din sistem, contribuind la
îmbunătăţirea factorului de sarcină. Aşa cum s-a mai arătat, prin UHEAP se poate
îmbunătăţii şi aportul în sistem al energiei eoliene. Când bate vântul şi există
disponibil de energie acesta serveşte pompării apei în rezervorul superior. Turbinarea
se face la vârf de sarcină, asigurând acoperirea cerinţelor din sistem.
Figura 1.11. Principiul uzinelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP)
În multe dintre ţările cu sisteme energetice dezvoltate, unde resursele de hidroenergie
clasică au fost epuizate sau nu pot fi valorificate datorită restricţiilor, UHEAP
reprezintă singura alternativă pentru echilibrarea sistemului energetic. Un avantaj
suplimentar constă în faptul că amplasarea lor nu este direct legată de condiţiile
hidrografice ale unui bazin şi deci pot fi construite în centrul de grutate al consumului,
cu avantaje semnificative privind distibuţia. La nivelul anului 2005, peste 20% din
turbinele cele mai mari din lume erau instalate în UHEAP.

20
Figura 1.12. Alternanţa pompare – turbinare la UHEAP
1.3. HIDROENERGIA ŞI MEDIUL
Oamenii şi acţiunile lor fac parte din mediul natural. Materialele de construcţie,
energia, hainele, alimentele şi toate celelalte necesare vieţii provin din resurse
naturale. Lumea în care trăim este puternic afectată de intervenţiile antropice pentru
crearea condiţiilor de viaţă, a comfortului, a siguranţei oamenilor. Pe măsură ce
omenirea creşte şi se dezvoltă, oamenii devin din ce în ce mai dependenţi de resursele
din natură. Pentru satisfacerea multora dintre nevoile zilnice oamenii au nevoie de
energie electrică. Cele mai multe surse nu sunt regenerabile şi sunt în cantităţi
limitate. Sunt necesare noi foraje de sondă, noi mine de cărbune şi de uraniu, imense
depozite de gaze naturale.
Exploatarea oricăror surse de energie are un cost de mediu. Folosirea lor pentru
producerea de energie are de asemenea impact asupra aerului, a solului şi a apelor,
deci noi costuri de mediu. Oamenii îşi doresc un mediu curat. În acelaşi timp oamenii
îşi doresc energie pentru încălzirea şi iluminatul locuinţelor şi pentru a pune în
mişcare toată gama de aparatură legată de comfort. Care este soluţia? Fie se reduce
cererea de energie electrică, fie se găsesc şi se dezvoltă acele surse care sunt
acceptabile din punctul de vedere al efectelor asupra mediului. Conservarea energiei
pare a fi o cale, dar creşterea continuă a populaţiei şi dorinţa de avea acces la comfort
a populaţiei din ţările în curs de dezvoltare fac ca rezultanta să conducă totuşi la cereri
sporite de energie electrică. În aceste condiţii, trebuie examinate toate categoriile de
surse şi promovate cele mai eficiente şi acceptabile alternative.
Hidroelectricitatea este una dintre soluţiile care răspunde acestui deziderat.
Hidroelectricitatea foloseşte o sursă regenerabilă, nu poluează aerul apa şi solul, este
sigură şi are costuri reduse. În plus, are caracteristici energetice care o fac
indispensabilă în sistemul energetic.
Aşa cum s-a arătat, amenajările hidroenergetice cu lacuri de acumulare aduc şi alte
beneficii semnificative: atenuează viiturile, asigură alimentarea cu apă a populaţiei şi
economiei, furnizează apă pentru irigaţii. Un beneficiu ce nu trebuie neglijat este

21
crearea de peisaje şi facilităţi pentru recreere, condiţii pentru pescuitul sportiv şi
pentru sporturi nautice.
Amenajările pentru producerea de hidroelectricitate au şi efecte negative asupra
mediului natural sau social. Prin barare se inundă suprafeţe de teren, este afectată
migraţia peştilor, se colmatează zonele de acces în lac. Consecinţele ecologice ale
acestor amenajări sunt favorabile sau nefavorabile, în funcţie de climat şi de condiţiile
naturale din amplasament.
În ceea ce priveşte mediul social, amenajările hidroenergetice au efecte pozitive dar şi
negative. Costurile sociale sunt date de modificarea folosirii terenurilor şi inundarea
cuvetei lacului, strămutarea populaţiei din amprenta amenajării, discomfortul
localnicilor pe perioada relativ lungă a execuţiei lucrărilor. În acelaşi timp dezvotarea
hidroenergetică aduce după sine noi drumuri bune, dezvoltarea turismului, locuri de
muncă pentru cei ce o deservesc, dezvoltare orizontală a industriilor legate de
întreţinerea instalaţiilor şi construcţiilor etc. O sinteză a celor bune şi a celor rele este
prezentată în figura 1.13.
Figura 1.13. Efecte favorabile (căsuţe albe) şi defavorabile (căsuţe gri) ale unei
amenajări hidroenergetice
Cele cîteva consideraţii de mai sus nu constitue o analiză, în adevăratul sens al
cuvântului, a impactului amenajărilor hidroenergetice asupra mediului. Există în
prezent numeroase publicaţii, iar la nivelul Asociaţiei Internaţionale a Hidroenergiei
(IHA- International Hydropower Association) sunt dezvoltate proceduri specifice de
analiză. Ceea ce se poate spune în final este că hidroenergia are o istorie şi o
cazuistică care permite cunoaşterea în detaliu a problemelor şi că bunele practici de
reducere a efectelor negative asupra mediului sunt cunoscute profesiei.

22
1.4. SCURT ISTORIC
Cea mai veche utilizare a energiei apelor este atestată în China şi în Egiptul antic,
unde au apărut roţile de apă. Vechii greci şi romanii utilizau mori de apă (cu roţi
hidraulice) pentru măcinatul grânelor. În figura 1.14 este prezentată o moară de apă
după descrierea lui Vitruvius, care include transmisii cu roţi dinţate.
Figura 1.14. Moară de apă romană
Primele roţi de apă, cu ax orizontal, erau puse în mişcare de apa care curgea printr-un
canal special amenajat (fig.1.15,a). Mai târziu randamentul roţilor de apă a fost
îmbunătăţit prin crearea de căderi artificiale folosind jghiaburi pentru aducerea apei la
partea de sus a roţii (fig.1.15,b). Roţile erau puse în mişcare de greutatea apei care
umplea cupele de pe periferia roţii. Se obţineau randamente de până la 85%.
Figura 1.15. Roţi hidraulice: a – puse în mişcare de curent la baza roţii; b- puse în
mişcare de căderea apei la partea superioară
În evul mediu roţile de apă au fost frecvent utilizate de meşteşugari. Au apărut şi noi
maşini hidraulice. În Norvegia, cea mai utilizată maşină era Kvernkallen, care era o
roată hidraulică cu ax vertical. Rotorul era format din pale radiale la care apa ajungea
printr-un jgheab înclinat. Dispunerea palelor era artizanală, iar randamentele rar depăşeau
50%.
a b

