• Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
    Be the first to comment
No Downloads

Views

Total Views
10,853
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0

Actions

Shares
Downloads
280
Comments
0
Likes
2

Embeds 0

No embeds

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
    No notes for slide

Transcript

  • 1. DAN STEMATIU 2008
  • 2. Descrierea CIP a Bibliotecii Naţionale a României STEMATIU, DAN Amenajări hidroenergetice / Dan Stematiu Bucurereşti: Conspress, 2008 Bibliogr. ISBN 978-973-100-017-8 624.13Colecţia Carte universitara CONSPRESS B-dul Lacul Tei nr. 124, sector 2, Bucureşti Tel: (021) 242 27 19 / 169; Fax: (021) 242 07 81 2
  • 3. PREFAŢĂResursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondialede energie primară. Energia hidraulică este disponibilă în natură sub forma energieiasociată curgerii râurilor şi a fluviilor, energie cunoscută sub denumirea hidroconvenţională şi ca energie a valurilor, a curenţilor marini şi a oscilaţiilor periodiceale mareelor, ultimile fiind încadrate în categoria energiilor hidro neconvenţionale.Hidroenergia este o formă de energie regenerabilă, între care se mai înscriu energiasolară, energia eoliană şi energia geotermală. Sursa primară a energiei hidraulice esteradiaţia 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. Înprezent, energia generată anual pe cale hidro atinge 2,1 millioane de GWh, ceea cereprezintă între 16 şi 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimisteestimări acceptă că potenţialul exploatabil este de şase ori mai mare. La nivelEuropean, în 2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă. ÎnRomânia, 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 producedeşeuri (cenuşi sau substanţe radioactive), nu produce bioxid de carbon carecontribuie 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 printurbinare.Ansamblul construcţiilor şi instalaţiilor care asigură transformarea energiei hidrauliceîn energie electrică poartă denumirea de amenajare hidroenergetică. Amenajărilehidroenergetice convenţionale cuprind lacuri de acumulare, create prin barareacursurilor de apă, precum şi canale, conducte sau galerii de derivare a apei sprecentrala hidroelectrică, unde sunt amplasate turbinele şi generatoarele. O categoriespecială o constitue uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Amenajărilehidroenergetice neconvenţionale cuprind la rândul lor instalaţii şi mecanisme specificede 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 şilucrări inginereşti care sunt cuprinse în sintagma amenajări hidroenergetice.Cuprinsul cărţii este definit de programa analitică a cursului cu denumire similară, pecare autorul îl predă din anul 1982 la Facultatea de Hidrotehnică a UniversităţiiTehnice de Construcţii Bucureşti. Curicula specializării cuprinde un curs extinsdedicat construcţiilor hidrotehnice, unde sunt predate barajele şi construcţiile aferentebarajelor, prizele de apă, derivaţiile sub presiune, prin conducte şi galerii hidrotehnice,precum şi derivaţiile cu nivel liber prin canale. Astfel de construcţii intră şi încomponenţa amenajărilor hidroenergetice, dar nu mai sunt tratate şi în această lucrare.Cartea debutează cu un capitol introductiv, în care se prezintă geneza şicaracteristicile energiei hidraulice şi se precizează rolul energiei hidroelectrice însistemul energetic. 3
  • 4. Capitolul al doilea tratează resursele hidroenergetice şi schemele de amenajare. Pentruînceput se prezintă modul de evaluarea a potenţialului hidroenergetic şi estimărileprivind potenţialul hidroenergetic al României şi potenţialul hidroenergetic mondial.Sunt apoi detaliate soluţiile de amenajare şi principiile de alcătuire a schemeloruzinelor hidroelectrice (UHE). Un paragraf special este dedicat parametrilorenergetici ai uzinelor hidroelectrice.Capitolul trei defineşte mai întâi indicatorii tehnico – economici ai UHE. Se prezintăapoi condiţiile de comparare a variantelor hidroenergetice şi criteriile de selecţie şi dedimensionare. Unele exemple de aplicare a criteriilor energo-economice ladimensionarea uzinelor hidroenergetice servesc aprofundării noţiunilor.O tratare succintă a turbinelor hidraulice face obiectul capitolului patru. Curicularestrânsă a specializării nu mai cuprinde un capitol de turbine hidraulice în cadrulcursului de maşini hidraulice şi staţii de pompare şi, ca urmare, noţiunile strictnecesare au fost incluse în lucrarea de faţă. Sunt prezentate, în succesiune, tipurile deturbine hidraulice, turaţia specifică şi principiile de similitudine, criteriile de selecţie atipului de turbină, fenomenul de cavitaţie în turbine şi randamentul turbinelor.Cel mai extins capitol tratează centralele hidroelectrice pe derivaţie. Sunt detaliatedispoziţiile generale ale centralelor supra şi subterane şi construcţiile specificeacestora: camere de încărcare, castele de echilibru şi case de vane.Un capitol de asemenea extins tratează centralele hidroelectrice din frontul barat. Seprezintă dispoziţia generală a centralelor baraj echipate cu turbine Kaplan şi respectivcu turbine Bulb. Sunt prezentate apoi unele elemente de dimensionare hidraulică. Înfinal sunt detaliate elementele constructive şi calculele de rezistenţă aferente, precumşi problema stabilităţii la alunecare.Capitolul şapte este dedicat microhidrocentralelor. Sunt prezentate schemelecaracteristice şi specificul acestor amenajări care, în pofida aportului lor modest casursă energetică, sunt în prezent intens promovate, probabil conjuctural. Tocmai dinacest motiv capitolul are un grad de detaliere ce poate părea neconcordant cucomplexitatea mai redusă a problemelor.Uzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj sunt din ce în ce mai actuale, fiindsingura 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 intermitentşi dependent de factorii exteriori. Capitolul opt tratează cuprinzător aceste amenajăricu caracter special.Resursele neconvenţionale de energie hidraulică şi sistemele de conversie a energieivalurilor şi mareelor în energie electrică sunt prezentate în capitolul final.Lucrarea se adresează cu predilecţie studenţilor de la facultăţile de construcţii, darprin rigoarea tratării şi detalierile care exced programa cursului este utilă şi inginerilorpracticieni din domeniu. Autorul 4
  • 5. CUPRINS1. INTRODUCERE ……………………………………………………. 91.1. Geneza şi caracteristicile energiei hidraulice………….................. 91.2. Rolul energiei hidroelectrice în sistemul energetic …………........ 13 Controlul unui sistem energetic ................................................. 181.3. Hidroenergia şi mediul ……………………...................................... 201.4. Scurt istoric ………………………………………............................. 22Bibliografie ………………………………………………………………… 242. RESURSE HIDROENERGETICE ŞI SCHEME DEAMENAJARE ……………….................................................................... 252.1. Relaţii de calcul şi unităţi de măsură pentru putere şi energie ......... 252.2. Potenţialul hidroenergetic al cursurilor de apă ………….................. 272.3. Evaluarea potenţialului hidroenergetic liniar ………......................... 282.4. Potenţialul hidroenergetic al României …………………………….. 322.5. Potenţialul hidroenergetic mondial …………………………………. 332.6. Scheme de amenajare ........................................................................... 37 2.6.1. Scheme de amenajare ale uzinelor hidroelectrice de tip baraj..... 40 Uzina hidroelectrică de la Itaipu ................................................ 43 Uzina hidroelectrică de la Three Gorge .................................... 45 Uzina hidroelectrică Hoover ..................................................... 44 Amenajarea hidroenergetică a Dunării ...................................... 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 ........................................ 662.7. 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 ................................................................. 75Bibliografie …………..……………………………………………………. 773. STABILIREA PARAMETRILOR ENERGETICI ŞIDIMENSIONAREA UHE………………………...................................... 793.1. Indicatorii tehnico – economici ai UHE ……………………………… 793.2. Condiţii pentru compararea variantelor ............................................. 80 3.2.1. Aducerea la echivalenţă a variantelor ........................................... 81 5
  • 6. 3.2.2. Indicatori de comparaţie .............................................................. 823.3. Criterii de selecţie şi de dimensionare ................................................. 83 3.3.1. Criterii bazate pe durata de recuperare a investiţiei..................... 83 3.3.2. Criteriul cheltuielilor toatale actualizate minime ………………. 843.4. Exemple de aplicare a criteriilor energoeconomice la dimensionareaunei UHE ……………………….................................................................... 91 3.4.1. Determinarea puterii instalate ………………………………….. 91 3.4.2. Determinarea înălţimii barajului ……………………………….. 94 3.4.3. Determinarea diametrelor derivaţiei ............................................ 973.5. Evaluarea oportunităţii de investire în UHE ...................................... 104 3.5.1. Criterii tradiţionale ……………………………………………… 105 3.5.2. Criterii bazate pe actualizare ........................................................ 105Bibliografie …………………………………………………………………… 1074. TURBINE HIDRAULICE ............................................. .................. 1094.1. Tipuri de turbine hidraulice ……………………………………….... 109 4.1.1. Turbine cu impuls …………………………................................ 109 4.1.2. Turbine cu reacţiune …………………………………………...... 1134.2. Turaţie specifică şi similitudine ………………………....................... 118 4.2.1. Relaţii de similitudine ………………………….......................... 118 4.2.2. Turaţia specifică ........................................................................... 1194.3. 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 …………………………………. 1224.4. 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 ...………………………… 1244.5. Fenomenul de cavitaţie în turbine ………………………................... 1244.6. Randamentul turbinelor ………………….......................................... 126Bibliografie ………………………………………………………………… 1285. CENTRALE HIDROELECTRICE PE DERIVAŢIE ………… 1295.1. Consideraţii generale …………………………………………………. 1295.2. 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.............................................. 140 5.2.4. Elemente caracteristice pentru dispoziţia generală a centralelor … 1435.3. Dispoziţia generală a centralelor subterane …………………………. 147 5.3.1. Consideraţii generale …………………………………………… 147 5.3.2. Centrale subterane echipate cu turbine Pelton ............................ 154 6
  • 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 ……… 1595.4. 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 …………………………………………………… 199Bibliografie …………………………………………………………………. 2016. CENTRALE HIDROELECTRICE ÎN FRONTUL BARAT … 2036.1. Elemente caracteristice ………………………………………………. 2036.2. 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 ............................................................................ 2146.3. 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........ 2216.4. 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 .......................... 2306.5. 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 …………………….............................. 233Bibliografie .................................................................................................... 2377. MICROHIDROCENTRALE …………………………..................... 2397.1. Definiţii şi elemente caracteristice ....................................................... 2397.2. Scheme de amenajare ........................................................................... 243 7.2.1. Microhidrocentrale de cădere medie sau mare ........................... 243 7.2.2. Microhidrocentrale de joasă cădere ........................................... 2457.3. 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 .................................................................... 2537.4. Echipamentul hidromecanic şi electric ................................................ 2547.5. 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 7
  • 8. Bibliografie ................................................................................................... 2658. UZINE HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRINPOMPAJ …………………………............................................................. 2678.1. Consideraţii preliminare………………………………………………. 2678.2. Rolul şi funcţiile UHEAP........................................................................ 2698.3. Clasificarea UHEAP ............................................................................. 2708.4. Tendinţe în domeniul grupurilor UHEAP ......................................... 2738.5. Scheme de amenajare ........................................................................... 275 Etanşarea şi drenarea rezervoarelor superioare. Studiu de caz....... 2838.6. Randamentul ciclului pompare – turbinare ....................................... 287 8.6.1. Randamentul tehnic.…………………………………………… 287 8.6.2. Eficienţa energetică ………………………………………….. 288 8.6.3. Corecţii ale randamentului tehnic ……………………………. 289Bibliografie …………………………………………………………………. 2899. RESURSE NECONVENŢIONALE DE ENERGIEHIDRAULICĂ…………………………………………………………… 2919.1. Consideraţii preliminare ……………………………………………… 291 9.1.1. Consideraţii privind valurile marine ………………………….. 291 9.1.2. Consideraţii privind mareele şi curenţii marini ………………… 2929.2. 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 .......................................................... 3079.3. 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 ......................................................... 318Bibliografie ………………………………………………………………... 318 8
  • 9. 1 INTRODUCERE1.1. GENEZA ŞI CARACTERISTICILE ENERGIEI HIDRAULICEResursele de energie hidraulică reprezintă o parte importantă din resursele mondialede energie primară, a căror utilizare este indispensabilă pentru a se putca asiguraacoperirea 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, curentnumită 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 curgeriiapei între cele două cote.Resursele hidraulice de energie se regenerează continuu, prin transformarea şiacumularea naturala a energiei solare. Sursa primară a energiei hidraulice este radiaţiasolară şi circuitul apei în natură. Radiaţiă solară produce evaporarea (în special de peoceanul planetar), norii încărcaţi cu vapori de apă se deplasează către uscat, înanumite condiţii condensează, precipitaţiile cad pe suprafaţa uscatului şi o parte dinvolumul de apă formează scurgerea de suprafaţă (fig. 1.1). Nori care produc precipitaţii Precipitaţi Ape de i Evapotranspiraţie suprafaţă Evaporare Apa subterană Figura 1.1. Circuitul apei în naturăPornind de la aceste considerente, rezultă clar că energia hidro este regenerabilă. Câttimp vor fi precipitaţii apa se va colecta şi va curge în albiile cursurilor de apă şi 9
  • 10. energia hidro va fi prezentă. Desigur, sunt în desfăşurare cercetări pentru dezvoltareaşi a unor alte surse de energie regenerabilă. Între energiile regenerabile care au dejaaplicare la scară industrială sunt energia eoliană şi energia solară. Lor li se adaugă la oscară mai redusă energia geotermală, energia provenită din biomasă etc. Contribuţiaacestor alte surse de energie regenerabilă este încă foarte modestă. Hidroenergia estepe 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 reprezintăîntre 16 şi 18 % din consumul de electricitate mondial. Cele mai pesimiste estimăriacceptă că potenţialul exploatabil este de şase ori mai mare. La nivel European, în2007, hidroenergia producea peste 85% din energia regenerabilă, care, la rândul eitrebuie să crească cu 8% pe an până în 2010. În România se produc annual, pe calehidro, cca 18 TWh, adică 35 % din consum, dar potenţialul amenajabil este de 38TWh / an. O situaţie edificatoare privind resursele energetice şi contribuţia energiilorregenerabile pe plan mondial este redată în figura 1.2. a Figura 1.2. Sursele de energie electrică la nivel mondial în 2007Datorită rezervelor limitate ale resurselor tradiţionale (cărbune, petrol, gaz), acaracterului de piaţă controlată geopolitic pentru resursele tradiţionale şi a creşteriirapide a consumului de energie, se impune extinderea în viitor a utilizării surselorregenerabile. 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 prinintermediul turbinelor hidraulice şi a generatoarelor electrice. Apa trece prin paleleturbinei şi o pune în mişcare de rotaţie, energia hidraulică devenind energie mecanică.Turbina roteşte la rândul ei rotorul generatorului în câmpul magnetic al statorului şiprin fenomenul de inducţie electromagnetică se converteşte energia mecanică înenergie electrică (fig. 1.3). Transformarea energiei hidraulice în energie electrică seface cu randamente foarte bune, ceea ce contribuie la eficienţa economică afructificării ei. 10
  • 11. Figura 1.3. Transformarea energiei hidraulice în energie electricăÎn cele mai multe cazuri energia hidro se concentrează într-o anumită secţiune prinbarare, sau prin derivarea curgerii faţă de albia naturală prin canale sau galerii. Soluţiide principiu sunt prezentate în figurile 1.4 şi 1.5. Figura 1.4. Concentrarea căderii prin bararea cursului de apă 11
  • 12. Priză Cameră de încărcare Conductă forţată CHE Figura 1.5. Concentrarea căderii prin derivarea debitelor turbinateEnergia hidroelectrică este nu numai regenerabilă, dar este şi curată şi disponibilăatunci când consumatorii o cer. Ea nu produce deşeuri (cenuşi sau substanţeradioactive), nu produce bioxid de carbon care contribuie la efectul de seră, nuproduce oxizi de sulf care stau la origina ploilor acide. Combustibilul ei este apa, uncombustibil curat care nu suferă degradări prin turbinare.Comparativ cu hidroenergia, care este înmagazinabilă în lacuri de acumulare şi poaterăspunde prompt la cerinţe, celelalte surse de energie regenerabilă sunt dependente deschimbările sezoniere, zilnice sau chiar orare ale vremii. Energia eoliană şi energiasolară depind de vânt şi de soare. Sunt surse intermitente. Valorificarea lor în acord cucerinţele 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 dinenergia hidro, iar când energia produsă de ele nu are debuşeu la consumatoriitradiţionali poate fi stocată în lacuri de acumulare, aşa cum se va vedea în paragrafulurmător.Lacurile de acumulare servesc, de cele mai multe ori, nu numai pentru stocareaenergiei hidraulice, dar şi pentru o serie de alte folosinţe. Marile lacuri asociateamenajărilor hidroenergetice protejează împotriva inundaţiilor, prin atenuareaviiturilor, sunt importante surse pentru alimentarea cu apă a populaţiei şi aindustriilor, asigură debit pentru irigaţii în perioadele secetoase, pot fi importantecentre de dezvoltare a turismului. În cazul amenajărilor fluviale, nivelul apei estecontrolat prin barare iar navigaţia este mult favorizată, desigur prin construcţia deecluze în frontul barat.Ansamblul construcţiilor şi instalaţiilor care asigură transformarea energiei hidrauliceîn energie electrică poartă denumirea de uzină hidroelectrică (UHE). Volumul marede lucrări şi complexitatea acestora conduc la costuri mari de investiţie. Efortulfinanciar pentru investiţia iniţială este mare, dar este compensat de durata mare deviaţă a unei uzine hidroelectrice. Cu foarte rare excepţii, uzinele construite până înprezent sunt toate în exploatare, este drept cu unele intervenţii de retehnologizare. 12
  • 13. Avantajul principal este preţul de cost extrem de redus în raport cu cel al surselelortradiţionale de energie electrică. O comparaţie concludentă este redată în figura 1.6.Costul este redus pentru că, odată amortizată investiţia iniţială, sursa de energie estecurgerea apei care nu implică costuri, ci eventual taxe bazinale. Chiar costurile deoperare sunt mult reduse pentru că instalaţiile şi construcţiile sunt simple şi robuste,iar fiabilitatea este mare. 5 4 USD cenţi pe kWh produs 3 2 1 0 Figura 1.6. Structura preţului de cost la principalele surse de energie electricăRezumând, 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 ENERGETICSistemul Electroenergetic (SE) reprezintă ansamblul instalaţiilor electroenergeticeinterconectate, situate pe teritoriul unei regiuni, a unei ţări, sau a unei grupări deteritorii, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizareaenergiei electrice. Sistemul Electroenergetic Interconectat este un sistemelectroenergetic format prin interconectarea a două sau mai multe sistemeelectroenergetice care funcţionează în paralel.Consumul de energie electrică reprezintă valoarea totală a energiei electrice absorbitede la reţea de beneficiari, într-un timp specificat (consum zilnic, lunar, anual etc.). 13
  • 14. Puterea totală care trebuie sa fie produsă de centralele sistemului energetic este dictatăin fiecare moment de necesităţile de putere însumate ale consumatorilor, care auvariaţii zilnice, săptămânale şi sezoniere caracteristice. Reprezentarea grafică a puteriicerute de consumatori în timp se numeşte graficul sau curba de sarcină. Variaţia întimp a puterii totale cerute de toţi consumatorii în decurs de o zi reprezintă graficul desarcină zilnică P(t), iar energia zilnică consumată este (fig. 1.7): 24 E z = ∫ P (t ) dt (1.1) 0Curbele de sarcină ale zilelor de lucru se împart în trei zone caracteristice: — zona de vârf, corespunzatoare sarcinilor variabile, ale vârfurilor dedimineaţă si de seară, situate deasupra sarcinei minime dintre cele două vârfuri (golulde zi), care se poate acoperi numai de centrale electrice ce pot funcţiona cu sarcinivariabile 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 denoapte, care se acoperă în mod normal de centrale care pot fi oprite, sau cărora li sepoate reduce sarcina în cursul nopţii; — zona de bază, situată sub sarcina minimă de noapte, care se acoperă decentrale cu funcţionare continuă în tot cursul zilei. Pv = putere de vârf; Psv = putere de semivârf; Pb = putere de bază Figura 1.7. Graficul de sarcină zilnic pentru o zi lucrătoareÎn figura 1.7, dreapta, se mai disting curba de durată a puterilor, care reprezintănumărul de ore dintr-o zi în care o anumită putere este cerută de sistem şi curbaintegrală a energiei, definită de relaţia (1.1). 14
  • 15. În cazul în care cantitatea de energie cerută de consumatori este mai mare sau maimică decât cantitatea de energie livrată de producători, în reţea apar perturbaţii detensiune şi de frecvenţă, care pun în pericol funcţionarea consumatorilor, ducând laavarii grave ale acestora. Ca urmare, cantitatea de putere livrată (energie produsă)trebuie să fie egală, în orice moment, cu cantitatea de putere consumată (energieconsumată).Curbele de sarcină prezintă anumite aspecte caracteristice, care depind de structura şiponderea diferitelor categori de consumatori, de variaţia condiţiilor naturale şiclimatice în decursul anului, de programul de lucru şi zilele de repaos, de situaţiaeconomică şi obiceiurile de viaţă ale populaţiei, de tarifele de vânzare ale energieielectrice etc. O caracterizare globală a variaţiei puterii cerute zilnic este dată deindicele de aplatizare, sau coeficientul de utilizare a sarcinii maxime, reprezentândraportul dintre sarcina medie şi sarcina maximă: Pmed γ= (1.2) PmaxIn zilele de lucru ale unei săptămâni curbele de sarcină sunt asemănătoare, avândvariaţiuni limitate de ± 2...3% de la o zi la alta, datorită în special modificăriicondiţiilor 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 repaoscirca 93...94%, din cauza sarcinii de noapte mai scăzute. În figura 1.8 se prezintăcomparativ curbele de sarcină ale zilelor unei săptămâni dintr-o zonă cu economiedezvoltată, iar în figura 1.9 elemente comparative ale graficelor de sarcină pentru zide lucru şi zi de repaos. Figura 1.8. Grafice de sarcină în decursul unei săptămâni 15
  • 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 maidescărcată zonă a curbei) variază în funcţie de sezon şi se situează în jurul valorii de25...30% din maximul zilnic. Sarcinile de vârf şi consumul lunar de energie electricăau valorile maxime în lunile decembrie şi ianuarie si valorile minime în lunile iunie şiiulie. Este de semnalat faptul că, în ultimii ani, în verile foarte călduroase, cutemperaturi extreme, se manifestă modificări semnificative datorită instalaţiilor de aercondiţionat. Consumul mediu lunar de energie electrică, precum şi sarcina medielunară au în cursul anului o variaţie sezonieră, asemănătoare cu aceea a sarcinilor devârf maxime lunare. Pentru caracterizarea regimului anual de variaţie a curbelor desarcină se utilizează indicele care reflectă durata de utilizare a sarcinii maxime anuale: Ean T= (1.3) Pmax, anexprimat ca raport dintre cantitatea de energie electrică produsă pentru consum internanual şi puterea (sarcina) de vârf maximă anuală.În sistemul energetic, contribuţia centralelor electrice trebuie să asigure acoperireacurbelor de sarcină în condiţi tehnice normale privind calitatea energiei livrate(frecvenţă, tensiune) precum şi funcţionarea în condiţii economice optime aproducătorilor de energie electrică. Tipurile de centrale electrice care asigurăacoperirea curbelor de sarcină depind evident de zonele caracteristicile ale acestora.Pentru acoperirea zonei de bază sunt indicate centrale cu flexibilitate scăzută înpornire/oprire, care au predominant o funcţionare continuă, de obicei cu o putereconstantă : — centralele de termoficare, cu puterea livrată dependentă de consumul decaldură cerut pentru termoficare; 16
  • 17. — centralele termoelectrice de condensaţie (CTE), echipate cu grupuri demare putere şi parametri superiori; — centralele nuclearo-electrice, cu o producţie mare de energie practicconstantă pe toată durata de operare; — UHE pe firul apei, sau cu acumulări mici, în perioadele cu debite afluentemari, 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 denoapte cu sarcină redusa sau pot fi oprite; — UHE cu acumulări pentru regularizare zilnică, în perioade de debitemijlocii;Pentru acoperirea zonei de vârf pot fi utilizate numai centralele care au elasticitatemare în funcţionare, care au posibilitatea de a fi puse în funcţiune şi de a fi oprite demai multe ori pe zi fără inconveniente tehnice, care au timp foarte scurt de pornire şiviteză de încărcare mare până la plină sarcină, care au randamente ridicate la sarcinivariabile şi la durate de utilizare reduse. Dintre toate tipurile de centrale, celehidroelectrice cu lacuri de acumulare mari au caracteristicile cele mai potrivitepentru o exploatare la vârf de sarcină. Acoperirea vârfului de sarcină o mai potasigura, dar cu costuri mult mai mari (vezi fig. 1.6), centralele cu turbine cu gaz şiCTE cu turbine de construcţie specială. Repartiţia sarcinii zilnice pe tipuri de centraleeste prezentată în figura 1.10. Figura 1.10. Acoperirea curbei de sarcină zilnică de către diferitele tipuri de centrale electriceDupă 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 cărorprincipiude funcţionare se prezintă în paginile următoare. 17
  • 18. Prin calităţile lor tehnice şi economice (elasticitate, fiabilitate, preţ de cost redus)centralele hidroelectrice sunt amenajări deosebit de adecvate şi pentru îndeplinireaoperativă a serviciilor tehnologice de sistem cum sunt: reglarea frecvenţei, reglajulsecundar frecvenţă-putere, rezerva turnantă, rezerva terţiara rapidă şi reglajultensiunii. Unele explicaţii privind serviciile tehnologice amintite sunt sumarprezentate în casetă.CONTROLUL UNUI SISTEM ENERGETICControlul activ de tensiune – frecvenţă se face în vederea menţinerii în limiteacceptabile ale valorii nominale a frecvenţei. Dispozitivele de control încearcă săechilibreze în timp real atât producţia cât şi cererea de electricitate. Cel mai importanteste controlul primar, care este un control local, automat al vitezei generatorului,realizat de regulatorul de viteză, acţionând asupra vanelor de control care regleazădebitul de apă care intră în turbină. Când viteza generatorului creşte, vana de controlreduce debitul intrat în turbină diminuând puterea mecanică. Un efect invers se obţinecând are loc o reducere a vitezei.Raportul dintre devierea de la viteza nominală şi creşterea energiei rezultate estecunoscut sub numele de droop, caracteristică intrinsecă a regulatorului de viteză.Acţiunea acestuia joacă un rol cheie în menţinerea frecvenţei cât mai aproape devaloarea sa nominală, evitând devieri semnificative de la aceasta. Caracteristicadinamică a acestui control se situează într-un interval de câteva secunde.Controlul tensiunii şi managementul puterii reactive se face în vederea menţineriiunui profil adecvat al tensiunii în sistemul de transport, din punct de vedere al calităţiifurnizării şi al siguranţei. Sistemele energetice sunt echipate cu dispozitive demanagement al puterii reactive/control al tensiunii. Controlul primar este un controlautomat local realizat de regulatorul automat de tensiune al generatorului, carereglează nivelul tensiunii la bara colectoare a blocului, acţionând asupra sistemului deexcitaţie care alimentează furnizarea cu curent continuu a rotorului. Se produce ovariaţiei în sensul creşterii/descreşterii puterii reactive care permite readucereanivelului de tensiune la valoarea prescrisă. Caracteristica dinamică a acestui control sesituează într-un interval de câteva secunde.Pornirea la rece înseamnă repornirea sistemului energetic în cazul în care are loc oîntrerupere completă a acestuia. În vederea pornirii la rece, grupurile generatoaretrebuie să realizeze pornirea sistemului energetic fără alimentări de energie de la reţea.Funcţia pornirii la rece include şi pregătirea de instrucţiuni detaliate pentru toţiparticipanţii implicaţi în activitatea de furnizare de electricitate, care trebuie respectateîn cazul unei opriri totale a sistemului.Funcţiile dinamice (reglajele) şi rezerva de putere ca şi funcţiile cinetice (urmărirea şiacoperirea sarcinii programate) nu sunt independente ci sunt interactive şi seînlănţuiesc. Astfel, urmărirea curbei de sarcină este un program de acoperire asarcinilor într-un anumit interval de timp, corectat în timp real în funcţie de ecarturilealeatoare de la starea de echilibru a sistemului prin acţionarea diferitelor reglaje. 18
  • 19. În prezent, în România, centralele hidro sunt principalele furnizoare de serviciitehnologice de sistem, acoperind aproximativ 80% din rezerva minut a sistemuluienergetic. La acoperirea necesarului de putere de reglaj secundar participă opt centralehidroelectrice mari: Porţile de Fier I, Stejarul, Corbeni, Ciunget, Gâlceag, Şugag,Mărişelu şi Retezat. Puterea lor instalată însumează 2845 MW, din care o bandă totalăde 400…530 MW este prevăzută pentru acest reglaj.Atunci când condiţiile naturale nu oferă amplasamente favorabile sau economicamenajabile pentru UHE clasice, acoperirea vârfurilor de sarcină şi a serviciilor desistem se poate asigura prin uzine hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (UHEAP).Aceste amenajări sunt alcătuite dintr-un rezervor inferior, care poate fi şi lacul deacumulare al unei UHE clasice, şi un rezervor superior (aflat la o cotă superioară), încare apa este acumulată prin pompaj. Pomparea se face atunci când în sistemulenergetic există un surplus de putere disponibilă, aşa cum se întâmplă în cursul nopţiisau în zilele de weekend. Din rezervorul superior apa este descărcată în rezervorulinferior 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 – generatorpornesc rapid şi acoperă cerinţele de sarcină sau de servicii de sistem. UHEAP suntsingurele înmagazinatoare de energie semnificative din sistem, contribuind laîmbunătăţirea factorului de sarcină. Aşa cum s-a mai arătat, prin UHEAP se poateîmbunătăţii şi aportul în sistem al energiei eoliene. Când bate vântul şi existădisponibil de energie acesta serveşte pompării apei în rezervorul superior. Turbinarease 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 hidroenergieclasică au fost epuizate sau nu pot fi valorificate datorită restricţiilor, UHEAPreprezintă singura alternativă pentru echilibrarea sistemului energetic. Un avantajsuplimentar constă în faptul că amplasarea lor nu este direct legată de condiţiilehidrografice 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% dinturbinele cele mai mari din lume erau instalate în UHEAP. 19
  • 20. Figura 1.12. Alternanţa pompare – turbinare la UHEAP1.3. HIDROENERGIA ŞI MEDIULOamenii şi acţiunile lor fac parte din mediul natural. Materialele de construcţie,energia, hainele, alimentele şi toate celelalte necesare vieţii provin din resursenaturale. Lumea în care trăim este puternic afectată de intervenţiile antropice pentrucrearea condiţiilor de viaţă, a comfortului, a siguranţei oamenilor. Pe măsură ceomenirea creşte şi se dezvoltă, oamenii devin din ce în ce mai dependenţi de resurseledin natură. Pentru satisfacerea multora dintre nevoile zilnice oamenii au nevoie deenergie electrică. Cele mai multe surse nu sunt regenerabile şi sunt în cantităţilimitate. Sunt necesare noi foraje de sondă, noi mine de cărbune şi de uraniu, imensedepozite de gaze naturale.Exploatarea oricăror surse de energie are un cost de mediu. Folosirea lor pentruproducerea 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 oameniiîşi doresc energie pentru încălzirea şi iluminatul locuinţelor şi pentru a pune înmişcare toată gama de aparatură legată de comfort. Care este soluţia? Fie se reducecererea de energie electrică, fie se găsesc şi se dezvoltă acele surse care suntacceptabile din punctul de vedere al efectelor asupra mediului. Conservarea energieipare a fi o cale, dar creşterea continuă a populaţiei şi dorinţa de avea acces la comforta populaţiei din ţările în curs de dezvoltare fac ca rezultanta să conducă totuşi la cererisporite de energie electrică. În aceste condiţii, trebuie examinate toate categoriile desurse 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, estesigură şi are costuri reduse. În plus, are caracteristici energetice care o facindispensabilă în sistemul energetic.Aşa cum s-a arătat, amenajările hidroenergetice cu lacuri de acumulare aduc şi altebeneficii semnificative: atenuează viiturile, asigură alimentarea cu apă a populaţiei şieconomiei, furnizează apă pentru irigaţii. Un beneficiu ce nu trebuie neglijat este 20
  • 21. crearea de peisaje şi facilităţi pentru recreere, condiţii pentru pescuitul sportiv şipentru sporturi nautice.Amenajările pentru producerea de hidroelectricitate au şi efecte negative asupramediului natural sau social. Prin barare se inundă suprafeţe de teren, este afectatămigraţia peştilor, se colmatează zonele de acces în lac. Consecinţele ecologice aleacestor amenajări sunt favorabile sau nefavorabile, în funcţie de climat şi de condiţiilenaturale din amplasament.În ceea ce priveşte mediul social, amenajările hidroenergetice au efecte pozitive dar şinegative. Costurile sociale sunt date de modificarea folosirii terenurilor şi inundareacuvetei lacului, strămutarea populaţiei din amprenta amenajării, discomfortullocalnicilor pe perioada relativ lungă a execuţiei lucrărilor. În acelaşi timp dezvotareahidroenergetică aduce după sine noi drumuri bune, dezvoltarea turismului, locuri demuncă pentru cei ce o deservesc, dezvoltare orizontală a industriilor legate deîntreţinerea instalaţiilor şi construcţiilor etc. O sinteză a celor bune şi a celor rele esteprezentată în figura 1.13. Figura 1.13. Efecte favorabile (căsuţe albe) şi defavorabile (căsuţe gri) ale unei amenajări hidroenergeticeCele cîteva consideraţii de mai sus nu constitue o analiză, în adevăratul sens alcuvântului, a impactului amenajărilor hidroenergetice asupra mediului. Există înprezent numeroase publicaţii, iar la nivelul Asociaţiei Internaţionale a Hidroenergiei(IHA- International Hydropower Association) sunt dezvoltate proceduri specifice deanaliză. Ceea ce se poate spune în final este că hidroenergia are o istorie şi ocazuistică care permite cunoaşterea în detaliu a problemelor şi că bunele practici dereducere a efectelor negative asupra mediului sunt cunoscute profesiei. 21
  • 22. 1.4. SCURT ISTORICCea 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 roţihidraulice) pentru măcinatul grânelor. În figura 1.14 este prezentată o moară de apădupă descrierea lui Vitruvius, care include transmisii cu roţi dinţate. Figura 1.14. Moară de apă romanăPrimele roţi de apă, cu ax orizontal, erau puse în mişcare de apa care curgea printr-uncanal special amenajat (fig.1.15,a). Mai târziu randamentul roţilor de apă a fostîmbunătăţit prin crearea de căderi artificiale folosind jghiaburi pentru aducerea apei lapartea de sus a roţii (fig.1.15,b). Roţile erau puse în mişcare de greutatea apei careumplea cupele de pe periferia roţii. Se obţineau randamente de până la 85%. a b Figura 1.15. Roţi hidraulice: a – puse în mişcare de curent la baza roţii; b- puse în mişcare de căderea apei la partea superioarăÎn evul mediu roţile de apă au fost frecvent utilizate de meşteşugari. Au apărut şi noimaşini hidraulice. În Norvegia, cea mai utilizată maşină era Kvernkallen, care era oroată hidraulică cu ax vertical. Rotorul era format din pale radiale la care apa ajungeaprintr-un jgheab înclinat. Dispunerea palelor era artizanală, iar randamentele rar depăşeau50%. 22
  • 23. În perioada revoluţiei industriale energia hidraulică a jucat un rol important îndezvoltarea industriilor textile şi a pielăritului. Primele oraşe industriale au fostasociate energiei apelor. Au fost construite baraje şi canale, iar ori de câte ori cădereadepăşea 5 m s-au instalat roţi hidraulice. Barajele mari şi lacurile de acumulare auapărut mult mai târziu şi ca urmare energia apei trebuia dublată de maşini cu aburpentru peroiadele cînd debitele erau mici.Renaşterea energiei hidraulice s-a produs odată cu dezvoltarea electricităţii şi ageneratoarelor. Prima uzină hidroelectrică s-a realizat în 1880 în Cragside,Northumberland. Construcţia de hidrocentrale a căpătat apoi avânt, s-au perfecţionatturbinele, au apărut lucrări hidrotehnice importante. La nivelul anului 1920, în StateleUnite 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 cursurilorde apă, canale, conducte sau galerii de derivare a apei spre centrala hidroelectrică,unde sunt amplasate turbinele şi generatoarele. Pe plan mondial hidroelectricitateareprezintă 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. Liderisunt Norvegia (99 %), Congo (97 %) şi Brazilia (96 %). În figura 1.16 sunt prezentateţările cu cea mai mare producţie anuală de hidroenergie. Sunt înregistrate recorduriprivind puterea instalată în uzinele hidroelectric, dintre care se reamintesc Itaipu pefluviul Parana, pusă în funcţiune în 1982 la graniţa dintre Brazilia şi Paraguay, cu12600 MW, Three Gorge pusă parţial în funcţiune pe fluviul Yangze în China, cu18200 MW. Figura 1.16. Ţările cu cea mai mare producţie de hidroenergieÎn ceea ce priveşte perspectiva de viitor, cerinţa de surse energetice curate şiregenerabile constitue principalul motor al promovării amenajărilor hidro. Desigursunt necesare o serie de condiţii preliminare şi preocupări pentru îndeplinireaacestora. Construcţia unei amenajări hidroenergetice necesită studii îndelungateprivind regimul hidrologic al cursului / cursurilor de apă, privind condiţiilemorfologice şi geologice din amplasamente, privind impactul asupra mediului. Pebaza acestor studii se pot alege cele mai bune amplasamente şi se defineşte regimul deoperare al amenajării. Numărul de amplasamente care pot fi economic amenajate 23
  • 24. hidroenergetic este limitat. În multe ţări amplasamentele favorabile s-au epuizat sausunt în curs de epuizare. Eforturile sunt mai mari dar şi cerinţele de energie suntcrescătoare şi la fel şi pretenţiile faţă de calitatea surselor energetice. Hidroenergia areun viitor cert.BIBLIOGRAFIEBlank, J. (2008). Micro-Hydropower for Municipal Water and Wastewater Systems inOregon. Oregon APWA Spring 2008 Portland ConferenceBoyle, G. (Ed.) (2004). Renewable Energy: Power for a Sustainable Future (SecondEdition). 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 inGermany, 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 etcogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Facultyof Science Applied.Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică,Bucureşti.Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. (1970). Amenajărihidroenergetice. 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 theInterior publications, Denver.Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org. 24
  • 25. 2 RESURSE HIDROENERGETICE ŞI SCHEME DE AMENAJARE2.1 RELAŢII DE CALCUL ŞI UNITĂŢI DE MĂSURĂ PENTRU PUTERE ŞIENERGIEPentru a facilita urmărirea noţiunilor legate de potenţial, putere şi energie este util de ase reaminti care sunt unităţile de măsură utilizate în energetică. Pentru putere, unitateade măsură în sistemul internaţional de unităţi de măsură (SI) este Watt –ul [W]. Înenergetică se utilizează multiplii acestuia: 1kW = 103 W şi respectiv 1MW = 103 kW = 106 WPentru 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 Jşi respectiv 1GWh = 106 kWh 1TWh = 109 kWhDacă un volum de apă V (m3) se află la cota H1 respectiv la înălţimea H(m) deasupraunui plan de referinţă de cotă H2, atunci posedă o energie potenţială (fig. 2.1): E p = ρg V H = 9,81 kN / m 3 ∗V ( m 3 ) ∗ H ( m ) = = 9,81 V H [kJ ] ( 2.1)Figura 2.1. Energia unui volum de apă aflat la cota H1 de un plan de referinţă 25