23
În perioada revoluţiei industriale energia hidraulică a jucat un rol important în
dezvoltarea industriilor textile şi a pielăritului. Primele oraşe industriale au fost
asociate energiei apelor. Au fost construite baraje şi canale, iar ori de câte ori căderea
depăşea 5 m s-au instalat roţi hidraulice. Barajele mari şi lacurile de acumulare au
apărut mult mai târziu şi ca urmare energia apei trebuia dublată de maşini cu abur
pentru peroiadele cînd debitele erau mici.
Renaşterea energiei hidraulice s-a produs odată cu dezvoltarea electricităţii şi a
generatoarelor. Prima uzină hidroelectrică s-a realizat în 1880 în Cragside,
Northumberland. Construcţia de hidrocentrale a căpătat apoi avânt, s-au perfecţionat
turbinele, au apărut lucrări hidrotehnice importante. La nivelul anului 1920, în Statele
Unite ale Americii, 40% din energia electrică se producea pe cale hidro.
Principiile care stau la baza uzinelor hidroelectrice au rămas aceleaşi şi în prezent.
Amenajările hidroelectrice cuprind lacuri de acumulare create prin bararea cursurilor
de apă, canale, conducte sau galerii de derivare a apei spre centrala hidroelectrică,
unde sunt amplasate turbinele şi generatoarele. Pe plan mondial hidroelectricitatea
reprezintă cca un sfert din producţia de energie electrică şi este în continuă extindere.
Sunt ţări în care energia hidro este dominantă în producţia de energie electrică. Lideri
sunt Norvegia (99 %), Congo (97 %) şi Brazilia (96 %). În figura 1.16 sunt prezentate
ţările cu cea mai mare producţie anuală de hidroenergie. Sunt înregistrate recorduri
privind puterea instalată în uzinele hidroelectric, dintre care se reamintesc Itaipu pe
fluviul Parana, pusă în funcţiune în 1982 la graniţa dintre Brazilia şi Paraguay, cu
12600 MW, Three Gorge pusă parţial în funcţiune pe fluviul Yangze în China, cu
18200 MW.
Figura 1.16. Ţările cu cea mai mare producţie de hidroenergie
În ceea ce priveşte perspectiva de viitor, cerinţa de surse energetice curate şi
regenerabile constitue principalul motor al promovării amenajărilor hidro. Desigur
sunt necesare o serie de condiţii preliminare şi preocupări pentru îndeplinirea
acestora. Construcţia unei amenajări hidroenergetice necesită studii îndelungate
privind regimul hidrologic al cursului / cursurilor de apă, privind condiţiile
morfologice şi geologice din amplasamente, privind impactul asupra mediului. Pe
baza acestor studii se pot alege cele mai bune amplasamente şi se defineşte regimul de
operare al amenajării. Numărul de amplasamente care pot fi economic amenajate

24
hidroenergetic este limitat. În multe ţări amplasamentele favorabile s-au epuizat sau
sunt în curs de epuizare. Eforturile sunt mai mari dar şi cerinţele de energie sunt
crescătoare şi la fel şi pretenţiile faţă de calitatea surselor energetice. Hidroenergia are
un viitor cert.
BIBLIOGRAFIE
Blank, J. (2008). Micro-Hydropower for Municipal Water and Wastewater Systems in
Oregon. Oregon APWA Spring 2008 Portland Conference
Boyle, G. (Ed.) (2004). Renewable Energy: Power for a Sustainable Future (Second
Edition). Oxford University Press / Open University.
Encarta® Online Encyclopedia (2007). Hydro-Power. Microsoft Corporation.
Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO –IHE,
Delft.
Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim.
Krieger, G. (2007). Renewable energy for the future. VDMA - Power Systems.
Frankfurt/Main, Germany. Conference on Renewable Energies for Embassies in
Germany, Berlin.
Lafitte, R., Bartle, A. (2000). The role and benefits of hydroelectric power.
Hydropower and Dams World Atlas.
Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables et
cogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Faculty
of Science Applied.
Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică,
Bucureşti.
Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. (1970). Amenajări
hidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică,
Bucureşti.
UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / bcap4.
USBR. Power Resources Office (2005). Hydroelectic Power. US Department of the
Interior publications, Denver.
Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org.

25
2
RESURSE HIDROENERGETICE ŞI SCHEME DE
AMENAJARE
2.1 RELAŢII DE CALCUL ŞI UNITĂŢI DE MĂSURĂ PENTRU PUTERE ŞI
ENERGIE
Pentru a facilita urmărirea noţiunilor legate de potenţial, putere şi energie este util de a
se reaminti care sunt unităţile de măsură utilizate în energetică. Pentru putere, unitatea
de măsură în sistemul internaţional de unităţi de măsură (SI) este Watt –ul [W]. În
energetică se utilizează multiplii acestuia:
1kW = 103
W şi respectiv 1MW = 103
kW = 106
W
Pentru energie, unitatea de măsură în sistemul internaţional de unităţi de măsură (SI)
este Joule- ul [J]. În energetică se utilizează multiplii acestuia:
1kWh = 103
kW x 3600 s = 3,6 x 106
J
şi respectiv
1GWh = 106
kWh 1TWh = 109
kWh
Dacă un volum de apă V (m3
) se află la cota H1 respectiv la înălţimea H(m) deasupra
unui plan de referinţă de cotă H2, atunci posedă o energie potenţială (fig. 2.1):
Figura 2.1. Energia unui volum de apă aflat la cota H1 de un plan de referinţă
[ ] )1.2(81,9
)()(/81,9 33
kJHV
mHmVmkNHVgEp
=
=∗∗== ρ

26
Dacă volumul V se scurge pe albia unui curs de apă în timpul t , atunci energia
potenţială devine energie cinetică, iar cursul de apă pe sectorul dintre H1 şi H2 are
puterea P = E / t:
(2.2)
Energia pe care cursul de apă o poate livra într-un an, denumită potenţial energetic al
cursului de apă pe sectorul definit anterior, se obţine înmulţind puterea cu numărul de
ore dintr-un an. Dat fiind faptul că debitul râului variază în acest interval, atunci
energia livrabilă se calculează cu debitul mediu multianual Qm :
(2.3)
Puterea hidroelectrică a cursului de apă se poate fructifica numai prin amenajarea
hidroenergetică a sectorului de râu. Puterea fructificabilă este mai mică pentru că
numai o parte din debitul râului poate fi trecut prin turbine, pe circuitele hidraulice ale
amenajării apar pierderi de sarcină, transformarea energiei hidraulice în energie
mecanică şi a energiei mecanice în energie electrică se face cu pierderi, intervenind
randamentele transformărilor. Relaţia de calcul a puterii devine:
(2.4)
unde apar notaţiile:
Hbr = căderea brută pe sector;
ε = coeficientul de utilizare a debitului datorită deversărilor şi prelevărilor
pentru alte folosinţe
ηt = randamentul hidraulic, exprimat sub forma:
iar ηt este randamentul turbinei, ηg este randamentul generatorului, iar ηG este
randamentul global, cu valori uzuale între 75 % şi 85%.
[ ]kWHQH
t
V
t
E
P 81,981,9 ===
[ ]ankWhHQPE m /86008760sector ==
brmGbrgthm HQHQP ηεηηηε 81,981,9 ==
afluentmediudebit
utilizabilmediudebit
==
m
u
Q
Q
ε
hidrauliccircuitulpesarcinadepierderile
;
∑
∑−
==
r
br
rbr
br
h
hcu
H
hH
H
H
η

27
2.2. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC AL CURSURILOR DE APĂ
Prin inventarierea resurselor hidroenergetice se urmăreşte determinarea cantităţii de
energie care poate fi obţinută, variaţia ei în timp şi localizarea ei geografică.
Inventarierea resurselor hidroenergetice se efectuează prin studii pe fiecare curs de
apă în parte, pe baza datelor fizico-geografice, tehnice şi economice, ţinând seama de
condiţiile specifice ale regiunii sau ţării respective.
Potenţialul hidroenergetic teoretic (sau brut) reprezintă aportul tuturor resurselor
de energie hidraulică naturală ale unui bazin, fără să ţină seama de posibilităţile
tehnice şi economice de amenajare. El corespunde unei utilizări integrale a căderii şi a
disponibilului de apă al bazinului, cu un randament ideal de 100%. Acest potenţial
teoretic include atât potenţialul de suprafaţă, cât şi potenţialul liniar.
Potenţialul teoretic de suprafaţă se referă la apele de la suprafaţa pământului şi
anume la cele de precipitaţii şi la cele de scurgere. Potenţialul teoretic de precipitaţii
Ep
, reprezintă echivalentul energetic al întregului volum de apă rezultat din
precipitaţiile ce cad pe o anumită suprafaţă:
Ep
= 2,725 h S H0
[kWh/an] (2.5)
unde:
h- reprezintă înălţimea medie a precipitaţiilor, în mm/an;
S- mărimea suprafeţei, în km
2
;
H0
- altitudinea medie a suprafeţei, faţă de nivelul mării, sau faţă de un alt
reper, în m.
Potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apă reprezintă energia (sau puterea)
maximă care se poate obţine de pe râul respectiv (sau de pe un anumit sector al său).
Pentru un anumit sector al cursului de apă se obţine cu relaţiile ( 2.2) şi (2.3).
Potenţialul teoretic (brut) este o mărime bine precizată care rezultă din anumite
operaţii de calcul ce nu pot fi altfel interpretate. Din acest punct de vedere el
reprezintă o mărime invariabilă în timp (admiţând că modificările climatice nu sunt
esenţiale) şi independentă de condiţiile tehnice sau economice. De aceea, deşi prezintă
dezavantajul de a nu fi o mărime fizică reală, potenţialul hidroenergetic teoretic este
folosit pentru studii comparative.
Potenţialul tehnic amenajabil reprezintă puterea şi energia electrică care ar putea fi
produsă prin amenajarea potenţialului teoretic al cursurilor de apă, în măsura în care
amenajarea este realizabilă în condiţiile tehnice actuale, şi ţinând seama de pierderile
care apar la transformarea energiei hidraulice în energie electrică (acestea reprezinta
in medie 20... 25% din potenţialul net). Din cauza acestor influenţe şi limitări,
potenţialul tehnic amenajabil nu se poate determina decât în urma elaborării
schemelor de amenajare hidroenergetice.
Potentialul economic amenajabil corespunde puterii şi capacităţii de producere de
energie a acelor uzine prevăzute in cadrul potenţialului tehnic, care pot fi amenajate in
condiţii considerate economice la o anumită etapă de dezvoltare. Valoarea sa variaza
in decursul timpului, fiind permanent influenţată de o serie de factori energo-

28
economici şi de alt tip. În ultimile decenii au fost fluctuaţii importante, generate de
variaţia preţului combustibililor fosili, de modificările climatice, de modul de
apreciere a efectelor produse de amenajările hidroenergetice asupra mediului etc. Din
rezultatele obţinute în ţările europene se poate deduce că potenţialul care poate fi
amenajat in condiţii economice variază între 18 şi 22 % din valoarea potenţialului
teoretic de scurgere, respectiv între 50 şi 75% din valoarea potenţialului tehnic ame-
najabil.
2.3. EVALUAREA POTENŢIALULI HIDROENERGETIC LINIAR
Potenţialul hidroenergetic teoretic se calculează pe sectoare caracteristice ale fiecărui
curs de apă. Pe cursurile de apă mici, sectorizarea se face luând drept limite punctele
de confluenţă cu afluenţii, zonele de schimbare a pantei râului, amplasamentele
probabile ale uvrajelor amenajării. Pentru cursurile de apă importante, unde aportul
diferiţilor afluenţi este redus, potenţialul teoretic se poate calcula pe sectoare de
lungime egală, cuprinsă între 10 şi 100 km.
Considerând un sector de lungime ∆L, între cotele H1 şi H2 cu debitul mediu Qm (fig.
2.2), potenţialul energetic al sectorului este:
(2.6)
unde Qm ( m3
/s) este debitul mediu multianual pe sector.
Figura 2.2. Notaţii pentru calculul potenţialului liniar
De regulă, în calcul se folosesc mai multe valori caracteristice ale debitelor: debitul
mediu multianual Qm
, debitele cu asigurarea de 50% şi de 95%, debitele medii ale
semestrelor de iarnă, respectiv de vară. Potenţialul calculat pe baza debitului mediu
multianual indică valoarea maximă a producţiei de energie care poate fi obţinută pe
sectorul de râu respectiv. Deoarece această valoare este influenţată de valorile
extreme ale debitelor, se consideră că debitul cu asigurare 50% permite aprecierea
funcţionării normale a uzinei hidroelectrice. Debitul cu asigurarea de 95% dă indicaţii
asupra energiei garantate, care poate fi obţinută prin amenajarea sectorului de râu.
[ ]kWHQP m∆=∆ 81,9

29
Potenţialul calculat pe baza debitului mediu de iarnă sau de vară permite să se
aprecieze repartizarea în timpul anului a producţiei de energie hidroelectrică.
Potenţialul specific liniar exprimă gradul de concentrare al potenţialului teoretic
liniar. Acesta se calculează prin raportarea potenţialului liniar la lungimea sectorului
de referinţă:
(2.7)
)/(sectorpecursuluipantaesteunde Kmmi .
Dacă potenţialul se referă la energia produsă, luând în consideraţie debitul mediu
multianual rezultă:
(2.8)
şi deci potenţialul specific energetic:
(2.9)
Pentru inventarierea potenţialului liniar sunt necesare staţii hidrometrice, în vederea
cunoaşterii regimului hidrologic al cursurilor de apă, şi ridicări topo, constând în
nivelmente şi profile în lung, pentru stabilirea pantelor şi a căderilor. La inventarierea
potenţialului hidroenergetic al României s-au studiat circa 25 000 km de râuri. Pe
aceasta cale s-au pus in evidenţă sectoarele cele mai bogate din punct de vedere
hidroenergetic, care oferă cele mai favorabile condiţii de amenajare. Pentru
determinarea potenţialului tehnic amenajabil s-au elaborat scheme de amenajare
pentru toate cursurile de apă mai importante, dotate cu un potenţial liniar mai mare de
300 kW/km. La întocmirea acestor scheme s-a ţinut seama de condiţiile naturale
locale şi de restricţiile de mediu.
Potenţialul hidroenergetic teoretic (brut) este reprezentat pe hărţi şi planuri prin
diverse sisteme de reprezentare grafică, care încearcă, fiecare, să fie cât mai sugestive.
Cea mai des folosită este reprezentarea prin benzi energetice, care se obţine prin
trasarea în lungul cursului de apă a unor benzi haşurate sau înegrite, a căror lăţime
este proporţională, la o anumită scară, cu valoarea potenţialului liniar specific pe
sectorul respectiv.
În figurile 2.3 şi 2.4 sunt redate benzile energetice ale principalelor cursuri de apă din
România. În figura 2.3 benzile corespund evaluării din anii ’80 (Kogălniceanu, 1986).
În figura 2.4 este reprodusă harta realizată de profesorul Dorin Pavel (Pavel, 1933)
într-o lucrare de referinţă privind evaluarea forţelor hidraulice din România. În
aceeaşi lucrare se aprecia că teritoriul României dispune de o putere brută de cca 6000
MW , cu o producţie de energie de 36 TWh / an. Cifrele se bazau pe studiul a unui
număr de 567 de uzine hidroelectrice, concepute conform performanţelor tehnice ale
perioadei respective.
[ ]kmkWiQ
L
H
Q
L
P
p mmP /81,981,9sector/ =
∆
∆
=
∆
∆
=
[ ]ankWhHQPE m /86008760sector ∆=∆=∆
[ ]ankmkWhiQ
L
E
p mE ,/8600sector/ =
∆
∆
=