  • 26. Dacă volumul V se scurge pe albia unui curs de apă în timpul t , atunci energiapotenţială devine energie cinetică, iar cursul de apă pe sectorul dintre H1 şi H2 areputerea P = E / t: E V P= = 9,81 H = 9,81Q H [kW ] (2.2) t tEnergia pe care cursul de apă o poate livra într-un an, denumită potenţial energetic alcursului de apă pe sectorul definit anterior, se obţine înmulţind puterea cu numărul deore dintr-un an. Dat fiind faptul că debitul râului variază în acest interval, atuncienergia livrabilă se calculează cu debitul mediu multianual Qm : Esector = 8760 P = 8600 Qm H [kWh / an] (2.3)Puterea hidroelectrică a cursului de apă se poate fructifica numai prin amenajareahidroenergetică a sectorului de râu. Puterea fructificabilă este mai mică pentru cănumai o parte din debitul râului poate fi trecut prin turbine, pe circuitele hidraulice aleamenajării apar pierderi de sarcină, transformarea energiei hidraulice în energiemecanică şi a energiei mecanice în energie electrică se face cu pierderi, intervenindrandamentele transformărilor. Relaţia de calcul a puterii devine: P = 9,81ε Qm η h ηt η g H br = 9,81ε ηG Qm H br (2.4)unde apar notaţiile: Hbr = căderea brută pe sector; ε = coeficientul de utilizare a debitului datorită deversărilor şi prelevărilorpentru alte folosinţe Qu debit mediu utilizabil ε= = Qm debit mediu afluent ηt = randamentul hidraulic, exprimat sub forma: ηh = H H br − hr = ∑ ; H br H brcu ∑h r pierderile de sarcina pe circuitul hidrauliciar ηt este randamentul turbinei, ηg este randamentul generatorului, iar ηG esterandamentul global, cu valori uzuale între 75 % şi 85%. 26
  • 27. 2.2. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC AL CURSURILOR DE APĂPrin inventarierea resurselor hidroenergetice se urmăreşte determinarea cantităţii deenergie care poate fi obţinută, variaţia ei în timp şi localizarea ei geografică.Inventarierea resurselor hidroenergetice se efectuează prin studii pe fiecare curs deapă în parte, pe baza datelor fizico-geografice, tehnice şi economice, ţinând seama decondiţiile specifice ale regiunii sau ţării respective.Potenţialul hidroenergetic teoretic (sau brut) reprezintă aportul tuturor resurselorde energie hidraulică naturală ale unui bazin, fără să ţină seama de posibilităţiletehnice şi economice de amenajare. El corespunde unei utilizări integrale a căderii şi adisponibilului de apă al bazinului, cu un randament ideal de 100%. Acest potenţialteoretic include atât potenţialul de suprafaţă, cât şi potenţialul liniar.Potenţialul teoretic de suprafaţă se referă la apele de la suprafaţa pământului şianume la cele de precipitaţii şi la cele de scurgere. Potenţialul teoretic de precipitaţiiEp, reprezintă echivalentul energetic al întregului volum de apă rezultat dinprecipitaţiile 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; 2 S- mărimea suprafeţei, în km ; H0- altitudinea medie a suprafeţei, faţă de nivelul mării, sau faţă de un altreper, 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 anumiteoperaţii de calcul ce nu pot fi altfel interpretate. Din acest punct de vedere elreprezintă o mărime invariabilă în timp (admiţând că modificările climatice nu suntesenţiale) şi independentă de condiţiile tehnice sau economice. De aceea, deşi prezintădezavantajul de a nu fi o mărime fizică reală, potenţialul hidroenergetic teoretic estefolosit pentru studii comparative.Potenţialul tehnic amenajabil reprezintă puterea şi energia electrică care ar putea fiprodusă prin amenajarea potenţialului teoretic al cursurilor de apă, în măsura în careamenajarea este realizabilă în condiţiile tehnice actuale, şi ţinând seama de pierderilecare apar la transformarea energiei hidraulice în energie electrică (acestea reprezintain medie 20... 25% din potenţialul net). Din cauza acestor influenţe şi limitări,potenţialul tehnic amenajabil nu se poate determina decât în urma elaborăriischemelor de amenajare hidroenergetice.Potentialul economic amenajabil corespunde puterii şi capacităţii de producere deenergie a acelor uzine prevăzute in cadrul potenţialului tehnic, care pot fi amenajate incondiţii considerate economice la o anumită etapă de dezvoltare. Valoarea sa variazain decursul timpului, fiind permanent influenţată de o serie de factori energo- 27
  • 28. economici şi de alt tip. În ultimile decenii au fost fluctuaţii importante, generate devariaţia preţului combustibililor fosili, de modificările climatice, de modul deapreciere a efectelor produse de amenajările hidroenergetice asupra mediului etc. Dinrezultatele obţinute în ţările europene se poate deduce că potenţialul care poate fiamenajat in condiţii economice variază între 18 şi 22 % din valoarea potenţialuluiteoretic de scurgere, respectiv între 50 şi 75% din valoarea potenţialului tehnic ame-najabil.2.3. EVALUAREA POTENŢIALULI HIDROENERGETIC LINIARPotenţialul hidroenergetic teoretic se calculează pe sectoare caracteristice ale fiecăruicurs de apă. Pe cursurile de apă mici, sectorizarea se face luând drept limite punctelede confluenţă cu afluenţii, zonele de schimbare a pantei râului, amplasamenteleprobabile ale uvrajelor amenajării. Pentru cursurile de apă importante, unde aportuldiferiţilor afluenţi este redus, potenţialul teoretic se poate calcula pe sectoare delungime 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: ∆P = 9,81Qm ∆H [kW ] (2.6)unde Qm ( m3/s) este debitul mediu multianual pe sector. Figura 2.2. Notaţii pentru calculul potenţialului liniarDe regulă, în calcul se folosesc mai multe valori caracteristice ale debitelor: debitulmediu multianual Qm, debitele cu asigurarea de 50% şi de 95%, debitele medii alesemestrelor de iarnă, respectiv de vară. Potenţialul calculat pe baza debitului mediumultianual indică valoarea maximă a producţiei de energie care poate fi obţinută pesectorul de râu respectiv. Deoarece această valoare este influenţată de valorileextreme ale debitelor, se consideră că debitul cu asigurare 50% permite apreciereafuncţionării normale a uzinei hidroelectrice. Debitul cu asigurarea de 95% dă indicaţiiasupra energiei garantate, care poate fi obţinută prin amenajarea sectorului de râu. 28
  • 29. Potenţialul calculat pe baza debitului mediu de iarnă sau de vară permite să seaprecieze repartizarea în timpul anului a producţiei de energie hidroelectrică.Potenţialul specific liniar exprimă gradul de concentrare al potenţialului teoreticliniar. Acesta se calculează prin raportarea potenţialului liniar la lungimea sectoruluide referinţă: ∆P ∆H pP / sector = = 9,81Qm = 9,81Qm i [kW / km] (2.7) ∆L ∆Lunde i este panta cursului pe sector (m / Km) .Dacă potenţialul se referă la energia produsă, luând în consideraţie debitul mediumultianual rezultă: ∆Esector = 8760 ∆P = 8600 Qm ∆H [kWh / an] (2.8)şi deci potenţialul specific energetic: ∆E p E / sector = = 8600 Qm i [kWh / km, an] (2.9) ∆LPentru inventarierea potenţialului liniar sunt necesare staţii hidrometrice, în vedereacunoaşterii regimului hidrologic al cursurilor de apă, şi ridicări topo, constând înnivelmente şi profile în lung, pentru stabilirea pantelor şi a căderilor. La inventariereapotenţialului hidroenergetic al României s-au studiat circa 25 000 km de râuri. Peaceasta cale s-au pus in evidenţă sectoarele cele mai bogate din punct de vederehidroenergetic, care oferă cele mai favorabile condiţii de amenajare. Pentrudeterminarea potenţialului tehnic amenajabil s-au elaborat scheme de amenajarepentru toate cursurile de apă mai importante, dotate cu un potenţial liniar mai mare de300 kW/km. La întocmirea acestor scheme s-a ţinut seama de condiţiile naturalelocale şi de restricţiile de mediu.Potenţialul hidroenergetic teoretic (brut) este reprezentat pe hărţi şi planuri prindiverse sisteme de reprezentare grafică, care încearcă, fiecare, să fie cât mai sugestive.Cea mai des folosită este reprezentarea prin benzi energetice, care se obţine printrasarea în lungul cursului de apă a unor benzi haşurate sau înegrite, a căror lăţimeeste proporţională, la o anumită scară, cu valoarea potenţialului liniar specific pesectorul respectiv.În figurile 2.3 şi 2.4 sunt redate benzile energetice ale principalelor cursuri de apă dinRomânia. 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. Înaceeaşi lucrare se aprecia că teritoriul României dispune de o putere brută de cca 6000MW , cu o producţie de energie de 36 TWh / an. Cifrele se bazau pe studiul a unuinumăr de 567 de uzine hidroelectrice, concepute conform performanţelor tehnice aleperioadei respective. 29
  • 30. 30 Figura 2.3. Potenţialul tehnic liniar al cursurilor de apă din România
  • 31. 31 Figura 2.4. Benzile energetice reprezentând potenţilaul tehnic amenajabil evaluat de profesorul Dorin Pavel
  • 32. Pentru reprezentarea potenţilului liniar se mai pot folosi linii paralele cu sectoarele derâu, care, potrivit unei legende stabilite, indică valoarea potenţialului hidroenergeticteoretic liniar specific. Uneori se reprezintă potenţialul brut prin figuri geometrice, acăror suprafaţă este proporţională cu valoarea potenţialului. Se folosesc foarte despătrate sau cercuri.Cea mai complexă reprezentare grafică o formează însă cea făcută în aşa numitacaracteristică cadastrală, sau cadastrul hidroenergetic (UPB, 2006). Aceastăreprezentare grafică conţine următoarele curbe, care caracterizeazxă bazinul râuluirespectiv: - 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 fiecăruisector al râului i (‰) şi cotele z (în mdM) ale punctelor care delimitează fiecaresector. Printr-un cerc, haşurat sau înegrit pe jumătate, se indică punctele în care râulprimeşte afluenţi şi de pe care parte a sa vin aceştia (dreapta sau stânga).2.4. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC AL ROMÂNIEIÎn România resursele de apă datorate râurilor interioare sunt evaluate la aproximativ37 miliarde m3/an, dar în regim neamenajat se poate conta numai pe aproximativ 19miliarde de m3/an, din cauza fluctuaţiilor de debite ale râurilor. Aportul anual alDunării, la intrarea în ţara noastră, este în medie de 170 miliarde m3/an (de peste 4 orimai mult decât toate râurile interioare), dar România poate beneficia numai de o cotăparte din acest stoc.Resursele de apă din interiorul ţării se caracterizează printr-o mare variabilitate, atât înspaţiu, 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 întimp 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 desute de ori mai mari decât cele minime. Toate acestea impun ca necesară realizareacompensării debitelor cu ajutorul lacurilor de acumulare.În ceea ce priveşte potenţialul hidroenergetic al României se apreciază că potenţialulteoretic al precipitaţiilor este de circa 230 TWh/an, potenţialul teoretic al apelor descurgere de aproximativ 90 TWh/an, iar potenţialul teoretic liniar al cursurilor de apăeste de 70 TWh/an. În tabelul 1.1 se indică valorile potenţialului hidroenergetic descurgere, procentul referitor la potenţialul din precipitaţii % Ep, potenţialul teoreticliniar considerat la debitul mediu şi potenţialul tehnic amenajabil, pentru câteva dinbazinele cursurilor de apă mai importante din România.Se observă că potenţialul teoretic liniar mediu al râurilor ţării, inclusiv partea cerevine României din potenţialul Dunării, se ridică la 70 TWh/an, din care potenţialultehnic amenajabil reprezintă 36 TWh/an (2/3 dat de râurile interioare şi 1/3 deDunăre). 32
  • 33. Tabelul 1.1. Potenţialul hdroenergetic al României . Potenţialul hidroenergetic De scurgere Teoretic Tehnic Bazinul Suprafaţa liniar amenajabil 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 36,00Estimări mai recente, concordante de altfel cu evaluările din 1985, arată că potenţialulhidroenergetic 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 oserie de bazine hidrografice, cum ar fi Siretul (care include şi râul Bistriţa), Oltul,Argeşul, Mureşul, prezintă un potenţial însemnat. Condiţii favorabile de amenajaresunt pentru mai multe râuri, cum ar fi Bistriţa, Argeşul, Lotru, Sebeşul, Someşul, RâulMare, Oltul, Siretul, ş.a.La nivelul anului 2005 producţia de energie a fost de cca 16 500 GWh/an, realizată înprincipal în 129 de centrale hidroelectrice. Puterea instalată în anul 2005 era de 6 335MW. Ehergia hidroelectrică reprezintă în medie 1/3 din producţia de energie electricăa României.2.5. POTENŢIALUL HIDROENERGETIC MONDIALPotenţialul hidroenergetic mondial, exprimat în putere, este de peste 2 milioane deMW, din care microhidro atinge 27 800 MW. Repartiţia pe continente a potenţialuluiamenajat şi cota procentuală pe care o reprezintă potenţialul amenajat raportat lapotenţialul evaluat la nivelul anului 2005 sunt prezentate în tabelul 2.2.Se constată că în timp a existat o tendinţă de creştere a valorii potenţialuluihidroenergetic teoretic şi amenajabil. Aceasta, pe de o parte, datorită creşterii precizieidatelor de bază, hidrologice şi topografice, iar, pe de altă parte, datorită progreselortehnicii în general şi în domeniul amenajării uzinelor hidroelectrice în special, ceea ce 33
  • 34. a creat condiţii pentru folosirea unui potenţial considerat înainte ca neeconomic sau deneutilizabil. Tabelul 2.2. Rerpartiţia pe continente a potenţialului exprimat în putere Continentul Potenţial Potenţial amenajat MW MW % din potenţialAsia 610 000 222 637 36,5America de Sud 431 900 123 712 28,6Africa 358 300 21 644 6,0America de Nord 356 400 164 127 46,1Rusia 250 000 45 700 18,2Europa 245 500 179 502 73,0Australia 45 000 13 471 29,0TOTAL GLOB 2 200 000 778 138 35,3În ceea ce priveşte repartiţia teritorială se observă că Africa, considerată mult timpdrept continentul cel mai bogat în resurse hidroenergetice, nu deţine întâietatea, Asiaavând un potenţial de aproape două ori mai mare, iar în ceea ce priveşte potenţialulspecific (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 care8080 TWh/an este economic amenajabil. La nivelul anului 2000 se produceau pe calehidro 2070 TWh/an, adică cca 19% din consumul total de energie pe glob. La aceaşidată, puterea instalată era de 674 GW, cu 108 GW în construcţie, iar în 2005 putereainstalată a crescut la 778 GW.Repartiţia pe continente a potenţialului hidroenergetic, a energiei produse annual şi agradului de amenajare (procentual) exprimat în energie este redată în figururile 2.5.şi2.6. Figura 2.5. Repartiţia pe continente a potenţialului hidroenergetic 34
  • 35. Figura 2.6. Procente din potenţialul hidroenergetic care au fost amenajate şi contribuie la acoperirea consumului energetic mondialPentru formarea unor repere, în tabelul 2.3 sunt prezentate cele mai mari uzinehidroelectrice aflate în prezent (2008) în exploatare. Tabelul 2.3. Cele mai mari uzine hidroelectrice din lume Energie Putere produsă Nume Ţara Anul instalată 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 TWhÎn figura 2.7 este prezentată situaţia amenajării potenţialului hidroenergetic european.În dreptul fiecărei ţări sunt trecute procentul din potenţial care este amenajat şiproducţia de energie în GWh/an. 35
  • 36. 36 Figura 2.7. Amenajarea potenţialului hidroenergetic european
  • 37. Aceleaşi date se regăsesc în figura 2.8, într-o reprezentare mai sugestivă. În abscisăsunt 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 europene2.6. SCHEME DE AMENAJAREEnergia hidraulică naturală este distribuită destul de neuniform de-a lungul cursurilorde apă. Ea se consumă în cea mai mare parte ca energie de învingere a rezistenţelorpe care le opune curgerii patul neregulat al râurilor. Restul energiei se consumă prinacţiunea de erodare a albiei şi a versanţilor.Scopul amenajărilor hidroelectrice este reducerea într-o măsură cât mai mare apierderilor de energie şi concentrarea căderilor pe sectoare scurte, in vedereaproducerii de energie electrică. 37
  • 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 curgerepe o anumită distanţă în amonte (fig. 2.9, a); - prin derivarea apei din albia cursului printr-o aducţiune cu pantă redusă, careconduce 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 38
  • 39. În figura 2.9 se remarcă şi construcţiile principale care intervin în cadrul unei scheme deamenajare. Astfel:Barajele de acumulare concentrează căderea în secţiunea de barare şi formează lacuri deacumulare 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 cemerg 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 debitulturbinat către camerele de echilibru – camere de încărcare în cazul canalelor de aducţiuneşi respectiv castele de echilibru în cazul galeriilor de aducţiune.Camerele de echilibru sunt dispuse între aducţiuni şi conductele sau galeriile forţate. Eleau rolul de a limita suprapresiunile dinamice provocate de variaţiile de sarcină de lacentrală şi de a furniza debit pentru pornirea centralei, respectiv de a înmagazina debit laoprirea acesteia.Conductele sau galeriile forţate conduc apa de la camerele de încărcare spre centrală, peo diferenţă de nivel mare şi cu viteze şi presiuni mari.Centralele hidroelectrice cuprind construcţiile şi instalaţiile care asigură circuitulhidraulic către şi de la turbine, găzduesc turbinele şi generatorii, precum şi mecanismelede reglare a sarcinii, instalaţiile conexe, panourile electrice etc.Canalele sau galeriile de fugă conduc apele turbinate către punctele de restituţie încursurile de apă. În cazul uzinelor hidroelectrice care furnizează energie de vîrf şilucrează 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 debitcvasiconstant.În funcţie de modul de concentrare a căderii, se deosebesc trei tipuri principale deamenăjari hidroelectrice: amenajări uzină-baraj (fig. 2.9, a), când centrala este dispusă în imediataapropiere 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 alunei derivaţii şi foloseşte căderea obţinută prin reducerea pantei de curgere prin aceastăderivaţie faţă de panta râului; amenajări mixte, cu baraj şi derivaţie, când centrala foloseşte căderea obţinută atât princonstrucţia barajului cât şi prin aceea a derivaţiei; schema din figura 2.9, c reprezintă osoluţie cu centrala situată la zi, iar schema din figura 2.9, d reprezintă o soluţie tot maides întâlnită, cu centrala situată în subteran.Se precizează că prin denumirea de uzină hidroelectrică (prescurtat UHE) se înţelegetotalitatea lucrărilor de construcţie şi a echipamentelor care alcătuiesc o amenajarehidroelectrică, de la captare şi până la punctul de restituţie a apelor turbinate. Princentrală hidroelectrică (prescurtat CHE) se înţelege numai construcţia care în principal 39
  • 40. adăposteşte circuitul hidraulic către şi de la turbine, turbinele şi generatoarele şi instalaţiileanexe.2.6.1. Scheme de amenajare ale uzinelor hidroelectrice de tip baraj.La acest tip de amenajare întreaga cădere folosită de UHE este realizată princonstrucţia barajului. Clădirea centralei este aşezată în acelaşi amplasament, în corpulbarajului sau la piciorul barajului, ori imediat în aval de baraj, pe malurile sau înversanţii cursului de apă. Uzina are aducţiuni foarte scurte sau numai conducte saugalerii forţate.Căderile pentru care se construiesc aceste uzine sunt cuprinse între mai puţin de 5 mpână 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 deasemenea în limile foarte largi, de la volume mici, care nu pot asigura decât ocompensare orară a debitelor, până la volume foarte mari, care permit o regularizaremultianuală a debitelor. Cele mai mari acumulări din lume s-au realizat la amenajărilecu uzine baraj de pe marile fluvii (UHE Bratsk, cu 179 miliarde m3 şi UHE Karibacu 160 miliarde m3 ).Uzine-baraj de cădere mijlocie sau mareLa acest tip de amenajare clădirea centralei este amplasată la piciorul barajului sauimediat în aval de baraj, pe malul cursului de apă sau în subteran, într-unul dinversanţi. Dispoziţia generală depinde de lăţimea albiei şi de tipul de baraj. Aducereaapei la turbine se realizează prin conducte forţate scurte, care traverseaza barajul, sauprin 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 localităţişi căi de comunicaţie importante. Pentru a crea o cădere mare se construesc barajeînalte, care la rândul lor formează lacuri de acumulare cu volume foarte mari. Celemai mari UHE existente sunt construite pe marile fluvii ca uzine-baraj, folosind înnumeroase cazuri baraje mai înalte de 100 m. Lacurile de acumulare ale acestoramenajări servesc mai multor tipuri de folosinţe, curent pentru alimentare cu apă şipentru atenuarea viiturilor. Uneori acest tip de schemă de amenajare se asociază unoracumulări pe râuri cu resursă energetică mai redusă, realizate preponderent pentru altefolosinţe. În astfel de situaţii se fructifică doar căderea creată, dar debitul uzinat esteredus şi deci şi puterea centralei. Aceste amenajări nu sunt de regulă importantepentru sistemul energetic.In cazul barajelor de beton, schema de amenajare a UHE este mai simplă, clădireacentralei fiind amplasată la piciorul barajului, sau lângă unul din maluri, pentru apermite descărcarea apelor mari peste cealaltă parte a barajului. Aducerea apei se faceprin 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 apelormari se face printr-un deversor lateral, sau peste centrală printr-o trambulină. O altăsoluţie este poziţionarea centralei în aval de baraj, lângă unul din maluri. În acest caz 40
  • 41. aducerea apei se face prin galerii de derivaţie prin versanţi, cu prizele de apă înversant sub forma unor turnuri de priză. Nivelul creat prin barare BARAJ Patul râului Nivelul vechi al râului Figura 2.10. Dispunrea clasică a unei UHE-baraj în cazul barajelor din betonSituaţia centralelor asociate cu bararea văilor înguste este ilustrată în figura 2.11, încare se prezintă UHE Tarniţa, de pe Someş, singura uzină – baraj din România. VEDERE ÎN PLAN SECŢIUNE PRIN CHE SECŢIUNE PRIN GOLIREA SECŢIUNE PRIN DE SEMIADÂNCIME DESCĂRCĂTOR Clapetă Baraj Grătar Vană Centrala segment hidroelectrică Golire de semifundConductă CHE CHUHE Tarniţa constitue treapta a doua a amenajării hidroelectrice a Someşului Mic. forţaţă Figura 2.11. AHE Tarniţa pe Someşul Mic 41
  • 42. Centrala hidroelectrică are o putere de 45 MW, la o cădere de 80,50 m. Debitulinstalat 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 condiţiimorfologice şi geologice bune. Barajul are 97 m înălţime, fiind foarte svelt. Centralaeste separată structural de baraj printr-un rost permanent. Prizele şi conductele forţateale celor două grupuri cu turbine Francis ale centralei hidroelectrice sunt plasate îndouă ploturi centrale. Descărcarea debitelor maxime se face printr-un descărcător desuprafaţă amplasat la malul drept şi prin două goliri de semiadâncime care au canalerapide ce bordează clădirea centralei.În cazul barajelor din materiale locale priza şi conductele forţate nu mai pot fiamplasate în corpul barajului. În plus, din cauza amprizei mari a barajului şi amodului de evacuare a apelor mari, centrala se dispune spre aval. Mai rar şi numaipentru baraje sub 80 m s-au realizat aducţiuni sub corpul barajului, sub formă deconducte metalice plasate în galerii purtătoare, cu prize de apă de tip turn. Uzualamplasarea 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 Xiaolangdidin cadrul amenajării hidroelectrice a Fluviului Galben din China. La o cădere de139 m şi cu un debit instalat de 1200 m3/s, centrala subterană are o putere de 1800MW şi produce anual 5100 GWh. PLAN DE SITUAŢIE Galerii forţate CHE subterană Galerii de fugă Lac CHE Baraj PROFIL LONGITUDINAL PRIN CIRCUITUL HIDRAULIC Figura 2.12. Uzină-baraj, cu amplasarea centralei în subteran 42
  • 43. În figura 2.13 este prezentată o uzină baraj de cădere medie la care blocul prizei esteamplasat 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. 68 m Figura 2.13. UHE baraj de cădere mediePentru a evidenţia dimensiunile la care pot ajunge uzinele baraj realizate pe marilefluvii, în caseta următoare se prezintă, în ordinea intrării lor în exploatare, cele douăuzine hidroelectrice care deţin recordurile mondiale în ceea ce priveşte producţia deenergie şi respectiv de putere disponibilă. Pentru comparaţie este prezentată şiamenajarea hidroenergetică de la Boulder (Hoover), care la data intrării în exploatarea deţinut recordul mondial.Uzina hidroelectrică de la Itaipu pe fluviul Parana (figura 2.A1), dată în exploatare în1984, a fost realizată în comun de Brazilia şi Paraguay. Puterea instalată este de 14000 MW, fiind majorată în anul 2004 de la valoarea iniţială de 12 600 MW prinadăugarea 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 centralade la Itaipu păstrează primul loc în lume, depăşind ca producţie de energie cea maimare uzină hidroelectică ca putere şi anume Three Gorges care produce ”numai” 84TWh/an.Centrala are o cădere de 118,4 m, este echipată cu turbine Francis, iar debitul uzinatde 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 echipatcu 14 stavile segment de 20 x 21,3 m fiecare. Debitul capabil al descărcătorului estede 62 200 m3/s. Volumul lacului este de 29 miliarde de m3, iar volumul util de 19miliarde de m3.Este interesant de reţinut că în anul 1995 uzina de la Itaipu a fost inclusă între celeşapte minuni ale lumii moderne de către American Society of Civil Engineers(ASCE). 43
  • 44. Câteva date care explică alegerea: volumul de beton utilizat pentru construcţia uzineiar 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. VEDERE ÎN PLAN de SECŢIUNE PRIN CENTRALĂ VEDERE DIN AVAL Figura 2.A1. Amenajarea hidroenergetică Itaipu, pe fluviul Parana 44
  • 45. Uzina hidroelectrică de la Three Gorge din China (figura 2. A2) deţine recordulmondial din punct de vedere al puterii instalate cu 18 200 MW. Energia electricăprodusă în anul mediu hidrologic este de 84,7 TWh. VEDERE IN PLAN SECTIUNE PRIN CENTRALA PROFIL LONGITUDINAL PRIN ECLUZE Descărcător Figura 2.A2. Amenajarea hidroenergetică Three Gorges pe fluviul Yangtze 45
  • 46. Centrala este echipată cu 26 de grupuri de 700 MW fiecare. Căderea maximă este de113 m, iar căderea minimă de 70 m. Clădirile centralei, câte una la fiecare mal, suntpoziţionate la piciorul barajelor nedeversante. Construcţia centralelor a inclus 3,45milioane 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 lacoronament de 2309 m. Zona deversantă are 483 m lungime, este situată în zonacentrală şi este echipată cu 22 de stavile şi 23 goliri de fund, cu o capacitate maximăde descărcare de 102 500 m3/s. Volumul lacului este de 39,3 miliarde de m3, din care22,15 miliarde de m3 pentru atenuarea viiturilor. Asigurarea împotriva inundaţiilor azonei aval a crescut la 1%, iar la limită avalul poate tranzita viitura cu asigurarea de0,1%.Lacul de acumulare are o suprafaţă de 632 km2 şi a inundat 24 000 ha de teren cultivatşi 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 demiloane de tone. Navigaţia se face printr-o ecluză şi un lift de vase. Ecluza are douăfire cu cinci trepte de ecluzare fiecare. Liftul cuprinde un container de 120 x 18 x 3,5m ce poate acomoda vase de până la 3000t.Uzina hidroelectrică Hoover – figura 2.A3 - (vechiul nume Boulder), construită pefluviul Colorado, în USA, a deţinut la data punerii în funcţiune, în 1936, recordul îndomeniu. Puterea instalată este în prezent de 2080 MW, iar în anul 2005 centrala aprodus 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 dataconstrucţiei) iar deschiderea la coronament este de numai 379m. Volumul laculuicreat de baraj, de 38,54 miliarde de m3, constitue şi astăzi cel mai mare volum de lacde acumulare din USA. Descărcătorii barajului sunt în principal cele două canalelaterale echipate cu stavile, care pot evacua 11 300 m3/s.Datorită configuraţiei văii, centrala este situată imediat în aval de baraj şi nu la bazabarajului şi este divizată în două unităţi, fiecare la baza a câte unui versant.Dispunerea simetrică a întregii scheme se datorează faptului că în secţiunea baratăfluviul 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 deconducte forţate sunt amplasate în fostele galerii de deviere. Alte două fire dederivaţie forţată au fost special excavate în versant. Către cele 18 turbine Francis apaeste 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 pentruatenuarea viiturilor, pentru irigarea terenurilor cu deficit de apă din zona aval, pentruasigurarea alimentării cu apă şi pentru îmbunătăţirea navigaţiei. 46
  • 47. PLAN DE SITUAŢIE SECŢIUNE TRANSVERSALĂ PRIN CENTRALEVEDERE AERIANĂ Figura 2.A3. Amenajarea hidroenergetică Hoover pe fluviul Colorado 47
  • 48. Uzine-baraj de cădere mică sau fluvialeLa acest tip de amenajări cladirea centralei este amplasată în albia cursului de apă, inprelungirea barajului şi preia direct presiunea apei din amonte. Căderea la care sepoate adopta acest mod de amplasare a centralei depinde de panta şi configuraţiarâului 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 unorsuprafeţe mari de teren sau a căilor de comunicaţie, se pot construi numai baraje deinălţime mică. De multe ori lacul de acumulare este conturat pe un mal, sau chiar peambele maluri, de baraje laterale, adesea numite impropriu diguri. Prin aceastădispoziţie în plan se menţine în limite raţionale inundarea terenurilor din albia majorăşi se protejează aşezările (fig. 2.14). Fugura 2.14. Planul de situaţie al unei uzine-baraj de cădere micăUzinele-baraj de cădere mică cuprind în general un baraj deversor de beton custavile, pentru evacuarea apelor mari, clădirea centralei cu echipamentulelectromecanic, staţia de conexiuni si transformare şi barajele laterale (digurile) deprotecţie a terenurilor riverene. În aval albia râului este regularizată şi adâncită pe oanumită distanţă, pentru mărirea căderii disponibile.Pentru exemplificare, în figura 2.15 se prezintă planul de situaţie şi secţiunicaracteristice ale UHE Haţeg, ultima treaptă a amenajării hidroenergetice a RâuluiMare. Amenajarea cuprinde un lac de acumulare de 118 ha, cu un volum de 11,5milioane de m3, conturat de un baraj lateral (dig) la malul stâng, un baraj deversorpentru descărcarea apelor mari şi centrala hidroelectrică.Centrala are o cădere de 20 m, un debit instalat de 90 m3/s şi furnizează o putere de15,8 MW. Este echipată cu 2 turbine Kaplan. Barajul, de tip stăvilar, are o înălţime de32 m, iar barajul lateral are o lungime de 4,88 km, cu o înălţime maximă de 15 m. Dela centrală debitele turbinate sunt evacuate printr-un canal de fugă de 210 m cătrealbia naturală. 48
  • 49. PLAN DE SITUAŢIE fuga Baraj de închidere SECŢIUNE PRIN CENTRALĂ SECŢIUNE PRIN BARAJ Figura 2.15. UHE HaţegIn cazul amenajărilor fluviale, clădirea centralei este uzual amplasată lângă unuldintre maluri (fig.2.16). În cazul cursurilor de apă de frontieră, dacă configuraţiamorfologică o permite, se construieşte câte o centrală lângă fiecare mal. Figura 2.16. Dispoziţia generală a unei UHE fluviale 49
  • 50. Centralele sunt echipate cu turbine Kaplan sau Bulb. Volumul lacurilor de acumulareale acestui tip de amenajări, deşi mari ca valori absolute, sunt mici în raport cu stoculşi permit numai o regularizare zilnică sau săptămânală a debitelor. Şi căderile suntmici 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 bazagraficului de sarcină.Pentru a realiza varietatea de dispoziţii posibile pentru amenajările hidroenergetice şide navigaţie a fluviilor, în caseta următoare se prezintă uzinele hidroelectrice de peDunăre, xâteva din amonte de România şi apoi cele două sisteme hidroenergeticePorţile de Fier I şi II.Amenajarea hidroenergetică a Dunării a urmărit fructificarea integrală apotenmţialului hidroenergetic al fluviului. În figura 2.A4 se redau benzile energeticeale fluviului pe zona amenajată. De asemenea sunt indicate cele 3 locaţii ale unorUHE de pe teritoriul austriac, sau la graniţa Austria – Germania, care sunt prezentateîn continuare, precum şi amplasamentul de la Porţile de Fier, cu cele două trepteamenajate. Potenţialul hidroenergetic natural al fluviului Dunărea a fost estimat la 52TWh/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 cupante locale de 120 cm/km. Debitul mediu multianual pe sector este de 5540 m3/s. Lao cădere amenajabilă de 34 m, potenţialul specific este cel mai mare din Europa: 8100kW/km. Figura 2.A4. Potenţialul liniar specific al Dunării 50
  • 51. Pentru început se prezintă succint cele trei uzine hidroenergetice din amonte dePorţile 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 = 1282GWh/an), dată în exploatare în 1957, centrala a fost fragmentată în două corpuri,considerând că o asemenea dispoziţie prezintă avantajul unor pierderi de cădere maimici faţă de o dispunere grupată. Dificultăţile de exploatare pe care le prezintă aceastădispoziţie au făcut ca la următoarele amenajări grupurile să fie dispuse într-o singurăcentrală. Aşa s-a format frontul barat la UHE Aschach (P = 287 MW, E = 1648GWh/an), centrala ocupând zona mediană între ecluze şi barajul deversor. Esteinteresant de remarcat faptul că o dispoziţie similară s-a ales şi pentru UHEJochenstein (P = 66 MW, E = 425 GWh/an), deşi este o amenajare de graniţă, unde deregulă se preferă dispoziţii simetrice. Figura 2.A5 – a. UHE Ybbs-Persenbeug Figura 2.A5 – b. UHE Aschach 51
  • 52. Figura 2.A5 – c. UHE JochensteinAmenajarea hidroenergetică şi de navigaţie Porţile de Fier I şi II (SHEN) constituecea mai importantă amenajare, ca parametrii energetici, din Europa. Poziţia lor în planşi profilul sinoptic al sectorului amenajat sunt prezentate în figura 2.A6. Figura 2.A6. Localizare şi profil sinoptic prin SHEN Porţile de Fier 52
  • 53. UHE Porţile de Fier I (fig. 2.A7) are o putere instalată de 2 x 1050 MW şi oproducţie de energie în anul mediu hidrologic de 2 x 5250 GWh/an (se specifică defiecare dată caracteristicle energetice de care dispun România şi Serbia, cu părţiegale). 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 câteo centrală şi o ecluză de fiecare parte a acestuia. Fiecare dintre cele două ţări are înacest fel amplasat pe teritoriul propriu jumătate din frontul barat. ROMÂNIA SERBIA Figura 2.A7. Sistemul hidroenergetic şi de navigaţie Porţile de Fier ICentrala este echipată cu 2 x 6 turbine Kaplan, iniţial de 175 MW fiecare. După unproces de retehnologizare, grupurile româneşti au ajuns la 190 MW pe grup. Barajuldeversor are o înălţime constructivă de 60 m, o lungime de 441 m şi 14 câmpurideversante de 24 m deschidere, echipate cu stavile plane duble tip cârlig. Debitulcapabil al descărcătorului este de 15 400 m3/s. Lacul de acumulare creat prin barareare un volum de 1,45 miliarde de m3, ceea ce permite o oarecare elasticitate înfuncţionare, 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 oproducţie 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. Cădereamaximă la centrală este de 12,75 m, iar căderea medie de 7,45 m. Debitul instalat estede 2 x 4250 m3/s.Pe sectorul amenajat albia se situează într-o zonă deluroasă, iar cursul apei se ramificăîn două braţe, care cuprind între ele insula Ostrovul Mare. Lăţimea insulei atinge 2 km 53
  • 54. şi este neinundabilă. Pe braţul principal au fost construite centrala echipată cu 2 x 10turbine bulb de 27 MW fiecare, barajul deversor, barajul de închidere din materialelocale şi ecluza sârbească. De această dată obiectele frontului barat sunt comune celordouă ţări. Nodul principal Figura 2.A8 – a. SHEN Porţile de Fier II, nodul principal 54
  • 55. Figura 2.A8 – b. SHEN Porţile de Fier II, nodul de pe braţul Gogoşu şi secţiune prin centrala de pe firul principalPe braţul secundar Gogoşu au fost construite un baraj deversor, o centrală şi baraje deînchidere către cele două maluri. Astfel, amenajarea are două baraje deversoare, unulpe braţul principal, pentru partea sârbă, şi unul pe braţul Gogoşu, pentru partearomână. Prin cele 14 câmpuri deversoare şi prin 50% din grupuri se pot evacua 16 350m3/s. Volumul lacului de acumulare este de 600 milioane de m3. 55
  • 56. 2.6.2. Scheme de amenajare ale UHE de derivaţieLa acest tip de schemă întreaga cădere este realizată cu ajutorul unor lucrari dederivare a apei (canale, galerii, conducte) de lungime mare. Prin lucrări de derivare sepot amenaja în condiţii raţionale sectoarele cursurilor de apă pe care, din cauzacondiţiilor locale, nu se pot realiza baraje de retenţie.Din cauza regimului de funcţionare pe firul apei, fără posibilităţi de adaptare aproducţiei la consumul de energie electrică, schemele de amenajare la care intreagacădere este realizată numai prin lucrări de derivaţie sunt utilizate numai înurmătoarele situaţii:- pe cursurile de apă din zona de munte, cu pantă ridicată, pe care nu sintamplasamente favorabile pentru acumulări; de obicei aceste amenajări hidroenergeticese 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 realizaacumulări;- pe sectoarele cursurilor de apă care au debitele regularizate de acumulările unorUHE din amonte.UHE de derivaţie cuprind un baraj de mică înălţime (de obicei un stăvilar) pentruderivarea apelor, priza de apă, canalele sau conductele de aducţiune, camera deechilibru (de încărcare), conducta forţată, clădirea centralei cu echipamentulelectromecanic şi canalul de fugă (fig. 2.17). In funcţie de căderea amenajată şi destructura şi tipul de construcţie al elementelor componente, UHE de derivaţie seîmpartîn amenajări de cădere mică sau de cădere mijlocie sau mare. Priză Canal Cameră de încărcare Conductă forţată CHE Figura 2.17. Elementele componente ale unei scheme de derivaţie 56
  • 57. Uzine hidroelectrice de derivaţie de cădere micăAcest tip de uzină se amenajează pentru căderi relativ reduse, pe cursul inferior alrâurilor mari şi în zonele de deal unde râurile au văi largi. Amenajarea cuprindederivaţii cu scurgere liberă, constând din canale de aducţiune şi de fugă, al cărortraseu se înscrie pe malurile şi terasele din lungul cursurilor de apă.Clădirea centralei este amplasată lângă camera de apă, fie formând cu aceasta osingură construcţie de tip asemănător cu a centralelor baraj de joasa cădere, fie estelegată de camera de încărcare prin conducte forţate scurte (fig.2.18). Centralele suntechipate uzual cu turbine de tip Kaplan şi pentru căderi mai mici şi cu grupuri bulb. or ă Figura 2.18. Dispoziţia în plan a unei UHE de derivaţie de mică cădereDerivarea apei se face prin baraje de mică înălţime, de tip stăvilar şi se preia prin prizede apă care trebuie să asigure oprirea pătrunderii în canal a aluviunilor de fund. Pentrua crea posibilitatea unei compensări orare a debitelor şi a reducerii pierderilor prindeversare, 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 maimare de 1...2%0 şi potenţialul liniar destul de ridicat pentru ca amenajarea să fieeconomică. Figura 2.19. Schemă de principiu a unei UHE de derivaţie cu canal de aducţiune cu berme orizontale, în rambleu 57
  • 58. În numeroase cazuri se amenajează mai multe uzine în cascadă, folosindu-se un singurbaraj pentru mai multe uzine aşezate în serie pe un canal de derivatie. În acest cazcanalul de fugă al uzinei din amonte devine canal de aducţiune al uzinei din aval(fig.2.20).Figura 2.20. Amplasarea centralelor din aval pe derivaţia creată de canalul de fugă al centralei amonteÎn cazul centralelor hidroelectrice de mică putere (CHEMP) derivaţia se poate realizaşi prin conducte de aducţiune pozate pe mal. O asemenea schemă s-a utilizat laCHEMP –ul Frasin, pe Dâmboviţa (fig.2.21). Captarea debitului instalat de 5,2 m3/sse face cu o priză de mal iar ridicarea locală a nivelului printr-un prag de fund de 4,1m. La o cădere de 15 m centrala are o putere de 0,63 MW. Figura 2.21. CHEMP Frasin 58
  • 59. Uzinele de derivaţie de mică cădere au avantajul simplităţii, al costurilor specifice maimici şi în special al evitării barajului de acumulare. În acelaşi timp aceste scheme auşi o serie de dezavantaje:- pe sectoarele în care debitele cursurilor de apă sunt derivate albia naturala necesitălucrări de regularizare;- canalele de derivaţie separă şi fac mai dificilă utilizarea terenurilor dintre albianaturală şi traseul canalelor;- canalele de aducţiune lungi, în rambleu, cu diguri înalte, au un efect defavorabilasupra peisajului;- uzinele de derivaţie necesită cheltuieli de exploatare şi întreţinere relativ mari.Uzine hidroelectrice de derivaţie de cădere mijlocie şi marePe cursurile de apă mijlocii şi mici, din zonele colinare şi de munte, având pante maimari de 5... 20°/00, se pot amenaja uzine hidroelectrice cu căderi de la 30 m până lapeste 200 m, prin executarea unor lucrări de derivaţie realizate pe versanţii văilor, subformă de canale sau conducte de coastă. Pentru aducţiunile din conducte se adoptăregimul de scurgere sub presiune, pentru a permite o funcţionare mai elastică acentralei. Centralele sunt amplasate la piciorul versantului.Dat fiind faptul că acest tip de scheme, fără baraj şi lac de acumulare, pe râuri cudebite medii reduse, au puteri mici sunt denumite microhidrocentrale. Schemelespecifice vor fi detaliate în capitolul 7.2.6.3. Scheme de amenajare ale UHE mixteAşa cum s-a arătat, denumirea de schemă “mixtă” provine din faptul ca la formareacăderii contribuie atât barajul cât şi derivaţia. Aceste scheme sunt caracteristiceuzinelor complexe de mare putere, care furnizează energie de vârf. Debitele mediifolosite sunt cuprinse între 3 şi 20 m3/s, cu un regim de curgere cu mari variaţiisezoniere. Pentru regularizarea debitelor sunt nccesare lacuri de acumulare mari, alcăror volum util este cuprins uzual între 30 şi 300 de milioane de m3.Pentru schemele de amenajare clasice, simple, ale uzinelor cu baraj şi derivaţie,elementele componente principale sunt (vezi figura 2.9) un baraj cu lac de acumulare,priza de apă, aducţiunea sub formă de galerie sub presiune, un castel de echilibru,conducta sau conductele forţate, centrala electrică şi canalul de fugă.În această categorie se încadrează amenajarea hidroenergetică a Râului Târgului,prezentată în figura 2.22. Amenajarea utilizează o cădere totală de 252 m, din care 86m creată de barajul Rîuşor (H=121 m), iar restul prin derivare, pe un sector total de 11km. Barajul formează un lac de acumulare de 52,4 milioane de m3 care asigurăregularizarea multianuală a stocului.Căderea este fragmentată în două centrale. În amonte CHE Lereşti are o cădere de181m , un debit instalat de 15 m3/s şi o putere de 19 MW. Treapta aval, CHEVoineşti, are o cădere de 71 m , un debit instalat de 9 m3/s şi o putere de 5,2 MW.Priza de apă a centralei Voineşti este situată în bazinul compensator al centraleiLereşti, cu un volum de 160 000 m3. Energia livrată de cele două centrale în anulmediu hidrologic este de 56,5 GWh/an. 59