30
Figura2.3.PotenţialultehnicliniaralcursurilordeapădinRomânia

31
Figura2.4.BenzileenergeticereprezentândpotenţilaultehnicamenajabilevaluatdeprofesorulDorinPavel

32
Pentru reprezentarea potenţilului liniar se mai pot folosi linii paralele cu sectoarele de
râu, care, potrivit unei legende stabilite, indică valoarea potenţialului hidroenergetic
teoretic liniar specific. Uneori se reprezintă potenţialul brut prin figuri geometrice, a
căror suprafaţă este proporţională cu valoarea potenţialului. Se folosesc foarte des
pătrate sau cercuri.
Cea mai complexă reprezentare grafică o formează însă cea făcută în aşa numita
caracteristică cadastrală, sau cadastrul hidroenergetic (UPB, 2006). Această
reprezentare grafică conţine următoarele curbe, care caracterizeazxă bazinul râului
respectiv:
- profilul în lung al râului z = z(L);
- suprafaţa bazinului funcţie de lungimea râului S = S(L);
- variaţia debitului total în lungul râului Q = Q(L);
- variaţia debitului specific q = q(L);
- variaţia potenţialului specific p = p(L).
De asemenea pe grafic se mai indică lungimea în kilometri, panta medie a fiecărui
sector al râului i (‰) şi cotele z (în mdM) ale punctelor care delimitează fiecare
sector. Printr-un cerc, haşurat sau înegrit pe jumătate, se indică punctele în care râul
primeşte afluenţi şi de pe care parte a sa vin aceştia (dreapta sau stânga).
2.4. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC AL ROMÂNIEI
În România resursele de apă datorate râurilor interioare sunt evaluate la aproximativ
37 miliarde m3
/an, dar în regim neamenajat se poate conta numai pe aproximativ 19
miliarde de m3
/an, din cauza fluctuaţiilor de debite ale râurilor. Aportul anual al
Dunării, la intrarea în ţara noastră, este în medie de 170 miliarde m3
/an (de peste 4 ori
mai mult decât toate râurile interioare), dar România poate beneficia numai de o cotă
parte din acest stoc.
Resursele de apă din interiorul ţării se caracterizează printr-o mare variabilitate, atât în
spaţiu, cât şi în timp. Astfel, zone mari şi importante, cum ar fi Câmpia Română,
podişul Moldovei şi Dobrogea, sunt sărace în apă. De asemenea, apar variaţii mari în
timp a debitelor, atât în cursul unui an, cât şi de la an la an. În lunile de primăvară
(martie-iunie) se scurge peste 50% din stocul anual, atingându-se debite maxime de
sute de ori mai mari decât cele minime. Toate acestea impun ca necesară realizarea
compensării debitelor cu ajutorul lacurilor de acumulare.
În ceea ce priveşte potenţialul hidroenergetic al României se apreciază că potenţialul
teoretic al precipitaţiilor este de circa 230 TWh/an, potenţialul teoretic al apelor de
scurgere de aproximativ 90 TWh/an, iar potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apă
este de 70 TWh/an. În tabelul 1.1 se indică valorile potenţialului hidroenergetic de
scurgere, procentul referitor la potenţialul din precipitaţii % Ep
, potenţialul teoretic
liniar considerat la debitul mediu şi potenţialul tehnic amenajabil, pentru câteva din
bazinele cursurilor de apă mai importante din România.
Se observă că potenţialul teoretic liniar mediu al râurilor ţării, inclusiv partea ce
revine României din potenţialul Dunării, se ridică la 70 TWh/an, din care potenţialul
tehnic amenajabil reprezintă 36 TWh/an (2/3 dat de râurile interioare şi 1/3 de
Dunăre).

33
Tabelul 1.1. Potenţialul hdroenergetic al României
. Potenţialul hidroenergetic
De scurgere Teoretic
liniar
Tehnic
amenajabilBazinul Suprafaţa
Km2
TWh/an % Ep TWh/an TWh/an
Someş 18.740 9,00 39 4,20 2,20
Crişuri 13.085 4.,50 43 2,50 0,90
Mureş 27.842 17,10 42 9,50 4,30
Jiu 10.544 6,30 48 3,15 0,90
Olt 24.507 13,30 38 8,25 5,00
Argeş 12.424 5,00 40 3,10 1,60
Ialomiţa 10.817 3,30 39 2,20 0,75
Siret 44.993 16,70 37 11,10 5,50
Total râuri interioare 237.500 90,00 39 51,50 24,00
Dunăre - - - 18,50 12,00
Total România 237.500 90.000 39 70,00 36,00
Estimări mai recente, concordante de altfel cu evaluările din 1985, arată că potenţialul
hidroenergetic atinge circa 40 TWh/an şi este astfel distribuit:
- cursuri de apă interioare 25 TWh/an;
- Dunărea, cota României 11,5 TWh/an;
- micropotenţial 3,5 TWh/an.
Valorile caracteristice ale diferitelor categori de potenţial hidroenergetic arată că o
serie de bazine hidrografice, cum ar fi Siretul (care include şi râul Bistriţa), Oltul,
Argeşul, Mureşul, prezintă un potenţial însemnat. Condiţii favorabile de amenajare
sunt pentru mai multe râuri, cum ar fi Bistriţa, Argeşul, Lotru, Sebeşul, Someşul, Râul
Mare, Oltul, Siretul, ş.a.
La nivelul anului 2005 producţia de energie a fost de cca 16 500 GWh/an, realizată în
principal în 129 de centrale hidroelectrice. Puterea instalată în anul 2005 era de 6 335
MW. Ehergia hidroelectrică reprezintă în medie 1/3 din producţia de energie electrică
a României.
2.5. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC MONDIAL
Potenţialul hidroenergetic mondial, exprimat în putere, este de peste 2 milioane de
MW, din care microhidro atinge 27 800 MW. Repartiţia pe continente a potenţialului
amenajat şi cota procentuală pe care o reprezintă potenţialul amenajat raportat la
potenţialul evaluat la nivelul anului 2005 sunt prezentate în tabelul 2.2.
Se constată că în timp a existat o tendinţă de creştere a valorii potenţialului
hidroenergetic teoretic şi amenajabil. Aceasta, pe de o parte, datorită creşterii preciziei
datelor de bază, hidrologice şi topografice, iar, pe de altă parte, datorită progreselor
tehnicii în general şi în domeniul amenajării uzinelor hidroelectrice în special, ceea ce

34
a creat condiţii pentru folosirea unui potenţial considerat înainte ca neeconomic sau de
neutilizabil.
Tabelul 2.2. Rerpartiţia pe continente a potenţialului exprimat în putere
Potenţial Potenţial amenajatContinentul
MW MW % din potenţial
Asia
America de Sud
Africa
America de Nord
Rusia
Europa
Australia
610 000
431 900
358 300
356 400
250 000
245 500
45 000
222 637
123 712
21 644
164 127
45 700
179 502
13 471
36,5
28,6
6,0
46,1
18,2
73,0
29,0
TOTAL GLOB 2 200 000 778 138 35,3
În ceea ce priveşte repartiţia teritorială se observă că Africa, considerată mult timp
drept continentul cel mai bogat în resurse hidroenergetice, nu deţine întâietatea, Asia
având un potenţial de aproape două ori mai mare, iar în ceea ce priveşte potenţialul
specific (kWh/km2
) Africa prezintă o valoare mai redusă chiar decât media mondială.
În ceea ce priveşte potenţialul mondial tehnic amenajabil exprimat în energie,
conform datelor IHA (Laffite şi Bartle, 2000), acesta este de 14 370 TWh/an, din care
8080 TWh/an este economic amenajabil. La nivelul anului 2000 se produceau pe cale
hidro 2070 TWh/an, adică cca 19% din consumul total de energie pe glob. La aceaşi
dată, puterea instalată era de 674 GW, cu 108 GW în construcţie, iar în 2005 puterea
instalată a crescut la 778 GW.
Repartiţia pe continente a potenţialului hidroenergetic, a energiei produse annual şi a
gradului de amenajare (procentual) exprimat în energie este redată în figururile 2.5.şi
2.6.
Figura 2.5. Repartiţia pe continente a potenţialului hidroenergetic

35
Figura 2.6. Procente din potenţialul hidroenergetic care au fost amenajate şi contribuie
la acoperirea consumului energetic mondial
Pentru formarea unor repere, în tabelul 2.3 sunt prezentate cele mai mari uzine
hidroelectrice aflate în prezent (2008) în exploatare.
Tabelul 2.3. Cele mai mari uzine hidroelectrice din lume
Nume Ţara Anul
Putere
instalată
Energie
produsă
anual
Three Gorges China 2009 18,200 MW
Itaipú Brazilia/Paraguay 1983 12,600 MW 93.4 TWh
Guri Venezuela 1986 10,200 MW 46 TWh
Grand Coulee Statele Unite 1942/80 6,809 MW 22.6 TWh
Sayano
Shushenskaya Rusia 1983 6,400 MW
Robert-Bourassa Canada 1981 5,616 MW
Churchill Falls Canada 1971 5,429 MW 35 TWh
Porţile de Fier Romania/Serbia 1970 2,280 MW 11.3 TWh
În figura 2.7 este prezentată situaţia amenajării potenţialului hidroenergetic european.
În dreptul fiecărei ţări sunt trecute procentul din potenţial care este amenajat şi
producţia de energie în GWh/an.