  • 60. Figura 2. 22. Amenajarea hidroenergetică a Râului TârguluiTot în categoria schemelor de amenajare simple intră şi UHE Stejarul, de la Bicaz, acărei schemă de amenajare este redată în figura 2.23. Figura 2.23. Amenajarea hidroenergetică a cursului superior al râului Bistriţa 60
  • 61. Uzina are o putere de 210 MW şi o producţie de energie în anul mediu de 490 GWh,obţinută cu 4 turbine Francis de 27,5 MW şi 2 turbine de 50 MW. Căderea brutămaximă de 149 m este realizată de baraj (94 m) şi de derivaţia sub presiune (55m).Barajul, de greutate din beton, având o înălţime maximă constructivă de 127 m,realizează un lac de acumulare cu un volum total de 1.230 milioane m3, iar volumulde protecţie contra viiturilor este de 100 milioane m3. În aval de uzina de la Stejarul(Bicaz) sunt 12 centrale de joasă cădere, dintre care primele trei au acumulări proprii.Debitele instalate sunt de 180 ... 200 m3/s.Pentru amenajarea mai economică a cursurilor de apă confluente sau apropiate şipentru concentrarea potenţialului lor intr-un numar mai mic de centrale cu puteri maimari, se folosesc scheme combinate sau conjugate de amenajare. Se prevăd două saumai multe baraje cu aducţiuni care se unesc, sau alimentează grupuri cu căderidiferite, în aceeaşi centrală.Un exemplu de concentrare în aceaşi centrală a debitelor captate de pe două cursuri deapă este amenajarea hidroenergetică a cursului superior al râului Ialomiţa (fig. 2.24). Figura 2.24. Schema de amenajare a cursului superior al râului Ialomiţa 61
  • 62. UHE Dobreşti este prima amenajare hidroenergetică de mare putere construită înRomânia, între anii 1928 şi 1930. Uzina are două captări principale, Scropoasa şiBrătei. Aducţiunile de la cele două prize se reunesc în castelul de echilibru, de undepleacă spre centrală o conductă forţată unică. Debitul instalat este de 7 m3/s, iarcăderea de 312 m. Puterea instalată în 4 grupuri cu turbine Pelton este de 16 MW. Peaceaşi schemă este figurată şi centrala Moroieni, construită între anii 1949 – 1954,care preia debitul imediat aval de centrala Dobreşti, fără a avea acumulare proprie. Petraseu galeria de aducţiune primeşte debitele de la două captări secundare, având lacentrală debitul instalat de 8,5 m3/s. La o cădere de 233 m puterea centralei Moroienieste de 15 MW.Pe lângă schemele simple de uzine cu baraj si derivaţie, corespunzatoare amenajăriiunui singur curs de apă, se utilizează frecvent scheme de amenajare conjugate saucomplexe, prin care se realizează concentrarea într-o singură amenajare de mareputere a debitelor de pe mai multe cursuri de apă sau din văile din zona superioară aunor bazine hidrografice vecine,Schemele de amenajare complexe sunt concepute pe suportul unor acumulăriimportante, capabile să asigure o regularizare cel puţin anuală a debitelor, amplasatefie pe cursul superior al unei văi principale, fie pe un afluent sau o pe altă vale dinzona superioară, pe care se gasesc conditii de teren favorabile. În aceste acumulărisunt concentrate debitele unui număr mare de cursuri de apă şi văi din acelaşi bazin şidin bazinele învecinate, prin construirea unor sisteme lungi de aducţiuni secundare.În unele cazuri, pentru colectarea apelor unor văi la cote inferioare lacului principal,se folosesc staţii de pompare cu puteri semnificative. Prin astfel de scheme s-aurealizat UHE de mare putere (între 100 şi 500 MW), care datorită acumulărilor şi acăderilor importante de care dispun sunt echipate ca centrale de vârf.Ilustrarea cea mai bună a acestor concepte o constitue amenajarea hidroenergetică arâului Lotru (fig. 2.25 a şi b). Râul Lotru, afluent de dreapta al Oltului, are un curslung de 76 km, bazinul său având o suprafaţă de 1.024 km2. Schema sa de amenajareurmăreşte ideea concentrării debitelor şi a căderii într-o acumulare principală. În laculde acumulare Vidra se concentrează debitele din bazinul propriu, precum şi cele aleunor cursuri de apă din bazinele limitrofe. UHE Lotru, cu o putere de 510 MW şi oproducţie de energie de circa 900 milioane kWh/an, reprezintă cea mai mare uzină depe râurile interioare ale României. Centrala utilizează potenţialul hidraulic al râuluiLotru şi al râurilor învecinate, pe o diferenţă de nivel de 809 m. Schema de amenajarecuprinde: -firul principal, care utilizează căderea sectorului de cataracte al Lotrului, întreVidra şi Mălaia; -sistemul de captări şi aducţiuni secundare, care suplimentează cu 11 m3/sdebitul cursului principal de 4,5 m3/s şi asigură 73% din stocul de apă necesarproducţiei de energie.Firul principal cuprinde barajul din anrocamente cu nucleu de argilă Vidra, înalt de121 m, care realizează o acumulare totală de 340 milioane m3 de apă, priza, galeria deaducţiune sub presiune de 13.470 m, castelul de echlibru, casa vanelor, galeria forţatălungă de 1.320 m, centrala subterană echipată cu trei grupuri Pelton de 170 MWfiecare, galeria de fugă lungă de 6.500 m şi instalaţiile anexe. 62
  • 63. 63 Figura 2.25,a. Amenajarea hidroenergetică a râului Lotru – vedere în plan
  • 64. Figura 2.25,b. Amenajarea hidroenergetică a râului Lotru – profil sinopticSistemul aducţiunilor secundare cuprinde reţeaua gravitaţională, prin care se aduc înlacul principal debitele captate la cote superioare nivelului maxim în lac, precum şireţeaua de pompaj, deservită de trei staţii de pompare (Jidoaia, Balindru, Petrimanu),care trimit în lac debitele captate la cote inferioare. Sistemul este format din 86 decaptări, 135 km de galerii (din care 60 km galerii betonate), 70 de apeducte, patrubaraje arcuite (Jidoaia, Balindru, Petrimanu, Galbenu), care creează acumulărilepentru staţiile de pompare şi cele trei staţii de pompare amintite, cu o putere totală de52,4 MW.Primul grup al uzinei de la Ciunget a intrat în funcţiune în anul 1972, capacitateatotală fiind dată în folosinţă în 1976. Schema de amenajare a râului Lotru mai conţineîn aval centrala de tip baraj Mălaia cu Pi = 18 MW şi Em = 34 GWh/an şi centralasubterană Brădişor (cu baraj în arc) având Pi = 115 MW şi Em = 228 GWh/an.Centrala hidroelectrică de la Ciunget (UHE Lotru) este poziţionată într-o cavernăsubterană, la fel ca foarte multe alte centrale ale UHE mixte de mare putere. Factoriiprincipali care impun adoptarea unei scheme de amenajare cu centrala în subteransunt:- condiţiile morfologice dificile pentru construcţia unei centrale la suprafaţă în văiînguste, cu pericol de avalanşe sau de prabuşiri de stânci, fără drumuri de accesconvenabile etc. 64
  • 65. - dificultăţile de construcţie şi apoi de exploatare în zonele cu altitudine ridicată şi cuclimat rece;- mai multe grade de libertate la stabilirea schemei de amenajare a uzinei în cadrulcondiţiilor topografice ale bazinului şi mărirea căderii totale amenajate princonstrucţia unei galeri de fugă lungi;- înlocuirea conductelor forţate cu galerii sau puţuri forţate, la care o parte dinpresiunea apei este preluată de rocă, reducându-se cantitatea de tolă metalică;- reducerea semnificativă a impactului asupra mediului.Din punctul de vedere al schemei de amanajare, se deosebesc trei tipuri de dispunere acentralei pe derivaţie (fig.2.26): Figura 2.26. Poziţia CHE subterane în cadrul schemelor de amenajare- dispoziţia amonte, la care căderea este creată de baraj şi de o galerie de fugă lungă.Traseul aducţiunii şi al puţului forţat sunt scurte şi nu este necesar un castel deechilibru. Galeria de fugă poate fi cu scurgere liberă sau sub presiune, caz în carepoate fi necesar un castel de echilibru aval de centrală;- dispoziţia intermediară, la care căderea este creată de baraj, de galeria de aducţiuneşi de galeria de fugă. Acest tip de schemă are avantajul reducerii lungimii aducţiuniisub presiune şi a măririi căderii amenajate cu ajutorul galeriei de fugă. Este cea maifrecventă dispoziţie, adoptată la majoritatea amenajărilor hidroenergetice dinRomânia;- dispoziţia aval, la care căderea este creată de baraj şi de galeria de aducţiune, galeriade fugă fiind foarte scurtă. 65
  • 66. La majoritatea schemelor de amenajare mixte, de mare putere, realizarea unoracumulări importante pe cursul superior sau mijlociu al râurilor interioare a creatcondiţii favorabile pentru amenajarea integrală a cursurilor de apă în aval, princonstruirea de hidrocentrale de cădere mică şi mijlocie în cascadă, care beneficiază dedebitele regularizate în lacurile de acumulare din amonte (fig.2.27). Acumulare amonte Cascadă aval Figura 2.27. Fructificarea acumulărilor din amonte pentru exploatarea potenţialului hidroenergetic din aval2.6.4. Principii de alcătuire a schemelor UHELa proiectarea schemelor de amenajare hidroenergetică a cursurilor de apă se au învedere următoarele: - includerea în schema de amenajare a bazinului hidrografic a unor lacuri deacumulare, care să permită regularizarea debitelor atât în scopuri energetice, cât şipentru celelalte folosinţe ale apelor; - construcţia de baraje înalte, cu mari lacuri de acumulare în zona superioarăde munte, unde există condiţii favorabile, pentru a se putea folosi apoi debiteleregularizate şi în uzinele din aval; - valorificarea superioară a potenţialului hidroenergetic disponibil prinamenajarea de UHE de mare putere, cu funcţionare la vârf; - concentrarea căderilor şi a debitelor disponibile intr-un număr redus decentrale, folosindu-se în acest scop galerii de aducţiune mai lungi, amplasarea însubteran a centralelor şi colectarea debitelor cursurilor de apă mai mici din acelaşibazin sau din bazine învecinate, prin aducţiuni secundare şi staţii de pompareauxiliare;- amenajarea în aval de uzinele cu mari lacuri de acumulare, in zonele colinare şi decâmpie, a unor uzine în cascadă, care să folosească debitele regularizate de lacuriledin amonte; - integrarea schemelor de amenajare hidroenergetice în planurile generale şischemele de amenajare complexe ale bazinelor hidrografice şi urmărirea realizării deUHE cu mari lacuri de acumulare, dimensionate pentru satisfacerea cerinţelor de apă amai multor folosinţe; - reducerea impactului negativ asupra mediului natural şi social şi fructificareaefectelor pozitive colaterale. 66
  • 67. 2.7. PARAMETRI ENERGETICI AI UZINELOR HIDROELECTRICEPuterea şi energia pe care le poate livra o uzină hidroelectrică depind de debitele şivolumele de apă care pot fi folosite, de căderea disponibilă la momentul turbinării şide randamentele de transformare a energiei hidraulice în energie electrică. Dinexpresiile puterii şi energiei prezentate în paragraful 1: P = 9,81 η Qi H (kW) E = 86 000 ε η Qi H (kWh/an)rezultă că, pe lângă putere şi energie, principalii parametri energetici sunt: lacul deacumulare de care depinde mărimea debitului instalat Qi şi gradul de utilizare astocului ε, debitul instalat Qi şi căderea H (fig.2.28). Figura 2.28. Parametrii energetici ai unei UHE2.7.1. Lacul de acumulareLacul de acumulare trebuie să asigure regularizarea debitelor, între caracterul variabilaleator al debitelor afluente şi variaţiile în timp ale debitelor uzinate, care depind decerinţele sistemului energetic. În funcţie de durata ciclului de umplere / golire allacului se disting: - regularizarea zilnică, care corespunde unui ciclu de golire –umplere de o zi; - regularizarea săptămânală, care presupune acumularea debitelor afluente pedurata maximă a unei săptămâni, astfel încât acestea să poată fi uzinate în zilele(orele) cu cerinţe mai mari în sistemul energetic; - regularizarea sezonieră, care presupune acumularea unei părţi din volumulafluent din perioadele cu debite mai mari în scopul uzinării acestuia iarna; în cazulregularizării sezoniere modul de exploatare a uzinei depinde de faza în care se află 67
  • 68. lacul; în faza de golire uzinarea se face în regim variabil, în acord cu cerinţelesistemului; în faza de umplere a lacului uzinarea se face cu turbinare continuă.Volumul necesar în lac este: Vacumulare = Wafl (Stoc) – Qi t umplere (2.10) - regularizarea anuală sau multianuală, care presupune acumularea stoculuide apă care este excedentar în sezoanele ploioase în scopul uzinării în perioadeledeficitare; dacă transferul de volume excedentare în perioadele cu deficit se realizeazăîntr-un an regularizarea este anuală; dacă transferul se face din ani hidrologici bogaţiîn ani hidrologici săraci regularizarea este multianuală.În cazul regularizării sezoniere sau anuale a debitelor apar două perioadecaracteristice, de umplere şi de golire a lacului. Perioada de umplere a lacului serealizează în lunile cu debite mari, de primăvară, iar perioada de golire are loc înlunile cu debit mic, de iarnă, când consumul de energie electrică este maxim. Pentruca un lac să asigure o regularizare sezonieră sau anuală trebuie să aibă un volum utilimportant.Poziţia lacului în cadrul schemei de amenajare influenţează sistemul de regularizare adebitelor (fig. 2.29). După poziţia acumulării în cadrul schemei de amenajare sedisting: Lac-d Lac-c Lac-r Figura 2.29. Poziţia şi tipul de regularizare pentru un lac de acumulare- acumulări de regularizare directă, care sunt amplasate pe cursul principal şi suntproprii centralei hidroelectrice, fiind legate direct de aceasta;- acumulări de compensare, care sunt amplasate fie pe afluenţi fie chiar în alt bazinhidrografic; regularizarea prin compensare apare la centralele hidroelectrice încascadă, care au în amonte un lac de acumulare mare;- acumulări de redresare (regularizare secundară sau tampon) care sunt amplasate înaval de debuşarea debitelor uzinate; rolul lor este de a redistribui în timp debiteleuzinate, care sunt variabile şi pulsatorii, în debite cât mai uniforme, pentru protecţiaalbiei râului şi a folosinţelor aval. 68
  • 69. Capacitatea lacului de acumulare este descrisă de curba capacităţii lacului (fig. 2.30),care defineşte variaţia volumului acumulat în lac în funcţie de cota apei din lac. Pelângă exprimarea grafică se folosesc şi relaţii analitice care descriu această variaţie: o relaţie exponenţială pentru zona volumului util: n V(h) = a h (2.11)şi respectiv o relaţie liniară peste nivelul normal de retenţie V(h) = a0 + a1 h (2.12)Volumele caracteristice ale lacului de acumulare sunt determinate de cotelecaracteristice asociate obiectelor constructive şi regimului de exploatare a lacului: NNR – Nivel normal de retenţie; NME – Nivel minim energetic, până la care centrala poate funcţiona încondiţii normale de randament; NAE – Nivelul apelor extraordinare, care se atinge în lac atunci când prinacumulare se tranzitează viitura de verificare; NMT – Nivel minim tehnic, până la care se poate prelua apă către turbine fărădisfuncţionalităţi hidraulice; NP - Nivelul prizei energetice. Figura 2.30. Cote şi volume caracteristice ale lacului de acumulareVolum util (Vu) este delimitat de NNR şi NME şi reprezintă volumul ce poate fiutilizat energetic în condiţii normale de exploatare. Mărimea lacului de acumulare seraportează la stocul anual (volumul de apă care curge în regim liber pe râu în timp deun an) şi este definită de indicele de acumulare α = V util / Stoc annual.Volum de atenuare (Vat) este delimitat de NNR şi NAE şi reprezintă volumul care sereţine temporar în lac, la tranzitarea viiturilor, pentru a reduce debitul maxim evacuatîn aval. 69
  • 70. Volum utilizabil (Vut) este delimitat de NNR şi NMT şi reprezintă volumul care poatefi uzinat la limită, fără a ţine cont de restricţii energetice.Volumul rezervei de fier (Vrf) este delimitat de NME şi NP şi reprezintă volumul careeste reţinut sub nivelul minim de exploatare şi care poate fi, la limită, evacuat princentrală.Volumul mort (Vm) este delimitat de cota prizei şi fundul lacului şi nu poate fi preluatde centrală.Pentru exploatarea energetică raţională a lacurilor de acumulare este bine ca înperioadele de ape mari lacul să acumuleze întregul volum de apă în exces, iar în lunilede vară şi de toamnă lacul să fie menţinut aproape de NNR, pentru a se obţine ocantitate de energie maximă. Prin programul de exploatare, în perioada de iarnă lacultrebuie golit, astfel încât să intre în primăvară gol pentru a putea prelua excesul dedebit, dar intervalul de timp între golire şi umplere să fie cât se poate de scurt astfelîncât să existe cât mai puţine pierderi de energie datorate căderii mai mici.Exploatarea se face pe baza unui grafic dispecer, care stabileşte pentru fiecareperioadă caracteristică din timpul anului mărimea debitelor care pot fi livrate din lac,în special pentru producerea de energie electrică şi, acolo unde este cazul şi pentrualte folosinţe. Mărimea debitelor livrate depinde de volumul existent în lac laînceputul perioadei respective. Graficul dispecer trebuie să asigure o funcţionareoptimă în toate perioadele hidrologice caracteristice şi, de aceea, este diferenţiat înfuncţie de hidrologia previzionată a anului calendaristic.2.7.2. Debitul instalatDebitul instalat (Qi) este debitul maxim care poate trece prin derivaţie şi centralahidroelectrică la căderea nominală. Mărimea lui se stabileşte în funcţie de debitulmediu multianual (Qm), de regularizarea asigurată de lacul de acumulare şi deeficienţa energo-economică adusă de un debit instalat mai mare. Se defineştecoeficientul de instalare ki = Qi / Qm (2.13)avînd valori uzuale:pentru AHE pe firul apei, fără lacuri de acumulare, cu încadrare în bază - ki = 1 ...1,5pentru AHE cu lacuri mici, cu regularizare zilnică - ki = 1,5 ... 2,5pentru AHE cu lacuri mari, cu regularizare anuală sau multianuală, care furnizeazăenergie de vârf - ki = 3 ... 4,5.2.7.3. CădereaLa caracterizarea energetică a unei UHE se disting căderea totală a sectoruluiamenajat (HT), căderea brută disponibilă care se obţine prin lucrările de amenajare(Hb) şi căderea netă utilizabilă de turbine (Hn), care variază în funcţie de cădereabrută şi de pierderile de sarcină pe circuitul hidraulic(fig. 2.31). 70
  • 71. Figura 2.31. Căderile caracteristice ale unei UHECu notaţiile din figura 2.31 se pot scrie relaţiile între diferitele căderi. Căderea brutăeste dată de: Hb = h0 + hd (2.14) Dată de baraj Dată de derivaţieDiferenţa dintre căderea totală a sectorului (HT) şi căderea brută (Hb) este dată depierderea de sarcină prin remuu ∆Hr care apare la coada lacului la racordareabiefurilor. Pierderea prin remuu este redusă la amenajările cu debite afluente reduse şiînălţimi mari de barare, dar devine semnificativă în cazul amenajărilor de tip fluvial,cu debite mari şi retenţii mici.Căderea netă este dată de relaţia: Hn= Hb – ∆h0 – ∆hr - ∆hav = (h0 - ∆h0) + (hd - ∆hr) - ∆hav (2.15) Variaţia de Pierderi de Variaţia de nivel în nivel în lac sarcină bazinul redresor avalDatorită faptului că în timpul exploatării uzinei nivelul în lac variază semnificativ,prezintă interes nu atât căderea maximă dată de baraj h0, cât mai ales căderea mediedată de baraj pe un ciclu de golire sau de umplere. Se notează cu h1 şi h2 nivelul apeidin lac la începutul şi la sfârşitul ciclului, măsurat de la cota prizei. Nivelul mediu secalculează ca o medie ponderată, având ca pondere volumul uzinat, dat fiind faptul căprodusul dintre cotă şi volumul uzinat este o măsură a energiei: 71
  • 72. h2 h0, m = ∫ h1 h dV (2.16) h2 ∫ h1 dV Dacă se ţine seama de relaia (2.11) : V = ah n rezultă : dV = nah n −1dh şi deci : h2 ∫ nah n dh h2 h1 n h n +1 n h2 +1 − h1n +1 n h0, m = = = (2.17) dh n +1 h n + 1 h2 − h1n h2 n n ∫ nah n −1 h1 h1O situaţie aparte o constitue căderea la uzinele fluviale, la care exploatarea se face cunivel amonte condiţionat. În secţiunea amonte a sectorului amenajat protecţiaîmpotriva inundaţiilor impune cota maximă a apei, care trebuie respectată indiferentde debitele afluente. La debite afluente mari remuul este mare şi, ca urmare, pentru arespecta condiţia de neinundabilitate, nivelul retenţiei la baraj trebuie coborât. Ladebite afluente mici remuul este mic şi nivelul retenţiei la baraj poate fi ridicat(fig.2.32). Figura 2.32. Dependenţa căderii brute de debitul afluent la exploatarea cu nivel amonte condiţionat (Q1> Q2)Acest mod de exploatare este avantajos pentru debite mici care sunt uzinate la căderemaximă, dar este dezavantajos pentru debitele mari, pentru că se pierde cădere. 72
  • 73. Tot în situaţia uzinelor fluviale, remuul extins face ca din căderea disponibilă asectorului amenajat Ht o bună parte să fie consumată de remuu, astfel încât cădereabrută de care dispune centrala Hb este semnificativ mai mică (fig. 2.33). În funcţie demărimea debitului afluent se obţin valori Hb = (0,4 ... 0,6) Ht. Figura 2.33. Fructificarea căderii sectorului prin amenajarea în treptePentru o mai bună fructificare a căderii sectorului, se promovează amenajări în trepte.Pentru acelaşi sector din figura 2.33, amenajarea în două trepte poate conduce la Hb =(0,6 ... 0,8) Ht. Costurile de investiţie şi de operare a două centrale sunt mai mari, darsunt de cele mai multe ori compensate de surplusul de putere şi energie realizat.2.7.4. Puterile caracteristice ale UHEO uzină hidroelectrică este caracterizată uzual de puterea instalată, dar de egalăimportanţă sunt puterea disponibilă şi în special puterea asigurată.Puterea instalată Pi este dată de suma puterilor nominale ale grupurilor careechipează centrala. Puterea nominală a unui grup este puterea pentru care au fostproiectate şi construite turbina şi generatorul, luând ca date de bază debitul instalat algrupului (debit nominal) şi căderea netă (nominală) corespunzătoare NNR şi pierderiide sarcină la trecerea prin circuitul hidraulic a debitului care alimentează grupul: Pi = Σ PN, i (2.18)cu PN,i = 9,81 ηN QN HN ; (2.19)Puterea disponibilă Pd este puterea care poate fi produsă de centrală cu toategrupurile în funcţiune, atunci când căderea corespunde unui anumit nivel în lac şipierderea de sarcină este corespunzătoare debitului uzinat. Puterea disponibilămaximă Pd,max este puterea maximă produsă de centrală cu toate grupurile înfuncţiune când apa din lac este la NNR. Dat fiind faptul că pierderea de sarcină latrecerea debitului corespunzător alimentării tuturor turbinelor pe circuitul hidraulic alUHE este mai mare decât pierderea de sarcină la trecerea debitului nominal (al unui 73
  • 74. singur grup) puterea disponibilă este întodeauna mai mică decât puterea instalată (Pd< Pi).Putere disponibilă depinde de căderea disponibilă. Aparent, dacă se priveştesuperficial relaţia de calcul a puterii (P = 9,81 η Q H ) aceasta depinde liniar decădere. În realitate, debitul „ înghiţit” de turbină depinde la rândul lui de cădere. Dacăse face referire la relaţia (2.19) pentru calculul puterii nominale, relaţia care leagădebitul turbinei de cădere este: QN = ϕ S 2 g H N (2.20)unde : ϕ − coeficient de debit, care depinde de tipul de turbina ; ϕ 2 g H N − viteza de intrare in turbina la caderea nominala ; S − suprafata de intrare a apei la turbina cu aparatul director complet deschis .La o cadere H < H N debitul va fi : Q =ϕ S 2 g H , (2.21)sau: Q = kq H,unde k q este capacitate a de înghitire a turbinei .Puterea disponibilă la căderea H este deci: 3 P = 9 ,81 η(H) H k q H = 9,81 η(H) k q H 2 (2.22)prin care se evidenţiază şi dependenţa randamentului de cădere η(H), randament carescade la căderi diferite faţă de căderea nominală. Rezultă deci că uzinarea la căderimici afectează exponenţial puterea disponibilă, iar faptul că η(H) < ηmax reduce şimai mult cantitatea de energie electrică produsă la acelaşi debit uzinat dacă nivelele înlac sunt reduse.Puterea asigurată Pa este puterea cu care UHE poate contribui la preluarea sarciniimaxime din sistemul energetic în condiţiile cele mai dificile de exploatare pentrucentrală şi anume în perioada (luna) în care: - la UHE pe firul apei debitele afluente sunt minime (luna în care Qafluent are asigurarea de 75 ... 80%); - la UHE cu lacuri mari, cu regularizare anuală sau multianuală, în faza de golire a lacului.Relaţia generală a puterii asigurate este: Eafluent + ∆Elac (2.23) Pa = Ta 74
  • 75. unde: Eafluent este energia pe care o poate da cursul de apă în regim nebarat, cuQafluent în perioada dificilă; ∆Elac - energia pe care o poate da debitul de golire prin turbine a lacului înperioada critică; Ta - durata (în ore) în care se utilizează UHE pentru acoperirea necesarului deenergie din sistem în perioada critică. Acestă durată depinde de modul de încadrare aUHE în curba de sarcină (vîrf, semivîrf, bază).Din relaţia (2.23) rezultă că la UHE pe firul apei, la care nu există contribuţia lacului,Pa<< Pi, în timp ce la UHE cu lacuri mari Pa= Pi prin aportul lacului (∆Elac >>Eafluent). La amenajările hidroenergetice cu UHE în cascadă Eafluent este dat dediferenţa de bazin, iar ∆Elac este dat de debitul evacuat în aval în faza de golire alacului amonte, cap de cascadă.Trebuie subliniat faptul că, pentru sistemul energetic, puterea asigurată esteprimordială atunci când se definesc planurile de exploatare, în timp ce putereainstalată este numai o „etichetă” a UHE, uneori fără utilitate directă în acoperireaconsumului. Din acest motiv schemele de amenajare pe firul apei, fără acumulări deregularizare cel puţin sezonieră a debitelor, nu sunt recomandabile. La fel ca şimicrohidrocentralele, acestea prezintă interes numai prin energia pe care o producatunci când condiţiile hidrologice sunt favorabile, dar nu îndeplinesc rolul de bază alenergiei hidro – acoperirea vârfurilor de sarcină şi servicii de sistem.2.7.5. Energia livrată de UHEProductibilitatea unei UHE într-un interval de timp dat este valoarea maximă aproducţiei de energie electrică care se poate realiza în condiţiile de exploatare optimăa centralei, prin folosirea integrală a debitelor afluente, cu funcţionarea grupurilor înzona de randament maxim şi cu respectarea planurilor de exploatare.Prezintă interes evaluarea energiei produse pe durata unui semiciclu de umplere saude golire a lacului de acumulare. Nivelurile în lac (măsurate între cota prizeienergetice şi cota apei din lac) la începutul şi la sfârşitul semiciclului sunt h1 şi h2, iarsemiciclul (golirea sau umplerea, după caz) se petrece între timpii T1 şi T2. Energia secalculează prin integrarea puterii livrate în intervalul de timp respectiv: h2 T2 E= ∫h1 P dT = 9,81 ∫ T1 η t Qt H n dT (2.24)unde Qt este debitul turbinat, a cărui valoare este: dh Qt = Qafluent ± S (h) (2.25) dt 75
  • 76. relaţie în care semnul (+) semnifică golire de lac, când golirea se face prin turbinare,iar semnul (-) semnifică umplere de lac. În relaţia (2.25) notaţiile sunt: S(h) suprafaţa lacului la cota h, determinată din curba suprafeţelor lacului; dh viteza de coborâre sau de urcare a nivelului apei din lac. dtÎn expresia căderii nete H n = (h0 − ∆h0 ) + ( hd − ∆hr ) - vezi relaţia (2.15) - primultermen (h0 − ∆h0 ) se poate înlocui cu căderea medie pe intervalul de cote h1 şi h2: n h2 +1 − h1n +1 n h0 , m = (2.17’) n + 1 h2 − h1n n iar cel de al doilea h d − ∆h r ≅ h d se poate admite cvasiconstant, dacă se ţine seamade faptul că pe medie debitele turbinate diferă puţin.În aceste condiţii energia livrată pe semiciclu se poate rescrie sub forma: T2  dh  ∫ E = 9,81ηt Qafluent ± S (h) dt  ( h0, m + hd ) dT = T1   9,81 3600 {∫ ηt (h0, m + hd ) Qafluent dt ± S (h) dh} ∫ (2.26)Pentru a exprima energia în kWh, pentru T se utilizează ca unitate de măsură ora, întimp ce pentru timpul t unitatea de măsură este secunda. De aici intervine termenul decorecţie 3600, atunci când se înlocueşte variabila de integrare T cu t.Dacă se ţine seama de semnificaţia integralelor din relaţia (2.26): ∫Qafluent dt =Wa - Volumul afluent în lac pe intervalul considerat; ∫ S(h) dh=V −V 2 1 - Variaţia volumului în lac în intervalul de timp T1 ... T2,atunci expresia simplificată a energiei produse pe durata unui semiciclu este: E = 9,81 3600 [ η t (h0, m + hd ) W a ± (V 2 − V1 ) ] (2.27)Energia produsă de o UHE într-un an calendaristic se caracterizează de obicei prin doiindici şi anume durata de utilizare (în ore) a puterii instalate, reprezentând raportuldintre energia produsă în anul respectiv şi puterea instalată a centralei T = E / Pi şicoeficientul de hidraulicitate al anului respectiv, reprezentând raportul dintre energiaprodusă şi energia pe care uzina o poate produce în anul hidrologic mediu, energiecare a stat la baza definirii parametrilor caracteristici şi a economicităţii amenajării. 76
  • 77. BIBLIOGRAFIEBreabăn, V. (1997). Amenajări hidroenergetice. Universitatea Ovidius Constanţa.Brown J.,G. (1970). Centrale hidroelectrice de putere mare. Editura Tehnică,Bucureşti.CBDB (2006). Highlights of Brazilian Dam Engineering.CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering .NewDelhi.Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. EdituraTehnică, Bucureşti.Cogălniceanu, A. (1986). Bazele tehnice şi economice ale hidroenergeticii. EdituraTehnică, Bucureşti.Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate.Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill.Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power, Microsoft®http://uk.encarta.msn.com © 1997-2007 Microsoft Corporation.Jiazhu, W. (2000). Progress at Three Gorges: the World largest water resourcesproject. Hydropower and Dams, Vol.7, Issue 4.Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE,Delft.Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim.Kolgaard, E.,B., Chadwick, W.,L. editors, (1988). Development of Dam Engineeringin the United States. Pergamon Press.Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of ColoradoBoulder.Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest.Pavel, D. (1933). Plan general d’amenagement des forces hydrauliques en Roumanie.IRE, Bucharest.Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică,Bucureşti.Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja, V. (1970). Amenajărihidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică,Bucureşti. 77
  • 78. UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.2. Generalităţi asupraschemelor hidroenergetice.UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.3. Lacul de acumulareUPB. (2006). Hidroenergetica. http://www.hydrop.pub.ro/vn_cap12.pdf.USBR. Power Resources Office (2005). Hydroelectic Power. US Department of theInterior publications, Denver.Wikipedia. (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org. 78
  • 79. 3 STABILIREA PARAMETRILOR ENERGETICI ŞI DIMENSIONAREA UHEDimensionarea unei amenajări hidroenergetice implică alegerea variantei de schemăde amenajare, stabilrea parametrilor energetici ai uzinei (înălţimea barajului şivolumul util al lacului de acumulare, debitul instalat, puterea instalată şi numărul şitipul grupurilor), precum şi dimensionarea circuitului hidraulic (arii de scurgerepentru aducţiuni şi derivaţii forţate, panta şi secţiunea galeriei sau a canalului defugă).Scopul amenajării este fructificarea maximă, în condiţii rentabile economic, apotenţialului energetic al sectorului amenajat prin producere de energie hidroelectrică.Parametrii energetici şi dimensiunile circuitului hidraulic afectează direct energiahidroelectrică produsă, dar şi costurile de realizare a lucrării. Valorile mai mici aleparametrilor energetici şi dimensiunile mai mici reduc costul investiţiei dar şiîncasările din energia produsă. Pe de altă parte mărirea parametrilor energetici şi adimensiunilor circuitului hidraulic conduce la costuri de investiţie mai mari dar şi laîncasări mai mari din energia produsă, care pot compensa surplusul de cost. Stabilireaunui echilibru raţional, economic avantajos, între aceste două tendinţe se face princalcule energo-economice.3.1. INDICATORII TEHNICO – ECONOMICI AI UHECentrala hidroelectrică sau, mai general, uzina hidroelectrică este caracterizată deputerea instalată Pi şi de energia produsă în anul hidrologic mediu E. Indicatoriieconomici principali sunt investiţia şi cheltuielile anuale.Investiţia (Inv) reprezintă totalitatea cheltuielilor efectuate pentru realizarea uzineihidroelectrice.Cheltuiala anuală de exploatare (Cae) reprezintă costurile de operare (inclusivsalarii), de întreţinere curentă a uvrajelor, reparaţii curente şi capitale aleechipamentelor, etc. În cazul general al unei centrale electrice care consumăcombustibil pentru producerea energiei electrice, cheltuielile anuale de exploatare seexprimă sub forma: Cae = cp Pi + cc pc E (3.1) Puterea instalată Energia produsă într-un an 79
  • 80. unde: cp sunt cheltuieli anuale specifice, considerate direct proporţionale cu putereainstalată (lei/kW); cc este consumul specific de combustibil convenţional (tonă / kWh); pc preţul de cost al combustibilului convenţional (lei / tonă);Primul termen al relaţiei reprezintă cheltuieli fixe, proporţionale cu puterea instalată,iar cel de al diolea termen reprezintă cheltuieli variabile, propoprţionale cu energiaprodusă. În cazul uzinelor hidroelectrice, cel de al doilea termen este foarte mic(consumul propriu al centralei pentru instalaţiile de răcire, climatizare, iluminat,operare etc.) şi poate fi neglijat în comparaţie cu celelalte cheltuieli.Cheltuielile anuale totale (Cat) includ, pe lângă cheltuielile de exploatare şiprelevătrile de amortizare a investiţiei: Cat = A * Inv + Cae (3.2)unde apare A cota de amortisment.Indicatorii tehnico-economici specifici se obţin din indicatorii de bază: iP = Inv /P (lei /kW) reprezintă investiţia specifică; pc = Cat / E (lei/kWh) reprezintă preţul de cost mediu al energiei produse.Comparativ cu celelalte tipuri de centrale electrice, centralele hidroelectrice auinvestiţia specifică mare, datorită volumului mare de construcţii implicate înrealizarea lor, dar preţul de cost al energiei este mic, datorită faptului că nu esteafectat de costul pentru combustibil iar amortismentul este mai mic datorită durateimari de viaţă a uzinei hidroelectrice.3.2. CONDIŢII PENTRU COMPARAREA VARIANTELORRelaţiile dintre parametri şi dimensiunile diferitelor elemente ale unei amenajărihidroenergetice, efectul lor energetic, costul investiţiilor şi cheltuielile anuale pentruexploatere nu se pot exprima în formulări matematice exacte. Din această cauză, laselecţia parametrilor energetici sau a dimensiunilor obiectelor amenajării este necesarsă se examineze, pentru fiecare parametru sau dimensiune, mai multe variante,determinându-se pentru fiecare variantă puterea instalată sau asigurată, cantitatea deenergie produsă într-un an, calitatea energiei (de vârf, de semivârf sau de bază),precum şi costul investiţiei şi a cheltuielilor anuale de exploatare.Selecţia se face prin comparare de variante, dar pentru comparare variantele trebuie săfie comparabile. Analiza comparativă a eficienţei variantelor de realizare a unuiproiect de investiţii în energie comportă mai multe etape:- analiza comparabilităţii variantelor din punctul de vedere al puterii instalate şi acantităţii şi calităţii energiei produse; în cazul în care variantele nu sunt comparabile,ele sunt aduse la comparabilitate prin echivalare;- calculul valorii indicatorilor tehnico-economici pentru fiecare variantă studiată; 80
  • 81. - compararea variantelor luate în considerare şi alegerea celei mai bune variante, pebaza unui criteriu de selecţie, cum ar fi timpul minim de recuperare a investiţiei,cheltuelile anuale totale minime, beneficiul maxim, cheltuelile actualizate totaleminime.3.2.1. Aducerea la echivalenţă a variantelorEchivalarea calităţii energiilor produseÎn funcţie de încadrarea în curba de sarcină centrala hidroelectrică poate produceenergie de vârf (Ev), energie de semivârf (Esv) sau energie de bază (Eb). De cele maimulte ori în cursul unui an o UHE produce mai multe feluri de energie în funcţie desezon, de volumul de regularizare al lacului şi de debitul afluent. Într-un sistem dereglementări raţional stabilit de autoritatea energetică (sau într-o piaţă energeticăliberă) preţurile celor trei tipuri de energie diferă. Preţul de achiziţie al energiei devârf (pv) este mai mare decât preţul de achiziţie al energiei de semivârf (psv) şisemnificativ mai mare decât preţul de achiziţie al energiei de bază (pb). Pentru a seţine seama de contribuţiile diferite în sistemul energetic ale variantelor de UHEstudiate se introduce echivalentul în bază al energiei produse, care se calculează curelaţia: p p Ee,b = E b + psv Esv + pv Ev (3.3) b bÎn comparaţiile implicate în procesul de selecţie / dimensionare energia atribuită uneivariante este energia echivalentă în bază.Echivalarea variantelor din punct de vedere al cantităţii de energie produsăPentru analiza comparativă se aleg n variante de amenajare (j= 1, n), fiecare având oproducţie anuală de energie echivalentă în bază (Ee,b)j şi un consum propriu tehnologic(Et)j. Consumul tehnologic corespunde energiei consumate pentru operarea uzinei(răcire, climatizare, iluminat etc).Pe baza şirurilor de valori Ee,b şi Et se aleg variantele cu (Ee,b)max şi (Et)min. Pentru cacelelalte variante să devină echivalente cu varianta ideală, cu producţie maximă şi cuconsum propriu minim, fiecărei variante j treebuie să i se ataşeze câte o centrală deechivalare capabilă să producă anual: (∆Ee,b ) j , Ech = [( Ee,b ) max − ( Ee,b ) j ] + [( Et ) j − ( Et ) min ] (3.4)Centrala de echivalare se consideră a fi o termocentrală cu combustibili fosili, carelucrează în tandem cu centrala hidro j.Echivalarea variantelor din punct de vedere al puteriiPentru centralele pe firul apei echivalarea se face pentru puterile asigurate, în timp cepentru uzinele hidroelectrice cu lacuri de acumulare mari, la care puterea asiguratăeste practic egală cu puterea instalată, echivalarea se face pentru puterea instalată.Notaţia P semnifică în continuare, după caz, Pa sau Pi . Se admite că puterea necesară 81
  • 82. acoperirii consumului tehnologic este cu mult mai mică decât puterea centralei şi decică nu este necesară o echivalare şi după acest parametru secundar.În aceste condiţii, cele n variante (j= 1, n), incluse în analiză sunt caracterizate deputerile (P)j . Se alege dintre acestea varianta cu (P)max. Pentru ca celelalte variante sădevină echivalente cu varianta maximală trebuie să li se asocieze câte o centrală deechivalare cu puterea: (∆P ) j , Ech = ( P) max − ( P) j (3.5)Şi de această dată centrala de echivalare, care compensează deficitul de putere alvariantei j, se alaege a fi o termocentrală fictivă cu puterea (∆P ) j , Ech .În anumite situaţii se impun şi alte echivalări, legate de fiabilitatea variantelor, careare implicaţii în puterea de rezervă pentru reparaţii, sau legate de pierderea de energiepe liniile de transport, atunci când amplasamentele variantelor comparate sunt multdiferite ca poziţie în teritoriu. Detalii privind aceste echivalări sunt în referinţaCogălniceanu (1986) din lista bibliografică a capitolului.În figura 3.1 se prezintă sugestiv conceptul de echivalare. Variantele de UHE careintră în comparaţie au cuplate centrale de echivalare. UHEj CTEj,Ech (∆P ) j , Ech (P)j , (Ee,b)j (∆E e,b ) j , Ech Figura 3.1. Ilustrarea grafică a conceptului de aducere la echivalenţă3.2.2. Indicatori de comparaţieIndicatorii de comparaţie sunt cheltuielile de investiţie şi cele care decurg dinrecuperarea investiţiei şi cheltuielile anuale de exploatare. Datorită faptului că pentrucomparaţie variantele de UHE analizate devin echivalente numai prin ataşarea uneicentrale de echivalare, indicatorii devin:Investiţia: Inv = (Inv)j + (Inv)j,Ech (3.6)unde: (Inv)j,Ech = ip,Ech (∆P)j,Ech (3.7) 82