36
Figura2.7.Amenajareapotenţialuluihidroenergeticeuropean

37
Aceleaşi date se regăsesc în figura 2.8, într-o reprezentare mai sugestivă. În abscisă
sunt poziţionate ţările în ordine alfabetică, iar în ordonată producţia anuală de energie.
Figura 2.8. Energia electrică produsă şi restul de potenţial neamenajat al ţărilor
europene
2.6. SCHEME DE AMENAJARE
Energia hidraulică naturală este distribuită destul de neuniform de-a lungul cursurilor
de apă. Ea se consumă în cea mai mare parte ca energie de învingere a rezistenţelor
pe care le opune curgerii patul neregulat al râurilor. Restul energiei se consumă prin
acţiunea de erodare a albiei şi a versanţilor.
Scopul amenajărilor hidroelectrice este reducerea într-o măsură cât mai mare a
pierderilor de energie şi concentrarea căderilor pe sectoare scurte, in vederea
producerii de energie electrică.

38
Crearea unei căderi concentrate pe un curs de apă se poate realiza pe mai multe căi
(fig. 2.9) :
- prin construirea unui baraj care ridică nivelul apei şi reduce viteza de curgere
pe o anumită distanţă în amonte (fig. 2.9, a);
- prin derivarea apei din albia cursului printr-o aducţiune cu pantă redusă, care
conduce apa cu pierderi de sarcină mici (fig. 2.9, b);
- printr-o dispoziţie mixtă, de ridicare a nivelului şi de derivare a apei (fig. 2.9,
c şi d).
Figura 2.9. Scheme de amenajare standard

39
În figura 2.9 se remarcă şi construcţiile principale care intervin în cadrul unei scheme de
amenajare. Astfel:
Barajele de acumulare concentrează căderea în secţiunea de barare şi formează lacuri de
acumulare importante pentru regularizarea debitelor, în timp ce barajele de derivaţie
(stăvilarele) ridică local nivelul apei pentru a putea fi preluată de aducţiune.
Prizele de apă, dispuse în corpul barajului sau mai adesea în versanţi, preiau debitele ce
merg către turbine şi le dirijează în aducţiuni, sau , după caz, direct în conductele forţate.
Aducţiunile, care pot fi canale cu nivel liber sau galerii sub presiune, transportă debitul
turbinat către camerele de echilibru – camere de încărcare în cazul canalelor de aducţiune
şi respectiv castele de echilibru în cazul galeriilor de aducţiune.
Camerele de echilibru sunt dispuse între aducţiuni şi conductele sau galeriile forţate. Ele
au rolul de a limita suprapresiunile dinamice provocate de variaţiile de sarcină de la
centrală şi de a furniza debit pentru pornirea centralei, respectiv de a înmagazina debit la
oprirea acesteia.
Conductele sau galeriile forţate conduc apa de la camerele de încărcare spre centrală, pe
o diferenţă de nivel mare şi cu viteze şi presiuni mari.
Centralele hidroelectrice cuprind construcţiile şi instalaţiile care asigură circuitul
hidraulic către şi de la turbine, găzduesc turbinele şi generatorii, precum şi mecanismele
de reglare a sarcinii, instalaţiile conexe, panourile electrice etc.
Canalele sau galeriile de fugă conduc apele turbinate către punctele de restituţie în
cursurile de apă. În cazul uzinelor hidroelectrice care furnizează energie de vîrf şi
lucrează un număr limitat de ore pe zi, debitele turbinate sunt preluate de un bazin (lac)
redresor, denumit în figura 2.9 regularizare, din care se descarcă în aval un debit
cvasiconstant.
În funcţie de modul de concentrare a căderii, se deosebesc trei tipuri principale de
amenăjari hidroelectrice:
amenajări uzină-baraj (fig. 2.9, a), când centrala este dispusă în imediata
apropiere a barajului şi întreaga cădere este realizată numai prin intermediul barajului;
amenăjări de derivaţie (fig. 2.9, b), când centrala este dispusă la capătul aval al
unei derivaţii şi foloseşte căderea obţinută prin reducerea pantei de curgere prin această
derivaţie faţă de panta râului;
amenajări mixte, cu baraj şi derivaţie, când centrala foloseşte căderea obţinută atât prin
construcţia barajului cât şi prin aceea a derivaţiei; schema din figura 2.9, c reprezintă o
soluţie cu centrala situată la zi, iar schema din figura 2.9, d reprezintă o soluţie tot mai
des întâlnită, cu centrala situată în subteran.
Se precizează că prin denumirea de uzină hidroelectrică (prescurtat UHE) se înţelege
totalitatea lucrărilor de construcţie şi a echipamentelor care alcătuiesc o amenajare
hidroelectrică, de la captare şi până la punctul de restituţie a apelor turbinate. Prin
centrală hidroelectrică (prescurtat CHE) se înţelege numai construcţia care în principal

40
adăposteşte circuitul hidraulic către şi de la turbine, turbinele şi generatoarele şi instalaţiile
anexe.
2.6.1. Scheme de amenajare ale uzinelor hidroelectrice de tip baraj.
La acest tip de amenajare întreaga cădere folosită de UHE este realizată prin
construcţia barajului. Clădirea centralei este aşezată în acelaşi amplasament, în corpul
barajului sau la piciorul barajului, ori imediat în aval de baraj, pe malurile sau în
versanţii cursului de apă. Uzina are aducţiuni foarte scurte sau numai conducte sau
galerii forţate.
Căderile pentru care se construiesc aceste uzine sunt cuprinse între mai puţin de 5 m
până la peste 200 m, limita maximă atinsă fiind de 300 m (UHE Nurek pe râul Vahs-
Rusia). Volumul lacurilor de acumulare create de barajele acestor uzine variază de
asemenea în limile foarte largi, de la volume mici, care nu pot asigura decât o
compensare orară a debitelor, până la volume foarte mari, care permit o regularizare
multianuală a debitelor. Cele mai mari acumulări din lume s-au realizat la amenajările
cu uzine baraj de pe marile fluvii (UHE Bratsk, cu 179 miliarde m3
şi UHE Kariba
cu 160 miliarde m3
).
Uzine-baraj de cădere mijlocie sau mare
La acest tip de amenajare clădirea centralei este amplasată la piciorul barajului sau
imediat în aval de baraj, pe malul cursului de apă sau în subteran, într-unul din
versanţi. Dispoziţia generală depinde de lăţimea albiei şi de tipul de baraj. Aducerea
apei la turbine se realizează prin conducte forţate scurte, care traverseaza barajul, sau
prin galerii forţate care străbat versanţii.
Schema se utilizează pentru amenajarea fluviilor şi a râurilor mari în zonele de munte,
la trecerea lor prin defilee. Sunt de preferat amplasamente care nu afectează localităţi
şi căi de comunicaţie importante. Pentru a crea o cădere mare se construesc baraje
înalte, care la rândul lor formează lacuri de acumulare cu volume foarte mari. Cele
mai mari UHE existente sunt construite pe marile fluvii ca uzine-baraj, folosind în
numeroase cazuri baraje mai înalte de 100 m. Lacurile de acumulare ale acestor
amenajări servesc mai multor tipuri de folosinţe, curent pentru alimentare cu apă şi
pentru atenuarea viiturilor. Uneori acest tip de schemă de amenajare se asociază unor
acumulări pe râuri cu resursă energetică mai redusă, realizate preponderent pentru alte
folosinţe. În astfel de situaţii se fructifică doar căderea creată, dar debitul uzinat este
redus şi deci şi puterea centralei. Aceste amenajări nu sunt de regulă importante
pentru sistemul energetic.
In cazul barajelor de beton, schema de amenajare a UHE este mai simplă, clădirea
centralei fiind amplasată la piciorul barajului, sau lângă unul din maluri, pentru a
permite descărcarea apelor mari peste cealaltă parte a barajului. Aducerea apei se face
prin conducte forţate scurte care traversează barajul, câte una pentru fiecare turbină,
cu prize de apă pe paramentul amonte al barajului (fig. 2.10).
Când valea este îngustă, centrala se amplasează la mijlocul văii, iar evacuarea apelor
mari se face printr-un deversor lateral, sau peste centrală printr-o trambulină. O altă
soluţie este poziţionarea centralei în aval de baraj, lângă unul din maluri. În acest caz