  • 83. în care ip,Ech este investiţia specifică (lei/kW) pentru realizarea unei centrale deechivalare.Cheltuielile anuale de exploatare: Cae = (Cae)j + (Cae)j,Ech (3.8)unde cheltuielile anuale de exploatare pentru centrala de echivalare sunt: (Cae)j,Ech = cp (∆P)j,Ech + cc pc (∆Ee,b)j,Ech (3.9)În relaţia (3.9) au intervenit notaţiile cp care reprezintă cheltuielile anuale specificepentru centrala de echivalare, considerate direct proporţionale cu puterea instalată(lei/kw) şi cc şi pc care reprezintă consumul de combustibil convenţional şi respectivpreţul combustibilului convenţional.3.3. CRITERII DE SELECŢIE ŞI DE DIMENSIONARE3.3.1. Criterii bazate pe durata de recuperare a investiţieiUn prim set de criterii acceptă un termen normat de recuperare a investiţiei Tr,n , carevariază în funcţie de etapă şi de conjuctura economică. În etapa actuală (anii 2005 ...2008) termenul de recuperare normat pentru amenajările din România poate fi stabilitîntre 15 şi 25 de ani.Selecţia variantei de schemă de amenajareAtunci când pentru alegerea schemei de amenajare şi a parametrilor nominali aferenţise acceptă criteriul termenului de recuperare normat, selecţia se face prin comparare deperechi de variante. Dacă pentru amenajarea sectorului de râu se propun schemele deamenajare (1) şi (2), caracterizate prin: Schema 1 InvS1 = (Inv)1+ (Inv)1,Ech CaeS1 = (Cae)1 + (Cae)1,Echşi Schema 2 InvS2 = (Inv)2+ (Inv)2,Ech CaeS2 = (Cae)2 + (Cae)2,Echatunci schema cu investiţia proprie mai mare conduce în mod normal la o reducere acheltuielilor anuale de exploatare (prin reducerea investiţiei în centrala de echivalare şia cheltuielilor anuale pentru producerea energiei în centrala de echivalare ca urmare areduceri pierderilor de putere şi de energie în varianta mai scumpă):Dacă pentru InvS2 > InvS1 se obţine CaeS2 < CaeS1 , atunci varianta de schemă 2 estepreferată faţă de schema 1 dacă recuprarea diferenţei de cost al investiţiei prinreducerea cheltuielilor de exploatare se face într-un timp Tr: InvS2 - InvS1 Tr = (3.10) (Cae)1 - (Cae)2mai mic decât timpul de recuperare normat Tr < Tr,n. 83
  • 84. Dimensionarea elementelor din schema de amenajareAriile de curgere, pantele hidraulice şi alte dimensiuni ale obiectelor din schema deamenajare, care au efecte asupra energiei produse, se determină folosind unul dintrecriteriile: - cheltuieli anuale totale minime Cat = min - beneficiu maxim Benefciu = pl E – Cat = maxunde pl este preţul de livrare al energiei produse.Pentru o variantă j cheltuielile anuale totale se exprimă sub forma: 1 Catj = [ (Inv)j + (Inv)j,Ech ] + (Cae)j + (Cae)j,Ech Tr,n (3.11)Raportul dintre investiţia totală şi timpul de recuperare normat este echivalentul coteianuale de amortisment. Expresia (3.11), a cheltuielii anuale totale, se substitue, dupăcaz, fie în criteriul Cat = min, fie în criteriul Benefciu = max. Sub această formăoricare dintre cele două criterii nu ţin însă seama de eşalonarea investiţiilor, de duratadiferită de viaţă a variantelor şi de rata de amortizare diferită. Neglijarea acestoraspecte nu este deranjantă în cazul dimensionării elementelor circuitului hidraulic, acăror variante nu au durate diferite de viaţă şi la care o modificare de diametru sau depantă nu are consecinţe majore asupra tehnologiei sau a duratei de execuţie.3.3.2. Criteriul cheltuielilor toatale actualizate minimeIndicatorii de comparare a variantelor de amenajare - costul investiţiei, rata deamortisment, cheltuielile anuale de exploatare – depind de timpul de realizare ainvestiţiei, de durata de viaţă a componentelor (echipamente şi construcţii) şi deevoluţia preţurilor în energetică şi nu numai. Pentru a se putea compara valori băneşticheltuite sau încasate la momente de timp diferite este necesară actualizarea acestora.Noţiunea de actualizareDeţinătorul unei sume de bani (în cazul dat grupul financiar interesat de o investiţie înenergetică) are două alternative: ori îi depune la bancă ori îi investeşte. Pentru a sejustifica actul investiţional, câştigul obţinut în urma investiţiei trebuie să fie cel puţinegal cu dobânda oferită de bancă.Înainte de compararea unor sume băneşti încasate sau cheltuite la momente diferite detimp, acestea trebuie aduse la comparabilitate prin actualizarea lor faţă de un momentde referinţă unic. La analiza eficienţei unui proiect de investiţii energetic se ia camoment de referinţă începutul livrării de energie în sistem .Orice cheltuială se face cu o rată de eficienţă r de pe piaţă, care se compară cu ratamedie a dobânzii d. Depunerea unei sume de bani la bancă asigură un cîştig prindobînda d , deci orice altă acţiune ar trebui să aibă o rată de eficienţă cel puţin egalăcu d.Dacă operaţiunea durează mai puţin de un an, câştigul se determină prin dobândasimplă. Dacă operaţiunea durează mai mult de un an, pentru determinarea câştiguluise utilizează dobânda compusă. Aceasta se calculează ca fiind dobânda la dobândacapitalizată succesiv, pe întreg intervalul de operare, la care se adună dobânda lacapitalul iniţial (V). Acest mod de calcul conduce la expresia: 84
  • 85. V’ = V (1+d)n sau V’ = V (1+r)n (3.12)unde: V’reprezintă valoarea de primit la sfârşitul perioadei de depunere; V – valoarea depusă iniţial, d sau după caz r – rata dobânzii sau rata anuală de actualizare; n – numărul de ani de depunere.Parametrul economic care reflectă creşterea valorii în timp a banilor prin capitalizarese numeşte rată de actualizare. Aceasta poate fi rată aparentă de actualizare, careinclude şi rata inflaţiei f şi se utilizează în analizele efectuate în moneda curentă, saurata reală de actualizare, care nu ţine seama de devalorizarea în timp a monedei,pentru că se raportează la o monedă „forte”. Relaţia între ratele reală şi aparentă deactualizare este: r = (1+r’) (1+f) - 1unde s-au utilizat notaţiile: r – rata aparentă de actualizare, r’– rata reală deactualizare, f –rata inflaţiei. Pentru România,în această etapă, rata reală de actualizarevariază în gama 8-12%.În esenţă, pentru investiţii, actualizarea înseamnă penalizarea cheltuielilor făcute înavans faţă de momentul de referinţă (începerea livrării de energie) şi bonificareacheluielilor făcute ulterior momentului de referinţă. Suma cheltuită cu t ani în avanseste blocată faţă de piaţa de capital. Dacă ar fi fost depozitată în bancă, cu ratadobânzii d, aceasta ar fi avut la momentul de referinţă valoarea: t V-t = V (1+ d ) (3.13)Invers, suma celtuită cu t ani mai târziu a putut fi depozitată în bancă în toţi aceşti anişi a produs dobîndă, asfel că pentru a avea la momentul investirii suma V estesuficient să fi avut la momentul de referinţă suma: –t Vt = V (1+d ) (3.14)Pentru a se realiza importanţa actualizării, se consideră două exemple simple. Înprimul caz, pentru realizarea proiectului unei amenajări hidro studiile de teren s-aurealizat conform programului, dar proiectul a devenit sursă de hidroenergie cu 5 animai tîrziu. Dacă se admite o dobândă de 10% pe an, atunci costul studiilor CS raportatla momentul de referinţă este CS-5 = (1+0,1)5= 1,61 CS. La o amânare a realizăriiproiectului din motive legate de autorizare, devansul studiilor faţă de momentulînceperii livrării de energie devine 10 ani. Pentru aceleaşi condiţii ale pieţei de capitalcostul studiilor CS raportat la momentul de referinţă este CS-10 = (1+0,1)10 = 2,59 CS .Proiectul poate deveni chiar nerentabil dacă sumele CS sunt mari.În cel de al doilea exemplu, printr-o planificare atentă, anumite cheltuieli de investiţiiaferente UHE, cum ar fi modernizarea drumurilor de acces ID se pot face ulteriormomentului de referinţă (începerea livrării de energie). Dacă suma ID se va investi cu5 ani mai târziu, atunci valoarea actualizată devine ID5 = ID (1+0,1)-5 = 0,62 ID. Dacăse amână momentul investirii cu 10 ani, atunci ID10 = ID (1+0,1)-10 = 0,39 ID. Asfel 85
  • 86. de reduceri ale capitalului investit prin eşalonare pot fi element determinant înpromovarea unui proiect.Actualizarea investiţieiPntru început se stabilesc perioadele careacteristice în derularea unui proiect şicategoriile de cheltuieli de investiţie care intră în procesul de actualizare. Cu referirela figura 3.2, perioadele caracteristice sunt: PIF – Începerea livrării de energie în sistem Începerea Finalul execuţiei exploatării tc tg tv,1 tf Durata de funcţionare tv,2 Figura 3.2. Perioade caracteristice în construcţia şi exploatarea unei UHEMomentul de referinţă este PIF, care semnifică punerea în funcţiune a UHE, adicăînceperea livrării de energie în sistem. Perioada de realizare a UHE este tc + tgconstrucţia începând cu tc ani înainte de PIF şi fiind finalizată (gata) cu tg ani dupăPIF. Aşa cum s-a amintit, o serie de lucrări pot fi realizate sau terminate dupăînceperea livrării de energie: amenajări la coronamentul barajului, injectareacâmpurilor superiore la barajele arcuite, terminarea regularizării albiei din aval,expropieri şi defrişări în zona dintre NNR şi nivelul maxim al lacului etc.După începerea exploatării, o serie de echipamente îşi termină durata de viaţă tvînainte de durata de funcţionare proiectată pentru amenajare tf. În această categorieintră generatoarele, apoi turbinele, unele instalaţii auxiliare etc. Dacă pentru unechipament, obiect de construcţie sau instalaţie tv < tf , atunci pe parcursul exploatăriieste necesară înlocuirea sau cel puţin reabilitarea acestuia. Costul implicat estedenumit investiţie de înlocuire (Iînl). Pe de altă parte, sunt obiecte ale amenajării careau durata de viaţă semnificativ mai mare decât durata de funcţionare proiectată pentruamenajare, care este o durată convenţională în care se admite că se amortizeazăinvestiţia iniţială. Atunci când tv > tf , pentru obiectul respectiv se regăseşte oinvestiţie remanentă (Irem) care se va putea recupera prin postutilizare (utilizareadupă durata de viaţă convenţională a UHE).Fiecare dintre cele trei feluri de investiţii trebuie actualizată. Pentru investiţiapropriu-zisă se pleacă de la eşalonarea acesteia pe perioada de construcţie: Inv = I1 + I2 + I3 + ..........+ Itc + Itc+1 + Itc +2 ....+ Itc +tg (3.15) 86
  • 87. Din relaţiile (3.13) şi (3.14), folosind în loc de dobândă bancară d rata de actualizarer, rezultă investiţia actualizată: tc -1 tc -2 tc -3 Inv’ = (1+r) I1 + (1+r) I2 + (1+r) I3 + ....... + Înainte de PIF + (1+ r) -1 I tc+1 + (1+ r) -2 I tc+2 + (1+ r) -3 I tc+3....... + (1+ r) –tg I tc+tg (3.16) După PIFSintetic relaţia (3.16) se scrie mai departe: Inv’ = k Inv, (3.17)unde k este denumit factor de actualizare.Investiţia de înlocuire a unui obiect sau echipament j cu durata de viaţă tv,j < tfactualizată la momentul PIF are expresia: - tv,,j Iînl’j = (1+r) Iînlj (3.18)Pentru toate obiectele şi echipamentele din această catgorie investiţia de înlocuireactualizată este: - tv,,j Iînl’ = ∑j (1+r) Iînlj (3.19)Investiţia remanentă a obiectelor j, cu tv,j > tf , este dată de suma ratelor deamortisment rămase de achitat după expirarea duratei de funcţionare proiectată pentruamenajare. Este necesar de a se stabili cota de amortizare ţinând şi de această datăseama de actualizare.Pentru o investiţie oarecare INV cu durata de viaţă tv recuperarea capitalului investit tvse poate face printr-o cotă anuală de amortizare ∆I astfel încât INV = ∑1 ∆I. Dacă seadmit cote egale ∆I nu se ţine însă seama de faptul că o sumă ∆I, recuperată după nani, are o valoare mult mai mică când se face evaluarea economică la momentulpunerii în funcţiune. Dacă suma ∆I prelevată atunci ar fi fost investită în piaţa decapital, sau s-ar fi constituit un depozit bancar, atunci valoarea peste n ani ar fi fost: n ∆I = (1+r) ∆Ianul n (3.20)Dacă se face actualizarea la momentul PIF a ratelor anuale de amortisment, atuncirecuperarea investiţiei trebuie să se obţină din valorile actualizate anuale: 1 2 3 tv INV = ∆I (1+r)- + ∆I (1+r)- + ∆I (1+r)- +..............+ ∆I (1+r)- = tv 1 – (1+r)- -1 ∆I [progresie geometrică cu raţia (1+r) ]= ∆I (3.21) r 87
  • 88. Rezultă deci că valoarea corectă a ratei de amortizare este: r ∆I = tv INV= A* INV (3.22) 1 – (1+r)-unde factorul A depinde de durata de viaţă a obiectului sau a echipamentului ce seamortizează, dar şi de rata aparentă de actualizare.Importanţa actualizării cotelor de amortisment este cu atât mai mare cu cât durata deviaţă a obiectului este mai mare. Astfel, pentru tv = 10 ani, prelevarea de cote egale arconduce la ∆I = INV / 10 = 0,1 INV, adică la A = 0,1, în timp ce cota actualizată dupărelaţia (3.22) este A= 0,162. Pentru tv = 50 ani, prelevarea de cote egale ar conduce la∆I = INV / 50 = 0,02 INV, adică la A = 0,02, în timp ce cota actualizată după relaţia(3.22) este A= 0,108, adică de peste 5 ori mai mare.Ţinând seama de actualizarea cotelor de amortisment şi de faptul că investiţiaremanentă a obiectelor j cu tv,j > tf este dată de suma ratelor de amortisment rămasede achitat după expirarea duratei de funcţionare proiectată pentru amenajare, valoareaactualizată a investiţiei remanente este pentru un obiect j: tf +1) tf +1) tv, j Irem’j = ∆I [ (1+r)- ( + (1+r)- ( + ............. (1+r)- ]= r tv,,j Inv,j [progresie geometrica cu ratia (1+r)-1] = 1 – (1+r)- tf tv, j (1+r)- - (1+r)- Inv,j tv, j (3.23) 1- (1+r)-Investiţia remanentă totală este suma investiţiilor remanente ale obiectelor cu tv,j > tf Irem’ = ∑ j Irem’j (3.24)Actualizarea cheltuielilor anuale de exploatareCheltuielile anuale de exploatare pot avea şi ele variaţii importante într-o perioadă aşade lungă de timp cum este durata de funcţionare proiectată pentru amenajare tf. Pelângă inflaţie mai apar schimbarea preţului combustibilului, modificări salariale etc.Dacă s-ar putea face o predicţie asupra acestor cheltuieli, ştiind pentru anul i valoareacheltuielii anuale de exploatare Caei , atunci actualizarea ar urma calea firească: tf ∑ Cae’ = (1+r) -1 Cae ,1 + (1+r) -2 Cae ,2 + ……(1+r) - tf Cae , tf (3.25) 1Pentru a depăşi însă acest inconvenient, se introduce noţiunea de cheltuială anuală deexploatare convenţională Cae,c . Teoretic valoarea acesteia se determină din egalareasumelor (3.25) cu tf t ∑ Cae’ = Cae,c [ (1+r) -1 + (1+r) -2 + ........+ (1+r) - f ] (3.26) 1 88
  • 89. iar în calculele energo-economice se ia valoarea: tf -t f ∑ Cae’ = Cae,c 1 – (1+r) (3.27) 1 rEvaluarea cheltuielilor actualizate totalePentru o variantă j cheltuielile actualizate totale în UHE, fără a include deocamdatăcheltuielile aferente centralei de echivalare, sunt: tf CTAUHE = Inv’ + Iînl’ – Irem’ + ∑ Cae’ (3.28) 1Investiţia totală actualizată este Inv’,T = Inv’ + Iînl’, iar investiţia remanentă se poateexprima în funcţie de investiţia totală actualizată, dacă se admite că prin investiţiile deînlocuire întreaga UHE va deţine o durată de viaţă tv > tf , aceaşi pentru toateobiectele. În aceste condiţii relaţia (3.28) se poate scrie sub forma ( a se vedea relaţiile(3.23) şi (3.27)): tf tv t (1+r)- - (1+r)- 1 – (1+r)- fCTAUHE = Inv’,T [ 1 - tv ] + Cae,c = 1- (1+r)- r tf t 1 - (1+r)- 1 – (1+r)- f = Inv’,T + Cae,c = - tv r 1- (1+r) - tf 1 - (1+r) r = [ tv Inv’,T + Cae,c ] (3.29) r 1 – (1+r)-Din expresia (3.29) se remarcă faptul că pentru orice variantă de UHE, indiferent de tfindicatorii de comparaţie Inv şi Cae, factorul [ 1 - (1+r)- ] / r nu se modifică.Rezultă deci că alegerea duratei de funcţionare proiectate pentru amenajare tf nu estede natură să afecteze comparaţia dintre variante. Totuşi, este important să se aleagăaceastă durată suficient de mare (peste 40 ... 50 de ani) pentru a se putea pune înevidenţă investiţiile de înlocuire.Formularea criteriulu CTA = minAşa cum s-a arătat în paragraful 3.2, variantele de UHE analizate devin echivalentepentru comparaţie numai prin ataşarea unei centrale de echivalare. Chiar dacă centralade echivalare este o entitate fără realizare fizică efectivă, din punct de vedereeconomic aceasta este tot o investiţie, iar operarea ei implică de asemenea cheltuielide exploatare. Actualizarea cheltuielilor totale aferente centralei de echivalareurmează acelşi proces cu cel descris pentru UHE. Ca urmare, expresia cheltuielilortotale actualizate pentru centrala de echivalare CTAEch va fi identică cu relaţia (3.29),intervenind de această dată Inv’,Ech şi Cae,Ech.. tfDat fiind faptul că facorul [ 1 - (1+r)- ] / r din expresiile de tip (3.29) este invariantîn procesul de selecţie şi de dimensionare, criteriul cheltuielilor toatale actualizateminime CTA = min se reduce la minimizarea expresiilor din interiorul parantezelor tvmari. Pe de altă parte, factorul care multiplică investiţia şi anume r / [ 1 - (1+r)- ] 89
  • 90. este tocmai factorul de amortisment A din relaţia (3.22). Ca urmare, criteriul se scriesub forma: CTAUHE + CTAEch = min (3.30)care are forma finală: CAT’ = A Inv’,T + Cae,c + AEch Inv’,Ech + Cae,Ech. = min (3.31)Dacă se compară formularea (3.31) cu formularea (3.11) a criteriului cheltuieliloranuale totale minime: 1 Catj = [ (Inv)j + (Inv)j,Ech ] + (Cae)j + (Cae)j,Ech = min (3.11’) Tr,nse constată că, la prima vedere, cele două criterii CTA= min şi Cat = min austructura identică. Din acest motiv criteriul CTA = min se rescrie sub forma CAT’ =min, recunoscând că expresia (3.30) este de natura unei cheltuieli anuale actualizate.Deosebirile sunt însă esenţiale. În criteriul CAT’ = min intervin durata de execuţie şieşalonarea investiţiei, durata de viaţă a obiectului sau a UHE şi fluctuaţiile prognozateale cheltuielilor de exploatare (pentru a depăşi incertitudinile privind aceste fluctuaţiise fac scenarii şi studii de sensibilitate).Modul de aplicare a criteriuluiLa selecţia elementelor cu variaţie discretă, cum ar fi scheme diferite de amenajare (canumăr de captări secundare de exemplu), numărul de grupuri în centrală, etc. la carenumărul de variante este limitat, pentru fiecare variantă se evaluează CAT’ cu relaţia(3.31) şi se alege varianta cu CAT’ = min.La dimensionarea elementelor cu variţie continuă, cum sunt debitul şi putereainstalată, înălţimea barajului, diametrul galeriei de aducţiune sau al conductei forţateetc, parametrul de dimensionare (Qi , Pi , Hb , Dad, Dcf ) se notează cu X. Expresia(3.31) a criteriului se rescrie sub forma: CAT’ = CAT’UHE (X) + CAT’Ech (X) = min (3.32)unde se diferenţiază CAT’UHE (X) = A Inv’,T (X) + Cae,c (X)cheltuielile aferente UHE propriuzise, crescătoare cu X şi CAT’Ech (X) = AEch Inv’,Ech (X) + Cae,Ech (X)cheltuielile aferente centralei de echivalare, descrescătoare cu X, dat fiind faptul căprin creşterea debitului instalat, a puterii, a căderii sau a ariilor de curgere variantaUHE se aproprie de varianta maximală şi deci centrala de echivalare se reduce caputere şi ca livrare de energie .În situaţiile în care CAT’UHE (X) şi CAT’Ech (X) au exprimări analitice, condiţia deminim (3.32) se impune prin anularea derivatei I în raport cu X: 90
  • 91. ∂ [ CATUHE ( X ) + CATEch ( X ) ] = 0 ⇒ X (3.34) ∂XÎn cele mai multe cazuri, definirea exprimărilor analitice este dificilă sau chiarimposibilă. Ca urmare, se recurge la o rezolvare grafică. Pentru 3...5 valori aleparametrului de dimensionare X se calculează numeric CAT’UHE (X) şi CAT’Ech (X).Reprezentarea lor pe acelaşi grafic (fig. 3.3) şi sumarea grafică permite trasarea curbeiCAT’(X). Minimul curbei (sau zona de minim) defineşte valoarea optimă aparametrului X. C CAT’at CAT’(X) CAT’UHE (X) CAT’Ech (X) X Xmin Xopt Xmax Figura 3.3. Rezolvarea grafică a minimizării cheltuielilot anuale actualizateÎn paragraful următor se prezintă o serie de exemple de aplicare a criteriilor deselecţie şi de dimensionare la proiectarea unei UHE.3.4. EXEMPLE DE APLICARE A CRITERIILOR ENERGO-ECONOMICE LA DIMENSIONAREA UNEI UHE3.4.1. Determinarea puterii instalateÎn paragraful 2.7.4 din capitolul 2 s-au definit puterea asigurată Pa şi putereainstalată Pi a unei UHE. Se reaminteşte faptul că puterea asigurată este puterea cucare UHE poate contribui la preluarea sarcinii maxime din sistemul energetic încondiţiile cele mai dificile de exploatare pentru centrală. Relaţia generală pentruputerea asigurată este: Eafluent + ∆Elac (3.35) Pa = Taunde: Eafluent este energia pe care o poate da cursul de apă în regim nebarat, laQafluent în perioada dificilă; 91
  • 92. ∆Elac - energia pe care o poate da debitul de golire prin turbine a lacului înperioada critică; Ta - durata ( în ore) în care se utilizează UHE pentru acoperirea necesaruluide energie din sistem în perioada critică. Acestă durată depinde de modul de încadrarea UHE în curba de sarcină (vîrf, semivîrf, bază).În cazul UHE cu lacuri de acumulare mari, prin aportul lacului ∆Elac >> Eafluent şi caurmare Pi = Pa . În schimb, la UHE pe firul apei, la care nu există contribuţia laculuiPa<< Pi. În cele ce urmează se prezintă modul de determinare a puterii instalate aUHE pe firul apei, sau a UHE cu lacuri mici, care realizează numai regularizărizilnice sau săptămânale.Dacă puterea instalată este mai mare decât puterea asigurată (Pi > Pa) cantitatea şicalitatea producţiei de energie livrate de UHE în sistem cresc, prin reducereadeversărilor şi prin utilizarea mai eficientă a volumului lacului de priză pentruturbinare în perioadele de vârf sau de semivârf de sarcină: ∆E = ∆Ev + ∆Esv + ∆Eb (3.36)Pentru compararea de variante, implicată în procesul de dimensionare, se utilizeazăechivalentul în bază a surplusului de energie produsă (a se vedea relaţia (3.3)): ∆Eeb = ∆Eb + psv / pb ∆Esv + pv / pb ∆Ev (3.37)în care intervin preţurile de achiziţie a energiei de vârf pv de semivârf psv şi de bază pb.În sistemul energetic se contează numai pe puterea asigurată şi, ca urmare, toatevariantele cu Pi > Pa sunt egale din punct de vedere al puterii şi deci directcomparabile din acest punct de vedere.Puterea instalată minimă este chiar puterea asigurată. Dacă se alege o putere instalatămai mare decât puterea asigurată sunt necesare investiţii suplimentare, iar înexploatare sunt implicate cheltuieli de exploatare mai mari. Costurile suplimentare deinvestiţie provin din creşterea debitului instalat (cu efecte asupra dimensiunilor prizei,a aducţiunii şi a derivaţiei forţate) şi a echipamentelor centralei (turbine, generatori,clădirea centralei etc.). Aceste costuri suplimentare sunt justificate numai în măsura încare sunt compensate de surplusul de energie produsă.Pentru evaluarea costurilor suplimentare de investiţie, se admite că acestea sunt directproporţionale cu creşterea puterii: ∆Inv’j = ∆iH ( Pi,j – Pa) (3.38)unde Pi,j este puterea instalată în varianta j. Investiţia specifică ∆iH (lei/kWsuplimentar instalat) se determină studiind pentru UHE două variante cu puterileinstalate Pi,1 şi Pi,2 mai mari decât Pa . Pentru fiecare dintre acestea se evalueazăcostul de investiţie actualizat, obţinându-se Inv’1 şi Inv’2. Raportând diferenţa dintreinvestiţiile actualizate la variaţia puterii rezultă: 92
  • 93. Inv’2 - Inv’1 ∆iH = (3.39) Pi,2 - Pi,1Pentru cheltuielile anuale de exploatare se admite, ca şi până acum, proporţionalitateacu puterea centralei. Surplusul de cheltueli anuale de exploatare specifice ca urmare acreşterii puterii instalate se determină evaluând pentru variantele 1 şi 2 de mai suscheltuielile de exploatare Cae1(c) şi Cae2(c). (c) din paranteze semnifică cheltuieli deexploatare convenţionale. Raportând diferenţa dintre acestea la creşterea puteriirezultă ∆Cae,H , adică cheltuielile anuale specifice (lei/kw suplimentar instalat). Cae2(c) - Cae1(c) ∆Cae,H = (3.40) Pi,2 - Pi,1Utilizând indicatorii specifici, cheltuielile anuale totale actualizate pentru varinta jpropriuzisă, cu puterea instalată Pi,j > Pa au expresia: CAT’ = A ∆iH ( Pi,j – Pa) + ∆Cae,H ( Pi,j – Pa) (3.41)unde A este cota de amortisment, dată de relaţia (3.22).Având efecte energetice diferite variantele j nu sunt direct comparabile. Pentru adeveni comparabile, echivalarea variantelor j se face în raport cu varianta maximală,care are puterea instalată maximă Pi,M permisă de condiţiile din amplasament.Centrala cu puterea instalată maximă poate produce energia echivalentă în bazămaximă Eeb,M şi respectiv surplusul de energie echivalentă în bază ∆Eeb,M faţă devarianta cu Pi = Pa. Pentru ca variantele j să devină comparabile, diferenţa dintresurplusul maxim de energie ∆Eeb,M , realizabil în varianta maximală, şi surplusul deenergia echivalentă în bază ∆Eeb,j din varianta j, trebuie produsă de o centrală deechivalare. Centrala de echivalare este o ipotetică centrală cu combustibili fosili, careare consumul specific de combustibil convenţional cc (tonă / kWh) al cărui preţ este pc(lei / tonă). Costul anual total actualizat al unei variante j, care conţine şi costurile deechivalare are expresia: CAT’j = A ∆iH ( Pi,j – Pa) + ∆Cae,H ( Pi,j – Pa) + cc pc (∆Eeb,M - ∆Eeb,j) (3.42) Amortisment la surplusul Cheltuieli de exploatare Costul energiei de investiţie suplimentare produse în centrala de echivalareValoarea optimă a puterii instalate corespunde condiţiei CAT’j = min. Din expresia(3.42) se diferenţiază cheluielile suplimentare aferente uzinei hidroelectrice CAT’j (UHE) = A ∆iH ( Pi,j – Pa) + ∆Cae,H ( Pi,j – Pa) (3.43)direct proporţionale cu Pi şi costurile energiei produse în centrala de echivalare CAT’j(Cech) = cc pc (∆Eeb,M - ∆Eeb,j) (3.44) 93
  • 94. care scad odată cu creşterea lui Pi şi apropierea acesteia de varianta maximală.Rezolvarea problemei de minim se face pe cale grafică. După cum se poate urmări înfigura 3.4, domeniul de variaţie pentru Pi este cuprins între Pa şi Pi,M. Analizând maimulte variante pentru Pi , minim trei, se evaluează de fiecare dată CAT’j (UHE) şiCAT’j(Cech). Prin punctele de calcul se trasează dreapta aferentă lui CAT’j (UHE) şicurba aferentă lui CAT’j(Cech). Sumarea lor grafică defineşte CAT’(Pi) din relaţia(3.42) . Minimul curbei conduce la Pi optim. CAT’ CAT’(Pi) CAT’ (Cech) CAT’ (UHE) Pa P i, optim Pi,M Pi Figura 3.4. Determinarea puterii instalate optimeZona de minim a curbei CAT’ este rlativ extinsă. În acelaşi timp puterile instalate aleUHE au valori rezultate din puterile nominale ale grupurilor, uzual rotunjite la MW.3.4.2. Determinarea înălţimii barajuluiProcedeul prezentat în acest paragraf se referă la barajele care realizează acumulări cuutilizare predominant energetică. În cazul lacurilor de acumulare cu folosinţe multiplesuma cerinţelor de volume de apă ale folosinţelor determină volumul acumulării iardin curba volumelor caracteristică amplasamentului rezultă înălţimea barajului.Pentru o uzină hidroelectrică, înălţimea barajului are consecinţe energetice atât princăderea asigurată, cu efect direct asupra puterii, cât şi prin volumul util creat, cu efectdirect asupra cantităţii şi calităţii energiei produse în anul hidrologic mediu. Condiţiilemorfologice şi geologice ale amplasamentului limitează superior înălţimea barajului laHb,M. Există de asemenea o înălţime minimă Hb,min, necesară captării debituluiturbinat. Înălţimea optimă a barajului se caută în domeniul (Hb,min ... Hb,M ) şi sedetermină prin compararea cheltuielilor din investiţie pentru baraj şi din exploatareacentralei deservite de baraj cu costul investiţiei şi a producerii energiei în centrala deechivalare. Se utilizeză criteriul cheltuielilor anuale totale actualizate.Pentru o înălţime de baraj dată se determină puterea instalată Pi . În cazul lacurilor cuvolume utile mici se utilizează procedeul descris în paragraful precedent. Pentrubarajele care formează lacuri de acumulare mari, puterea instalată este egală cuputerea asigurată şi, după cum se vede din relaţia (3.35), depinde de volumul util al 94
  • 95. lacului şi de modul de încadrare a centralei hidroelectrice în graficul de sarcină. Odatăstabilită puterea instalată şi încadrarea în graficul de sarcină se determină pentru anulhidrologic mediu energia produsă şi echivalentul în bază al acesteia Eeb .Pentru barajul de înălţime mximă Hb,M, care crează varianta energetică maximală(reperul de echivalare a restului variantelor) puterea instalată este Pi,M iar cantitateade energie echivalent bază produsă în anul hidrologic mediu este Eeb,M.Un baraj de înălţime Hb,j este caracterizat pe de o parte prin costul de investiţieactualizat Inv’j = k Invj (care ţine seama de valoare, de durata de execuţie şi deeşalonare), iar pe de altă parte de efectele energetice (puterea instalată Pi,j şi cantitateade energie echivalent bază produsă în anul hidrologic mediu Eeb,j).Costurile anuale de exploatare a centralei sunt proporţionale cu puterea instalată. Încadrul criteriului CAT’ = min se utilizează cheltuielile anuale de exploatareconvenţionale Cae’(Pi ) . Datorită faptului că puterea instalată depinde la rândul ei deînălţimea barajului, se stabileşte dependenţa cheltuielilor anuale de exploatareconvenţionale de înălţimea barajului Cae’(Hb,j ).Pentru ca varianta j a UHE, cu înălţimea barajului Hb,j , să poată intra în comparaţiade selecţie a variantei optime pentru înălţimea barajului, aceasta trebuie adusă laechivalenţă cu varianta maximală. Variantei j i se ataşeată o centrală de echivalareavând puterea ∆Pj, Ech = Pi,M - Pi,j şi care produce anual ∆Ej,Ech = Eeb,M - Eeb,j.Cheltuielile anuale aferente centralei de echivalare sunt: AEch Inv,Ech + cc pc (Eeb,M - Eeb,j ) = = AEch ip,Ech (Pi,M - Pi,j) + cc pc (Eeb,M - Eeb,j ) (3.45)unde AEch este cota de amortisment pentru centrala de echivalare; ip,Ech este investiţia specifică (lei/kW) pentru realizarea unei centrale de echivalare; cc reprezintă consumul de combustibil convenţional; pc preţul combustibilului convenţional.Cheltuiala anuală totală actualizată pentru varianta j, adusă la echivalenţă cu varintamaximală este (cu AUHE amortismentul pentrun UHE): CAT’j = AUHE Inv’j + Cae’(Hb,j ) + A(Hb ) +AEch ip,Ech (Pi,M - Pi,j) + cc pc (Eeb,M - Eeb,j ) (3.46) B(Hb )în care se pun în evidenţă termenul A(Hb ) care provine din investiţia în baraj şi estecrescător cu înălţimea barajului şi termenul B(Hb ) care provine din echivalareavariantei şi este descrescător cu înălţimea barajului. 95
  • 96. Rezolvarea problemi de minim CAT’(Hb ) se face pe cale grafică. Analizând maimulte variante pentru Hb , cel puţin trei, se evaluează de fiecare dată A(Hb) şi B(Hb ).Prin punctele de calcul se trasează curbele A şi B. Sumarea lor grafică defineşteCAT’(Hb ). Minimul curbei conduce la Hb optim (fig. 3.5). Figura 3.5. Determinarea înălţimii optime a barajuluiDacă această înălţime de retenţie se poate obţine cu baraje de tipuri constructivediferite, atunci la alegerea tipului de baraj trebuie avute în vedere pe lângă costulinvestiţiei şi unele aspecte energetice.Tipul de baraj are efecte directe asupra duratei de execuţie şi a eşalonării alocăriifondurilor de execuţie. Ambele aspecte au consecinţe asupra valorii actualizate ainvestiţiei Inv’. Momentul de referinţă pentru actualizarea cheltuielilor este PIF –ul.Pentru anumite tipuri de baraje începerea turbinării se face la cote restricţionate. Estecazul barajelor de umplutură cu mască amonte, unde ridicarea nivelului în lac se facecu paliere de cotă constantă pentru a permite consumarea deformaţiilor induse depresiunea hidrostatică şi acomodarea măştii cu aceste deformaţii. În această perioadfăa primei umpleri se pierde energie, atât prin descărcarea de debite prin golirile defund, pentru a controla nivelul în lac, cât şi prin uzinarea la cote mai joase. Acestepierderi trebuie incluse în calculele de optimizare.După ce uzina începe livrarea de energie electrică în sistem, anumite tipuri de barajeimpun restricţii asupra regimului de exploatare. Astfel, în cazul barajelor arcuite, la 2..3 ani de la umplerea lacului, este necesară golirea lacului şi menţinerea acestuia lacote coborâte pentru a se realiza reinjectarea rosturilor. Şi de această dată seînregistrează pierderi de energie prin descărcarea de debite în aval şi uzinarea lacăderi reduse.Procedeul de stabilire a înălţimii optime a barajului, în formularea prezentată în acestparagraf, permite recunoaşterea acestor efecte energetice. Trebuie însă subliniat faptul 96
  • 97. că primordiale în selecţia tipului de baraj sunt condiţiile geologice şi morfologice aleamplasamentului.3.4.3. Determinarea diametrelor derivaţieiDerivaţiile UHE mixte, care fac obiectul paragrafului, sunt alcătuite din galeria deaducţiune şi apoi din conductele forţate sau din galeria forţată. Căderea brută şidebitul instalat al UHE se consideră cunoscute, aceşti parametri energetici fiinddeterminaţi în prealabil.Tranzitarea debitului instalat prin derivaţie conduce la pierderi de sarcină şi deci, prinreducerea căderii nete, la pierderi de putere şi de energie. Dacă se aleg diametre micicostul de investiţie al derivaţiei scade dar vitezele de curgere sunt mai mari, conduc lapierderi de sarcină mai mari şi deci la pierderi energetice mai mari. Echilibrul raţionaldintre costurile anuale totale, generate de amortizarea investiţiei dar şi de costurile deexploatare, inclusiv cele aferente centralei de echivalare, conduce la soluţia optimă. Seutilizează criteriile bazate pe durata de recuperare a investiţiei şi anume criteriulcheltuielilor anuale totale minime sau criteriul beneficiului maxim (a se vedeaparagraful 3.3.1).De oarece în cazul unei galerii sau a unei conducte diferenţele de diametru nu conducla schimbarea timpului de execuţie a acestora, sau la modificarea eşalonări investiţiei,nu este necesară actualizarea investiţiei. De asemenea în acestă situaţie particularăinvestiţiile de înlocuire se neglijează, dat fiind faptul că echipamentele hidromecaniceaferente, cu timpi de viaţă mai reduşi decât ai galeriei sau ai conductei forţate (grătare,vane de priză, vane de serviciu, instalaţii asociate etc) au un cost neglijabil încomparaţie cu costul lucrării propriu-zise. Se admite în mod curent că durata de viaţă aderivaţiei este aceaşi cu a UHE şi deci nu intervin investiţii remanente. Faţă de formasimplificată a criteriilor bazate pe durata normată de recuperare a investiţiei, de aceastădată se vor utiliza rate de amortizare diferite pentru investiţii de natură diferită.Diametrul optim al galeriei de aducţiuneGaleria de aducţiune are formă circulară în secţiune transvesală, fiind formă decoincidenţă pentru presiunea interioară. Alcătirea constructivă este prezentată în figura3.6. Figura 3.6. Secţiuni caracteristice prin galeria de aducţiune 97
  • 98. În faza de excavare sprijinirea conturului excavat se realizează de regulă cu torcret şiancore, atunci când nu sunt zone cu accidente geologice majore, sau cu cintremetalice, în porţiunile cu risc major de surpare. În baza studiilor geologice şi a cartăriitraseului, în faza de proiectare se poate estima procentual extinderea zonelor la care seimpune sprijinirea cu cintre.Cămăşuiala definitivă a galeriei este formată dintr-un inel de beton armat, de grosimerelativ mică şi o coroană de rocă injectată, care realizează impermeabilizarea galerieişi asigură preluarea presiunii interioare transmisă de inelul de beton armat.La tranzitarea debitului instalat Qi prin galeria de aducţiune cu diametrul D şilungimea LGA se produc pierderile de sarcină ∆hr,GA. Ca urmare apare o reducere aputerii uzinei cu: ∆P = 9,81η t Q i ∆hr , GA (3.47)şi o reducere a energiei produse în anul hidrologic mediu de: ∆E = ∆P ∗ Tu (3.48)În relaţiile (3.47) şi (3.48) au intervenit notaţiile: ηt randamentul total turbine –generatori şi Tu numărul de ore de turbinare pe an, dependent de încadrarea în curbade sarcină a uzinei (pentru uzine de vârf Tu = 1800 ore).Dat fiind faptul că alegerea diametrului optim se face printr-un proces de compararede variante, variantele trebuie să fie comparabile. Se consideră varianta maximalăvarianta ideală cu pierderi de sarcină zero. Aducerea la echivalenţă (comparabilitate) avariantelor se face asociind fiecărei variante o centrală de echivalare, cu puterea ∆P,care produce în anul hidrologic mediu energia ∆E. Evident că diferenţa de putere ∆Pşi de energie ∆E depind de mărimea diametrului propus pentru galerie.Cheltuielile anuale totale aferente galeriei de aducţiune sunt: CatGA = AGA InvGA + cp, UHE (PM – ∆P) – ATG iTG ∆P (3.49)unde: AGA este cota de amortisment pentru investiţia în galeria de aducţiune InvGA; cp, UHE - cheltuielile de exploatare specifice pentru centrala hidroelectrică, proporţionale cu puterea instalată; PM - puterea instalată maximă, dacă nu ar exista pierderi de sarcină pegaleria de aducţiune; ATG - cota de amortisment pentru investiţia în echipamentul centralei (turbine şi generatori); iTG investiţia specifică (lei/kW) pentru echipamentul centralei.Se remrcă faptul că datorită pierderilor de sarcină se reduc atât cheltuielile deexploatare a centralei (care sunt proporţionale cu puterea, exprimată ca diferenţă 98
  • 99. dintre puterea din varianta maximală şi reducerea puterii datorită pierderilor desarcină) cât şi amortismentele pentru investiţia în echipamentele hidromecanice şielectrice, care se reduce odată cu reducerea puterii.Cota de amortisment se calculează de fiecare dată cu relaţia (3.22): r A= (3.22’) 1 − (1 + r ) − tvîn care tv reprezintă durata de viaţă a investiţiei iar r este rata anuală de actualizare(între 8% şi 12%). Cotele de amortisment AGA şi ATG diferă datorită duratelor de viaţădiferite (se alege de obicei tv=50 de ani pentru galeria de aducţiune şi respectiv tv =25 de ani pentru echipamente).Cheltuielile anuale totale aferente centralei de echivalare sunt: CatEch = AEch iEch ∆P + cp,Ech ∆P + cc pc ∆E (3.50)unde: AEch este cota de amortisment pentru investiţia în centrala de echivalare (din relaţia (3.22) cu tv = 30 de ani); iEch - investiţia specifică (lei/kW) pentru centrala de echivalare; cp, Ech - cheltuielile de exploatare specifice pentru centrala de echivalare; cc - consumul specific de combustibil convenţional (tonă / kWh); pc - preţul de cost al combustibilului convenţional (lei / tonă).Termenul cp, UHE PM care intervine în relaţia (3.49) este constant în raport cu diametrulşi nu influenţează dimensionarea pe baza criteriilor Cat = min sau Benefciu = max. Caurmare, se reţine o formă redusă a expresiei cheltuielilor anuale totale: Cat* = (CatGA - cp, UHE PM) + CatEch = u Inv* GA+ v ∆P + w ∆E (3.51)unde: u = AGA; v = - cp, UHE - ATG iTG + AEch iEch + cp,Ech; (3.52) w = cc pc.În relaţia (3.51), pentru simplificare Cat* se referă la 1m liniar de galerie deaducţiune. Această simplificare este posibilă pentru că lungimea galeriei apare ca unfactor comun în exresiile cheltuielilor anuale totale. Este evident că investiţia estedirect proporţională cu lungimea galeriei pentru toate variantele de diametru studiate.La rândul lor ∆P şi ∆E sunt direct proporţionale cu pierderea de sarcină pe galerie.Pierderile de sarcină longitudinale fiind preponderente, atunci pierderea de sarcină pegalerie este proporţională cu lungimea galeriei şi deci la rândul lor şi ∆P şi ∆E.Evaluarea investiţiei pentru galeria de aducţiune se face plecând de la alcătuireaconstructivă din figura 3.6. Pentru galerii de aducţiune cu diametre în gama 3 ... 5 m,realizate în condiţii geologice medii, se pot admite, preliminar, următoarele elementeconstructive: 99
  • 100. δ – grosimea inelului de beton armat = 20 ... 25 cm; garmatură – consum de armătură pe m3 de beton = 40 kg/ m3; a – supraprofil faţă de diametrul nominal, rezultat din excavare, în medie = 10 ... 15 cm; t – grosimea inelului de torcret (şpriţ – beton) = 6 ... 8 cm; ganc – greutatea unei ancore = 15 kg / ancoră pentru ancore de Φ25, cu lungimea de 4m, cu desimea ancorării de o ancoră pe m2; gcintru – greutatea pe metru liniar de cintru = 11,2 kg / m, pentru cintre din profile I 12; se admite că intervenţia cu cintre este necesară pe cca lc = 10% din traseu; gciment – consumul de ciment pentru injecţiile de umplere şi consolidare, pe m2 de suprafaţă de rocă injectată = 0, 2 tone / m2.Pentru alte situaţii, rezultate din studii preliminare de schemă şi din investigaţiile deteren, valorile orientative de mai sus se modifică corespunzător.Cantităţile de lucrări pe baza cărora se stabileşte costul investiţiei pe metru de galeriesunt: π excavaţii Vexc = (D + 2 δ + 2a)2; 4 torcret Vsb = π (D + 2 δ + 2a) x t; π beton Vb = [ (D + 2 δ + 2a)2 – D2]; 4 armătură Ga = garmatură Vb; 1 − lc ancore Ganc = g anc π ( D + 2δ + 2a) ; 100 lc cintre Gc int re = g c int ru π ( D + 2δ + 2a) ; 100 injecţii Gciment = gciment π (D + 2 δ + 2a).Dacă aceste cantităţi se înmulţesc cu costurile unitare şi apoi se sumează se poateexplicita costul investiţiei Inv* GA sub forma unui polinom de gradul 2: Inv* GA = m1 D2 + m2 D + m3 (3.53)Evaluarea pierderilor de putere şi de energie se face pornind de la pierderea desarcină pe galeria de aducţiune. Relaţiile de calcul pentru un metru de galerie sunt: Q i2 ∆hr , GA = 2 (3.54) Kunde modulul de debit se determină folosind relaţia lui Manning: 1/ 6 πD 2 1  D  D 1 D16 / 6 K = AC R =   = π 10 / 6 (3.55) 4 n 4  4 n 4în care intervine rugozitatea cămăşuielii galeriei n = 0,011 ....0,012. 100
  • 101. Puterea pierdută din cauza pierderii de sarcină este: Qi2 Qi3 2 ∆P = 9,81ηt Qi 2 =101ηt n 16 / 3  1 D16 / 6  D (3.56)  π   n 410 / 6   iar pierderea de energie este ∆E = ∆P ∗ Tu .Determinarea diametrului optim se face pe baza celor două criterii enunţate, fiecheltuieli anuale totale minime (Cat = min), fie beneficiu maxim ( pl Elivrată – Cat =max, unde pl este preţul de vânzare al energiei produse ).Particularitatea constă în faptul că pentru criteriul cheltuieli anuale totale minime s-autilizat o formă redusă a expresiei cheltuielilor Cat*, cu eliminarea termenului constantprovenit din puterea maximă şi evaluarea investiţiei pentru 1 m liniar de galerie. Pentruconsecvenţă şi cel de al doilea criteriu se modifică. Termenul pl Elivrată se rescrie subforma pl (E-∆E) pentru a recunoaşte pierderea de energie datorată pierderilor desarcină. E corespunde variantei maximale, calculată cu căderea brută. Termenul pl E seneglijează, datorită faptului că energia livrată în varianta maximală nu depinde dediametrul galeriei şi deci acest termen nu influenţează condiţia de maxim a criteriului.În aceste condiţii forma redusă a criteriului devine: Benefciu* = - pl ∆E – Cat* = max (3.57)Dacă se ţine seama de expresia (3.51) pentru Cat* şi de notaţiile (3.52), expresiaredusă a criteriului se poate scrie sub forma: Benefciu* = u Inv* GA+ v ∆P + w’ ∆E = max (3.58)care are aceaşi structură cu relaţia (3.51) doar că factorul w devine w’= w - pl.Pentru criteriul cheltuieli anuale totale minime condiţia de minim revine la anulareaderivatei I a expresiei (3.51) în raport cu diametrul: ∗ ∂ ∗ ∂InvGA ∂∆P (u InvGA + v ∆P + w∆E ) = u + (v + w Tu ) =0 (3.59) ∂D ∂D ∂DPrimul termen al condiţiei se rescrie ţinând seama de relaţia (3.53) sub forma: ∗ ∂InvGA u = u (2 m1D + m2 ) ∂Diar cel de al doilea se rescrie ţinând seama de realaţia (3.56) sub forma: ∂∆P 16 1 (v + wTu ) = (v + wTu ) 101η t n 2 Qi3 ( − ) (3.60) ∂D 3 D19 / 3Se fac notaţiile: 101