41
aducerea apei se face prin galerii de derivaţie prin versanţi, cu prizele de apă în
versant sub forma unor turnuri de priză.
Figura 2.10. Dispunrea clasică a unei UHE-baraj în cazul barajelor din beton
Situaţia centralelor asociate cu bararea văilor înguste este ilustrată în figura 2.11, în
care se prezintă UHE Tarniţa, de pe Someş, singura uzină – baraj din România.
UHE Tarniţa constitue treapta a doua a amenajării hidroelectrice a Someşului Mic.
Figura 2.11. AHE Tarniţa pe Someşul Mic
Nivelul creat prin barare
Patul râului
Nivelul vechi
al râului
BARAJ
VEDERE ÎN PLAN
SECŢIUNE PRIN CHE SECŢIUNE PRIN GOLIREA SECŢIUNE PRIN
DE SEMIADÂNCIME DESCĂRCĂTOR
CH
Baraj
Grătar
Conductă
forţaţă
Centrala
hidroelectrică
Golire de
semifund
CHE
Vană
segment
Clapetă

42
Centrala hidroelectrică are o putere de 45 MW, la o cădere de 80,50 m. Debitul
instalat este de 68 m3
/s, iar producţia de energie de 80 GWh/an.
Barajul şi centrala de la piciorul aval s-au amplasat într-o zonă de chei, cu condiţii
morfologice şi geologice bune. Barajul are 97 m înălţime, fiind foarte svelt. Centrala
este separată structural de baraj printr-un rost permanent. Prizele şi conductele forţate
ale celor două grupuri cu turbine Francis ale centralei hidroelectrice sunt plasate în
două ploturi centrale. Descărcarea debitelor maxime se face printr-un descărcător de
suprafaţă amplasat la malul drept şi prin două goliri de semiadâncime care au canale
rapide ce bordează clădirea centralei.
În cazul barajelor din materiale locale priza şi conductele forţate nu mai pot fi
amplasate în corpul barajului. În plus, din cauza amprizei mari a barajului şi a
modului de evacuare a apelor mari, centrala se dispune spre aval. Mai rar şi numai
pentru baraje sub 80 m s-au realizat aducţiuni sub corpul barajului, sub formă de
conducte metalice plasate în galerii purtătoare, cu prize de apă de tip turn. Uzual
amplasarea centralei se face fie suprateran, la unul din maluri, sau în subteran, într-
unul din versanţi. Cu titlu de exemplu, în fugura 2.12 este prezentată UHE Xiaolangdi
din cadrul amenajării hidroelectrice a Fluviului Galben din China. La o cădere de
139 m şi cu un debit instalat de 1200 m3
/s, centrala subterană are o putere de 1800
MW şi produce anual 5100 GWh.
Figura 2.12. Uzină-baraj, cu amplasarea centralei în subteran
Baraj
CHE
PROFIL LONGITUDINAL PRIN CIRCUITUL HIDRAULIC
Galerii forţatePLAN DE SITUAŢIE
Galerii de fugă
Lac
CHE subterană

43
În figura 2.13 este prezentată o uzină baraj de cădere medie la care blocul prizei este
amplasat în frontul barat. De această dată clădirea centralei este supraterană,
poziţionată la un versant. La o cădere de 68 m centrala are o putere de 1240 MW.
Conductele forţate, scurte, sunt pozate pe versant.
Figura 2.13. UHE baraj de cădere medie
Pentru a evidenţia dimensiunile la care pot ajunge uzinele baraj realizate pe marile
fluvii, în caseta următoare se prezintă, în ordinea intrării lor în exploatare, cele două
uzine hidroelectrice care deţin recordurile mondiale în ceea ce priveşte producţia de
energie şi respectiv de putere disponibilă. Pentru comparaţie este prezentată şi
amenajarea hidroenergetică de la Boulder (Hoover), care la data intrării în exploatare
a deţinut recordul mondial.
Uzina hidroelectrică de la Itaipu pe fluviul Parana (figura 2.A1), dată în exploatare în
1984, a fost realizată în comun de Brazilia şi Paraguay. Puterea instalată este de 14
000 MW, fiind majorată în anul 2004 de la valoarea iniţială de 12 600 MW prin
adăugarea a două noi grupuri. În prezent dispune de 20 de grupuri de 700 MW fiecare.
Producţia record a anului 2000 a fost de 93,4 TWh. Din acest punct de vedere centrala
de la Itaipu păstrează primul loc în lume, depăşind ca producţie de energie cea mai
mare uzină hidroelectică ca putere şi anume Three Gorges care produce ”numai” 84
TWh/an.
Centrala are o cădere de 118,4 m, este echipată cu turbine Francis, iar debitul uzinat
de fiecare turbină atinge 700 m3
/s. Barajul care realizează căderea este un baraj evidat,
de 196 m înălţime, cu o lungime la coronament de 1064 m. Descărcătorul este echipat
cu 14 stavile segment de 20 x 21,3 m fiecare. Debitul capabil al descărcătorului este
de 62 200 m3
/s. Volumul lacului este de 29 miliarde de m3
, iar volumul util de 19
miliarde de m3
.
Este interesant de reţinut că în anul 1995 uzina de la Itaipu a fost inclusă între cele
şapte minuni ale lumii moderne de către American Society of Civil Engineers
(ASCE).
68 m

44
Câteva date care explică alegerea: volumul de beton utilizat pentru construcţia uzinei
ar fi ajuns pentru construcţia a 210 stadioane cu capacitate de 80 000 locuri fiecare,
iar cu fierul utilizat se puteau construi 380 de turnuri Eifel.
Figura 2.A1. Amenajarea hidroenergetică Itaipu, pe fluviul Parana
VEDERE ÎN PLAN
SECŢIUNE PRIN
CENTRALĂ
VEDERE DIN AVAL
de

45
Uzina hidroelectrică de la Three Gorge din China (figura 2. A2) deţine recordul
mondial din punct de vedere al puterii instalate cu 18 200 MW. Energia electrică
produsă în anul mediu hidrologic este de 84,7 TWh.
Figura 2.A2. Amenajarea hidroenergetică Three Gorges pe fluviul Yangtze
VEDERE IN PLAN
SECTIUNE PRIN
CENTRALA
PROFIL LONGITUDINAL PRIN ECLUZE
Descărcător

46
Centrala este echipată cu 26 de grupuri de 700 MW fiecare. Căderea maximă este de
113 m, iar căderea minimă de 70 m. Clădirile centralei, câte una la fiecare mal, sunt
poziţionate la piciorul barajelor nedeversante. Construcţia centralelor a inclus 3,45
milioane de m3
de beton şi 124 de mii de tone de armătură.
Barajul principal este de beton de greutate, cu înălţimea de 181 m şi lungimea la
coronament de 2309 m. Zona deversantă are 483 m lungime, este situată în zona
centrală şi este echipată cu 22 de stavile şi 23 goliri de fund, cu o capacitate maximă
de descărcare de 102 500 m3
/s. Volumul lacului este de 39,3 miliarde de m3
, din care
22,15 miliarde de m3
pentru atenuarea viiturilor. Asigurarea împotriva inundaţiilor a
zonei aval a crescut la 1%, iar la limită avalul poate tranzita viitura cu asigurarea de
0,1%.
Lacul de acumulare are o suprafaţă de 632 km2
şi a inundat 24 000 ha de teren cultivat
şi a impus strămutarea a cca 1 milion de persoane.
Un element de interes este modul de rezolvare a navigaţiei pe sectorul amenajat.
Capacitatea de trafic, de 10 milioane de tone dinainte de barare va fi crescută la 50 de
miloane de tone. Navigaţia se face printr-o ecluză şi un lift de vase. Ecluza are două
fire cu cinci trepte de ecluzare fiecare. Liftul cuprinde un container de 120 x 18 x 3,5
m ce poate acomoda vase de până la 3000t.
Uzina hidroelectrică Hoover – figura 2.A3 - (vechiul nume Boulder), construită pe
fluviul Colorado, în USA, a deţinut la data punerii în funcţiune, în 1936, recordul în
domeniu. Puterea instalată este în prezent de 2080 MW, iar în anul 2005 centrala a
produs 3,25 TWh.
După cum se poate urmări în figură, barajul de greutate în arc închide o vale îngustă,
de tip canion. Înălţimea barajului este de 221 m (un record mondial la data
construcţiei) iar deschiderea la coronament este de numai 379m. Volumul lacului
creat de baraj, de 38,54 miliarde de m3
, constitue şi astăzi cel mai mare volum de lac
de acumulare din USA. Descărcătorii barajului sunt în principal cele două canale
laterale echipate cu stavile, care pot evacua 11 300 m3
/s.
Datorită configuraţiei văii, centrala este situată imediat în aval de baraj şi nu la baza
barajului şi este divizată în două unităţi, fiecare la baza a câte unui versant.
Dispunerea simetrică a întregii scheme se datorează faptului că în secţiunea barată
fluviul Colorado constitue graniţa dintre două state americane, Nevada şi Arizona.
Debitul este preluat de 4 turnuri de priză, cîte două pe fiecare parte. Două fire de
conducte forţate sunt amplasate în fostele galerii de deviere. Alte două fire de
derivaţie forţată au fost special excavate în versant. Către cele 18 turbine Francis apa
este condusă de patru conducte forţate, de la care pleacă distribuitorii.
Amenajarea dispune de o cădere de 178 m, iar debitul instalat este de 780 m3
/s.
Clădirile centralelor se întind pe 217 m în lungul râului.
Amenajarea de la Hoover are nu numai rol hidroenergetic, ea servind şi pentru
atenuarea viiturilor, pentru irigarea terenurilor cu deficit de apă din zona aval, pentru
asigurarea alimentării cu apă şi pentru îmbunătăţirea navigaţiei.

47
Figura 2.A3. Amenajarea hidroenergetică Hoover pe fluviul Colorado
PLAN DE SITUAŢIE
SECŢIUNE TRANSVERSALĂ PRIN CENTRALE
VEDERE AERIANĂ

48
Uzine-baraj de cădere mică sau fluviale
La acest tip de amenajări cladirea centralei este amplasată în albia cursului de apă, in
prelungirea barajului şi preia direct presiunea apei din amonte. Căderea la care se
poate adopta acest mod de amplasare a centralei depinde de panta şi configuraţia
râului şi de condiţiile de fundare, variind între câţiva metri până la 30 ... 35 m.
In regiunile de deal sau colinare, pentru a se evita inundarea unor localităţi, a unor
suprafeţe mari de teren sau a căilor de comunicaţie, se pot construi numai baraje de
inălţime mică. De multe ori lacul de acumulare este conturat pe un mal, sau chiar pe
ambele maluri, de baraje laterale, adesea numite impropriu diguri. Prin această
dispoziţie în plan se menţine în limite raţionale inundarea terenurilor din albia majoră
şi se protejează aşezările (fig. 2.14).
Fugura 2.14. Planul de situaţie al unei uzine-baraj de cădere mică
Uzinele-baraj de cădere mică cuprind în general un baraj deversor de beton cu
stavile, pentru evacuarea apelor mari, clădirea centralei cu echipamentul
electromecanic, staţia de conexiuni si transformare şi barajele laterale (digurile) de
protecţie a terenurilor riverene. În aval albia râului este regularizată şi adâncită pe o
anumită distanţă, pentru mărirea căderii disponibile.
Pentru exemplificare, în figura 2.15 se prezintă planul de situaţie şi secţiuni
caracteristice ale UHE Haţeg, ultima treaptă a amenajării hidroenergetice a Râului
Mare. Amenajarea cuprinde un lac de acumulare de 118 ha, cu un volum de 11,5
milioane de m3
, conturat de un baraj lateral (dig) la malul stâng, un baraj deversor
pentru descărcarea apelor mari şi centrala hidroelectrică.
Centrala are o cădere de 20 m, un debit instalat de 90 m3
/s şi furnizează o putere de
15,8 MW. Este echipată cu 2 turbine Kaplan. Barajul, de tip stăvilar, are o înălţime de
32 m, iar barajul lateral are o lungime de 4,88 km, cu o înălţime maximă de 15 m. De
la centrală debitele turbinate sunt evacuate printr-un canal de fugă de 210 m către
albia naturală.

49
Figura 2.15. UHE Haţeg
In cazul amenajărilor fluviale, clădirea centralei este uzual amplasată lângă unul
dintre maluri (fig.2.16). În cazul cursurilor de apă de frontieră, dacă configuraţia
morfologică o permite, se construieşte câte o centrală lângă fiecare mal.
Figura 2.16. Dispoziţia generală a unei UHE fluviale
PLAN DE SITUAŢIE
fuga
SECŢIUNE PRIN BARAJ
SECŢIUNE PRIN CENTRALĂ
Baraj de închidere

50
Centralele sunt echipate cu turbine Kaplan sau Bulb. Volumul lacurilor de acumulare
ale acestui tip de amenajări, deşi mari ca valori absolute, sunt mici în raport cu stocul
şi permit numai o regularizare zilnică sau săptămânală a debitelor. Şi căderile sunt
mici în raport cu volumele. Prin barare se crează remuuri lungi, care reduc din cădere,
în special dacă se impune o cotă controlată în amonte.
Uzinele fluviale cu căderi mai mici de 6 ... 8 m, care au acumulări reduse,
funcţionează pe firul apei şi sunt utilizate numai ca uzine de bază, adică acoperă baza
graficului de sarcină.
Pentru a realiza varietatea de dispoziţii posibile pentru amenajările hidroenergetice şi
de navigaţie a fluviilor, în caseta următoare se prezintă uzinele hidroelectrice de pe
Dunăre, xâteva din amonte de România şi apoi cele două sisteme hidroenergetice
Porţile de Fier I şi II.
Amenajarea hidroenergetică a Dunării a urmărit fructificarea integrală a
potenmţialului hidroenergetic al fluviului. În figura 2.A4 se redau benzile energetice
ale fluviului pe zona amenajată. De asemenea sunt indicate cele 3 locaţii ale unor
UHE de pe teritoriul austriac, sau la graniţa Austria – Germania, care sunt prezentate
în continuare, precum şi amplasamentul de la Porţile de Fier, cu cele două trepte
amenajate. Potenţialul hidroenergetic natural al fluviului Dunărea a fost estimat la 52
TWh/an. Pe sectorul româno – sârbesc, de 229 km, de interes este zona defileului,
cunoscută şi ca sectorul “ cazane”, cu un potenţial energetic de 12,6 TWh/an şi cu
pante locale de 120 cm/km. Debitul mediu multianual pe sector este de 5540 m3
/s. La
o cădere amenajabilă de 34 m, potenţialul specific este cel mai mare din Europa: 8100
kW/km.
Figura 2.A4. Potenţialul liniar specific al Dunării