  • 102. u (2m1 D + m2 ) F1 ( D) = (3.61) (v + wTu ) Qi3 ηttermen crescător liniar cu diametrul şi 1 1 F2 ( D ) = 539 n 2 19 / 3 = 539 n 2 6,333 (3.62) D Dtermen descrescător exponenţial cu diametrul. Ecuaţia de determinare a diametruluioptim devine: F1 ( D) − F2 ( D) = 0 (3.63)Rezolvarea analitică a ecuaţiei exponenţiale este relativ dificilă şi ca urmare, înpractică, se utilizează rezolvarea grafică (fig. 3.7). Se dau valori pentru D şi secalculează F1 şi F2. Se reprezintă cei doi termeni într-un grafic având ca abscisădiametrul, iar la intersecţia dreptei care corespunde lui F1 şi a exponenţialei carecorespunde lui F2 se obţine soluţia. F1 , F2 F2 F1 Dmin Doptim Dmax D Figura 3.7. Rezolvarea grafică a relaţiei (3.63)Pentru criteriul beneficiu maxim condiţia de maxim revine la anularea derivatei I înraport cu diametrul a expresiei (3.58). De oarece între expresiile (3.51) şi (3.58)singura deosebire este înlocuirea coeficientului w cu w’, rezolvarea este practic aceaşi.Expresia lui F1(D) se va modifica în consecinţă, în timp ce expresia lui F2(D) ramâneneschimbată. 102
  • 103. Diametrul optim al conductei forţateConducta forţată are secţiunea transversală circulară, formă de coincidenţă pentrupresiunea interioară. Traseul conductei este de obicei rectiliniu, urmărind linia de ceamai mare pantă a versantului pe care este pozată. La schimbările de direcţie în planorizontal sau în plan vertical se prevăd masive de ancoraj, în care conducta esteîncastrată. Între două masive traseul este rectiliniu şi diametrul conductei este constant.Diametrul poate fi diferit de la un tronson la altul, cu tendinţa de a se micşora pemăsură ce presiunea interioară creşte (spre centrala hidroelectrică). Între masivele deancoraj conducta stă pe reazeme intermediare, care permit deplasări longitudinale aleconductei provocate de variaţiile de temperatură.La fel ca şi în cazul galeriei de aducţiune, diametrul optim se determină din criteriilecheltuieli anuale totale minime sau beneficiu maxim. Structura termenilor care intervinîn aceste criterii a fost prezentată pe larg la punctul anterior. Relaţiile stabilite pentruCat şi Beneficiu sunt în mare măsură la fel şi pentru conducta forţată. Cat* = (CatCF - cp, UHE PM) + CatEch = u Inv* CF+ v ∆P + w ∆E (3.51’) Benefciu* = - pl ∆E – Cat* = max (3.57’)Coeficienţii u, v şi w sunt aceaşi (relaţiile (3.52)). Expresiile pierderii de putere ∆P şide energie ∆E sunt de asemenea identice (relaţia (3.56)). Singura modificare majorăapare la evaluarea investiţiei. Se reaminteşte că evaluarea se face pentru 1 m liniar deconductă. Greutatea conductei cu diametrul D se exprimă sub forma: t GCF = 78,5 k π D ( kN / m) (3.64) 100unde: 78,5 kN/ m3 este greutatea specifică a metalului; k - coeficient de spor, care ţine seama de creşterea greutăţii conductei forţate datorită îmbinărilor, aparatelor de reazem, manşoanelor de dilatare; uzual k = 1,2 ....1,3; t- grosimea conductei, în cm.Celelalte cantităţi de lucrari – terasamente, betoane, vopsitorii etc. - nu se evalueazăexplicit. Se admite că un spor cu cca 30% al investiţiei pentru realizarea conducteimetalice ţine seama de aceste costuri suplimentare. Notând cu cm (lei /kN) costul unuikN de confecţie metalică pentru conductă, costul investiţiei are expresia: Inv* CF = 1,3 cm X 78,5 k π D t/100 = 3,20 cm k D t (3.65)Grosimea conductei se determină în funcţie de presiunea interioară p, cu formulacazanelor: pD pD t= [m] =100 [cm] (3.66) 2σ a 2σ aîn care a intervenit efortul admisibil σa.Expresia finală va fi: 103
  • 104. ∗ p InvCF = 320 cm k D2 (3.67) 2σ aDacă se foloseşte aceaşi exprimare polinomială a costului de investiţie ca în cazulgaleriei de aducţiune: Inv* GA = m1 D2 + m2 D + m3 (3.53’) pse identifică cu uşurinţă coeficienţii m1 = 160 cm k ; m2 = m3 =0. Cele două criterii σade dimensionare au forma comună dată de relaţia (3.63): F1 ( D) − F2 ( D) = 0 (3.63’)unde numai prima dintre cele două funcţii din relaţiile (3.61) şi (3.62) se modificăpentru a ţine seama de relaţia (3.67): p u ( 320 cm k ) D σa F1 ( D) = (3.68) (v + wTu ) Qi3 ηtîn timp ce a doua: 1 F2 ( D) = 539 n 2 6,333 (3.62’) Drămâne neschimbată. Se reaminteşte faptul că relaţia (3.63’) corespunde criteriuluicost anual total minim dar că, prin înlocuirea coeficientului w cu w’= w - pl , aceaşirelaţie corespunde şi criteriului Beneficiu =max.Rezolvarea ecuaţiei (3.63’) se poate face de această dată analitic, rezultând formula decalcul pentru diametrul optim al conductei forţate: 1 1,68 σ a n 2 ηt (v + wTu ) Qi3  7 ,333 Dopt =  (3.69)  cm u k p Diametrul optim depinde de presiunea din conductă şi ca urmare în lungul conducteiforţate diametrul se modifică de la un tronson la altul, în funcţie de presiune,descrescând spre bază. Aşa cun s-a arătat, tronsoanele se definesc între masivele deancoraj.3.5. EVALUAREA OPORTUNITĂŢII DE INVESTIRE ÎN UHECriteriile de selecţie a variantelor sau de dimensionare a elementelor unei UHE, detipul cheltuieli totale actualizate, sau timp de recuperare normat, servesc alegeriivariantei optime a investiţiei, fără a garanta însă că investiţia în sine este rentabilă. 104
  • 105. Oportunitatea investirii în UHE este dependentă de profitabilitatea investiţiei, ceea cepresupune o evaluare financiară. Evaluarea financiară a proiectelor de investiţii sepoate face după mai multe tipuri de criterii şi anume:- Criterii de evaluare tradiţionale (metode contabile), care folosesc ca indicatori ratamedie a rentabilităţii şi termenul de recuperare ;- Criterii de evaluare bazate pe actualizare, care folosesc ca indicatori termenul derecuperare actualizat, valoarea actuală netă (VNA), indicele de profitabilitate (IP), ratainternă de rentabilitate (RIR), compararea valorii actuale nete şi a ratei interne derentabilitate etc. Dintre acestea, se prezintă în cadrul acestui paragraf numai criteriileVNA şi RIR.3.5.1. Criterii tradiţionaleÎn prima categorie de criterii se înscrie metoda duratei de recuperare (Tr): Inv Tr = (3.70) PRmediuîn care intervin numai costul investiţiei Inv şi profitul mediu anual PRmed. Dacă timpulde recuperare este mai mic decât timpul de recuperare limită, determinat în funcţie desituaţia sectorului, sau bazat pe experienţa utilizatorului (Tr < Tr,lim), atunci investiţiaeste profitabilă.Tot în prima categorie se încadrează metoda ratei de recuperare a capitalului: PRmed rr = (3.71) Invcare este foarte asemănătoare cu precedenta. De această dată rata de recuprare secompară cu rata de recuperare limită, iar dacă este mai mare (rr > rr,lim) investiţia esteconsiderată profitabilă.3.5.2. Criterii bazate pe actualizareCriteriile sintetice de analiză utilizează ca date de intrare elemente ale fluxului devenituri şi cheltuieli ale procesului de investiţie, ţinând seama de momentul produceriiacestora. Criteriile care utilizează fluxul de venituri şi cheltuieli se numesc criteriicost-beneficiu. Toate criteriile de eficienţă absolută (intrinsecă) sunt criterii cost-beneficiu.Venitul net actualizat (VNA), sau beneficiul actualizat, este dat de diferenţa dintrevenitul actualizat şi costul total actualizat: VNA = VTA – CTA (3.72)Dacă perioada analizată se întinde pe n ani, care poate fi durata de operare a UHE,criteriul are forma: n V k − Ck n Bk VNA = ∑ =∑ (3.73) k =1 (1 + r ) k k =1 (1 + r ) k 105
  • 106. unde notaţiile sunt: Vk este venitul din vânzarea energiei produse în anul k; Ck - cheltuielile anuale totale în anul k; r - rata de actualizare a capitalului; Bk - fluxul anual de bani, care, dacă Vk > Ck , constitue beneficiul din anul k.Diferenţa Vk – Ck se exprimă sub forma: Vk – Ck = pliv,k Eeb – ( Ak Inv’ +Caek) (3.74)în care au intervenit în plus: pliv,k - preţul de livrare în anul k pentru energia electrică de bază; Eeb - energia echivalent în bază produsă de UHE în anul k; Ak - cota de amortisment în anul k; Inv’ – investiţia actualizată; Caek – cheltuielile anuale de operare a UHE. Dacă VNA > 0 atunci investiţia este oportună. Se admite ca în perioada de studii, deconstrucţie şi de debut al operării fluxul monetar să fie deficitar, dacă în perioada deoperare se obţin ulterior beneficii ce pot compensa cheltuielile de debut.O formulare alternativă, care utilizează acelaşi concept este fluxul monetar (cashflow rates) anual. Prezentarea se face cu referire la figura 3.8. Figura 3.8. Fluxul monetar pentru un proiect hidroenergetic 106
  • 107. Costul cumulat al investiţiei este: m −1 I PV = ∑ I k (1 + r ) k (3.75) k =1Beneficiile anuale actualizate şi cumulate, la care se adaugă şi valoarea remanentă ainvestiţiei R, de asemenea actualizată, sunt: n −1 V k − Ck R BC PV = ∑ + (3.76) k =1 (1 + r ) k (1 + r ) nValoarea actualizată a proiectului (Present Value, sau abreviat PV), cu referire lamomentul începerii livrării de energie în sistem (PIF) este: PV = - IPV + BCPV (3.77)Proiectul este apreciat ca profitabil dacă PV ≥ 0.Rata internă de rentabilitate (RIR) a investiţiei este rata de actualizare care aplicatăfluxului de venituri şi costuri ale proiectului conduce la VNA= 0. RIR se determinădin relaţia: n V k − Ck VNA = ∑ =0 (3.78) k =1 (1 + RIR) kO investiþie poate fi promovatã dacã RIR este mai mare decât rata de actualizareminimã (limitã). Criteriul RIR se poate utiliza la analiza comparativã a mai multorproiecte, cu condiţia ca acestea sã fie independente. Se va alege varianta care prezintãRIR maxim, dar cu condiţia ca RIR maxim să fie mai mare decât rata de actualizare înenergeticã.Un indicator utilizat frecvent, fără a fi determinant în analiza profitabilităţii unuiproiect, este raportul B/C, dintre veniturile actualizate şi costurile totale actualizate: n Vk ∑ (1 + r ) k =1 k B/C = n (3.79) C ∑1 (1 + kr )k k=Acest indicator este util în analiza comparativă a variantelor profitabile, urmând a fiselectate variantele cu B/C >0 şi promovată varinta cu raportul B/C maxim.BIBLIOGRAFIEBreabăn, V. (1997). Amenajări hidroenergetice. Universitatea Ovidius Constanţa. 107
  • 108. CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering .NewDelhi.Cogălniceanu, A. (1986). Bazele tehnice şi economice ale hidroenergeticii. EdituraTehnică, Bucureşti.Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power, Microsoft®http://uk.encarta.msn.com © 1997-2007 Microsoft Corporation.ICEMENERG (1982). Normativ pentru calculele comparative tehnico-economice lainvestiţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice şi termice.Bucureşti.Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE,Delft.Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of ColoradoBoulder.Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables etcogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Facultyof Science Applied.Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest.Prişcu, R. , Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja,V. (1970). Amenajărihidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică,Bucureşti.Stematiu, D., Scrob, E., Popescu, R. (1985). Consrucţii hidroenergetice. Îndrumătorde proiectare. Editura ICB.UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.5. Eficienţa economică aunei investiţii în energetică.Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org. 108
  • 109. 4 TURBINE HIDRAULICEDintre echipamentele hidromecanice ale unei uzine hidroelectrice, cele care au efectsemnificativ în alcătuirea centralei hidroelectrice şi au pondere în dimensionareaconstrucţiilor specifice sunt turbinele hidraulice. Ca urmare, un capitol este destinatacestui subiect, în cadrul căruia se prezintă principalele tipuri de turbine, criteriile dealegere a tipului de turbină şi unele considerente privind dimensionarea preliminară.4.1. TIPURI DE TURBINE HIDRAULICEEnergia potenţială a apei este transformată de o turbină în energie mecanică de rotaţieprintr-unul dintre cele două moduri fundamentale: - energia potenţială este convertită în energie cinetică a apei înainte de a intraîn rotorul turbinei. Un jet de apă cu viteză foarte mare loveşte cupele montate peextradosul rotorului şi imprimă mişcarea de rotaţie. După impactul asupra cupelorapa cade în canalul de fugă, energia remanentă fiind foarte redusă. Turbinele careutilizează acest mecanism se numesc turbine cu impuls. - presiunea apei se exercită asupra palelor rotorului, care este completsubmers, circuitul hidraulic fiind sub presiune. Presiunea şi viteza apei descresc pemăsură ce apa parcurge rotorul. Turbinele se numesc turbine cu reacţiune.4.1.1. Turbine cu impulsTurbina PeltonIn esenţă, această turbină este o roată hidraulică lovită tangenţial de unul sau maimulte jeturi de apă. Jeturile acţionează asupra cupelor, care au forma unor linguri şicare sunt fixate la distanţe egale pe periferia rotorului (fig.4.1). Figura 4.1. Elementele componente ale unei turbine Pelton 109
  • 110. Forţa tangenţială de impuls creează cuplul motor la arborele turbinei, care încontinuare este cuplat cu arborele generatorului de curent electric. Jeturile de apă sunttrimise prin injectoare. Viteza de rotaţie a rotorului este determinată de viteza şidebitul jeturilor, care sunt controlate prin intermediul unei vane aciculare situată îninteriorul injectorului (fig. 4.2). Turbina lucrează eficient atunci când viteza perifericăa rotorului este jumătate din viteza jetului. Impactul asupra cupei Sarcină Jet parţial Jet oprit de plină deviat vana aciculară Figura 4.2. Rotorul unei turbine Pelton şi modul de acţionare al injectorului la reducerea sarciniiAtunci când sarcina grupului descreşte, jetul este iniţial deviat parţial până când vanaaciculară reduce corespunzător debitul. Acest mod de operare este benefic pentruregimul de presiune din circuitul de alimentare al turbinei. Dacă s-ar proceda laînchiderea bruscă a vanei aciculare s-ar induce o suprapresiune dinamică mare dinlovitura de berbec. Detalii privind alcătuirea injectorului sunt redate în figura 4.3. Figura 4.3. Injectorul unei turbine PeltonTurbinele Pelton pot fi echipate cu unul, două, sau mai multe injectoare. Exemple suntprezentate în figura 4.4. 110
  • 111. Cu ax orizontal Cu ax vertical Figura 4.4. Turbine Pelton cu mai multe injectoareTurbina TurgoTurbina Turgo are elemente comune cu turbina Pelton, dar de această dată cupele au oformă diferită, iar jetul de apă loveşte planul rotorului la un unghi de 200. Apa intră înrotor pe o parte şi iese pe cealaltă (fig.4.5). Figura 4.5. Schema de principiu a unei turbine TurgoEste o turbină utilizată pentru microhidrocentrale cu cădere mai mică decât gama decăderi a turbinelor Pelton (coborând până la 30 m) şi cu debite mai mari. Dacă la oturbină Pelton debitul instalat este limitat de condiţia ca apa reflectată de o cupă să nuinterfere cu apa reflectată de cupa adiacentă, rotorul Turgo nu prezintă asemeneaprobleme. Ca urmare, viteza de rotaţie a rotorului este mai mare şi se poate cupladirect cu axul generatorului, eliminând multiplicatorii de turaţie. O dispoziţie generalăa unui ansamblu turbină – generator este prezentată în figura 4.6. Rotor Generator Injector Figura 4.6. Ansamblul unei turbine Turgo 111
  • 112. Turbina Cross-Flow (Banki sau Banki – Michell)Conceptul turbinelor cross-flow a fost patentat în 1903 de Michell şi reinventat în1920 de Donat Banki, de la universitatea din Budapesta. De aici şi denumirilealternative pentru această turbină.Caracteristica principală a turbinei este că jetul de apă, dreptunghiular, traversează dedouă ori palele dispuse pe periferia rotorului, perpendiculare pe acesta. Jetul estedirecţionat de un aparat director situat în amonte de rotor. Prima dată jetul trece dinspre periferie spre centrul rotorului şi apoi, după ce traversează spaţiul liber dininteriorul rotorului, jetul trece din interior spre exterior (fig. 4.6). Aparat director Rotorul turbinei Rotor Palele rotorului Jetul de apă Figura 4.6. Principiul turbinei cross-flowEnergia cinetică a jetului este convertită în energie de rotaţie a rotorului în doi timpi,odată la impactul asupra palelor la intrare şi a doua oară la ieşirea din rotor. Turbinaeste încadrată în categoria turbinelor cu impuls deşi, atunci când deschidrea dintrepale este mai mare şi debitul creşte, apa poate umple total interiorul rotorului şiturbina lucrează ca o turbină cu reacţiune. Figura 4.7. Blocul unei turbine cross-flow produs de firma Ossberger 112
  • 113. În prezent, firma Ossberger din Germania este principalul producător de turbine cross-flow. Peste 7 000 de turbine produse de această firmă sunt în exploatare în lume. Dinacest motiv, li se asociază uneori turbinelor de tip cross-flow denumirea de turbineOssberger. Majoritatea sunt ansambluri monobloc, care se instalează cu uşurinţă înschemele microhidrocentralelor (fig. 4.7). Principalul avantaj al turbinelor cross-floweste gama largă de căderi pe care le poate acomoda, de la 2 m la 100 m şi menţinereaunor randamente bune la o variaţie mare a debitelor.4.1.2. Turbine cu reacţiuneTurbina FrancisTurbina Francis (fig.4.8) are un rotor cu pale fixe, profilate pentru a induce apei omişcare de rotaţie fără desprinderi sau turbioane. Legătura dintre conducta forţată saudistribuitor şi rotor se realizează printr-o carcasă spirală, care rapartizează în moduniform debitul de apă pe periferia aparatului director. Din camera spirală apa estedirijată de palele aparatului director, care asigură orientarea cea mai favorabilă acurgerii spre rotor. Figura 4.8. Elementele componente ale unei turbine FrancisRotorul este alcătuit dintr-un butuc, pe care sunt fixate două coroane circulare, întrecare se încastrează un număr de pale. Palele sunt lamelare, cu suprafaţa curbă înspaţiu. Acestea delimiteaza în interiorul rotorului un sistem de canale prin care circulăcurentul de apă (fig.4.9). Figura 4.9. Rotorul unei turbine Francis 113
  • 114. Concentric cu rotorul, se află aparatul director, alcătuit si el dintr-un număr de pale,care se pot roti într-un sistem de pivoţi (fig.4.10); palele statorice sunt dirijate în aşafel incât ele asigură o intrare eficientă a curentului de apă in canalele rotorului. Palelecontrolează secţiunea de intrare a apei spre rotor şi reglează astfel debitul turbinat.După ieşirea din rotor apa este evacuată spre aval de aspirator. Circulaţia apei pe tottraseul din interiorul turbinei are loc in spaţiu închis, astfel incât rotorul, sub acţiuneaenergiei cinetice cât şi aceea de presiune de care dispune curentul, creeaza un cuplumotor. Figura 4.10. Mişcările palelor aparatului directorTurbinele Francis se pot folosi pentru o marje foarte largă de căderi, de la 20 m la 700m şi pentru puteri de la câţiva kilowaţi până la 1000 MW. Dimensiunile sunt deasemenea cuprinse între zeci de cm până la 10 m. Datorită randamentelor foarte buneşi a faptului că acoperă o gamă largă de căderi şi debite, turbinele Francis sunt celemai frecvent folosite. Pentru exemplificare, în figura 4.11 se prezintă una dintre cele20 de turbine Francis de la UHE Itaipu, care are o putere de 700 MW, la o cădere decca 120 m şi un debit instalat pe turbină de 700 m3/s. Pentru a realiza dimensiunilegrupului turbină – generator, pe schiţă este poziţionată şi statura unui om. Figura 4.11. Rotorul turbinei Francis şi rotorul generatorului de la un grup al amenajării Itaipu 114
  • 115. Turbina KaplanAceastă turbină are rotorul de tip elice, cu arborele tubular vertical. Rotorul estealcătuit dintr-un butuc pe care se fixează 4…8 pale. Palele se pot roti printr-un sistemcomandat de o tijă aflată în interiorul arborelui tubular, in funcţie de debitul de apădisponibil (fig. 4.12). Pală Butuc Carcasă spirală Aparat director Pale Rotor Aspirator - difuzor Figura 4.12. Ansamblul unei turbine KaplanÎntocmai ca şi la turbina Francis, curentul de apă este repartizat pe periferia rotoruluiprin aparatul director, după ce acesta a fost alimentat prin carcasa spirală. La debitemari carcasa sau camera spirală se construieşte cu secţiunea de o formă specială, îngenere poligonală, uneori din beton armat.Spre deosebire de turbina Francis, turbina Kaplan este dublu reglabilă, adică permiteorientări convenabile atât palelor rotorice cât şi ale aparatului director. După cum sevede din figura 4.12, palele rotorului sunt acţionate de curent de-a lungul arborelui,după ce în prealabil curentul şi-a schimbat direcţia cu 90°, de unde şi denumirea deturbine axiale. Energia hidraulică cedată palelor face ca rotorul să creeze uncuplu motor, care prin intermediul arborelui este transformat in energie electrica decatre generatorul cu care turbina este cuplată direct.Evacuarea apei are loc în spaţiul închis format de tubul aspirator-difuzor, care ladebite mari are o forma cotita şi este construit din beton armat. Aspiratorul are oformă specială, cu secţiune crescătoare spre aval, pentru a decelera curentul de apă şia recupera energia cinetică.Dubla reglare, prin aparatul director şi prin palele rotorului, permite menţinerea unorrandamente ridicate în exploatare, de peste 90% , pentru o marje largă de debite. Dinacest motiv turbinele Kaplan sunt frecvent folosite în amenajările hidroelectrice cucăderi mici (pâna la cca 30 m) şi debite mari. 115
  • 116. Pentru ilustrare, în figura 4.13 sunt prezentate poziţiile extreme ale reglajului palelorrotorului, de la debite foarte mici la debitele nominale. Figura 4.13. Poziţii extreme ale palelor rotorului unei turbine KaplanTot pentru ilustrare, în figura 4.14 se prezintă ansamblul rotor turbină – rotorgenerator pentru o centrală hidroelectrică echipată cu turbine Kaplan. Figura 4.14. Ansamlul rotoric al unui grup echipat cu turbine KaplanTurbina BulbEste de fapt o turbină de tip Kaplan (fig. 4.15) la care axul de simetrie este orizontalsau face un unghi relativ mic faţă de orizontală. Se diferenţiază de asemenea prinfaptul că accesul apei la palele statorice şi rotorice se asigură printr-un sistemconfuzor - difuzor, orizontal, în loc de obişnuita cameră spirală la intrare şi tubaspirator-difuzor la evacuare. În acest mod traseul curentului urmează aproape osingură direcţie, sau, în orice caz, un traseu fără curburi accentuate, fapt caremicşorează apreciabil pierderile hidraulice. 116
  • 117. Puţ de acces Nervuri de prindere Confuzor Bulb Difuzor Aparat director Rotor Figura 4.15. Schema de principiu a turbinei BulbButucul rotorului trece printr-un rost etanş (care permite rotire), într-o camerărealizată de o manta metalică, de forma unui bulb, în interiorul căreia se aflăgeneratorul de curent, sistemul de cuplare, instalaţiile anexă etc.Aparatul director este dispus în apropierea rotorului, iar mai în amonte se fixează oserie de nervuri de dirijare a curentului si de susţinere a întregului sistem. Accesul îninteriorul bulbului se face printr-un puţ, a cărui gură de intrare se amenajează in salamaşinilor. O imagine a ansamblului turbină – bulb se poate urmări în figura 4.16. Aparat director Rotor Generator Figura 4.16. Secţiune transversală printr-o turbină bulbTurbinele bulb echipează centralele hidroelectrice pe firul apei, cu căderi modeste (dela câţiva metri la cel mult 20 m) şi cu debite foarte mari. Secţiunile de curgere a apeicătre şi de la turbină trebuie să fie foarte mari, ceea ce ar face ca în cazul turbinelor cuax vertical să apară dificultăţi constructive şi costuri mari pentru schimbarea direcţieide curgere la intrare şi la ieşire. 117
  • 118. Alte tipuri de turbine cu reacţiuneTurbina Deriaz are un rotor cu elice cu pale reglabile, ca şi turbina Kaplan, dar sedeosebeşte de aceasta prin unghiul de atac al curentului faţă de axa de rotaţie (30° ...45°), astfel că traseul curentului devine diagonal.Turbina de tip Propeller este o turbină Kaplan cu palele rotorului fixe. Este folosităatunci când căderea este cvasi-constantă şi nu impune reglaje speciale.Turbina Straflo este o turbină axială la care generatorul este amplasat într-un spaţiuaflat în afara curntului apei.4.2. TURAŢIE SPECIFICĂ ŞI SIMILITUDINETuraţia specifică ns a unei turbine caracterizează forma acesteia, indiferent dedimensiunile geometrice. Pe baza turaţiei specifice se poate concepe prin scalare onouă turbină pornind de la o turbină cu performanţe cunoscute. Turaţia specifică estede asemenea principalul criteriu pentru alegerea corectă a unui anumit tip de turbinăpentru caracteristicile energetice ale uzinei hidroelectrice. Pornind de la căderea şidebitul nominal al turbinei şi cunoscând turaţia generatorului (rot/min) se calculeazăturaţia specifică şi pe baza acesteia se alege tipul de turbină.Definiţia general acceptată pentru turaţia specifică este turaţia unei turbine ideale, careproduce o putere unitară la o cădere unitară. Turaţia specifică este o caracteristicăfurnizată de fabricantul turbinei şi corespunde condiţiilor de funcţionare la randamentmaxim a turbinei. Turaţia specifică este de asemenea mărimea pe baza căreia se potdetermina în etapa preliminară principalele dimensiuni ale componentelor turbinei.4.2.1. Relaţii de similitudineProiectarea turbinelor hidraulice, la fel ca a unei mari părţi a structurilor hidraulice, sebazează pe studii pe modele la scară redusă. Teoria similitudinii constitue baza detrecere de la model la prototip. Modelul şi prototipul trebuie să fie similare geometric.În cazul turbinelor, cea de a doua condiţie este identitatea coeficientului de debitdefinit sub forma Q / A 2 gH , cu notaţiile cunoscute: Q – debit; A – arie de curgere; H– cădere.Similitudinea geometrică se asigură dacă toate dimensiunile modelului se obţin prinreducerea cu un coeficient de scară k a dimensiunilor prototipului. Dacă coeficientulde scară se referă la lungimi, atunci raportul ariilor este k2 iar raportul volumelor estek3. Din condiţia ca modelul şi prototipul să aibă acelaşi coeficient de debit rezultărelaţia: 1/ 2 Q 2 gH A  H  = x = H   k2 (4.1) Qm 2 gH m Am  m unde indicele m semnifică modelul.Raportul puterilor furnizate de prototip şi model este la rândul lui exprimat în funcţiede aceleaşi mărimi: 118
  • 119. 3/ 2 P HQ  H  = =  k2 (4.2) Pm H m Qm  H m   Unităţile de măsură pentru debit şi cădere sunt în SI, iar puterea este exprimată înkW. Raportul vitezelor de curgere va fi: 1/ 2 v 2 gH  H  = =  (4.3) vm 2 gH m  H m   iar raportul turaţiilor: 1/ 2 n v/ r  H  1 = =  x (4.4) nm vm / rm  H m    kRevenind la raportul puterilor din relaţia (4.2) şi substituind pe k din relaţia (4.4)rezultă: 3/ 2 5/2 2 P  H   H  nm  H  2  nm  = H     2 = H  n H     (4.5) Pm  m  m  m  n 4.2.2. Turaţia specificăDacă modelul testat a avut căderea de Hm = 1m şi debitul Qm astfel încât putereagenerată să fie de 1kW, atunci turaţia modelului este denumită turaţie specifică nm =ns (rot/min) şi prin înlocuire în relaţia (4.5) are expresia: P ns = n 5/4 (4.6) HOrice turbină care respectă aceleaşi proporţii, indiferent de dimensiunile absolute vaavea aceaşi turaţie specifică. Dacă prin încercări succesive modelul a fost perfecţionatpentru a avea un randament maxim, atunci toate turbinele care au aceaşi turaţiespecifică vor avea de asemenea un randament maxim.O formulare alternativă pentru turaţia specifică se obţine dacă se substitue în relaţia(4.5) raportul P/Pm cu raportul H Q / Hm Qm: 5/2 2 HQ  H   nm  =    (4.7) H m Qm  H m     n Se introduc apoi condiţiile Hm =1m şi P = 9,81 x HmQm= 1kW şi rezultă nm= ns: Q 1/ 2 n s = 0,319 n (4.8) H 3/ 4 119
  • 120. Valorile uzuale ale turaţiilor specifice pentru tipurile cunoscute de turbine, în funcţiede cădere, sunt prezentate în graficul din figura 4.17. Turaţia specifică ns Figura 4.17. Turaţia specifică a unor tipuri de turbineDependenţa dintre turaţia specifică şi forma rotoarelor turbinelor cu reacţiune esteilustrată în figura 4.18. Se poate observa că un rotor Francis lent corespunde uneiuzine cu cădere foarte mare, în timp ce pentru căderi de cca 100 m este indicat unrotor Francis normal. Din acelaşi desen, corelat cu graficul din figura 4.17, rezultă căpentru o cădere cuprinsă între 20 şi 30 m se impune o turbină Kaplan, cu rotorultrarapid. Figura 4.18. Dependenţa dintre turaţia specifică şi forma rotoarelor turbinelor cu reacţiune 120
  • 121. La turbinele cu impuls, de tip Pelton cu un jet, turaţia specifică poate varia între ns =12 pentru o cădere de cca 200m şi ns = 26 pentru o cădere de 100m. Turaţia specificăcreşte cu rădăcina pătrată a numărului de jeturi, astfel o turbină cu 4 jeturi, în aceleaşicondiţii ca înainte, are turaţiile specifice de 24 pentru o cădere de 200 m şi de 52pentru o cădere de 100m.Turaţia specifică a unei turbine este specificată de producător. Sunt însă o serie derelaţii empirice, bazate pe studii statistice, care sunt utile pentru dimensionăripreliminare: Turbine Pelton ns = 85,49 / H0,243 Turbine Francis ns = 3763 / H0,854 Turbine Kaplan ns = 2283 / H0,486 Turbine Cross-flow ns = 513,25 / H0,505 Turbine Bulb ns = 1520 / H0,28374.3. DIMENSIONAREA PRELIMINARĂÎn cadrul acestui paragraf sunt reproduse, după manualul ESHA (European SmallHydropower Association) din 2004, o serie de relaţii pentru dimensionareapreliminară a turbinelor. Relaţiile sunt de natură empirică şi au la bază studii statistice.Se subliniază odată în plus că dimensionarea unei turbine este un proces iterativ, bazatpe studii pe model şi că dimensionarea ţine seama de o serie de criterii adiţionale, cumsunt cavitaţia, viteza periferică, turaţia nominală etc.Relaţiile de dimensionare folosesc o definiţie alternativă pentru turaţia specifică, înacord cu standardul IEC 60193şi anume: n Q nQE = (4.9) E3 / 4unde E este energia hidraulică specifică a turbinei (J/kg). Relaţia dintr turaţia specificădefinită anterior şi turaţia specifică din noul standard este: ns = 995 nQE (4.10)4.3.1. Relaţii pentru turbinele PeltonRelaţiile sunt exprimate în funcţie de turaţia turbinei n (rot/min). În relaţii mai intervinnumărul de injectoare ninj, căderea nominală H şi debitul turbinei Q.Diametrul cercului descris de axul cupelor: H D1 = 0,68 (4.11) nLăţimea cupelor ( a rotorului): Q 1 B2 = 1,68 (4.12) ninj H 121
  • 122. Diametrul injectorului: Q 1 Dinj = 1,178 (4.13) ninj gHSe mai specifică o regulă privind relaţia dintre diametrul şi lăţimea rotorului şi anumeD1/B2 > 2,7. Dacă condiţia nu este verificată, se propune o altă turaţie pentru turbină.4.3.2. Relaţii pentru turbinele Francis Notaţiile corespund secţiunii transversale prin rotorul turbinei din figura 4.19. H D3 = 84,5 (0,31 + 2,488 nQE ) (4.14) 60n 0,095 D1 = (0,4 + ) D3 D1 nQE (4.15) D2 D3 D3 D2 =Figura 4.19. Secţiune transversală prin 0,96 + 0,3781 nQE (4.16) rotorul unei turbine Francis4.3.3. Relaţii pentru turbinele Kaplan Notaţiile corespund secţiunii transversale prin rotorul turbinei din figura 4.20. Diametrul exterior: H De = 2 Re = 84,5 (0,79 + 1,602 nQE ) 60 n (4.17) Diametrul butucului: 0,0951 Di = 2 Ri = (0,25 + ) De (4.18) nQE O relaţie alternativă pentru diametrul rotorului este: QFigura 4.20. Secţiune transversală prin De = 2,2 H rotorul turbinei Kaplan (4.19) 122
  • 123. 4.4. CRITERII DE SELECŢIE A TIPULUI DE TURBINĂTipul, geometria şi dimensiunile unei turbine sunt determinate de căderea netă, degama debitelor turbinate şi de turaţia turbinei, având drept criterii suplimentarecavitaţia şi costul.4.4.1. Selecţia în funcţie de căderePrimul criteriu de selecţie al tipului de turbină este căderea netă. Tabelul 4.1 specificăpentru fiecare tip de turbină plaja de căderi în care operează. Căderea este uzualdefinită pornind de la căderea geodezică, din care se scad pierderile de sarcină. Odefiniţie alternativă utilă pentru căderile mici, ale centralelor pe firul apei, esteraportul dintre energia hidraulică specifică a turbinei şi acceleraţia gravitaţională. Tabelul 4.1 Tipul turbinei Intervalul de căderi (m) Kaplan 2 <H <40 m Francis 25 <H <350 m Pelton 50 <H<1300 m Turgo 50 <H<250 m Cross-flow 5 <H<200 mÎn gama căderilor mici (2 ... 20 m) se înscrie şi turbina Bulb, care prezintă avantajulunor randamente bune pentru o gamă largă de debite turbinate şi o construcţie maisimplă în cazul debitelor nominale mari.4.4.2. Selecţia în funcţie de cădere şi debitDomeniile de aplicabilitate a principalelor tipuri de turbine în funcţie de debitulnominal şi cădere sunt prezentate în figura 4.21. Cădrea (m) Debitul (m3/s) Figura 4.21. Domeniile de aplicabilitate a diferitelor tipuri de turbine 123
  • 124. Uneori, un punct de coordonate (H, Q) se poziţionează domenii corespondente unortipuri de turbine diferite. În astfel de cazuri selecţia se face ţinând seama de putereainstalată şi de considerente economice.Pentru o mai bună încadrare în zonele de aplicabilitate, debitul instalat al uzineihidroelectrice se poate repartiza la două sau mai multe turbine, uneori fiind maiavantajoasă instalarea a mai multor grupuri mici faţă de unul sau două grupuri mari.De altfel, din raţiuni de exploatare, centrala trebuie să fie echipată cu minim douăgrupuri.4.4.3. Selecţia în funcţie de turaţia specificăSelecţia tipului de turbină pe baza turaţiei specifice este metoda cea mai sigură. Datelede bază sunt căderea şi puterea nominală a turbinei, pe de o parte, şi turaţia rotoruluigeneratorului, pe de altă parte. Se utilizează graficul din figura 4.17, care coreleazăcăderea cu turaţia specifică pentru diferite tipuri de turbine.Astfel, dacă uzina are o cădere de 620 m şi o putere instalată de 160 MW, cu douăgrupuri având generatoare cu turaţia de 420 rot/ min atunci: n P 420 80 x10 3 ns = = ≈ 38 H 1, 25 6201, 25Din grafic rezultă că tipul de turbină este Pelton. Tabelul 4.1 confirmă încadrarea înplaja de căderi specifică turbinelor Pelton.Într-un al doilea exemplu, se consideră o uzină cu căderea de 200 m, cu puterea de120 MW, în care se vor instala 3 grupuri cu generatoare la turaţia de 600 rot/min.Turaţia specifică rezultă: n P 600 40 x103 ns = = ≈ 160 H1, 25 2001, 25Din graficul din figura 4.17 rezultă evident că turbina potrivită este Francis. Şi deaceastă dată tabelul 4.1 confirmă încadrarea în plaja de căderi specifică turbinelorFrancis.4.5. FENOMENUL DE CAVITAŢIE ÎN TURBINEAtunci când presiunea hidrodinamică a unui fluid în curgere scade sub presiunea devaporizare, iau naştere bule individuale, sau pungi, umplute cu vapori de apă şi cuaerul dizolvat în lichid. Aceste bule dau naştere la o scurgere neregulată a curentului,iar când ajung în zonele cu presiuni mai mari intră în colaps, prin condensare bruscă.Condensarea are loc cu şocuri puternice, care deteriorează suprafeţele lovite. Înspaţiul depresionar apare oxigen în stare născândă, care produce un efect de coroziuneasupra pereţilor care conturează scurgerea. Fenomenul este cunoscut ca fenomen decavitaţie. Este însoţit de zgomot şi în cazul turbinelor apare senzaţia că prin turbinătrece un curent de nisip cu pietriş. Acţiunea repetată a cavitaţiei conduce în scurt timpla formarea de ciupituri în metalul turbinei. Acestea degenerează în crăpături şi apoi 124
  • 125. în exfolieri ale suprafeţelor. În final turbina este grav avariată şi necesită reparaţii sauînlocuire.Experienţa arată că există un coeficient, denumit coeficientul de cavitaţie, saucoeficientul lui Thoma, σT, care defineşte condiţiile în care se dezvoltă cavitaţia: σ T = H SV / H (4.20)unde HSV este înălţimea pozitivă de aspiraţie (Net Positiv Suction Head – NPSH), iarH este căderea sub care lucrează turbina. Definirea lui HSV este dată de relaţia: ve2 H SV = H atm − z − H vap + + ∆hasp (4.21) 2giar notaţiile care intervin se pot urmări şi în figura 4.22: Hatm – presiunea atmosferică, exprimată în metri coloană de apă; Hvap – presiunea de vaporizare; z - înălţimea deasupra nivelului aval a locaţiei critice privind cavitaţia; ve - viteza apei în canalul de fugă (la restituţie din aspirator); ∆hasp – pierderea de sarcină în aspirator. Figura 4.22. Notaţii pentru definirea înălţimii de aspiraţieDacă se neglijează pierderile de sarcină din aspirator şi viteza la ieşirea din acesta,relaţia Thoma devine: σ T = ( H atm − H vap − z ) / H (4.22) 125
  • 126. Pentru a se evita cavitaţia turbina trebuie poziţionată la o înălţime de cel puţin z metrideasupra nivelului aval al restituţiei. Această cotă poartă numele de înălţime deaspiraţie ha ≥ z şi trebuie să respecte condiţia: ha > H atm − H vap − σ T H (4.23)Dacă se ţine seama de variaţia presiunii atmosferice cu cota amplasamentului şi defaptul că la nivelul mării Hatm = 10,33 m col apă, iar presiunea de vaporizare seneglijează în raport cu presiunea atmosferică, se obţine relaţia frecvent folosită: Cota (mdM ) ha > 10,33 − −σT H (4.24) 900unde raportul dintre cota amlasamentului în metri deasupra nivelului mării (mdM) şi900 reprezintă factorul de corecţie al presiunii atmosferice.Coeficientul de cavitaţie, sau coeficientul lui Thoma se obţine de obicei pe bazastudiilor pe model şi este furnizat de producătorul turbinei. Studii statistice au stabilitrelaţii empirice de dependenţă dintre coeficientul de cavitaţie şi turaţia specifică. Suntuzual folosite: pentru turbine Francis σ T = 7,54 x10 −5 ∗ n1, 41 s (4.25) −5 pentru turbine Kaplan σ T = 6,40 x10 ∗ n1, 46 sPentru turbinele Francis coeficientul de cavitaţie are valorile uzuale cuprinse între0,045 şi 0,46, în timp ce pentru turbinele Kaplan coeficientul de cavitaţie are valoricuprinse între 0,45 şi 1,05.Trebuie menţionat faptul că înălţimea de aspiraţie este parametrul care determinăcotele de bază ale centralei hidroelectrice în raport cu nivelul aval. Dacă înălţimea deaspiraţie calculată cu formula (4.24) rezultă negativă, aşa cum se întâmplă în cazuluzinelor hidroelectrice cu căderi mari, cota axului turbinei este poziţionată sub cotaapei din aval, iar turbina este cu contrapresiune.4.6. RANDAMENTUL TURBINELORRandamentul unei turbine este definit ca raport dintre puterea mecanică transmisăprin arborele turbinei şi puterea hidraulică absorbită, dată de produsul dintre debitulturbinat şi căderea netă. Pentru turbinele cu reacţiune (Francis şi Kaplan) căderea netăse determină pornind de la căderea brută măsurată între cotele biefurilor amonte şiaval, în timp ce la turbinele cu impuls (Pelton, Turgo sau Cross-flow) căderea brută semăsoară între cota biefului amonte şi cota punctului de impact al jetului cu cupelerotorului.Pierderile de energie din interiorul turbinelor cu reacţiune se datorează pierderilor prinfrecare produse în camera spirală, la trecerea curentului prin aparatul director şi apoiprintre palele rotorului. O altă parte din energie nu se poate fructifica la trecerea prin 126
  • 127. turbină, ceea ce face ca în aval curentul să mai aibă energie cinetică. Diminuareaenergiei remanente a curentului de apă la ieşirea din turbină şi deci recuperarea maibună a energiei hidraulice, se obţine prin aspirator (sau difuzor), a cărui formăurmăreşte scăderea vitezelor. Recuperarea energiei cinetice la ieşirea din turbină esteextrem de importantă, de până la 50%, în cazul turbinelor care lucrează la căderi micişi au turaţii specifice mari şi este mai puţin semnificativă pentru turbinele carelucrează la căderi mari, cum sunt turbinele Francis, unde recuperarea vizează 2 .. 3%din energie. Confecţionarea aspiratorului, sau cel puţin proiectarea acestuia, trebuiesă o realizeze producătorul turbinei, dat fiind influenţa pe care aspiratorul o are asuprarandamentului.Din punct de vedere al exploatării, este important de reţinut că un randament bun alturbinei nu conduce numai la valorificarea bună a energiei hidraulice disponibile, cuefecte economice importante, dar semnifică şi o funcţionare bună a turbinei, fărăvibraţii, fără cavitaţie etc, cu efecte economice indirecte, prin prelungirea duratei deviaţă şi diminuarea intervenţiilor de reabilitare.Randamentul garantat de producător nu se rezumă la o valoare maximă,corespunzătoare valorilor nominale de debit şi cădere, ci indică variaţia randamentelorturbinei în condiţii în care turbina lucrează la debite mai mici decât cel nominal. Unexemplu de randamente garantate pentru diferite tipuri de turbine este prezentat înfigura 4.23.Figura 4.23. Variaţia randamentului cu debitul turbinat pentru diferite tipuri de turbineTurbinele sunt proiectate să opereze în zona randamentului maxim pentru cca 80%din debitul nominal, pentru a ţine seama de variaţiile inerente ale debitului turbinatodată cu variaţia căderii şi a sarcinii cerute de sistem. Turbinele Kaplan şi Pelton aurandamente bune pentru o gamă foarte largă de debite turbinate, până la 25 ... 30 % 127