51
Pentru început se prezintă succint cele trei uzine hidroenergetice din amonte de
Porţile de Fier şi se fac unele comentarii privind dispoziţia generală a acestora.
Alcătuirea frontului barat (figura 2.A5) cuprinde centrala, un baraj deversor şi ecluze.
La primele amenajări, cum este şi UHE Ybbs-Persenbeug (P = 203 MW, E = 1282
GWh/an), dată în exploatare în 1957, centrala a fost fragmentată în două corpuri,
considerând că o asemenea dispoziţie prezintă avantajul unor pierderi de cădere mai
mici faţă de o dispunere grupată. Dificultăţile de exploatare pe care le prezintă această
dispoziţie au făcut ca la următoarele amenajări grupurile să fie dispuse într-o singură
centrală. Aşa s-a format frontul barat la UHE Aschach (P = 287 MW, E = 1648
GWh/an), centrala ocupând zona mediană între ecluze şi barajul deversor. Este
interesant de remarcat faptul că o dispoziţie similară s-a ales şi pentru UHE
Jochenstein (P = 66 MW, E = 425 GWh/an), deşi este o amenajare de graniţă, unde de
regulă se preferă dispoziţii simetrice.
Figura 2.A5 – a. UHE Ybbs-Persenbeug
Figura 2.A5 – b. UHE Aschach

52
Figura 2.A5 – c. UHE Jochenstein
Amenajarea hidroenergetică şi de navigaţie Porţile de Fier I şi II (SHEN) constitue
cea mai importantă amenajare, ca parametrii energetici, din Europa. Poziţia lor în plan
şi profilul sinoptic al sectorului amenajat sunt prezentate în figura 2.A6.
Figura 2.A6. Localizare şi profil sinoptic prin SHEN Porţile de Fier

53
UHE Porţile de Fier I (fig. 2.A7) are o putere instalată de 2 x 1050 MW şi o
producţie de energie în anul mediu hidrologic de 2 x 5250 GWh/an (se specifică de
fiecare dată caracteristicle energetice de care dispun România şi Serbia, cu părţi
egale). Căderea maximă la centrală este de 34,50 m, iar căderea medie de 27,17 m.
Debitul instalat este de 2 x 4350 m3
/s.
Dispoziţia generală este simetrică, cu un baraj deversor plasat în mijlocul albiei şi câte
o centrală şi o ecluză de fiecare parte a acestuia. Fiecare dintre cele două ţări are în
acest fel amplasat pe teritoriul propriu jumătate din frontul barat.
Figura 2.A7. Sistemul hidroenergetic şi de navigaţie Porţile de Fier I
Centrala este echipată cu 2 x 6 turbine Kaplan, iniţial de 175 MW fiecare. După un
proces de retehnologizare, grupurile româneşti au ajuns la 190 MW pe grup. Barajul
deversor are o înălţime constructivă de 60 m, o lungime de 441 m şi 14 câmpuri
deversante de 24 m deschidere, echipate cu stavile plane duble tip cârlig. Debitul
capabil al descărcătorului este de 15 400 m3
/s. Lacul de acumulare creat prin barare
are un volum de 1,45 miliarde de m3
, ceea ce permite o oarecare elasticitate în
funcţionare, centralele lucrând la semivârf şi contribuind şi la reglajul de frecvenţă.
UHE Porţile de Fier II (fig. 2.A8) are o putere instalată de 2 x 270 MW şi o
producţie de energie în anul mediu hidrologic de 2 x 1325 GWh/an , din care 50 ...
55% este energie de vârf şi de semivârf şi 50 ... 45% energie de bază. Căderea
maximă la centrală este de 12,75 m, iar căderea medie de 7,45 m. Debitul instalat este
de 2 x 4250 m3
/s.
Pe sectorul amenajat albia se situează într-o zonă deluroasă, iar cursul apei se ramifică
în două braţe, care cuprind între ele insula Ostrovul Mare. Lăţimea insulei atinge 2 km
ROMÂNIA
SERBIA

54
şi este neinundabilă. Pe braţul principal au fost construite centrala echipată cu 2 x 10
turbine bulb de 27 MW fiecare, barajul deversor, barajul de închidere din materiale
locale şi ecluza sârbească. De această dată obiectele frontului barat sunt comune celor
două ţări.
Figura 2.A8 – a. SHEN Porţile de Fier II, nodul principal
Nodul principal

55
Figura 2.A8 – b. SHEN Porţile de Fier II, nodul de pe braţul Gogoşu şi secţiune prin
centrala de pe firul principal
Pe braţul secundar Gogoşu au fost construite un baraj deversor, o centrală şi baraje de
închidere către cele două maluri. Astfel, amenajarea are două baraje deversoare, unul
pe braţul principal, pentru partea sârbă, şi unul pe braţul Gogoşu, pentru partea
română. Prin cele 14 câmpuri deversoare şi prin 50% din grupuri se pot evacua 16 350
m3
/s. Volumul lacului de acumulare este de 600 milioane de m3
.

56
2.6.2. Scheme de amenajare ale UHE de derivaţie
La acest tip de schemă întreaga cădere este realizată cu ajutorul unor lucrari de
derivare a apei (canale, galerii, conducte) de lungime mare. Prin lucrări de derivare se
pot amenaja în condiţii raţionale sectoarele cursurilor de apă pe care, din cauza
condiţiilor locale, nu se pot realiza baraje de retenţie.
Din cauza regimului de funcţionare pe firul apei, fără posibilităţi de adaptare a
producţiei la consumul de energie electrică, schemele de amenajare la care intreaga
cădere este realizată numai prin lucrări de derivaţie sunt utilizate numai în
următoarele situaţii:
- pe cursurile de apă din zona de munte, cu pantă ridicată, pe care nu sint
amplasamente favorabile pentru acumulări; de obicei aceste amenajări hidroenergetice
se încadrează în categoria microhidrocentrale (MHC), care fac obiectul capitolului 7;
- pe cursurile de apă din zona de deal şi câmpie, cu văi largi, pe care nu se pot realiza
acumulări;
- pe sectoarele cursurilor de apă care au debitele regularizate de acumulările unor
UHE din amonte.
UHE de derivaţie cuprind un baraj de mică înălţime (de obicei un stăvilar) pentru
derivarea apelor, priza de apă, canalele sau conductele de aducţiune, camera de
echilibru (de încărcare), conducta forţată, clădirea centralei cu echipamentul
electromecanic şi canalul de fugă (fig. 2.17). In funcţie de căderea amenajată şi de
structura şi tipul de construcţie al elementelor componente, UHE de derivaţie seîmpart
în amenajări de cădere mică sau de cădere mijlocie sau mare.
Figura 2.17. Elementele componente ale unei scheme de derivaţie
Priză
Cameră de
încărcare
Conductă
forţată
CHE
Canal

57
Uzine hidroelectrice de derivaţie de cădere mică
Acest tip de uzină se amenajează pentru căderi relativ reduse, pe cursul inferior al
râurilor mari şi în zonele de deal unde râurile au văi largi. Amenajarea cuprinde
derivaţii cu scurgere liberă, constând din canale de aducţiune şi de fugă, al căror
traseu se înscrie pe malurile şi terasele din lungul cursurilor de apă.
Clădirea centralei este amplasată lângă camera de apă, fie formând cu aceasta o
singură construcţie de tip asemănător cu a centralelor baraj de joasa cădere, fie este
legată de camera de încărcare prin conducte forţate scurte (fig.2.18). Centralele sunt
echipate uzual cu turbine de tip Kaplan şi pentru căderi mai mici şi cu grupuri bulb.
Figura 2.18. Dispoziţia în plan a unei UHE de derivaţie de mică cădere
Derivarea apei se face prin baraje de mică înălţime, de tip stăvilar şi se preia prin prize
de apă care trebuie să asigure oprirea pătrunderii în canal a aluviunilor de fund. Pentru
a crea posibilitatea unei compensări orare a debitelor şi a reducerii pierderilor prin
deversare, canalele de aducţiune se realizează adeseori cu berme orizontale (fig.2.19).
Uzinele de derivaţie de cădere mică se realizeaza pe cursuri de apă care au panta mai
mare de 1...2%0 şi potenţialul liniar destul de ridicat pentru ca amenajarea să fie
economică.
Figura 2.19. Schemă de principiu a unei UHE de derivaţie cu canal de aducţiune cu
berme orizontale, în rambleu
or
ă

Amenajari hidroenergetice

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Viewers also liked

Viewers also liked (6)

Similar to Amenajari hidroenergetice

Similar to Amenajari hidroenergetice (18)

Amenajari hidroenergetice