  • 128. din debitul nominal. Turbinele Kaplan cu palele rotorului fixe (propeller) menţinrandamente acceptabile până la 35 % din debitul nominal, în timp ce turbinele Francispierd mult din randament dacă debitul turbinat scade sub 40% din debitul nominal.Mai mult, la debite sub 40% din cel nominal turbinele Francis manifestă instabilitate,apărând vibraţii şi şocuri.BIBLIOGRAFIEBrekke, H. (2005). Choice of equipment for hydro. Trondheim, Norway.Bureau of Reclamation – USA. (1976). Selecting hydraulic reaction turbines.Engineering Monograph no. 20. Denver.Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill.Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power, Microsoft®http://uk.encarta.msn.com © 1997-2007 Microsoft Corporation.ESHA (2004). Guide on how to develop a small hydropower plant.Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE,Delft.Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables etcogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Facultyof Science Applied.Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim,Norway.Lawrence, S., (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of ColoradoBoulder.Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest.Penche, C. (1998). Layman’s handbook on how to develop a small hydrosite.European Commision. ESHA.Vladimirescu, I. (1974). Maşini hidraulice şi staţii de pompare. Editura Didactică şiPedagocică, Bucureşti.Wikipedia (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org. 128
  • 129. 5 CENTRALE HIDROELECTRICE PE DERIVAŢIE5.1. CONSIDERAŢII GENERALECentrala hidroelectrică reprezintă gruparea de clădiri şi echipamente electromecanicedin cadrul unei uzine hidroelectrice, în care se realizează, succesiv, transformareaenergiei potenţiate şi cinetice a apei în energie mecanică şi apoi în energie electrică.Echipamentul electromecanic cuprinde echipamentul principal, format din turbine şigeneratoare, şi echipamentul şi instalaţiile auxiliare, care constau din vane, regulatoride viteză si presiune, instalaţia de ulei sub presiune, instalaţia de aer comprimat,instalaţia de climatizare, transformatoarele pentru nevoile interne, acumulatorii etc. Laacestea se adaugă staţia de transformare, pentru conectarea cu reţeaua electrică, carepoate fi situată in clădirea centralei sau alături de ea.Partea de construcţii a unei centrale hidroelectrice cuprinde in principal:- sala maşinilor, în care este instalat ansamblul turbinelor şi generatoarelor, în cazulgrupurilor cu ax orizontal, sau generatoarele în cazul grupurilor cu ax vertical; uneori,când clădirea este fragmentată în mai multe nivele, în sala maşinilor se află doarexcitatoarele generatoarelor. Partea din clădire situată deasupra planşelui principaleste denumită în mod curent suprastructură.- infrastructura, care susţine echipamentul principal şi cuprinde şi turbinele în cazulgrupurilor cu ax vertical. Este structura situată sub planşeul principal, înglobândechipamentele principale şi construcţiile de susţinere a acestora. În infrastructură seaflă toate uvrajele de admisie şi de restituţie a apei, către şi de la turbine.Înfrastructura constitue o structură de tip monolit şi se execută intotdeauna în etape,pentru a se adapta planului de montaj al turbinelor şi al instalaţiilor.- sala de comandă, care cuprinde aparatajul de comandă, de control şi de semnalizare;- incăperile anexe şi postul de transformare.Forma şi dimensiunile infrastructurii sunt determinate în primul rând de tipul şi degabaritul turbinelor, şi numai în al doilea rând de modul de alcătuire a grupului, careinclude turbina, generatorul, precum şi toate echipamentele auxiliare, aferenteacestora.În funcţie de relaţia cu bieful amonte centralele se împart in:- centrale baraj, care preiau direct presiunea apei din bieful amonte, având şi rol debaraj; 129
  • 130. - centrale pe derivaţie, care nu preiau direct presiunea apei din bieful amonte, fiindpoziţionate la capătul aval al derivaţiei.În cazul centralelor pe derivaţie, în funcţie de poziţia faţă de suprafaţa terenuluicentralele se împart în centrale supraterane, amplasate la suprafaţa terenului şicentrale subterane, amplasate în adâncime, sub suprafaţa terenului.În funcţie de poziţia centralei în raport cu amplasamentul captării de apă, centralele pederivaţie pot fi situate în imediata vecinătate a capătului unei derivaţii cu nivel liber,de la care pleacă conducte forţate scurte, sau la capătul unei derivaţii lungi, finalizatăcu conducte forţate, în cazul centralelor supraterane, sau cu galerii forţate, în cazulcentralelor subterane. În cazul uzinelor de tip baraj, centrala se află la piciorul aval albarajului, sau în vecinătatea acestuia, dar uneori clădirea centralei poate fi amplasatăchiar in corpul barajului.5.2. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR SUPRATERANE5.2.1. Centrale de joasă cădere echipate cu turbine KaplanTurbinele Kaplan sunt destinate în mod normal centralelor de cădere joasă, căderilefrecvent întâlnite fiind sub 30 m. Soluţia cu turbine cu ax (arbore) vertical este folosităîn toate cazurile. Centralele cu echipare Kaplan pe derivaţie sunt situate în imediatavecinătate a capătului derivaţiei cu nivel liber, debitul fiind adus la centrală princonducte forţate scurte. În cele ce urmează sunt prezentate succint câteva exemple,din care se poate constata alcătuirea uzuală a acestor centrale. Figura 5.1. CHE Noapteş – vedere în plan şi secţiune transversală 130
  • 131. Centrala hidroelectrică Noapteş (fig. 5.1) este situată la avalul canalului de derivaţiede 1140 m care vine de la acumularea Curtea de Argeş. De la camera de încărcare oconductă forţată, de cca 40 m lungime, aduce debitele la centrală sub o cădere de20,50 m. Centrala este echipată cu două turbine Kaplan, cu debitul total instalat de 90m3/s. Puterea instalată este de 15,40 MW.Centrala hidroelectrică Vaduri (fig. 5.2) şi construcţiile de derivaţie aferente centraleisunt compuse din: canalul de aducţiune, camera de încărcare, casa vanelor, conducteleforţate, canalul de spălare, centrala propriu-zisă, bazinul de liniştire şi canalul de fugă.Sunt patru conducte forţate casetate, din beton armat, câte două pentru fiecare turbină,amplasate pe taluz, între casa vanelor şi infrastructura centralei. Secţiuniletransversale ale conductelor au dimensiunea interioară de 4,90 x 4,50 m. Conductelesunt realizate ca o construcţie bloc, cu un radier general înclinat şi pile decompartimentare (pereţii conductelor). Figura 5.2. Secţiune transversală prin CHE VaduriConstrucţia centralei cuprinde centrala poropriu-zisă şi blocul de montaj. Îninfrastructura centralei sunt amplasate două turbine de tip Kaplan cu aspiratoarele şicamerele spirale din beton armat. Intrarea în camerele spirale se face prin conducteleforţate, câte două pentru fiecare turbină. Generatorii sunt rezemaţi pe câte un "pahar",o construcţie inelară încastrată în planşeul peste camera spirală cu transmitereasarcinilor verticale direct prin aparatul director fix al turbinei, la umerii camereispirale.La partea superioară a infrastructurii se află planşeul sălii maşinilor. Adiacentstructurii centralei se află blocul de montaj, separat printr-un rost vertical atât îninfrastructură cât şi în suprastructură. Planşeul sălii maşinilor se află la aceeaşi cotă cublocul de montaj. Suprastructura centralei şi a blocului de montaj este realizatăstructural din cadre.În anumite situaţii, pentru a reduce volumele de lucrări, clădirea centralei seamplasează parţial îngropat, în umplutura taluzului aval amenajat. O asemeneaamplasare are centrala hidroelectrică Poiana Teiului (fig.5.3), de la amenajareacursului superior al râului Bistriţa. 131
  • 132. Figura 5.3. CHE Poiana Teiului, fotografie din aval şi secţiune transversalăApa este adusă la centrală de o aducţiune de cca 2 km, cu diametrul de 6,20 m, de lacare pleacă apoi conductele forţate. Structura centralei include şi casa vanelor. Din cei37 m ai înălţimii clădirii, numai 16 m sunt supraterani. Centrala este echipată cu douăturbine Kaplan, cu o cădere de 23 m, un debit instalat de 70 m3/s şi o putere instalatăde 10 MW.La centralele de joasă cădere echipate cu turbine Kaplan, se pot folosi camere spiraledin beton armat, aşa cum au centralele descrise anterior, sau carcase spirale din oţel.La alegerea unei anumite soluţii trebuie avute în vedere câteva considrente. Carcaselespirale din oţel, care rezistă ruperii la eforturi inelare, au, în sens radial, secţiunitransversale circulare. Camerele spirale din beton armat se construiesc mai uşor cusecţiuni transversale dreptunghiulare în sens radial. Dacă înălţimea este mult maimare decât lăţimea, suprafaţa necesară în plan şi distanţa între turbine pot fi mai mici,conducând la reducerea dimensiunilor structurii centralei. În practică, pentru carcaselespirale din beton cu secţiune dreptunghiulară se adoptă viteze de curgere mai mici, pe 132
  • 133. de o parte pentru a reduce pericolul de eroziune, iar pe de altă parte pentru a realiza unrandament hidraulic mai bun.Camerele spirale din beton nu prezintă dificultăţi de execuţie pentru căderi subaproximativ 15 ... 20 m. Pentru căderi care depăşesc cu mult 20 m se preferă uneoricarcasele spirale din oţel. Trebuie însă avut în vedere faptul că, în anumite cazuri,confecţionarea, transportul şi montajul unor carcase spiralc din oţel foarte mari,precum şi măsurile necesare pentru a preveni deformarea şi flotabilitatea lor in timpulturnării betonului, pot sa anuleze toate celelalte avantaje oferite.O problemă specifică centralelor situate în imediata vecinătate a capătului derivaţieicu nivel liber este stabilitatea la alunecare a ansamblului casă de vane – conductăforţată – centrală. Pentru a ilustra această problemă, în acest paragraf este inserat unexemplu relativ la analiza stabilităţii ansamblului centralei Vaduri.Studiu de cazSTABILITATEA LA ALUNECARE A ANSAMBLULUICASĂ DE VANE, CONDUCTĂ FORŢATĂ ŞI CENTRALAHIDROELECTRICĂ VADURISecţiunea transversală a centralei şi o descriere a lucrărilor au fost prezentate anterior.După cum se poate urmări în figura 5.2 centrala hidroelectrică şi construcţiileaferente centralei sunt compuse din casa vanelor, conductele forţate, şi centralapropriu-zisă.Verificarea la stabilitate s-a făcut prin metoda echilibrului limită. S-au analizat treiipoteze, primele două corespunzând reviziilor / reparaţiilor grupurilor din centrală şi /sau a conductelor forţate, iar ipoteza 3 corespunzând exploatării curente. Schema decalcul este prezentată în figura V1.Ordinea ipotezelor corespunde severităţii descrescătoare a condiţiilor de stabilitate –ipoteza 1 cu ambele grupuri în revizie / reparaţie, când împingerea apei din amonteasupra frontului barat din casa vanelor este maximă, ipoteza 2 cu unul singur dintrecele două grupuri în revizie / reparaţie, când împingerea apei din amonte asuprafrontului barat din casa vanelor este jumătate, afectând numai 2 deschideri, şi ipoteza3, a exploatării curente, când circuitul hidraulic este liber şi împingerea din presiuneahidrostatică se manifestă numai asupra feţelor amonte ale pilelor şi culeelor caseivanelor.Subpresiunile care pot afecta casa vanelor şi centrala hidroelectrică s-au introdus încalcule în două ipoteze. Prima corespunde observaţiilor din teren, având drept elementde control nivelul din căminul sistemului de drenaj. În această ipoteză se manifestăsubpresiuni pe talpa de fundare a casei vanelor în limitele schemelor de calcul uzuale,iar pe fundaţia centralei se resimte numai presiunea corespunzătoare nivelului aval.A doua ipoteză referitoare la subpresiuni corespunde valorilor evaluate pe bazacalculelor de infiltraţii. S-a luat în considerare ipoteza cea mai pesimistă, cândfenomenele de îmbătrânire – deteriorare a pereului din camera de încărcare cresc cuun ordin de mărime permeabilitatea captuşelii din bieful amonte. În această ipoteză nu 133
  • 134. se manifestă subpresiuni pe talpa de fundare a casei vanelor, dar pe fundaţia centraleise exercită presiuni mai mari decât cele corespunzătoare nivelului aval (fig. V.2). Figura V.1. Schema de calcul a stabilităţii la alunecareCaracterizarea geotehnică a terenului de fundare a condus la următorii coeficienţi defrcare beton – teren (f b–r ): - pentru casa vanelor f b–r = 0,3; - pentru conductele forţate f b–r = 0,40; - pentru structura centralei f b–r = 0,45.Analiza stabilităţii s-a realizat atât pentru condiţii statice cât şi în ipoteza acţiuniiseismice. Stabilitatea la alunecare în caz de cutremur s-a analizat prin metoda pseudo-statică. În calcule s-a adoptat coeficientul seismic ks = 0,12, corespunzător zonăriiseismice a teritoriului. Rezultatele calculelor de stabilitate pentru ipoteza cu seismsunt sintetizate în tabelele următoare. 134
  • 135. 360 18 10 67 SCHEMA DE CALCUL 146 240 316 345 17 380 340 320 34 359 300 379 83 329 55 9 198 286 346 305 280 31 6 Canal de aducţiune 119 161 238 317 Bazin de liniştire şi 361 260 21 43 68 şi camera de 86 143 180 215 299 308 325 canal de fugă 335 378 202 încărcare 7 292 349 269 H= 323,00 167 237 240 129 H= 349.10 mdM 191 318 58 30 53 79 6 101 154 206 221 248 298 327 357 368 284 337 177 272 307 350 116 8 205 220 20 38 65 91 106 134 217 234 9 121 29 128 151 169 187 214 220 263 281 295 13 304 314 324 334 343 356 367 16 377 236 256 271 27 7 29 52 78 113 28 100 140 178 189 200 2 283 291 200 131 109 122 137 157 186 197 24 212 1 226 246 261 279 232 253 4 268 18 39 61 103 132 92 147 160 175 290 303 313 323 333 342 355 366 376 21 6 26 12 4756 115 124 136 22 158166 148 164 174 185 196 211 225 245 260 278 231 252 267 14 23 33 42 49 59 70 77 85 95 105 123 155 180 26 5 11 13 16 22 32 41 48 58 11 69 76 84 89 94 97 104 111 135 25142 163 173 184 13 195 8 210 224 244 259 277 230 251 266 1 289 4 302 312 322 332 5 341 354 365 375 114 141 152 165172 183 194 209 223 243 258 276 229 250 265 12 19 25 37 46 54 60 73 81 88 125 23 288 96 102 117 138 149 159 32 4 14 72 108 13031 156 171 182 193 208 2 222 242 257 275 228 249 3 264 301 311 321 331 340 353 364 374 15 28 40 51 64 75 87 99 139 160 179 190 282 287 112 127 30 201 235 255 270 14 300 15 373 17 35 57 80 107 118 150 170 188 213 219 262 3 280 294 310 320 330 339 352 363 44 71 93 10110 133 204 9 216 233 140 176 273 297 336 12 3 27 50 74 11 98 153 227 254 285 347 CHE 207 306 358 369 10 126 192 319 328 120 24 45 63 CF144 168 181 203 218 241 274 296 338 351 372 82 100 362 120 309 162 247 326 80 2 62 199 7 348 293 36 371 90 60 360 40 20 1 66 145 239 315 344 19 370 20 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 SPECTRUL CURGERII SUBTERANE 332 .5 323 334 334.5 .5 333 3 33 Figura V.2. Calculul infiltraţiilor din camera de încărcare spre canalul de fugă Tabelul V.1 Stabilitatea casei vanelor Ipoteza Presiunea Subpresiun Greutatea Forţa Factorul de Excedent hidrostatică ea proprie seismică stabilitate de forţă Ph (kN) SCV (kN) GCV (kN) (kN) FS pentru ks = 0.12 echilibrare ∆ECV (kN) (1)Revizie 25 100 9360 68 659 9 739 0.51 17 050 conducte forţate(2)Revizie / 17 550 9360 75 685 9 916 0.72 7579reparaţie un grup(3)Exploata 10 000 9360 82 639 9 916 1.10 0 re curentă 135
  • 136. Tabelul V.2 Stabilitatea conductelor forţate Ipoteza Împingerea Greutatea Forţa Factorul de Excedent de casei vanelor proprie seismică stabilitate forţă pentru ∆ECV (kN) GCF (kN) (kN) FS echilibrare ks = 0.12 ∆ECF (kN) (1)Revizie 17 050 74 936 8 992 0.38 32 280 conducte forţate (2)Revizie / 7579 89 048 10685 0.509 27 551 reparaţie un grup (3)Exploatare 0 103 160 12 379 0.606 20 971 curentă Tabelul V.3 Stabilitatea clădirii centralei Ipoteza Împingerea Greutatea Forţa Presiunea Subpresiun Factorul de conductelo proprie seismică apei din e stabilitate r GCHE (kN) (kN) aval SCHE (kN) FS forţate ks = 0.12 Pav (kN) ∆ECF (kN) (1)Revizie 32 280 240 000 28 800 19 075 69 000 1.83 conducte forţate (2)Revizie 27 551 256 000 30 720 19 075 69 000 2.14 /reparaţie un grup (3) 20 971 272 000 32 640 7 599 74 750 1.93 Exploatare curentăDin calculele efectuate rezultă că la CHE Vaduri nu sunt probleme de stabilitate laalunecare pentru ansamblul lucrărilor. Concluzia este confirmată de comportarea depână acum a amenajării.5.2.2. Centrale echipate cu turbine PeltonExistă două tipuri principale de dispunere a turbinelor: dispoziţia cu arborele turbineiorizontal si dispoziţia cu arborele vertical. Turbinele Pelton cu arbore orizontal auarborele paralel cu axa longitudinală a centralei. Intrarea apei in centrală se poateasigura prin una sau prin două conducte, orientate in sens longitudinal, de la carepleacă ramificaţii spre turbine, sau cu conducte individuale, separate, in senstransversal. Dispoziţia cu conducte forţate şi canale de restituţie individuale este depreferat pentru o exploatare mai elastică a centralei (fig. 5.4). Canalele de restituţiesunt de construcţie simplă, putând fi separate şi dispuse în linie cu planul fiecăruirotor. Există uneori şi un canal colector comun de evacuare, deservind mai multeturbine. Canalele de restituţie sunt conectate la canalul de fugă.În ceea ce priveşte dispunerea în elevaţie, cota arborelui este fixată astfel încât cupelerotoarelor să fie menţinute deasupra nivelului maxim aval. Nivelul planşeuluiprincipal depinde, în consecinţă, indirect de nivelul maxim aval. Generatorul şiturbina sunt rnontate la nivelul planşeului principal (fig.5.5). 136
  • 137. Figura 5.4. Dispunerea turbinelor Pelton cu ax orizontal în sala maşinilor Figura 5.5. Dispunerea în elevaţie a turbineiÎn cele ce urmează sunt prezentate succint câteva exemple, din care se poate constataalcătuirea uzuală a centralelor echipate cu turbine Pelton cu ax orizontal. În figura 5.6se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Kaprun. Figura 5.6. Secţiune prin CHE Kaprun 137
  • 138. Este o centrală cu o cădere foarte mare, de cca 1200 m. În centrală sunt montate 4grupuri cu turbine cu ax orizontal, două de 45 MW şi două de 55 MW. Turbinele suntalimentate individual, de patru conducte forţate cu diametrul variind de la amonte spreaval de la 1,25 m la 1,15 m. În clădirea centralei sunt montate atât vanele de admisiela turbine cât şi casa batardourilor pentru canalul de fugă.În figura 5.7 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Sadu V.Este echipată cu două turbine Pelton, de 7,7 MW fiecare, care lucrează sub o căderede 398 m. Debitul instalat este de 8,25 m3/s. Turbinele sunt prevăzute, fiecare, cu câtedouă injectoare, care pleacă de la distribuitor. Debuşarea debitelor turbinate se face înbazinul de liniştire, prevăzut cu deversor lateral, de la care pleacă canalul de fugă.Suprastructura închide sala maşinilor, iar blocul de comandă este situat într-o clădireseparată. Figura 5.7. Secţiune transversală prin CHE Sadu VTurbinele Pelton cu arbore vertical sunt utilizate pentru centrale de putere mare.Fundaţia acestor turbine este relativ mai complicată, deoarece rotorul si generatorulnecesită lucrări de construcţii suplimentare.Turbinele sunt poziţionate sub planşeulprincipal, iar generatoarele deasupra planşeului principal. Inălăţimea şi lăţimea totalăa centralei sunt relativ mai mari în raport cu o centrală echipată cu grupuri cu axorizontal, dar acest dezavantaj se poate compensa prin faptul că centrala are o lungimemai mică.Alcătuirea structurală şi echiparea unei centrale cu turbine Pelton cu ax vertical se poturmări în figura 5.8, în care este prezentată centrala Batiaz din cadrul amenajăriiRhonului. În centrală sun montate două turbine Pelton cu câte 5 injectoare. Cădereanominală este de 626 m, debitul instalat de 14,5 m3/s şi puterea unui grup este de 80MW. Turaţia turbinei este de 428 rot /min. Turbinele sunt alimentate de o conductăforţată unică, cu diametrul de 2,4 m, de la care se bifurcă distribuitoarele. 138
  • 139. Figura 5.8. Secţiuni caracteristice prin centrala hidroelectică Batiaz 139
  • 140. 5.2.3. Centrale echipate cu turbine FrancisTurbinele Francis sunt utilizate în mod normal la centrale cu cădere mijlocie, intre 20şi 300 m. Limita superioară tinde în prezent a se deplasa către căderi mai mari de 300m. În trecut s-a folosit dispoziţia cu arbore orizontal, care este în prezent limitată lainstalaţii relativ mici, de tipul microhidrocentralelor. Dispoziţia cu arbore vertical estefolosită in toate centralele cu puteri medii şi mari.Carcasa spirala a turbinei Francis se confecţionează din oţel şi numai în cazurispeciale poate fi înlocuită de o cameră spirală din beton armat. Carcasa spirală din oţeleste practic o continuare a conductei forţate, care intră în centrală, în general, în unghidrept faţă de axa longitudinală. Cota axei aparatului director este determinată de cotaobligată a rotorului faţă de nivelul minim din aval, pentru a se evita fenomenele decavitaţie. Întreg ansamblul carcasă spirală – aspirator constitue o structură autoportantă, betonul având numai rolul de a “îmbrăca” circuitul hidraulic. Dimensiunilecarcasei spirale, ale turbinei şi ale aspiratorului sunt specificate de producător şi suntobligatorii pentru a se putea realiza parametri garantaţi. Distanţa între turbine şiimplicit mărimea centralei sunt determinate de mărimea carcasei spirale, pentrucentralele de cădere joasă, şi respectiv de mărimea generatorului, pentru centrale cucădere mare.Clădirea centralei este supraterană sau parţial îngropată, depinzând de condiţiile dinamplasament. În cele ce urmează sunt prezentate succint câteva exemple de centraleechipate cu turbine Francis, din care se poate urmări alcătuirea uzuală a acestora.În figura 5.9 se poate urmări o secţiune transversală prin centrala hidroelectricăStejarul de la Bicaz. Debitul turbinat este adus la centrală prin două conducte forţatecu diametrul variabil de la 4,20 m la 3,80 m, încastrate în două masive de ancoraj.Căderea nominală este de 143,50 m, iar debitul instalat este de 178 m3/s. Figura 5.9. Secţiune transversală prin CHE Stejaru 140
  • 141. Centrala este echipată cu 6 grupuri cu turbine Francis, 4 cu puterea de 27,50 MWfiecare şi două cu puterea nominală de 50 MW fiecare. Clădirea centralei are îninfrastructură vana de admisie, carcasa spirală şi aspiratorul. Suprastructura cuprindesala maşinilor, cu generatorii poziţionaţi peste planşeul principal şi casa vanelor laintrare.Un al doilea exemplu se referă la centrala Răstolniţa (fig. 5.10), o centrală de puteremedie (cădere de 270 m, debit instalat de 17 m3/s şi putere de 35 MW). Echipareacuprinde două turbine Francis cu carcasă metalică, dar cu aspiratorul turnat din betonarmat. Bazinul de liniştire este şi bazin compensator la descărcarea în Mureş adebitelor turbinate. r‘ Figura 5.10. CHE Răstolniţa – secţiune transversalăPentru anumite configuraţii morfologice sau geologice ale amplasamentului structuracentralei nu mai este dominant supraterană ci se pozează îngropată în teren.Particularităţile structurilor îngropate se pot desprinde din exemplele următoare.În figura 5.11 se prezintă secţiunea transversală a centralei hidroelectrice Clăbucet.Centrala este echipată cu două turbine Francis, având puterea instalată totală de 64MW, la o cădere de 253 m, cu un debit instalat de 35 m3/s. Infrastructura este integralîngropată, fiind realizată structural sub forma unei cuve din beton armat. Pereteleamonte al cuvei este şi element de preluare a împingerii terenului. În infrastructurăeste inclusă şi casa vanelor de acces. Nivelurile superioare ale clădirii servescamplasării instalaţiilor anexă, blocului de comandă etc. Blocul de montaj se află lacota ultimului planşeu, la care se ajunge de pe drumul de acces. Apele turbinate ajungîntr-un bazin de liniştire, realizat ca o cuvă înecată, de unde deversază în canalul defugă şi apoi se descarcă în râul Dâmboviţa.Un al doilea exemplu îl oferă centrala hidroelectrică Nehoiaşu, din cadrul AHE Buzău(fig.5.12). Centrala este echipată cu două turbine Francis cu ax vertical, cu putereanominală de 21 MW pe grup. Turbinarea se face sub o cădere de 194 m, debitulinstalat al centralei fiind de 32 m3/s. Beneficiind de un stoc important al râului Buzău,energia produsă în anul hidrologic mediu este de 122 GWh/an. 141
  • 142. Figura 5.11. Secţiune transversală prin centrala hidroelectrică ClăbucetŞi de această dată infrastructura este realizată sub forma unei cuve înropate din betonarmat. Sala maşinilor este integrată în structura cuvei, în timp ce suprastructurasupraterană cuprinde spaţiul de circulaţie al podului rulant şi blocul de montaj. Figura 5.12. Secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Nehoiaşu 142
  • 143. 5.2.4. Elemente caracteristice pentru dispoziţia generală a centralelorDispunerea în elevaţiePoziţia turbinelor în elevaţie depinde în principal de nivelurile maxime si minime aleapei in bieful aval, respectiv in canalul de fugă, şi de caracteristica dc cavitaţie aturbinelor. Aceasta determină cota turbinei faţă de nivelul aval. Condiţiile de fundareinfluenţează şi ele dispunerea în elevaţie a centralei, atunci când se impune fundareape rocă sănătoasă.Cota de amplasare a turbinelor impune cotele de poziţionare a tuturor elementelorcentralei. Cota maximă a apei din bieful aval poate influenţa şi ea, prin condiţia deneinundabilitate a sălii maşinilor, dispozitia pe înalţime a centralei.După cum s-a arătat în capitolul 4, dacă turbina este situată la o înălţime prea maredeasupra nivelului apei din canalul de fugă (sau din bazinul de liniştire), în turbinăpoate apare cavitaţia. Pentru siguranţă împotriva cavitaţiei turbina trebuie să fiesituată la o înălţime ha mai mare decât înălţimea de aspiraţie critică hs, care este datăde formula lui Thoma ( vezi relaţia (4.24) din capitolul 4: Cota ( mdM ) ha > hs = 10,33 − −σ T H (5.1) 900unde: - Cota este cota geodezică a amplasamentului, exprimată în metri deasupra nivelului mării; - σT este coeficientul de cavitaţie, sau coeficientul lui Thoma; - H este căderea netă a centalei.Se observă că pentru anumite valori ale lui σT şi a căderii, înălţimea de aspiraţie poatedeveni negativă (turbinele se amplasează sub cota apei din aval) şi în acest caz turbinase numeşte cu contrapresiune (fig.5.13). Figura 5.13. Dispunerea în elevaţie a centralei 143
  • 144. Valoarea înălţimii de aspiraţie trebuie stabilită pentru toate combinaţiile de sarcini aleagregatelor, căderi şi poziţii ale nivelului aval. Dat fiind faptul că poziţia turbineloreste condiţionată de nivelul minim din aval, determinarea acestuia trebuie făcutăriguros.Coeficientul de cavitaţie depinde exponenţial de turaţia specifică a turbinei (vezirelaţiile (4.25) din capitolul 4). Ca urmare, mărirea turaţiei specifice ns a turbineimicşorează înălţimea de aspiraţie, conucând la cote mai joase pentru turbine. Pe dealtă parte, prin sporirea turaţiei specifice se micsorează diametrul şi greutateaagregatului şi deci dimensiunile sălii maşinilor. La adoptarea uneia dintre cele douădispoziţii – fundare joasă dar gabarite mai mici, versus cotă de fundare mai ridicatădar gabarite mai mari - trebuie făcută o comparaţie tehnico-economică. Condiţiilegeologice pot avea însă o importanţă decisivă. Dacă cota rocii bune de fundare estecoborâtă, adoptarea dispoziţiei cu cota turbinelor mai coborâtă este justificată.În cazul turbinelor cu impuls, cum sunt turbinele Pelton, înălţimea de aspiraţie nu arerelevanţă. Cota de amplasare a turbinei rezultă din condiţia ca punctul cel mai de josal cupelor rotorului să fie situat la 1,0 ... 1,5 m deasupra nivelului maxim al apei dincanalul de fugă.Dispunerea în planLungimea clădirii centralei depinde de numărul de agregate, de gabaritele lor şi, intr-oanumită măsură, de faptul dacă s-au adoptat carcase spirale din oţel sau s-au turnatcamere spirale din beton. Un criteriu util în estimarea lungimii clădirii este distanţaîntre axele turbinelor.Dispoziţia uzuală este determinată în mare măsură de considerente practice,economice şi de exploatare. Agregatele sunt amplasate aproape fără excepţieîn linie dreaptă, la o distanţă optimă între ele. Platforma de montaj estesituată la un capăt al centralei, pentru a evita o manipulare dublă. Pe direcţietransversală se urmăreşte reducerea la minim a dimensiunilor, în limitele impuse decondiţiile de montaj şi de întreţinere, pentru a micşora deschiderea podului rulant.Trebuie asigurat spaţiul necesar pentru trecerea la montaj a rotorului unui agregatprintre stâlpii construcţiei şi, în cazul în care centrala are mai multe grupuri, printrecelelalte agregate.Costul pe unitatea de volum este mult mai mare pentru infrastructură decât pentrusuprastructură. Este mai economic să se instaleze câteva grupuri mari, puţine lanumăr, decât un număr mai mare da grupuri mici. Platforma de montaj se măreşte încazul grupurilor mari, dar costurile platformei de montaj sunt semnificativ mai micidecât costurile infrastructurii unui agregat.Considerente de exploatare impun prevederea unor spaţii de acces în jurul tuturorechipamentelor. Spaţiile de exploatare trebuie să acomodeze cablurile, conductele şitablourile electrice şi de comandă.Sala maşinilor şi platforma de montajTipul constructiv specific al hidroagregatului şi alegerea unei dispoziţii cu axorizontal sau vertical au un efect important asupra numarului de nivele ce trebuieprevăzute în centrală. În cazul dispoziţiei cu ax orizontal (adoptată mai des pentru 144
  • 145. turbinele Pelton) este necesar un singur planşeu principal, turbogeneratorul fiindmontat pe fundaţii speciale.În cazul unei dispoziţii cu ax vertical, numărul de planşee ce trebuie prevăzutedepinde în oarecare măsură de tipul constructiv al hidroagregatului şi, în special, depoziţiile relative ale regulatorului ce guvernează aparatul director şi a servomotoruluisău. Regulatorul trebuie să fie la nivelul planşeului de exploatare, iar servomotorulamplasat la nivelul inelului de reglaj al turbinei. Dacă sistemul de reglaj este de tipcombinat, cu regulatorul şi servomotorul într-o singură unitate, planşeul de exploatareeste la nivelul turbinei. În acest caz se prevede uneori un semiplanşeu suplimentaramplasat fie la nivelul părţii superioare, fie la nivelul bazei statorului generatorului.Sunt posibile două poziţii ale salii principale (fig. 5.14 a, b). In dispozitia (a), folosităla centrale de putere mijlocie şi mare, sala principală este numită sala generatoarelor,iar accesul la turbine se asigură prin galerii amplasate la o cotă inferioară. Îndispoziţia (b), sala maşinilor are două niveluri diferite, de pe care se poate realiza atâtdeservirea turbinelor cât şi aceea a generatoarelor. Muchia de separaţie dintre cotasuperioară şi cea inferioară a pardoselii poate fi rectilinie (fig. 5.15, a), sau din dreptesi curbe (fig. 5.15,b). În ultimul caz este posibilă o amplasare mai avantajoasă aechipamentului de reglaj în intrândurile dintre generatoare. În figura 5.15 esteprezentată, pentru exemplificarea acestui mod de dispunere a nivelurilor, o fotografiea sălii maşinilor centralei hidrorelectrice Stejaru. Figura 5.14. Dispunerea pe un nivel (a) sau pe două nivele (b) a sălii maşinilorPlatforma de montaj trebuie să fie suficient de mare, pentru a permite unui vehicul detransport rutier să intre, transportând piesa cea mai voluminoasă, iar podului rulant alcentralei să ridice sarcina şi să o aşeze pe planşeu. Este convenabil ca platforma demontaj să fie dispusă la nivelul căii de acces, chiar dacă aceasta este mai înaltă decâtplanşeul de la nivelul superior al sălii turbinelor. Planşeul platformei de montaj seprelungeşte de obicei pe întreaga lăţime a podului rulant şi, ca o indicaţieaproximativă, se poate considera că lăţimea ei minimă într-o centrală cu mai multeagregate este aproximativ egală cu distanţa dintre axele turbinelor 145
  • 146. . Figura 5.15. Dispunerea în plan a nivelurilor sălii maşinilorSuprastructuraÎnălţimea clădirii centralei, până la partea inferioară a grinzilor acoperişului, estedeterminată de înălţimea căii de rulare a podului rulant. Aceasta este determinata larândul ei de tipul podului rulant şi de înălţimea maximă de ridicare, necesară pentrucârligul principal. Aceasta trebuie să asigure posibilitatea podului rulant de a ridicapiesa sau ansamblul cel mai mare al hidroagregatului, deasupra planşeului, saudeasupra celorlalte maşini. In cazul unui agregat cu arbore vertical, ansamblul cel maimare este rotorul turbinei. În cazul unei dispoziţii cu arbore orizontal, gabaritulnecesar este mult mai mic şi clădirea este mai puţin înaltă.Pentru a reduce costurile aferente centralei, s-au folosit uneori centrale deschise, fărăsuprastructura clădirii deasupra nivelului planşeului principal. În aces caz se prevădcapace etanşe pentru fiecare generator şi pentru excitatricea lui. Un exemplu decentrală deschisă se poate urmări în figura 5.16. Figura 5.16. Centrala hidroelectrică de la piciorul aval al barajului Hiwassee 146
  • 147. Centrala Hiwassee este echipată cu o turbină Francis cu ax vertical de 60 MW şi oturbo-pompă de 77 MW, care lucrează sub o cădere de 60 m. Peste nivelul turbineloreste amplasat generatorul şi excitatricea, găzduite în infrastructură. Fiecare grup esteprotejat de o carcasă metalică etanşe. Operaţiunile de montaj sunt realizate cu ajutorulunei macarale capră cu capacitatea de 275 t.Echipamentele auxiliare şi panourile cu aparatele de măsură şi control sunt amplasatela nivelul inferior. Pentru lucrări de întreţinere mai mari capacele generatoarelortrebuie îndepărtate, iar pentru a asigura protecţia faţă de agenţii atmosferici se prevedeacoperirea temporară.O variantă intermediară este centrala cu suprastructură semideschisă, cu acoperişuride înălţime mică peste excitatoarele generatoarelor, similare cu o clădireconvenţională. Plafonul are deschideri cu acoperire culisabilă, care permit accesulcârligului macaralei capră pentru montare şi demontare şi pentru preluarea pieselorcătre platforma de montaj.5.3. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR SUBTERANE5.3.1. Consideraţii generaleAvantajele dispunerii în subteran a centraleiAdoptarea unei soluţii cu centrală subterană este justificată dacă se îndeplinesc unasau mai multe din următoarele condiţii sau situaţii: - lipsa unui amplasament favorabil din punct de vedere topografic şi geologic pentruconducta forţată şi castelul de echilibru pentru o variantă cu centrală supraterană; - posibilitatea de a concentra într-o singură treaptă căderi mai mari decât într-oamenajare cu centrala supraterană, prin mărirea gradelor de libertate în alcătuireaschemei; - posibilitatea de a realiza o soluţie mai economică pentru derivaţia forţată faţă de osoluţie cu conducte forţate, datorită unor condiţii geologice favorabile pentru puţulsau galeria forţată; - reducerea costului total al uzinei, prin realizarea unei mari părţi a derivaţiei pringaleria de fugă cu curgere liberă şi scurtarea galeria de aducţiune sub presiune, careeste semnificativ mai scumpă decât galeria de fugă, mai ales dacă condiţiile geologicesunt defavorabile; - posibilitatea de a executa lucrările de construcţii şi în perioada de iarnă, în regiuniîn care temperaturile sunt foarte coborâte in sezonul rece.În afara acestor condiţii tehnice avantajoase, amplasarea în subteran a centraleihidroelectrice prezintă şi avantaje din punctul de vedere al impactului asupramediului. Prezenţa lucrărilor de construcţie se resimte numai în zona ferestrelor deatac a lucrărilor subterane, iar în exploatare impactul asupra mediului este neglijabil.La rândul ei centrala are siguranţă sporită, fiind ferită de alunecări de versant ce potafecta conductele forţate şi chiar clădirea centralei supraterane. În acelaşi timp,operarea centralelor subterane iese de sub incidenţa condiţiilor meteorologice, unavantaj important în cazul amplasamentelor montane. Din aceste motive, în ultimiledecenii, majoritatea schemelor de amenajări hidroenergetice importante s-au realizatnumai ca amenajări integral subterane. S-au construit peste 400 de centrale subteraneîn caverne cu deschideri între 15 şi 30 m şi înălţimi de 30...40 m. 147
  • 148. Ansamblul lucrărilor subterane aferente centraleiLucrările subterane aferente centralei cuprind, pe lângă caverna care găzdueşteinfrastructura şi sala maşinilor, un ansamblu de alte obiecte: casa de vane amonte, cuvanele de acces la turbine, bazinul de liniştire aval, galeria batardourilor aval, puţuri şi/ sau tunele de acces, galerii pentru cabluri, uneori caverna transformatorilor, puţuri şigalerii de ventilaţie, etc. Câteva exempe sunt edificatoare privind complexitatealucrărilor.Dispoziţiile mai simple cuprind în cavernă unică casa de vane şi echipamentulhidrodinamic. Este cazul centralei subterane Ruieni din figura 5.17. Chiar şi în acestcaz însă, pe lângă circuitul hidraulic (castel de echilibru, galerie forţată, galerie defugă) apar o serie de galerii de acces şi de legătură. Figura 5.17. Ansamblul lucrărilor subterane la centrala hidroelectrică RuieniÎn cazul centralei subterane Turkwel (fig. 5.18), construită în gneise sănătoase,centrala are tot o cavernă unică, dar condiţiile hidraulice ale unei galerii de fugă lungiau impus excavarea în subteran a unui castel de ehilibru aval. Caverna centralei se aflăla 250 m sub nivelul terenului. În centrală sunt instalate două turbine Francis de 2 x 56MW. De la clădirile camerei de comandă şi platforma transformatorilor, accesul încentrală se face printr-un tunel de 400 m lungimeşi pantă de 13%. Cavernele utile suntinterconectate printr-un sistem de galerii de legătură. Din cavernă pleacă şi galeriacablurilor, către staţia TRAFO de la suprafaţă. 148
  • 149. Tunel de acces e Figura 5.18. Centrala subterană TurkwelUn ansamblu de lucrări subterane mult mai complicat are uzina hidroelectrică Ertandin China (fig. 5.19). Figura 5.19. Complexul lucrărilor subterane aferente centralei hidroelectrice Ertan 149
  • 150. Centrala Ertan are o putere instalată de 3300 MW, fiind cea mai mare centrală dederivaţie din Asia. Căderea este de 197,50 m şi este creată de un baraj în arc de 240 mînălţime. Debitul instalat este adus la centrală prin 6 galerii forţate cu diametrul de 9m, cu capacitatea de 375 m3/s fiecare. Debitul turbinat este descărcat în aval de douăgalerii de fugă, una dintre ele definitivată pe suportul fostei galerii de deviere.Derivaţia este scurtă şi nu are castel de echilibru pe amonte, dar se regăseşte un castelde echilibru pe aval. Pentru a limita pierderile de putere electrică pe cablurile de joasătensiune, staţia de transformare este poziţionată în subteran, într-o cavernă separată.Pe lângă lucrările principale ale schemei se regăsesc galerii de acces, galerii deventilaţie, galerii şi puţuri de drenaj etc.În cazul centralelor cu derivaţii scurte, caverna centralei se poate amplasa în imediatavecinătate a prizei energetice, apa fiind adusă la centrală printr-un puţ forţat. Estecazul centalei Guayabo din Salvador (fig.5.20). Figura 5.20. Ansamblul lucrărilor subterane la centrala GuayaboCentrala lucrează sub o cădere de 56 m. La capătul puţului forţat este montată carcasaspirală care alimentează o singură turbină Francis cu ax orizontal. Caverna săliimaşinilor cuprinde numai generatorul şi excitatricea.Infrastructura centralelor subteraneToate elementele constructive ale infrastructurii unei centrale subterane sunt analoagecu cele de la centralele aeriene. La centralele subterane însă, costul părţii deconstrucţie este direct influenţat de volumul excavaţiei subterane. Există deci otendinţă mai pronunţată de a reduce gabaritele utilajelor, ca şi dimensiunile spaţiilor 150
  • 151. de circulaţie si ale încăperilor auxiliare. Căile principale de reducere a dimensiunilorinfrastructurii sunt alegerea de echipamente cu gabarite minime, includerea încavernă unică a casei de vane, dispunerea pe mai multe nivele a instalaţiilor anexă.Dacă vanele din amonte sunt plasate în centrală, ele se dispun astfel încât axeleconductelor să facă un unghi mai mic de 90° cu axul longitudinal al sălii maşinilor(fig. 5.21). Această măsură conduce la micşorarea dcschiderii sălii maşinilor şi dcci avolumului acesteia. În figura 5.22 se poate urmări o fază din execuţia infrastructuriicentralei hidroelectrice Ertan, descrisă anterior, unde se remarcă racordul dintrederivaţia forţată şi carcasele spirale ale turbinelor. Figura 5.21. Orientarea înclinată a axei longitudinale a centralei faţă de derivaţia forţată Figura 5.22. Fază de execuţie şi montaj pentru infrastructura centralei subterane Ertan 151
  • 152. Pentru reducerea înălţimii sălii maşinilor se prevăd poduri rulante de o construcţiespecială, care permit manevre cu gabarite minime.Protecţia bolţii şi pereţilor sălii maşinilorDimensiunile secţiunilor transversale ale cavernelor sunt cu mult mai mari decât celeale tunelelor sau galeriilor. În mod frecvent sprijinirile provizorii se realizează prinancorare şi şpriţ-beton. Bolţile cavernelor sunt iniţial stabilizate prin astfel desprijiniri, dar ulterior sunt prevăzute cu protecţii din beton armat puternice, peîntreaga lungime a cavernei, chiar dacă sprijinirea a fost dimensionată pentru a preluasingură efectele de interacţiune.Influenţa condiţiilor geologice se manifestă în special asupra modului cum trebuie săse realizeze protecţia bolţii şi a pereţilor excavaţiei. Soluţiile pot fi de la caverne cuexcavaţia complet necăptuşită, executate numai in roci masive şi rezistente, până lacămăşuirea integrală a conturului excavat. Dintre cavernele realizate până în prezent,numai 12% au rămas cu bolta nebetonată, 10% au numai fâşii alternante betonate, iarrestul au bolţi din beton armat dimensionate pentru a prelua singure împingerile datede eventualele instabilităţi, fără a ţine cont de aportul sprijinirii. Pereţii laterali sunttorcretaţi şi stabilizaţi prin ancorare.In unele cazuri se prevede o a doua boltă interioară, mult mai subţire, care creează unspaţiu pentru colectarea apelor de infiltraţie. Pereţii sălii maşinilor se execută la odistanţă de circa 80 cm de rocă, asigurindu-se astfel un spaţiu pentru drenarea apeiinfiltrate şi pentru circulaţia aerului. În figura 5.23 se poate urmări bolta şi pereţii falşiai sălii maşinilor pentru o cavernă stabilizată cu ancore simple şi ancore pretensionate.Figura 5.23. Stabilizarea cu ancore a conturului excavat şi crearea sălii maşinilor prin boltă şi pereţi falşi 152
  • 153. Definirea corectă a fazelor de excavare şi dimesnionarea corespunzătoare a lucrărilorde sprijinire şi de cămăşuire definitivă depind de stratificaţia, direcţia şi cădereadiscontinuităţilor, rezistenţa rocii şi localizarea zonelor slabe. Datorită deschiderilor şiînălţimilor mari, se excavează iniţial bolta cavernei, într-o succesiune care să permităpermanent controlul stabilităţii. Există o mare varietate a secvenţelor posibile, darfiecare dintre acestea corespunde unei anumite situaţii din teren.Rezolvările arhitectonice ale sălii maşinilor trebuie să creeze impresia unui spaţiusuprateran, cu iluminat natural, care să elimine presiunea psihică a spaţiilor închiseasupra personalului de exploatare.Accesele la centralăLa centralele subterane transportul pieselor grele ale echipamentului la platforma demontaj din subteran se poate face prin tunele de acces auto, prin puţuri şi galerii deracord, sau prin galerii înclinate. Alegerea soluţiei este dependentă de condiţiilemorfologice din amplasament, iar când sunt posibile mai multe soluţii, selecţia se facepe considerente primordial de exploatare şi numai secundar de cost de investiţie.Personalul de exploatare trebuie să aibă două accese distincte, unul dedicat (deşi câteodată este comun cu galeria cablurilor) şi un al doilea, de folosinţă curentă, careasigură şi accesul echipamentului greu.Dimensiunile tunelurilor de acces se aleg în funcţie de gabaritele maxime ale pieselorechipamentului şi de mijloacele de transport. Secţiunea este de obicei în formă depotcoavă sau cu pereţi verticali şi boltă circulară. În perioada de execuţie a centraleiaceste tuneluri servesc la evacuarea sterilului şi la transportul betonului, astfel încâteste avantajos ca panta lor să fie mai redusă. Se ajunge uneori până la limita maximăde 14 ... 15%, având în vedere că, la o diferenţă de nivel dată între platforma de laexterior a centralei şi platforma de montaj, lungimea tunelului de acces, şi deci şicostul său, sunt invers proporţionale cu panta adoptată.Tunelurile de acces auto reprezintă soluţia cea mai avantajoasă din punctul de vedereal condiţiilor de exploatare. În cazul în care pentru accesul în centrală se adoptă puţurişi galerii de record, la partea superioară a puţului se prevăd construcţii speciale dotatecu utilaje de ridicat şi transportat (fig. 5.24). Figura 5.24. Accesele la centrala subterană Corbeni (Argeş) 153
  • 154. Utilajele de ridicat servesc la ridicarea şi descărcarea echipamentului în şi dinmijloacele de transport, atât la suprafaţă cât şi în subteran. În exemplul din figura 5.24turnul de la partea suprioară a puţului de acces este denumit turn de decuvare,deoarece transformatoarele sunt poziţionate în subteran şi operaţiunea cea mai dificilăpentru sistemul de ridicare din turn este scoaterea corpului transformatorului din cuvade ulei.Racordarea la sistemRacordarea centralei la reţeaua electrică de transport se face prin linii de înaltătensiune, după ce în prealabil tensiunea furnizată de generator a fost ridicată în staţiade transformare. În cazul anumitor centrale subterane distanţa de la generator laplatforma de la suprafaţă a centralei este mare şi pierderile de energie pe cabluri ar fisupărator de mari. În astfel de cazuri s-ar impune amplasarea transformatoarelor însubteran. Pe de altă parte, amplasarea subterană a transformatoarelor aduce după sinecosturi destul de mari, fiind necesară fie mărirea cavernei centralei, fie excavarea uneicaverne speciale. Un criteriu de selecţie a poziţiei transformatoarelor este următorul:dacă lungimea cablurilor este mai mică de 250 m transformatoarele se amplasează lasuprafaţă; dacă lungimea cablurilor este mai mare decât 350 m transformatoarele seamplasează în subteran. Pentru valori intermediare ale lungimii cablurilor, soluţia sealege pe considrente energo – economice.5.3.2. Centrale subterane echipate cu turbine PeltonAlcătuirea atât a infrastructurii centralei cât şi a interiorului sălii maşinilor suntanaloage cu cele de la centralele aeriene cu aceaşi echipare. În cele ce urmează suntprezentate două exemple, din care se poate constata alcătuirea uzuală a acestorcentrale. În figura 5.25 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectricăMontpezat. Figura 5.25. Secţiune transversală prin centrala subterană MontpezatCentrala este echipată cu 4 turbine cu ax orizontal cu câte două injectoare, cu putereade 60 MW, sub o cădere de 625 m. Casa vanelor este situată într-o cavernă separată. 154
  • 155. În figura 5.26 se prezintă o secţiune transversală prin cavernele centralei Ciunget. Figura 5.26. Caverna sălii maşinilor şi cavernele anexă de la CHE CiungetCaverna principală cuprinde sala maşinilor, echipată cu trei grupuri Pelton cu axvertical de 167,50 MW fiecare. Caverna transformatoarelor este amplasată paralel cucaverna sălii maşinilor, la cca 20 m de aceasta şi adăposteşte cele trei transformatoarede 190 MVA. Casa vanelor este amplasată în amonte de sala maşinilor, într-o cavernăseparată cu dimensiuni reduse.5.3.3. Centrale subterane echipate cu turbine FrancisŞi în acest caz alcătuirea infrastructurii centralei şi a interiorului sălii maşinilor suntanaloage cu cele de la centralele aeriene cu aceaşi echipare. În cele ce urmează suntprezentate cîteva exemple din care se poate constata alcătuirea uzuală a acestorcentrale.În figura 5.27 se prezintă o secţiune transversală prin centrala hidroelectrică Ruieni, acărei dispoziţie generală se poate urmări în figura 5.17. Caverna centralei aredimensiuni impresionante: 64 m lungime, 38,20 m înălţime şi 16,20 m deschidere. Îninfrastructură sunt montate două turbine Francis de 70 MW fiecare, care lucrează subo cădere nominală de 356 m. Debitul instalat al centralei este de 55 m3/s. Carcaselespirale şi aspiratorii sunt înglobate în beton. Stabilizarea excavaţiei s-a făcut cuancoraje pretensionate şi ancore pasive. Pereţii cavernei sunt protejaţi numai cu şpriţ –beton, fiind îmbrăcaţi cu pereţi falşi. Aspiratoarele debuşează într-un bazin deliniştire, prevăzut cu batardouri manevrate dintr-o galerie specială, legată direct decaverna principală. Accesul în centrală se face printr-un tunel auto, de 885 m, cu pantade 10%O problemă comună infrastructurii centralelor echipate cu turbine Francis cu axvertical este că, la execuţie, aspiratorul şi carcasa spirală trebuie sa fie montate pe 155
  • 156. măsură ce se desfăsoară lucrările de construcţie, iar planurile de montare a instalaţiilorşi cele de lucrări de construcţie trebuie să fie strâns coordonate. Figura 5.27. Secţiune caracteristică prin centrala subterană RuieniÎn figurile 5.28 ....5.30 sunt prezentate cele trei centrale subterane din cadrulamenajării hidroenergetice a râului Sebeş. Prima, din amonte, este centrala Gîlceag,echipată cu două turbine Francis. Fiecare turbină are puterea nominală de 75 MW, subo cădere de 465 m şi un debit nominal de 20 m3/s. Galeria Caverna centralei batardourilor Figura 5.28. Secţiune transversală prin CHE Gîlceag 156
  • 157. Dimensiunea mare a galeriei batardourilor, din amonte de galeria de fugă, a fostimpusă de faptul că acestă galerie joacă şi rol de castel de echilibru aval, pentru aevita punerea sub presiune a galeriei de fugă. Accesul în centrală se face printr-untunel rutier de 370 m.A două centrală în schemă este centrala Şugag (fig.5.29). Are aceaşi echipare, cu douăturbine Francis de 75 MW putere nominală pe turbină. Accesul în centrală se face printunel rutier. Tunel de acces L = 557 m Sala maşinilor Galerie de fugă 5,4 km, D = 4,3 m Figura 5.29. Secţiune transversală prin CHE ŞugagCentrala Săsciori (fig. 5.30), cu o putere instalată de 42 MW este amplasată într-ocavernă subterană pe malul drept al râului Sebeş. Centrala are două turbine Francis, cudebitul nominal de 26 m3/s şi cădere nominală de 115 m. Accesul se face de asemeneaprin tunel rutier. Sala maşinilor Galeria batardourilor Gospodării anexe Figura 5.30. Secţiune transversală prin CHE Săsciori 157
  • 158. 5.3.4. Centrale în puţSunt situaţii când condiţiile geologice din amplasament se dovedesc mai dificile decâtcele prezumate pe baza studiilor iniţiale. Caverna subterană pentru amplasareacentralei nu mai poate fi excavată şi stabilizată prin lucrări inginereşti raţionale. Datfiind faptul că o bună parte din lucrările subterane ale viitoarei UHE sunt dejaexecutate, poziţia centralei subterane se menţine, dar întreg complexul de lucrăriaferent centralei se amplasează într-unul sau mai multe puţuri. Pentru exemplificare,în figura 5.31 este prezentată o secţiune printr-unul din cele două puţuri ale centraleihidroelectrice Rucăr. Turn de manevră Puţ, D = 13 m Derivaţie forţată Sala maşinilor Figura 5.31. Secţiune caracteristică prin centrala subterană RucărÎn proiectul iniţial caverna centralei era dispusă la cca 70 m sub suprafaţa terenului,având o deschidere de 16,2 m şi o lungime de 52 m. Sala maşinilor urma a fi realizatăca o cavernă unică, în timp ce grupurile urmau a fi amplasate în două puţuriindependente. În faza de execuţie, din motive direct legate de condiţiile geologice,soluţia a fost modificată, renunţându-se la cavernă. Ca urmare, cele două grupuri cuturbine Francis, sunt instalate fiecare în câte un puţ cu adâncimea de 93,3 m şidiametrul de 13 m. Puterea instalată a centralei este de 46 MW, căderea este de 152m, iar debitul instalat de 43 m3/s.O prezentare mai detaliată a unor centrale hidroelectrice aflate în exploatare înRomânia se face în caseta următoare, în intenţia de a oferii mai multe detaliireferitoare la rezolvările constructive. 158
  • 159. Centrala Stejaru-Bicaz este de tip suprateran, fiind situată pe terasa superioară arâului Bistriţa. În sala maşinilor (fig. E.1) sunt instalate 6 grupuri cu o putere totală de210 MW. Grupurile sunt Francis cu ax vertical cu următoarele caracteristici: - 4 turbine cu Qi = 23 m3/s, Hmax = 194 m si P = 27,5 MW, - 2 turbine cu Qi = 42 m3/s, Hmax = 194 m si P = 50 MW.La ieşirea din aspiratoare apa debuşează intr-un bazin de liniştire care se continuă cucanalul de fugă, de 1,18 km lungime, până la râul Bistriţa. Fig. E.1. Centrala Stejaru - Bicaz:1- sala maşinilor; 2-grup de 27,5 MW; 3 – grup de 50 MW; 4 - platforma demontaj; 5 - turn de decuvare; 6 - atelier de lăcătuşerie; 7 - atelier mecanic; 8 - depozit;9 - statie trafo 35 kV; 10 - statie trafo 10 kV; 11-birouri; 12 - intrare principală; 13-turbină; 14- vană de admisie; 15 - conducta forţată; 16 - aspirator; 17 - nişa batardou;18 - gospodărie de ulei; 19-puţ de epuisment; 20 - pod rulant. 159
  • 160. Funcţional, construcţia cuprinde următoarele corpuri distincte: - sala maşinilor pe o suprafaţă construita de 130 X 28 m2, cu o înălţime de 38,5m, din care 25,50 m infrastructură; sala cuprinde turboagregatele şi tot aparatajulelectromecanic, precum şi staţia electrică de 10 kV; - corpul atelierelor şi al turnului de decuvare, necesare întreţinerii şireparaţiilor echipamentelor; el se găseşte pe partea dinspre versant a centralei, având osuprafaţă de 630 m2 pe trei niveluri şi inălţime totală de 22,0 m; - corpul blocului de comandă şi administrativ, în care se cuprinde şi staţiaelectrică de 35 kV; pe aceeaşi platformă cu clădirea centralei este situată staţiaelectrică aeriană de 110 şi 220 kV.Structura centralei este realizată din beton armat. Infrastructura sălii maşinilor şiparţial a blocurilor de comandă şi a atelierelor este masivă şi fundată pe rocă. Rosturide dilataţie o fragmenteaza în câte un bloc pentru fiecare turbină. Suprastructura esteformată din cadre de beton armat şi zidărie de cărămidă. Faţadele principale aleclădirii sunt placate cu piatră naturală.Turnul de decuvare este echipat cu o macara fixă de 125 t şi un pod rulant de 3 t. Încentrală sunt două poduri rulante de 125 t fiecare, ridicând cuplate 250 t. În totalechipamentul mecanic al centralei reprezintă 1340 t, iar echipamentul electric 3200 t,inclusiv staţiile trafo.Centrala uzinei Sadu V (fig. E.2) este amplasată pe o platformă care s-a obţinut prindevierea râului Sadu printr-un tunel de 135 m lungime. Clădirea centralei arelungimea de 31,50 m, lăţimea de 12,50 m şi înălţimea suprastructurii dc 13,30 m.Suprastructura este construită din cadre de beton armat şi zidărie de cărămidă. Încentrală sunt amplasate două grupuri de 7,7 MW, formate din câte o turbină Pelton şiun generator trifazic cu ax orizontal. Ulterior s-a încercat extinderea centralei prinadăugarea unei turbine Francis cu ax vertical de 12 MW, dar performanţele scontatenu au putut fi atinse şi s-a renunţat la grupul suplimentar.Montarea şi demontarea echipamentului se fac cu un pod rulant de 40/10 t. Apauzinată se evacuează printr-un canal de fugă cu secţiunea dreptunghiulară de 1,60 x1,80 m şi lungimea de 165 m.Lângă sala maşinilor este amplasat blocul de comandă care cuprinde: camera decomandă, podul cablurilor, staţia trafo de 6 kV, laboratoarele, atelierele şi celelalteservicii. Dimensiunile în plan ale blocului sunt 14,0 X 13,8 m2, iar înălţimea celorpatru niveluri este de 16,0 m.Centrala Corbeni, de la AHE Argeş este prima centrală subterană executată înRomânia. Amplasamentul este pe firul principal al râului Argeş, la cca 115 m sub cotaterenului. Căderea brută a amenajării este de 324 m.Construcţiile aeriene aferente sunt compuse din blocul de comandă şi turnul dedecuvare. Prima este o clădire cu două etaje şi cuprinde birouri şi servicii. Turnul dedecuvare este plasat deasupra puţului de acces în centrală şi este dotat cu un podrulant de 100/32 t care serveşte manevrării pieselor mari ale agregatelor. 160
  • 161. Fig. E.2. Centrala uzinei Sadu V:1 - sala maşinilor; 2 - platformă de montaj; 3- turbină; 4 - generator; 5 -injector; 6-vană de admisie; 7 - distribuitor; 8 - canalul distribuitorului; 9 - conductă forţată;10 - canal de fugă; 11- gospodării anexe: 12 - staţie trafo; 13 - atelier mecanic; 14 -birouri; 15 - magazie; 16 - pod rulant; 17 - umplutură.Accesele la caverna centralei Corbeni sunt în număr de două. Accesul principal seface prin puţul de echipament greu şi, în continuare, prin galeria de acces, servindechipamentului, personalului şi conductelor instalaţiilor auxiliare. Puţul are o secţiune 161
  • 162. Figura E.3. Centrala subterană Corbeni:1 – sala maşinilor; 2 – platformă de montaj; 3 – caverna transformatoarelor; 4 – galeriabatardourilor; 5 – galeria forţată; 6 – puţ forţat; 7 – aducţiune; 8 – cameră de expansiune; 9 –rezervor de apă de răcire; 10 – galerie de echipament greu; 11 – galeria cablurilor; 12 –galerie de fugă; 13 – puţ de atac; 14 – pavilion administrativ; 15 – turn de decuvare; 16 –ateliere; 17 – atelier mecanic; 18 – turbină; 19 – generator; 20 – pod rulant; 21 – cameră decomandă; 22 – gospodării anexă; 23 – pod pentru cabluri; 24 – vană de admisie; 25 – boltăfalsă; 26 – galerie de acces; 27 – aspirator; 28 – batardou aval 162
  • 163. circulară cu diametrul de 7,20 m pe 150 m adâncime şi este captuşit cu beton simplupe circa 60 cm grosime. Galeria de acces are o secţiune de 55,0 m2 şi o lungime de130 m, permiţând circulaţia pe platforme tip C.F. Accesul secundar este format degaleria cablurilor, cu traseu înclinat la 30° cu orizontala, pe o lungime de 180 m şi cuo secţiune transversală de circa 8,0 m2. Prin galeria cablurilor se face legătura cu staţiade transformare de 220 kV de la suprafaţă cât şi ventilaţia naturală şi forţată aîntregului complex subteran.Centrala subterană propriuzisă este de tip cavernă unică înglobând transformatoarele,aspiratoarele şi vanele. Sala maşinilor ocupă caverna mare, cu o lungime de 54,0 m şio laţime de 16,7 m. Înălţimea cavernei este de 32,5 m. Sunt instalate patru grupuriFrancis de 56,6 MW şi generatoare trifazice de 61000 kVA. Caverna sălii maşiniloreste prevăzută cu o boltă de beton armat, dublată de o boltă metalică cu rol deprotecţie. Bolta se continuă pe pereţii sălii maşinilor cu o căptuşeală de beton armat de15 cm grosime. Caverna transformatoarelor este situată în prelungirea sălii maşinilorşi cuprinde cele 6 transformatoare trifazice.În ceea ce priveşte execuţia, este de remarcat că la excavare s-a utilizat sprijinirea cuancore, iar căptuşeala aplicată ulterior la pereţi este numai constructivă.Grinzile de rulare ale podului rulant fac parte din structura bolţii, fiind prelungiri alenaşterilor acesteia. Acest sistem a permis montarea podului rulant imediat dupăbetonarea bolţii şi folosirea lui în perioada de execuţie şi montaj, independent debetonarea infra si suprastructurii.Centrala Ciunget de la uzina hidroelectrică Lotru (fig. E. 4) este amplasată pe firulrâului Latoriţa, afluent al Lotrului, la circa 6 km de confluenţa cu acesta. Cădereauzinei este de 800 m iar adâncimea cavernei centralei faţă de teren este de 83,0 m.Accesul principal în centrală se face printr-un tunel cu gabarit auto, cu o lungime de1080 m, panta 10% şi o secţiune netă de 32,40 m2. Secţiunea lui transversală este înformă de potcoavă, cu o lăţime la bază de 6,20 m. Executat înainte de începerealucrărilor la caverna centralei, a servit ca principală cale de atac a excavaţiilor şi acondus la un ritm sporit de execuţie. Accesul secundar este reprezentat de un puţ orbde 140 m şi secţiune de 12,0 m2, care se continuă cu o galerie orizontală de 320,0 mlungime si 13,0 m2 secţiune. Un al treilea acces, dar numai cu funcţii tehnologice, estereprezentat de galeria cablurilor, care are un tronson orizontal de 470 m şi apoi untronson înclinat la 30°, care debuşează la staţia de transformare de 220 kV de lasuprafaţă.Caverna principală cuprinde sala maşinilor, care are 106 m lungime, 17,0 m lăţime şi36,0 m înălţime. Ea este echipată cu trei grupuri Pelton cu ax vertical de 167,50 MWfiecare şi generatoare trifazice de 185 000 kVA.Caverna transformatoarelor este amplasată paralel cu caverna sălii maşinilor, la cca 20m de aceasta şi adăposteşte cele trei transformatoare de 190 MVA. Casa vanelor esteamplasată în amonte de sala maşinilor, într-o cavernă separată cu dimensiuni reduse.Vanele sferice închid distribuitorii. 163
  • 164. Fig. E.4. Centrala subterană Ciunget:A- casa de vane; B - centrala propriu-zisă; C - caverna transformatoarelor; 1-platformă de montaj; 2- turbină; 3 - generator; 4 - gospodării anexe; 5 - tunel de accesprincipal; 6 - panou de comandă; 7 - galerie de acces la sala trafo; 8 - galeriacablurilor; 9 - galeria pentru cablurile de comandă; 10 - transformator; 11 - gospodăriede ulei; 12 - conducta forţată; 13 - vana de admisie; 14 - galerie purtătoare a conducteiforţate: 15 - galerie de fugă; 16 - spaţiu pentru ventilaţie; 17 - tunel de cabluri; 18 -ventilaţie; 19 - pod rulant; 20 - spaţiu de ventilaţie pentru TRAFO 164
  • 165. 5.4. CONSTRUCŢII SPECIFICE CENTRALELOR PE DERIVAŢIE5.4.1. Camere de încărcarePoziţia în amenajare şi funcţiile camerelor de încărcareCamera de încărcare, numită uneori cameră de punere sub presiune, face legătura întreaducţiunea cu nivel liber (de obicei canalul de derivaţie) şi conductele forţate.Amplasarea ei trebuie să fie cât mai aproape de centrală, pentru a reduce lungimeaconductelor forţate şi deci pierderile de sarcină, ca şi valoarea suprapresiunii dinlovitura de berbec în conducte la aruncarea din sarcină a centralei. O amplasare uzualăse poate urmări în figura 5.32, la centrala hidroelectrică Toteşti II. Camera deîncărcare, de 50 m lungime, realizată în rambleu cu înălţimea de până la 6,50 m şipoziţionată la capătul aval al canalului de aducţiune, asigură alimentarea celor douăconducte forţate. Bazin de liniştire Descărcător Figura 5.32. Camera de încărcare Toteşti IIÎn cazul aducţiunilor sub formă de conducte cu nivel liber (de beton, dar uneori şimetalice) camera de încărcare impiedică propagarea pe derivaţie a undelor de presiunedin lovitura de berbec. 165
  • 166. La funcţionarea centralei, volumul camerei constituie un rezervor, în care seînmagazinează debitul adus de derivaţie când sarcina centralei scade şi din care se iaudebite când sarcina centralei creste rapid, pâna la stabilirea unui nou regim permanentde curgere.In afară de aceste funcţii de baza, camerele de încărcare mai asigură: - repartizarea între conductele forţate a debitului adus pe canalul de derivaţie,dând posibilitatea de punere în sarcină a unuia sau a mai multor grupuri inconformitate cu necesităţile de exploatare; - eliminarea plutitorilor şi impurităţilor intrate pe canal la priză, sau antrenateîn canalul de derivaţie din vecinătăţile traseului; - evacuarea excedentului de apă prin descărcători, pentru a limita ridicareanivelului pe derivaţie; - protejarea prizelor conductelor forţate de blocarea cu gheaţă pe timp de iarnă,sau de pătrunderea gheţii plutitoare.Elemente componenteCamera de încărcare se compune din trei elemente: bazinul propriu-zis, care asigurăvolumul de apă necesar şi permite racordul dintre canal şi casa vanelor; casa vanelor,care închide compartimentele din care pleacă conductele forţate; descărcătorul pentrudebitele excedentare.Bazinul de încărcare reprezintă o evazare şi o adâncire a canalului de aducţiune pânăla secţiunea peretelui frontal al casei vanelor. La camerele de lăţime mică, lungimeabazinului rezultă din condiţia de a crea volumul necesar pentru pornirea turbinelor(fig. 5.33). Figura 5.33. Bazinul camerei de încărcareCasa vanelor (fig. 5.34) este o construcţie de beton împărţită în compartimente, câteunul pentru fiecare conductă forţată. Se realizează sub formă de cuvă, cu pereţi drepţiaşezaţi pe un radier comun. Fiecare compartiment este prevăzut cu o vană plană,situată la intrarea in conducta forţată. Închiderea vanei permite golirea conducteipentru efectuarea controlului şi reparaţiilor. La intrarea în compartiment se prevădnişe pentru montarea batardoului în timpul reparaţiei vanelor. Între nişa batardoului şi 166
  • 167. vană, sau în amonte de batardou, sunt aşezate grătarele. Curaţirea grătarelor se poateface manual, pentru cele cu suprafaţă mai mică (adâncimi sub 10 m), sau cu maşina decuraţat. Pentru a limita pierderile de sarcină şi a evita înfundarea grătarelor, vitezelede admisie la grătar se limitează la 1,0... 1,2 m/s, avind valori curente de 0,60... 0,80m/s. Figura 5.34. Blocul casei vanelorÎn anumite situaţii, în special la conducte forţate cu diametru mare, vanele plane suntînlocuite cu vane segment Nişa batardourilor Bazinul Conducte camerei forţate Vană segment Figura 3.35. Casa vanelor în cazul vanelor segmentDescărcătorul permite trecerea debitelor în bieful aval, ocolind centrala. Descărcătoriisunt obligatorii la camerele alimentate de canale cu berme înclinate, unde în caz deoprire a centralei apa care continuă să sosească pe aducţiune trebuie evacuată în râu.De asemenea, camera trebuie prevăzută cu descărcători în cazul centralelor în 167
  • 168. cascadă, pentru a asigura funcţionarea centralelor din aval când centrala deservită decamera de încărcare este oprită şi respectiv pentru a împiedica deversarea pestebermele canalului de aducţiune, când in amonte se află o centrală în funcţiune.În primul caz descărcătorul este întotdeauna un deversor cu creastă fixă, sau undeversor sifon, atunci când cel cu creastă fixă cere o lungime prea mare a frontuluideversant (fig. 5.36). Aceste tipuri au avantajul funcţionării automate sigure. Figura 5.36. Deversori pentru camera de încărcareÎn cazul centralelor în cascadă, cel mai recomandabil este descărcătorul cu vane defund (fig. 5.37), întrucât necesită cea mai mică deschidere şi asigură o ridicare minimăa nivelului apei în canal, spre deosebire de deversor, care solicită pe lângă un frontmai mare şi o supraînălţare a bermelor canalului pentru a acomoda lama deversantă.După zona de admisie apa ajunge pe canalul cu pantă mare al descărcătorului şi apoiîn disipatorul de energie de unde îşi continuă drumul spre bazinul aval al centralei sauspre râu. Figura 5.37. Descărcător cu stavilă de fundDezavantajul descărcătorilor cu vane de fund constă în faptul că nu prezintă suficientăsiguranţă în exploatare, mecanismele vanelor putând să fie lipsite de alimentare cuenergie, sau să se blocheze. Ca măsură de siguranţă, la centralele echipate cu astfel dedescărcători se prevăd şi descărcători suplimentari, sub formă de sifoane. 168
  • 169. Componentele principale ale unei camere de încărcare se pot urmări în figura 5.38, încazul camerei de încărcare a centralei hidroelectrice Vaduri. Secţiune longitudinală Clapetă Figura 5. 38. Camera de încărcare a CHE VaduriCamera de încărcare are o primă zonă, în lungime de 20 m, în care canalul seevazează la fund de la 6 m la 13,64 m, iar cota radierului coboară cu 2,20 m. Taluzele 169
  • 170. acestei zone au înclinarea de 1:2 iar fundul canalului este căptuşit cu dale de betonarmat. A doua zonă a camerei de încărcare, în lungime de 30 m, a cărei lăţime la fundvariază de la 13,64 m la 25,10 m se continuă cu casa vanelor. Pe ultimii 5 m radieruleste de 50 cm grosime şi se leagă articulat cu radierul casei vanelor. În rost esteînglobată o tolă de cupru sub formă de liră, care asigură etanşarea dintre camera deîncărcare şi casa vanelor. La partea superiaoră a peretelui camerei de încărcare esteprevăzut un descărcător, care menţine apa până la nivelul maxim cu ajutorul uneiclapete rabatabile.Casa vanelor este o construcţie dispusă la capătul aval al canalului de aducţiune şiconstitue zona de intrare pentru cele patru conducte forţate. Fiecare deschidere esteechipată cu grătar, batardou şi vană rapidă. Construcţia casei vanelor este de formădreptunghiulară cu dimensiunile în plan de 27,50 x 12 m şi este alcătuită dintr-unradier general compartimentat transversal de pile ce se continuă în plan vertical cupereţii conductelor forţate. În pile sunt amenajate nişele pentru batardouri şi vanelerapide, iar la faţa amonte a pilelor este prins grătarul fix. Suprastructura conţine spaţiude acces la echipamentul hidromecanic şi spaţiu de adăpostire a instalaţiilor demanevră (grupurile de ulei sub presiune pentru acţionarea vanelor rapide etc.).Schemele camerelor de încărcareSchema de alcătuire a unei camere de încărcare stabileşte modul de mişcare a apeicătre instalaţiile de la casa vanelor şi către deversor şi depinde de caracteristiciletopografice şi geologice ale amplasamentului. În figura 5.39 sunt prezentate patruscheme posibile de dispunere a elementelor camerei, diferenţiate în special prinpoziţia descărcătorilor şi a admisiei în conductele forţate. Figura 5.39. Scheme de alcătuire a camerelor de încărcare 170
  • 171. În schema (a) axele conductelor forţate sunt paralele cu axul canalului de derivaţie. Serealizează o intrare favorabilă a apei în grătare, datorită devierii reduse a liniilor decurgere, ceea ce conduce la pierdcri de sarcină reduse. Frontul deschiderii de spălareeste paralel cu direcţia grătarelor, ceea ce produce o zonă de apă moartă în faţaprizelor şi deci condiţii dezavantajoase de spălare.În schema (b) axele conductelor forţate fac un unghi sub 90° cu direcţia canalului deaducţiune. Intrarea apei la grătare se face în condiţii mai puţin bune ca în dispoziţia(a), dar fără pierderi de sarcină mari. Spălarea din faţa prizei este mai bună datoritămodului de orientare a frontului deschiderilor de spălare.În schema (c) amplasarea frontului deschiderilor de spălare realizează descărcarea şispălarea depunerilor din faţa grătarelor în condiţii optime. Dirijarea axelorconductelor forţate la 90° faţă de axul canalului de aducţiune creează însă pierderi desarcină mai mari şi zone de apă moartă în bazinul camerei.În schema (d) conductele forţate sunt amplasate la capătul bazinului, având o devierefaţă de canalul de aducţiune sub 90° şi deci condiţii favorabile la intrare. Evazarea înplan a pereţilor şi realizarea bazinului în contrapantă micşoreaza viteza la intrarea îngrătare. Descărcarea şi spălarea se fac prin stavila şi orificiul de fund situate într-unuldin pereţii laterali ai camerei. Faptul că apa trece paralel cu deschiderea de spălare îndrumul ei spre prize face ca spălarea să fie mai puţin eficientă. Stăvilarul din amontelecamerei şi canalul de ocolire asigură trecerea în aval a debitului atunci când centralanu funcţionează.Racordarea cu canalul de aducţiuneÎntre secţiunea finală a derivaţiei şi peretele frontal al camerei de încărcare se asigurăo creştere graduală a lăţimii şi adâncimii, pentru a produce micşorareacorespunzătoare a vitezelor. Accesul rectiliniu spre prize şi respectarea valoriiunghiului de evazare în limitele a 8...10° duce la pierderi de sarcină reduse şi permiterecuperarea sub formă de cădere la centrală a 60...70% din energia cinetică dinsecţiunea de intrare. Câştigul este important în cazul canalelor sau al galeriilor cunivel liber, unde viteza are valori de 2,5 ... 3 m/s. Unghiul de coborâre a funduluicanalului este şi el limitat la 10° pentru a evita apariţia circulaţiei transversale înbazinul camerei.Atunci când condiţiile din amplasament impun scurtarea lungimii bazinului camerei,lungimea zonei de racord se poate reduce prin creşterea unghiului de evazare, dar înacest caz se impune intercalarea unui sistem de pereţi de ghidare, a căror dispunere sedetermină de obicei prin încercări pe model.Controlul depunerilor aluvionareViteza redusă din camera de încărcare favorizează depunerea aluviunilor în suspensie.Din această cauză, la intrarea în casa vanelor se prevede un prag pentru a reţinealuviunile. Evacuarea depunerilor din faţa pragului se face cu ajutorul galeriilor despălare, dispuse în prag (vezi fig. 5.34), sau prin deschideri de spălare prevăzute cuvane de fund. Secţiunea conductelor de spălare trebuie să fie suficient de mare, pentrua permite vizitarea, iar viteza apei trebuie să fie mai mare de 2,50 m/s. Cândmijloacele de spălare nu sunt eficiente se produc înnămoliri locale sau pe toată zona 171
  • 172. bazinului. În astfel de situaţii se fac dragaje periodice, concomitent cu manevrele despălare.Stabilitatea generală a camereiÎn cazul camerelor de încărcare de la capătul canalelor de aducţiune înscrise în relief,amplasamentul se află în imediata apropiere a versanţilor abrupţi pe care sunt pozateconductele forţate. O asemenea amplasare pune probleme deosebite în ceea cepriveşte stabilitatea de ansamblu. Un pericol suplimentar îl constitue infiltraţiile deapă din camera de încărcare, care, datorită căilor preferenţiale de curgere şi adrumului scurt, afectează la rândul lor stabilitatea. Mecanismele posibile deinstabilitate sunt prezentate în figura 5.40. Figura 5.40. Mecanisme de instabilitate în cazul camerelor de încărcareExfiltraţiile din cameră pot induce fenomene de eroziune internă (sufozie) dacăterenul prezintă condiţii de antrenare hidraulică a particolelor fine. Saturarea cu apă aterenului de fundare al camerei contribuie la apariţia unor contururi de alunecare subradierul camerei, periclitându-se stabilitatea generala a construcţiei. Se pot producefie alunecări în direcţia conductelor forţate (fig. 5.40,a), fie spre lateral (fig. 5.40,b).Pentru a se înlătura aceste inconveniente camera se căptuşeşte cu plăci groase şietanşe de beton armat, iar în adâncime se execută ecrane, sau injecţii cu lapte deciment, după caz. Întotdeauna se asigură drenarea fundaţiei camerei şi a versantuluipotenţial instabil.Calcule hidrauliceÎn cazul manevrelor de la turbine, impuse de cerinţele sistemului energetic la care esteracordată centrala, în camera de încărcare şi în bazinul de liniştire al centralei, ca şi pecanalele de derivaţie, iau naştere oscilaţii în masă ale apei. Acestea se amortizează întimp, datorită frecărilor, până când se stabilizează noul regim de funcţionare,corespunzător noului debit uzinat. În primele momente, supraînălţarea nivelului lareducere de sarcină, respectiv scăderea acestuia la creştere de sarcină, se propagă pecanal sub formă de unde, care se reflectă şi se interferă, modificând cotele de curgerepe întreaga derivaţie. 172
  • 173. Undele care iau naştere la porniri sau opriri ale turbinelor centralei sunt de patrufeluri, dupa cum se poate urmări in figura 5.41. La scădere de sarcină apare undapozitivă inversă I (undă de remuu) spre amonte şi unda negativă directă II (undă degolire). La creştere de sarcină apare unda negativă inversă III (de vărsare) şi undapozitivă directă IV (de umplere). Înălţimea frontului şi viteza undelor depind desecţiunea canalului, de geometria camerei de încărcare şi de amploarea manevrei. Figura 5.41. Tipuri de unde care apar la manevrele de la centralăLa proiectarea camerelor de încărcare şi a canalelor de aducţiune în vecinătateacamerei, trebuie determinate elementele mişcării nepermanente. Interesează în modspecial determinarea cotelor maxime şi minime ale apei în camera de încărcare şi pecanale şi determinarea volumului camerei.In funcţie de schema uzinei există două situaţii: - canale alimentate în amonte de un lac de acumulare, în care nivelul sepăstrează practic constant pe timpul mişcării nepermanente; în dreptul lacului unda denivel are o reflectare cu schimbare de semn, şi deci supraînălţările sunt limitate; - canale alimentate în amonte de o altă centrală, cazul frecvent al uzinelor încascadă; dacă centrala din amonte continuă să uzineze, independent de manevraapărută la centrala din aval, pe canalul de aducţiune soseşte în permanenţă un debitconstant şi nu are loc reflectarea cu schimbare de semn a undei de nivel.În cazul camerelor de încărcare şi al canalelor de la uzinele în cascadă, este necesar săse calculeze şi timpul după care trebuie asigurată descărcarea în bieful următor adebitului afluent, în cazul opririi centralei din aval, sau timpul după care trebuiepornită centrala din amonte, în cazul pornirii centralei din aval, pentru a se evitadeversarea peste coronamentul canalului sau golirea acestuia sub nivelurile permise.Determinarea volumului şi a cotelor camerei de încărcareVolumul camerei de încărcare trebuie să asigure înmagazinarea unei cantităţi de apăegală cu volumul undei de remuu provocată de o oprire bruscă a centralei (aruncaredin sarcină). În acelaşi timp, volumul camerei trebuie să furnizeze cantitatea de apănecesară creşterii debitului uzinat cu ∆Q la o creştere a sarcinii, până când se producecreşterea corespunzatoare a debitului pe aducţiune. Din ambele condiţii rezultă căvolumul camerei este cu atât mai mare cu cât debitul instalat la centrală este maimare. 173
  • 174. La canalele cu berme orizontale (care au coronamentul rambleului canalului orizontal)volumul camerei de încărcare se reduce foarte mult. În situaţia creşterii sarcinii,volumul necesar se regăseşte între curbele suprafeţei libere a apei corespunzătoarediferitelor debite. La căderea de sarcină, volumul necesar acumulării debitelor carecontinuă să vină pe canal se regăseşte în prismul cuprins intre nivelul de regim şi cotamaximă admisibilă în canal. Influenţa volumului camerei asupra reduceriiamplitudinii undelor este foarte mică, dat fiind faptul că volumul camerei este mic încomparaţie cu cel care poate fi acumulat pe canal. Ca urmare, în cazul bermelororizontale camera de încărcare se reduce la o simplă evazare a canalului şi o coborârea radierului, spre a asigura frontul necesar pentru admisia apei la casa vanelor.Calculul nivelurilor maxime şi minime se face prin integrare numerică a ecuaţiilormişcării nepermanente. Calculele se reiau pentru diferite volume ale camerei, pânăcând se obţin valorile impuse.La canalele cu berme înclinate (la care coronamentul rambleului canalului are aceaşipantă cu a fundului canalului), acumularea pe canalul de aducţiune este neglijabilă, iarvolumul camerei ar rezulta uneori foarte mare, în special dacă debitele instalate suntmari. În aceste situaţii se prevăd descărcători la camera de încărcare, care evacueazăsurplusul de debit când nivelul creşte şi ameninţă să treacă peste bermele canalului.Creasta deversorului se alege astfel încât supraînălţarea apei să ajungă până lamaximum 10 cm sub bermă. In acest scop, pe ultima porţiune bermele se supraînalţă,devenind orizontale. Uneori se introduc deversoare laterale şi în lungul canalului, careevacuează pe traseu surplusul de debit.Volumul camerei, necesar pentru a asigura surplusul de debit la creşterea de sarcină încazul canalului cu berme înclinate, se determină din condiţia ca volumul să furnizezesporul de debit ∆Q până ce debitul în canal ajunge la noua valoare: L Vcamera = ∆Q (5.2) vunde: ∆Q este creşterea de debit (m3/s); L - lungimea canalului, in m; v - viteza în regim uniform pentru noul debit uzinat, in m/s.Dacă acest volum rezultă prea mare, atunci creşterea sarcinii centralei (în special lapornire) se face după un anumit program, debitul din amonte urmând să ajungă lanoua valoare cu un decalaj de timp dat faţă de momentul măririi sarcinii la centrală.Diferenţa de timp este: L t= (5.3) vcu notaţiile dinainte.Trebuie subliniat faptul că amenajările cu canale cu berme înclinate nu sunt elastice înexploatare, producând pierderi de apă şi deci de energie. Ele nu sunt recomandatedecât pentru debite instalate mici şi lungimi reduse ale canalului de aducţiune. 174
  • 175. 5.4.2. Castele de echilibruCriterii de includere a unui castel în schema de amenajareAparatul director controlează şi reglează puterea turbinei, prin reglarea debituluiturbinat, pentru a menţine egalitatea dintre puterea livrată şi puterea cerută de sistemulenergetic. În condiţiile variaţiilor curente ale puterii cerute, reglajul urmăreştemenţinerea constantă a turaţiei turbinei şi trecerea cât mai rapidă de la un regimpermanent la altul.Probleme deosebite apar la aruncarea din sarcină a centralei, sau la opriri bruşteaccidentale. Deconectarea generatorului de sistemul energetic (aruncare din sarcină),conduce la dispariţia cuplului rezistent şi, ca urmare, cuplul motor al turbinei, carecontinuă să existe imediat după deconectare, produce creşterea rapidă a turaţieigrupului (ambalarea). Se impune intervenţia aparatului director. Accesul debitului laturbine trebuie închis cât mai rapid, pentru a evita ambalarea grupului turbină –generator peste limitele admise şi, în acelaşi timp, nu excesiv de rapid, pentru a limitaamploarea undelor de suprapresiune care sunt generate de închiderea accesului apei laturbine şi care pot afecta turbinele şi derivaţia forţată.Fenomenul de formare a undelor de suprapresiune la închiderea accesului apei laturbine este denumit lovitură de berbec. Mărimea suprapresiunilor dinamice depindede caracteristicile derivaţiei forţate şi de timpul de închidere al aparatului director.Pentru simlificare, se consideră unda directă şi închiderea liniară uniformă a accesuluiapei. Notaţiile sunt cele din figura 5.42. Figura 5.42. Efectul castelului de echilibru asupra suprapresiunilor dinamice 175
  • 176. Suprapresiunea maximă ∆p, în dreptul turbinei, este dată de relaţia: ∆p σ ± = (σ ± 4 +σ 2 ) (5.4) H0 2cu notaţia: Ld vd σ= (5.5) g Tid H 0unde: H0 este căderea brută a centralei; Ld - lungimea de propagare a undelor, egală cu lungimea derivaţiei; vd - viteza apei pe derivaţie; Ti d - timpul de închidere al aparatului director.Proiectanţii şi fabricanţii de turbine limitează, din considerente de fiabilitate,suprapresiunea maximă ce poate acţiona asupra echipamentului. Din relaţia (5.4) seobservă că suprapresiunea se reduce odată cu reducerea coeficientului σ. Dat fiindfaptul că diametrul derivaţiei şi implicit şi viteza pe derivaţie sunt definite dinconsiderente energo – economice, iar căderea centralei este un parametru alamenajării, singurele intervenţii posibile sunt creşterea timpului de manevră şirespectiv reducerea lungimii de propagare a undelor.Reducerea timpului de manevră este posibilă numai în anumite limite, impuse decondiţia de limitare a ambalării grupului. Şi de această dată, furnizorii echipamentuluistabilesc limita creşterii turaţiei, la cel mult 20% ... 30% din turaţia nominală. Înfuncţie de creşterea acceptată a turaţiei se determină timpul maxim de manevră dinrelaţiile: n 2 − nn 2 1 Tid , max = Ta 2 (5.6) nn P (1 − Y )cu notaţia: π nI π n GD 2 Ta = = (5.7) 30 Pn 30 Pnunde: n este turaţia maximă admisibilă (n = nn + ∆n, cu n turaţia nominală şi ∆ncreşterea turaţiei la ambalare); Pn - puterea nominală a grupului; P - puterea la momentul manevrei impuse de aruncarea din sarcină; I - momentul de inerţie al maselor în rotire, aproximat ca GD2, cu G şi Dgreutatea şi diametrul rotorului generatorului; Y - un coeficient numeric care ţine seama de căderea centralei: pentru H0 > 300 m Y = 0,30 pentru 150 m <H0 < 300 m Y = 0,20 pentru H0 < 150 m Y = 0,15 176
  • 177. Reducerea lungimii de propagare a undelor de suprapresiune se poate obţine prinintercalarea pe derivaţie a unui castel de echilibru, undele fiind de această datăreflectate de castel. Lungiea derivţiei devine L’d (vezi figura 5.42). Lungimea limită aaducţiunii la care nu este necesar un castel este dată din condiţia de limtare asuprapresiunilor, care, ţinând seama de relaţiile (5.4) şi (5.5) are forma: p Ld vd ≤ g Tid H0 (5.8) 1+ pîn care s-a notat p = ∆p/ H0 creşterea relativă a presiunii. Pentru valorile curentîntâlnite în practică condiţia (5.8) se poate rescrie sub forma: Ld vd ≤ ( 7,5....20) H 0 (5.9)Relaţia (5.8) impune prezenţa castelului atunci când lungimea şi diametrul derivaţieienergetice nu asigură respectarea inegalităţii.Un criteriu suplimentar, care poate impune prezenţa castelului este dat de evitareaapariţiei cavitaţiei pe derivaţia forţată în cazul undelor de depresiune produse lapornirea centralei. După cum se poate urmări în figura 5.43, dacă se porneşte centralacând nivelul în lac este la nivelul minim energetic, iar pe derivaţie nu există castel,linia piezometrică corespunzătoare undei de depresiune coboară sub cotele aducţiuniişi poate produce cavitaţie. Figura 5.43. Linii piezometrice la pornirea centralei cu şi fără castel pe derivaţieIntercalarea unui castel limitează semnificativ amploarea undelor de depresiune, carese reflectă în castel (de la – ∆p la – ∆pc ) şi astfel se înlătură riscul de cavitaţie. 177
  • 178. Funcţionarea hidraulică a castelului de echilibruFenomenul de lovitură de berbec, concretizat în formarea, propagarea, reflexia şiinterferenţa undelor de suprapresiune / depresiune durează un timp relativ scurt, deordinul zecilor de secunde, undele călătorind cu viteze mari, de peste 1000 m/s.Manevrele de la centrală, în special manevrele extreme, de tipul opririi bruşte saupornirii din repaos, impun modificarea regimului de curgere pe aducţiune. Masa foartemare de apă din aducţiune trebuie să fie frânată, sau, după caz, accelerată pentru a seînscrie în noul regim. Datorită inerţiei acestei mase, modificarea regimului de curgerenu se face gradual variat ci în regim oscilatoriu.Se considera o amenajare ca aceea din figura 5.44, în care turbina este alimentată prinaducţiune şi derivaţia forţată, iar la legatura dintre ele este plasat castelul de echilibru.Dacă turbina funcţioneaza la sarcină nominală, nivelul apei în castel este sub cel dinlacul de acumulare, diferenţa fiind reprezentată de înălţimea cinetică şi de pierderilede sarcină pe aducţiune. Figura 5.44. Oscilaţiile apei în catelul de echilibru la reducere de sarcinăLa o reducere bruscă a sarcinii centralei, regulatorul turbinei va comanda o închidererapidă a aparatului director, pentru menţinerea regimului sincronizat al turaţiei.Manevra are ca rezultat o reducere bruscă a debitului, ceea ce produce, pe de o parte,o lovitură de berbec, ale cărei unde de presiune se reflectă între turbină şi castelul deechilibru, iar pe de altă parte, oscilaţii ale întregii mase de apă din aducţiune şi castel.După cum s-a arătat, fenomenul de lovitură de berbec este însă de scurtă durată şi seamortizează fără ca ridicarea nivelului apei în castel să fie prea însemnată. Din aceastăcauză, se obişnuieşte de multe ori să se trateze saltul în castel şi lovitura de berbec cadouă fenomene separate, neglijând efectul undelor de presiune la determinarea saltuluimaxim.În sistemul aducţiune - castel de echilibru, debitul rămâne în primă fază cel dinsituaţia de regim, iar excedentul de apă este acumulat de castel. Ca urmare, se produceo creştere a nivelului apei în castel. Când acest nivel depăşeşte nivelul de regim, laextremitatea aducţiunii apare o forţă de contrapresiune care frânează, opreşte şi apoiinversează curgerea. Noua direcţie de mişcare a apei din aducţiune se menţine pânăcând nivelul din castel coboară sub cel din lac. Curgerea este acum frânată de 178
  • 179. contrapresiunea dată de lac, oprită şi apoi inversată. Fenomenul se repetă ciclic, pânăla amortizarea lui completă, provocată de frecările din sistem.Oscilaţiile nivelului apei din castel la o intrare bruscă în funcţiune a centralei se poturmări în figura 5.45. Figura 5.45. Oscilaţiile apei în catelul de echilibru la creşterea de sarcinăApa din aducţiune este iniţial în situaţie de repaus, iar pentru a asigura necesarul deapă în derivaţia forţată spre turbine nivelul apei din castel scade brusc. Ca urmare, pebaza diferenţei de nivel dintre lac şi castel, se produce accelerarea masei de apă dinaducţiune. Această diferenţă de nivel trebuie să fie mai mare decât pierderea desarcină pe aducţiune la funcţionarea în regim. Debitul de pe aducţiune creşte pânăcând atinge o valoare mai mare decât debitul uzinat. Surplusul de debit este acumulatde castel şi ca urmare nivelul apei în castel creşte până când egalează şi apoi depăşeştenivelul din lac. Apare o contrapresiune la extremitatea aducţiunii, care frâneaza şiapoi inversează curgerea. Ca urmare nivelul din castel scade din nou sub nivelul dinlac şi fenomenul se repetă ciclic, cu o perioadă relativ mare (sute de secunde), pânăcând are loc stabilizarea curgerii din aducţiune la debitul de regim. Nivelul apei dincastel va fi sub cel din lac cu înălţimea cinetică şi pierderile de sarcină de peaducţiune.La variaţii parţiale ale sarcinii centralei, adică la descreşteri sau creşteri ale puteriisolicitate de sistem, fenomenele sunt similare, iar modul de lucru al castelului esteidentic. În aceste situaţii, valorile saltului sunt mai reduse decât cele de la variaţiiletotale ale sarcinii, dar frecvenţa oscilaţiilor este mai mare şi uneori se pun problemelegate de amortizarea lor în timp.Pentru castelele de echilibru plasate aval de centrală, pe galeriile de fugă sub presiune,modul de comportare este invers faţă de cel al castelelor din poziţia amonte, caracterulfenomenelor fiind însă similar.Funcţiile castelului de echilibru în cadrul uzinei hidroelectriceSintetizând aspectele legate de protecţia împotriva loviturii de berbec, precum şi celelegate de regimurile tranzitorii la manevrele de la centrală, se pot evidenţiaurmătoarele funcţiuni ale castelului: - micşorează suprapresiunea dinamică ce acţionează asupra aparatului directoral turbinei şi pe derivaţia forţată, prin crearea undei reflectate şi scurtarea traseului depropagare; 179
  • 180. - micşorează sau anulează complet suprapresiunea dinamică care se transmitepe aducţiune sau pe fugă, unda reflectată la joncţiunea dintre castel şi aducţiune fiindîn general de foarte mică amplitudine; - asigură aportul de debit la turbine şi protejează derivaţia împotrivapătrunderii aerului, când creşte sarcina centralei (pentru castelul situat pe fugă, cândscade sarcina centralei); - acumulează excesul de debit când scade sarcina centralei (pentru castelulsituat pc fugă, când creşte sarcina centralei); - amortizează oscilaţiile nivelului apei apărute ca urmare a variaţiei sarciniicentralei şi asigură stabilitatea reglajului.Ecuaţiile oscilaţiilorIn conformitate cu figura 5.46 se introduc următoarele notaţii:L - lungimea galeriei de aducţiune, in m;Aa - aria aducţiunii, în m2;Ac - aria castelului, in m2, care poate varia pe înălţime în funcţie de z;QT - debitul turbinat, in m3/s, identic cu debitul conductelor forţate;v - viteza apei în aducţiune, în m/s, pozitivă în spre aval;z - cota nivelului apei în castel, in m, măsurată de la nivelul static şi pozitivă în sus;ha - pierderea de sarcină pe aducţiune, in m, cu acelaşi semn ca viteza pe aducţiune;vc - viteza planului apei în castelul de echilibru, in m/s, pozitivă în sus;Hn - căderea netă, in m;t - timpul, in s;N - puterea solicitată centralei. vc Figura 5.46. Schemă de calcul pentru ecuaţiile oscilaţiilorMărimile variabile în timpul oscilaţiilor sunt v, ha, pentru aducţiune, z pentru castel şiQT pentru turbine. Relaţiile care permit determinarea acestor mărimi la orice momentde timp t sunt relaţia de echilibru dinamic d’Alambert, relaţia de continuitate şiecuaţia de reglaj. 180
  • 181. În secţiunea aducţiunii de la baza castelului se scrie egalitatea dintre forţa de inerţie amasei de apă de pe aducţiune şi forţa de presiune determinată de nivelul apei dincastel: dv ρ L Aa = − ρg Aa ( z + ha ) (5.10) dtcare se rescrie sub forma: L dv + z + ha = 0 (5.11) g dtLa joncţiunea aducţiune- castel de echilibru - conductă forţată se scrie ecuaţia decontinuitate: Aa v = Ac vc + QT (5.12)care se poate rescrie în funcţie de cota apei din castel ( vc = dz / dt): dz Aa v = Ac ( z ) + QT (5.13) dtEcuaţia de reglaj leagă debitul turbinat de puterea pe care trebuie să o livreze turbina: N QT = (5.14) g η (H b + z)În relaţia (5.14) au mai intervenit Hb căderea brută a centralei şi η randamentulcentralei.Integrarea sistemului de ecuaţii se face numeric, utilizând metoda diferenţelor finite şialgoritmi de iterare.Ipoteze şi cerinţe privind saltul în castelDimensiunile principale ale castelului se determină prin calcule hidraulice, pe bazaurmătoarelor condiţii: - să limiteze la o anumită valoare, fixată prin calcule tehnico-economice, mărimeasaltului (salt maxim); - să nu permită pătrunderea aerului în derivaţie, ceea ce revine ca nivelul minim lacare coboară apa din castel să fie cu 2 ... 3 m deasupra cheii aducţiunii (salt minim); - secţiunea transversală a castelului să asigure un reglaj stabil al turbinelor.Pentru calculul saltului maxim se consideră nivelul maxim în lac, pierderi de sarcinăminime pe aducţiune şi aruncare din sarcină a tuturor grupurilor de la centrală.Pentru calculul saltului minim se consideră nivel minim în lac, pierderi de sarcinămaxime pe aducţiune şi următoarele manevre la centrală: pentru centrale cu Pi < 30MW - creşterea sarcinii cu puterea corespunzatoare unui grup, dar nu mai pujin de33% din puterea centralei; pentru centrale cu Pi > 30 MW - creşterea sarcinii cu 181
  • 182. puterea corespunzătoare a două grupuri, dar nu mai puţin de 50% din putereacentralei; pentru centralele care participă la reglajul frecvenţei în sistem - creştereasarcinii cu 100% din puterea centralei, sau cu o valoare care rezultă din condiţiile defuncţionare în sistem.Secţiunea transversală minimă a castelului se determină din condiţia de stabilitatehidraulică la oscilaţiile mici provocate de reglaj.După predimensionare se impune o verificare riguroasă a respectării condiţiilor defuncţionare, în special de amortizare a oscilaţiilor, care constă în simulări numerice aunor manevre diverse, provocate în cele mai dezavantajoase situaţii pentru creşteri saudescreşteri ale sarcinii.Stabilitatea hidraulică a castelelorFuncţionarea în regim a unei uzine hidroelectrice se realizează printr-un reglajautomat, care urmăreşte să menţină constante cele două caracteristici ale curentuluielectric, frecvenţa şi tensiunea. Variaţia încărcării reţelei la care este conectată uzinaantrenează variaţia cuplului rezistent. Dispozitivul de reglaj acţionează pentru aadapta cuplul motor la aceste variaţii, prin deschiderea sau închiderea aparatuluidirector al turbinelor.Schimbarea de sarcină N N+∆N = N’ la Hn constant impune modificarea debituluiQ Q+∆Q (fig.5.47). Creşterea debitului turbinat ∆Q conduce iniţial la coborâreanivelului în castel (z) , apoi debitul care vine pe aducţiune creşte prin reducereacontrapresiunii de la baza castelului. Ca urmare, cota apei din castel creşte şi aparatuldirector intervine pentru a reduce debitul uzinat. Variaţia de nivel z impune corecţialui QT prin schimbarea deschiderii aparatului director, care devine sursă de oscilaţii însistem. Oscilaţiile de nivel în castelul de echilibru se traduc în variaţii ale căderii laturbine. Variaţiile de cădere provoacă ele însăşi intervenţia sistemului de reglaj. Înansamblul derivaţie forţată – castel de echilibru se produc oscilaţii forţate. Dacăpierderile de energie prin frecare conduc la atenuarea oscilaţiilor într-un interval detimp rezonabil, atunci castelul este stabil hidraulic. Dacă oscilaţiile apei din castelsunt întreţinute, sau, mai rău, se amplifică, atunci castelul este considerat instabilhidraulic şi poate afecta funcţionarea uzinei. ∆Q ∆N Figura 5.47. Definirea grafică a stabilităţii hidraulice 182
  • 183. Condiţia de stabilitate hidraulicăSe examinează situaţia micilor oscilaţii, care reprezintă de altfel cazul cel maidefavorabil. Oscilaţiile de mare amplitudine antrenează mişcări ale unor mase mari deapă, pentru care pierderile de sarcină sunt mari şi favorizează amortizarea. In cele ceurmează nu se ţine seama de efectul factorilor secundari (pierderea de sarcină peconductele forţate, variaţia randamentului, factorul cinetic) şi pentru amortizare se iain considerare numai pierderea de sarcină pe aducţiune.Ecuaţiile de bază ale oscilaţiilor, stabilite la punctul precedent, sunt (5.11), (5.13) şi(5.14). Pierderea de sarcină pe aducţiune se explicitează în funcţie de viteza peaducţiune: 2  v  ha = ± ha 0   v  (5.15)  0unde: ha 0 este pierderea de sarcină pentru debitul nominal; v0 - viteza pe aducţiune pentru debitul nominal.În cazul micilor oscilaţii zona de variaţie a nivelurilor este limitată şi se poate admitecă, indiferent de forma castelului, aria acestuia este constantă în zona oscilaţiilor. Prindiferenţierea ecuaţiei de reglaj (5.14) şi a ecuaţiei de continuitate (5.13) şi egalarea lorrezultă: dQT N dz dv d 2z =− = Aa − Ac 2 , dt g η ( H + z ) 2 dt dt dtcare ia forma finala : (5.16) 2 dv Ac d z 1 N dz = − dt Aa dt 2 gη Aa ( H + z ) dt 2 În ecuaţia (5.11) se înlocuesc relaţiile (5.15) şi (5.16), după care se face o schimbarede variabilă z = z1 – ha 0 . Rezultă în final o ecuaţie diferenţială de forma: d 2 z1 dz1 2 + ϕ ( z1 ) +ψ ( z1 ) z1 = 0 (5.17) dt dt 2Fiind vorba de mici oscilaţii se neglijează z12 în raport cu z1 şi  1  în raport cu dz    dt dz1 . Ecuaţia (5.17) se simplifică:dt d 2 z1  2 g ha 0 C C  dz1 gAa H − 3ha 0 + − 2 + z1 = 0 (5.18)  Aa L v0 ( H − ha 0 ) Ac ( H − ha 0 )  dt LAc H − ha 0 2 2 dt  unde C = N / γη . Ecuaţia (5.18) are forma: 183
  • 184. d 2 z1 dz + 2 a 1 + b z1 = 0 (5.19) dt2 dtcare este o ecuaţie diferenţială cu coeficienţi constanţi, de ordinul 2. Dacă b > 0, ceeace revine la ha0 < H/3 şi este îndeplinită de toate uzinele hidroelectrice, ecuaţiacorespunde unei mişcări oscilatorii. Pentru ca oscilaţiile nivelului apei din castel să fieamortizate este necesar ca a ≥ 0. Condiţia se transformă în impunerea unei ariiminime pentru castel: 2 v0 L Aa Ac,min ≥ ATh = (5.20) 2 g ha 0 ( H − ha 0 )Coniţia (5.20) a fost stabilită de Thoma, iar aria ATh se mai numeşte aria Thoma. Ladimensionarea castelelor se utilizează relaţia: Ac, min = FS ATh (5.21)în care intervine un factor de siguranţă FS, denumit şi coeficient de siguranţă. Pentruprudenţă factorii de siguranţă se aleg în domeniul 1,5 ... 1,8, datorită incertitudiniievaluării pierderii de sarcină ha0 care are o pondere mare în relaţia (5.20). Factorii desiguranţă pot fi reduşi atunci când centrala este interconectată cu alte centrale cuputere mai mare care contribuie de asemenea la servicii de sistem.Influenţa interconectării mai multor centraleDacă amenajarea prevăzută cu castel de echilibru este cuplată în paralel cu altecentrale, secţiunea minimă a castelului respectivei amenajări este considerabilmicşorată prin aportul celorlalte centrale la preluarea aceloraşi cerinţe din reţea.Notind cu Ns puterea totală a centralelor care preiau variaţiile de sarcină şi cu Nputerea centralei studiate prevăzută cu castel, contribuţia acesteia este K = N / Ns. Sepoate demonstra că pentru cazul micilor oscilaţii secţiunea minimă a castelului, ceasigură stabilitatea oscilaţiilor, capătă urmatoarea expresie: 2 v0 L Aa  3  Ac, min ≥ 1 − 2 (1 − K ) (5.22) 2 g ha 0 ( H − ha 0 )  Pentru K=1 (o singură centrală pe reţea), se regăseşte rezultatul Ac,min = ATh. Cu cît Keste mai mic, adică influenţa centralelor exterioare creşte, aria minimă creşte şi ea, iarla K = 1/3 nu se mai impune condiţia de arie minimă. Apare avantajoasă posibilitateaca anumite centrale cu castele de echilibra foarte mici sa fie totuşi stabile când suntcuplate cu grupuri de centrale stabile. In acelaşi timp, trebuie remarcat faptul căalegerea dimensiunilor castelului trebuie făcută cu atât mai multă prudenţă cu câtcentrala este de putere mai mare. 184
  • 185. Eficacitatea hidraulică şi tipuri de casteleEficacitatea hidraulică a unui castel se defineşte prin rata de accelerare sau de frânarea mişcării apei pe aducţiune în cazul manevrelor de reducere sau de creştere adebitului turbinat. Un castel de echilibru este cu atât mai eficace cu cât rata de frânare/ accelerare este mai mare. Urmarea directă este reducerea volumului da apă caretrebuie înmagazinat sau, după caz, furnizat de castel. Rezultă deci că volumulcastelului este mai mic, cu efect favoarabil asupra costurilor de investiţie. Eficacitateahidraulică a castelului are efect favorabil şi în operarea centralei, prin reducereaamplitudinii şi a duratei regimului tranzitoriu de trecere de la un regim de funcţionarela altul. În cele ce urmează, se prezintă principalele tipuri de castele care sunt utilizateîn amenajările hidroenergetice, punând în evidenţă de fiecare dată eficacitateahidraulică a respectivului tip de castel.Castelul cilindric simpluAcest tip de castel este alcătuit dintr-un puţ cilindric sau un turn cilindric, legat lapartea inferioară cu aducţiunea, prin intercalare pe aducţiune sau printr-o conductăscurtă (fig. 5.48). În multe situaţii castelul se realizează parţial în puţ, având o zonăaeriană sub formă de turn. Camera castelului Conductă de legătură Aducţiune Figura 5.48. Scheme pentru castelul cilindric simpluDiametrul puţului castelului se alege din condiţia de limitare a salturilor maxime şiminime şi din condiţia de a avea asigurată stabilitatea la micile oscilaţii. Condiţia destabilitate determină diametrul castelului în cazul amenajărilor cu căderi mici şiaducţiuni scurte, iar condiţia de limitare a saltului determină diametrul castelului încazul amenajărilor cu căderi mari, sau aducţiuni lungi.Dezavantajul acestui tip de castel constă în faptul că necesită volumul cel mai marecomparativ cu celelalte tipuri. Accelerările sau frânările masei de apă se produc întimp relativ îndelungat, iar acţiunea castelului este o acţiune lentă. Din aceste motivecastelul cilindric simplu se utilizează numai în cazul amenajărilor cu aducţiuni scurtecu diametre mici şi căderi mici. Avantajul castelului simplu provine din faptul căoscilaţiile relativ lente ale nivelului apei în castel sunt favorabile pentru reglajulturbinelor.Pentru exemplificare, în figura 5.49 este prezentat castelul cilindric de la UHEDobreşti. Pe primii 19 m construcţia este subterană, sub formă de puţ, având 185
  • 186. cămăşuiala formată dintr-un inel de beton exterior de 30 ... 35 cm şi un inel interior debeton armat cu aceleaşi grosimi. Radierul are forma unei pâlnii, pentru a colectaeventualele depuneri aluvionare provenite de la apa din castel. Pe ultimii 11m casteluleste suprateran, sub forma unui cilindru de beton armat, cu o platformă pentrumecanismele de manevră ale vanelor. Figura 5.49. Castelul de echilibru de la UHE DobreştiÎn cazul unor centrale de putere mică, de tipul microhidrocentralelor, castelelecilindrice simple se pot realiza şi sub forma unor conducte metalice pozate pe versant(fig.5.50). Dacă castelul cilindric cu diametrul D este înclinat faţă de orizontală cuunghiul θ, aria suprafeţei apei, care contează ca arie a castelului, va creşte până la πD 2 1 . 4 cosθ Fig ura 5.50. Castel cilindric pozat pe versant 186
  • 187. Castelul cu camereCastelul cu camere este alcatuit dintr-un puţ central, numit coloana castelului, şi douălărgiri, numite camere, situate în zonele saltului maxim şi respectiv minim. În figura5.51 este prezentat modul de funcţionare al castelului cu camere, comparativ cu uncastel cilindric simplu. CCS CC V CCS Vac ac t CC CCS t ∆F ∆F’ CC Figura 5.51. Comparaţie între funcţionarea castelul cilindric simplu şi a castelului cu camereLa funcţionarea în regim a uzinei nivelul apei se gaseşte în coloana castelului. La oscădere bruscă a sarcinii centralei, apa se ridică rapid în coloană şi umple camerasuperioară. Creşterea nivelului se face repede în limitele coloanei, dar se încetineştesemnificativ în dreptul camerei. La creşterea sarcinii centralei, nivelul coboară rapidîn coloană, până când ajunge în dreptul camerei inferioare, care furnizeazăpreponderent necesarul de debit până la realizarea noului regim de curgere înaducţiune. Energia cinetică a apei din aducţiune se transformă în energie potenţială latrecerea în castel, prin ridicarea nivelului apei. Invers, la curgerea din castel spreaducţiune, energia potenţială a volumului de apă din castel se transformă în energiecinetică a apei din aducţiune.La o manevră de aruncare din sarcină, în cazul castelului cu camere centrul de CCgreutate al volumului de apă acumulat în castel Vac este aşezat mai sus decât centrul CCSde greutate al volumului Vac din cazul castelului cilindric simplu, ceea ce revine lafaptul că aceeaşi cantitate de energie poate fi înmagazinată într-un volum mai mic( Vac < Vac ). Reducerea de volum este importantă, aducând economii de cost de CC CCSinvestiţie.Castelul cu camere se adoptă în cazul amenajărilor la care nivelul de apă din lacul deacumulare variază în limite foarte largi. Camera superioară se dispune deasupranivelului maxim din lac, pentru a limita amplitudinea saltului produs de o manevră deînchidere bruscă la lac plin. Camera inferioară se plasează sub cota nivelului dinamic 187
  • 188. corespunzător nivelului minim energetic, pentru a limita amplitudinea saltului produsde o manevră de pornire la nivel minim în lac.Aria coloanei castelului se alege din condiţia de stabilitate la micile oscilaţii,respectând condiţia Thoma: 2 v0 L Aa Ac , min ≥ ATh = (5.20’) 2 g ha 0 ( H − ha 0 )Se observă că această condiţie face ca un castel cu camere să devină economic încazul căderilor mari, pentru că aria minimă impusă este relativ mică şi deci volumulcoloanei este mic. Castelul cu camere devine mai puţin indicat pentru căderi mici,pentru că diametrul puţului coloanei, impus de condiţia de amortizare a miciloroscilaţii, poate deveni foarte mare şi volumul coloanei ajunge de acelaşi ordin demărime cu cel al camerelor.Castelul cu camere se poziţionează parţial sau chiar total în subteran. Camerainferioară ia forma uneia sau mai multor galerii dispuse radial faţă de puţ, iar camerasuperioară este realizată suprateran, ca un rezervor de diametru mare, deschis la parteasuperioară. Atunci când situaţia topografică nu permite o asemenea dispoziţie, camerasuperioară se realizează ca o galerie.Rezolvările constructive sunt prezentate în cele ce urmează pe baza unor exemplecaracteristice. Castelul uzinei hidroelectrice Someş (fig. 5.52) are o dispoziţie clasică,camera inferioară fiind radial dispusă faţă de puţul castelului, iar camera superioarăfiind un rezervor clindric. Figura 5.52. Castel de echilibru cu camere 188
  • 189. Se remarcă dispunerea specială a camerei inferioare, sub forma a două galerii maiscurte în loc de o galerie unică. Castelul fiind amplasat pe un bot de deal, galeriilecare formează camera inferioară s-au orientat spre interiorul masivului, pentru a aveaacoperirea de rocă corespunzătoare.Realizarea camerei inferioare sub forma uneia sau mai multor galerii dispuse radialfaţă de puţ, galerii în fund de sac, implică o serie de inconveniente. Pentru a se asigurascurgerea apei la golirea camerei, radierul trebuie să aibă o pantă către puţ de minim0,10 ... 0,15 %. Pentru a asigura evacuarea aerului la reumplerea camerei, cheiagaleriei trebuie să aibă o contrapantă de la puţ spre extremitatea din spre masiv.Rezultă deci o secţiune variabilă pentru galeria camerei inferioare, cu ariedescrescătoare de la puţ spre extremitatea acesteia. Excavarea, dar mai ales betonareaunei galerii cu secţiune variabilă complică şi scumpeşte lucrarea.Pentru a se evita acest inconvenient, camera inferioară se plasează în circulaţia apeidintre aducţiune şi puţ (fig. 5.53). Camera devine o galerie de legătură între galeria deaducţiune şi puţul castelului, cu o uşoară pantă către aducţiune. Secţiunea galerieicamerei este constantă, facilitând execuţia. Figura 5.53. Castel cu camera inferioară în circulaţieÎn ceea ce priveşte camera superioară, dispusă suprateran, soluţia poate fi un rezervorcilindric (ca în fig.5.52), sau un rezervor tronconic (ca în figura 5.53). Rezervorulcilindric are o execuţie mai simplă, dar este mai puţin economic. Mai întâi volumulunei camere cilindrice este mai mare decât volumul unei camere tronconice. Dupăcum se poate urmări în figura 5.54, utilizând concepul energetic, la salt maxim (Ec)aducţiune = (Ep) castel, adică energia cinetică a apei care intră în castel este egală cuenergia potenţială a apei înmagazinate în camera suprioară (mv2/2 = mgh). Prin formatronconică h2 > h1 , ceea ce conduce la m2 < m1. Rezultă deci că în cazul camereitronconice, prin ridicarea centrului de greutate al apei înmagazinate, eficacitateacreşte, deci volumul camerei superioare scade. 189
  • 190. CG Figura 5.54. Comparaţie între eficacitatea hidraulică a camerei tronconice faţă de camera cilindricăUn al doilea argument în favoarea formei tronconice a camerei superioare estefurnizat de comportarea structurală. Cu notaţiile din figura 5.55, dacă se consideră căstabilirea grosimii şi armării peretelui camerei se face pentru eforturile inelare şiadmiţând, pentru simplificare, valabilitatea relaţiei cazanelor atunci efortul inelar este pr pr γ z rσ= , de unde rezultă că grosimea peretelui t = = creşte liniar spre bază. t σ σÎn cazul camerei tronconice produsul p ∗ r ( z ) = const. dacă raza scade liniar sprebaza camerei şi deci grosimea peretelui camerei se poate menţine constantă, situaţieavantajoasă pentru execuţie. Figura 5.55. Notaţii privind solicitările camerei superioareO problemă specifică camerei superioare supraterane o constitue legătura structuralădintre peretele camerei şi radier. La umplerea camerei apar variaţii foarete mari detemperatură în peretele camerei. În regim de vară, când camera este goală şi insolată,temperatura peretelui ajunge la θ = 40 ... 500C. Când, datorită unei manevre de 190
  • 191. reducere de sarcină, apa rece de pe aducţiune se ridică în cameră, temperaturapereţilor coboară brusc la θ = 6 ...80C. Datorită variaţiei de temperatură apare tendinţade deplasare radială a peretelui. Dacă acesta ar fi încastrat în radier ar apare momenteîncovoietoare foarte mari. Pentru a elimina aceste solicitări extreme, rostul trebuie săpermită deplasările radiale (fig. 5.56). De fapt nu este vorba de o eliminare totală aefectelor de încovoiere ci numai de o reducere semnificativă, pentru că frecărileîmpiedică parţial deplasările. Figura 5.56. Rostul cameră superioară – radierDupă cum s-a arătat, atunci când situaţia topografică nu permite amplasarea uneicamere supraterane, camera superioară se realizează sub forma unei galerii. În figura5.57 este prezentat un astfel de castel, adoptat la UHE Sebeş, treapta Şugag. Figura 5.57. Castelul treptei Şugag, cu camera superioară sub formă de galerie 191
  • 192. Castelul cu diafragmaCastelul cu diafragmă este un castel cilindric cu secţiune constantă, la care orificiulsau conducta de legatură cu aducţiunea are o arie redusă, care hidraulic crează unefect de diafragmă (fig. 5.58). Vd ∆p Figura 5.58. Principiul de funcţionre a castelului cu diafragmăÎn situaţia reducerii sarcinii la centrală, excedentul de debit este înmagazinat în castel.Înainte de manevră, în punctul de legatură presiunea din aducţiune şi presiunea datăde apa din castel sunt egale, iar nivelul în castel este stabil. La trecerea apei dinaducţiune în castel nivelul din castel creşte, iar în diafragmă se produce pierderea de 2 vdsarcină hd = ξ d . Variaţia presiunii la baza castelului este: 2g ∆p = γ ( z + ha ) + γ hd ; (5.23)Se crează o diferenţă importantă între presiunea din galerie şi cea dată de castel, şi,deşi creşterea nivelului în castel este redusă, contrapresiunea totală ∆p ia valori mari.Ca urmare, se produce o frânare a masei de apa din aducţiune mult mai energică decâtîn cazul în care nu ar fi fost diafragma. Datorită eficacităţii hidraulice sporite volumulcastelului se reduce semnificativ.În situaţia creşterii sarcinii la centrală, apa este preluată în primă fază din castel. Latecerea prin diafragmă se produce o pierdere de sarcină care creează o diferenţăimportantă de presiune la baza aducţiunii şi ca urmare creşte efectul de accelerare aapei din aducţiune. De obicei, datorită condiţiilor mai puţin severe la pornire, care seface controlat, faţă de situaţia aruncării din sarcină, diafragma este asimetrică, cupierderi de sarcină mai mari la intrarea în castel.Dacă aria diafragmei este mare, efectul pierderilor de sarcină este redus şicomportarea castelului cu diafragmă devine asemănătoare cu aceea a casteluluisimplu. Dimpotriva, dacă aria diafragmei este foarte mică, contrapresiunile saudepresiunile sunt mari, dar prin reflexiile produse în diafragmă undele desuprapresiune din lovitura de berbec se propagă pe aducţiune cu valori aproapeneinfluenţate de castel. Un criteriu de stabilire a ariei diafragmei este acela ca lapornirea centralei, pierderea de sarcină să nu fie mai mare decât coloana de apă din 192
  • 193. castel în ipoteza nivelului minim, spre a evita apariţia cavitaţiei. Datorită interferenţeidinte undele de suprapresiune şi fenomenul de oscilaţie în masă, nu esterecomandabilă adoptarea acestui tip de castel la centrale cu căderi mari şi condiţiisevere de reglaj.Pentru exemplificare, în figura 5.59 este prezentat castelul uzinei hidroelectrice Bicaz,care are diafragmă la racordul cu galeria de aducţiune. Diafragma este dispusă lapartea inferioara a aducţiunii, acolo unde aceasta străbate puţul castelului. Figura 5.59. Castelul de la UHE BicazConstructiv diafragma este formată din 2x3 orificii de 0,7 X 3,0 m practicate în galeriade aducţiune, în zona de trecere a acesteia prin cuva castelului. Hidraulic, diafragmaeste asimetrică, realizând o pierdere de sarcină locală de 12 m la intrarea apei şi de 10m la ieşirea apei din castel. Înălţimea totală a castelului este de 80 m, din care 17,0 msub forma de cameră supraterană. O instalaţie de telelimnigraf transmite în camera decomandă a ccntralei variaţia nivelului din castel. Una dintre diagramele oscilaţiilorînregistrate se poate urmări în figura 5.60.Utilizarea diafragmei pentru creşterea eficacităţii castelului se poate face şi în cazulcastelului cu camere, în special atunci când sunt căderi foare mari şi efectul camereisuperioare se manifestă numai la cote ridicate în lac. Pentru exemplificare, în figurile5.61 şi 5.62 sunt prezentate castelele de echilibru de la centralele Ciunget, dinRomânia şi Grand Maison din Elveţia.În cazul centralei Ciunget, de la AHE Lotru, căderea este de 809 m. Diafragmaintercalată între galeria de aducţiune şi puţul castelului contribuie semnificativ laamortizarea mai rapidă a oscilaţiilor, favorizând reglajul. 193
  • 194. Figura 5.60. Diagrame de oscilaţii înregistrate la castelul de la UHE BicazFigura 5.61. Castelul de echilibru de la centrala Ciunget – Lotru, cu camere şi diafragmă 194
  • 195. În cazul centralei Grand Maison căderea este de 926 m. Castelul are numai camerăsuperioară, cu efect diferenţial (ale cărui avantaje se vor discuta la punctul următor)iar eficacitatea hidraulică este asigurată şi de diafragmă. Din punct de vedereconstructiv se remarcă sistemul de drenaj destinat controlului presiunilor interstiţialedin masivul de rocă. Fără drenaj s-ar fi putut crea presiuni mari pe extradosulcămăşuelii puţului la salt minim, cînd nivelul din puţ scade rapid, dar ar fi putut fiafectată şi stabilitatea generală a versantului.Figura 5.62. Castelul de echilibru de la amenajarea hidroenergetică Grand MaisonCastelul diferenţial (tip Johnson)Constructiv acest tip de castel este format din camera castelului şi dintr-o coloană dediametru redus, de acelaşi ordin de mărime cu al aducţiunii, care este plasată îninteriorul camerei castelului (fig. 5.63). La bază, coloana comunică cu camera, iar lapartea superioară are prevăzut un deversor. Poziţia coloanei în interiorul casteluluipoate fi centrală sau laterală. Comunicarea dintre camera castelului şi aducţiune seface printr-un orificiu inelar cu o secţiune redusă, cu efect de diafragmă. 195
  • 196. Funcţionarea castelului cu diafragmă este przentată comparativ cu aceea a casteluluicilindric simplu, faţă de care se evidenţiază surplusul de eficacitate hidraulică. Lareducerea sarcinii centralei apa se ridică rapid în coloana interioară, realizând ocontrapresiune care produce frânarea apei din aducţiune. O parte mică din debitul careintră în castel pătrunde şi prin orificiul inelar în camera propriu-zisă, dar umplereaacesteia se produce după ce nivelul din cloană depăşeşte cota superioară a acesteia şiapa deversează în cameră. Faţă de un castel cilindric simplu, ridicarea nivelului şi deciformarea forţei de contrapresiune la baza aducţiunii se produce suficient de rapidpentru a asigura o bună eficacitate, permiţând in acelasi timp un reglaj convenabil. Figura 5.63. Comportarea la salt maxim a castelului diferenţial comparativ cu comportarea la aceaşi manevră a castelului cilindric simpluLa creşterea sarcinii centralei se produce o coborâre rapidă a nivelului în coloană,realizând în timp scurt diferenţa de presiune pentru accelerarea apei din aducţiune.Nivelul din cameră coboară mai lent, datorită rezistenţei hidraulice a legăturii cucoloana, alimentând surplusul de debit prin orificiul inelar de la baza acesteia.Castelul diferenţial reprezintă tipul cel mai potrivit pentru castelele supraterane, lacentrale cu căderi medii sau mici. Aria minimă a castelului care asigură îndeplinireacondiţiei de stabilitate hidraulică, şi care rezultă relativ mare pentru aceste centrale, numai constitue o limitare. Aria minimă se referă de această dată la aria camerei, datfiind faptul că la micile oscilaţii vitezele apei prin orificiile de legătură ale camerei cuaducţiunea nu induc pierderi de sarcină semnificative.Efectul diferenţial se utilizează frecvent la camera superioară a castelului cu camere.Un dezavantaj al castelului cu camere provine din faptul că ridicarea nivelului încastel se face lent în zona camerei superioare, respectiv coborârea se face lent în zonacamerei inferioare. Rezultă o scădere a eficacităţii castelului şi mărirea perioadeioscilaţiilor. Inconvenientul se poate înlătura prin prevederea în camera superioară aunei coloane, legată direct cu puţul castelului şi prin orificii cu camera superioară. Lasalt maxim nivelul creşte rapid, de data asta pâna la cota superioară a coloanei, carepoate depăşi cota superioară a camerei. Camera superioară se umple prin deversare.La coborârea nivelului apa din cameră se scurge în puţ prin orificii. 196
  • 197. În figura 5.64 este prezentat castelul cu efect diferenţial construit la uzinahidroelectrică Moroeni. Efectul difereţial realizat la partea superioară are o deosebităeficacitate la limitarea saltului maxim. Puţul vertical de 2,20 m diametru se continuăla partea superioară cu o coloană circulară de beton armat do 4,20 m înălţime,prevazută cu creastă deversantă. La partea inferioară puţul are o cameră orizontală cudiametrul mediu de 3,85 m şi lungimea de 39,0m. Datorită condiţiilor geologice buneşi a presiunii de lucru reduse, căptuşeala castelului s-a realizat în întregime din betonsimplu de 30 cm grosime. La interior betonul este protejat cu un torcret sclivisit de 6cm. Figura 5.64. Castel cu efect diferenţial în camera superioarăCastele de tipuri combinateÎn această categorie se înscriu castele de echilibru care combină elemente de latipurile de castele tradiţionale, în măsură să contribuie sinergetic la creştereaeficacităţii hidraulice. Exemplul oferit de castelul de la uzina hidroelectrică Retezat,pe Râul Mare este concludent (fig. 5.65). Este un castel cu camere, care are camerainferioară în circulaţie, camera superioară supraterană de formă formă tronconică, cuefect diferenţial, iar legătura dintre puţul castelului şi camera inferioară se face printr-o diafragmă asimetrică.Galeria care formează camera inferioară are o lungime de 200 m şi un diametru de6,30 m, contribuind esenţial la funcţionarea eficace la nivele reduse în lac. Orientareacamerei inferioare este la 450 faţă de galeria de aducţiune, pentru a evita interacţiuneadintre goluri la execuţie. 197
  • 198. Diafragmă Figura 5.65. Castelul de echilibru de la UHE RetezatPoziţii alternative ale castelelor de echilibruÎn cazul uzinelor hidroelectrice subterane, fenomenele legate de regimul nepermanentindus de manevrele la centrală se pot manifesta pe circuitul hidraulic, atât peaducţiune, cât şi pe galeria de fugă (fig.5.66). Curgere libera Figura 5.66. Poziţia castelelor de echilibru ăn cadrul uzinelor subterane 198
  • 199. În funcţie de lungimile relative ale acetora şi de regimul de curgere din galeria de fugăcastelul de echilibru se poziţionează la capătul aducţiunii, înainte de galeria forţată,sau în aval, imediat după ieşirea din turbine. În figura 5.66 se prezintă, cu titluinformativ, alternativele de amplasare a castelelor de echilibru pentru diferiteconfiguraţii ale firului principal al amenajării.Pentru derivaţia amonte castelul se impune numai în cazul aducţiunilor lungi, la caresuprapresiunile dinamice din lovitura de berbec trebuie limitate prin reflexie în castel(cazurile b şi e din figură). Pentru galeria de fugă, castelul intervine atunci cândlungimea galeriei este mare şi /sau regimul de curgere est sub presiune.5.4.3. Case de vanePe circuitul hidraulic al unei uzine hidroelectrice se intercalează o succesiune deorgane de închidere, de la priză până la turbine (fig. 5.67). Din amonte spre aval seîntânesc mai întâi vanele de la priza energetică. Acestea închid accesul apei peaducţiune în perioadele de revizii sau reparaţii. La funcţionarea curentă a uzineivanele de la priză sunt deschise. Casa de vane care le adăposteşte face parte dinconstrucţia prizei şi nu face obiectul acestui paragraf. E priză Vana de admisie la turbine Figura 5.67. Dispunerea vanelor pe circuitul hidraulic al UHEVanele care închid accesul apei la turbine sunt poziţionate fie înainte de clădireacentralei, când au o încăpere sau o cavernă proprie, fie chiar în clădirea sau cavernacentralei. Despre dispunerea acestor vane s-a discutat în paragrafele privitoare lastructura centralelor hidroelectrice. La funcţionarea curentă aceste vane sunt deschise,reglajul debitului şi închidrea accesului apei la turbine fiind asigurate de aparatuldirector. Vana se închide când grupul este în repaos pentru un timp mai îndelungat,sau când se fac revizii sau intervenţii la turbine.Conducta sau galeria forţată este prevăzută, imediat în aval de castel, cu vane cuînchidere rapidă. Denumirea provine de la condiţia de a închide rapid conducta saugaleria în cazul unei avarii. Aceste vane mai servesc la închiderea accesului apei în 199
  • 200. derivaţia forţată la reparaţii şi revizii, şi la reglarea debitului la umplcrca conducteiforţate.Vanele cu închidere rapidă sunt dispuse în casa vanelor, care este o încăpere specialamenajată pentru a asigura protecţia faţă de intemperii a vanelor şi a dispozitivelor demanevră (fig. 5.68 şi 5.69). În casa vanelor se asigură şi spaţiile necesare montării şidemontării vanelor şi a mecanismelor pentru revizii şi reparaţii. Fig. 5.68. Casa vanelor în cazul conductelor forţateEchipamentul din casa vanelor cuprinde: - Vana principală (vana de serviciu), care închide şi deschide acccsul apei peconductele sau galeria forţată. Această manevră se produce destul de rar, la revizii sauîn cazul avariei conductei sau galeriei forţate sau în cazul ieşirii din funcţiune aturbinei, când vana se închide automat. Pentru vana principală se aleg vane maisimple şi mai robuste, cele mai folosite fiind vanele fluture sau vanele plane încarcasă. Comanda de închidere automată este dată la depăşirea vitezei de regim pederivaţie. - Vana auxiliară (vana batardou), care este dispusă în amonte de vanaprincipală. Este de obicei o vană fluture sau o vană plană care se comandăelectromecanic. - By-passul (conducta de ocolire), prin care se realizează umplerea conducteiforţate cu un debit redus ( cca 1/20 din debitul instalat), pentru a evita şocul unei masemari de apă în cădere. By-passul mai foloseşte la egalarea presiunii pe cele două feţeale vanei principale, pentru deschideri comode sau deblocări. -Ventilele de aerisire, dispuse în aval de vane, care evită apariţia depresiunilorîn conductă la închideri bruşte şi permit evacuarea aerului la umplerea conductei. 200
  • 201. În cazul conductelor forţate, casa de vane este dispusă la zi. De multe ori face corpcomun cu portalul de ieşire al tronsonului subteran care vine de la castel si reprezintăîn acelaşi timp primul masiv de ancoraj al conductei fortate (fig. 5.68). Dimensiunileinterioare sunt determinate de gabaritele echipamentului, iar partea masivă de betonrezultă din condiţia de stabilitate sub acţiunea forţelor transmise de conductă.Fundarea se face în mod obligatoriu pe rocă sănătoasă.La centralele subterane casa vanelor se execută în subteran (fig. 5.69), într-o cavernăproprie pe traseul galeriei forţate. Bolta şi pereţii casei vanelor se realizează prinsimpla captuşire a conturului excavat. Figura 5.69. Casă de vane pe galeria forţatăAccesele sunt asigurate de obicei de galeriile care au servit la execuţia ansamblului depresiune. Probleme speciale sunt ridicate de climatizarea sau cel puţin ventilareacavernei, pentru a asigura condiţii normale pentru vane şi echipament.BIBLIOGRAFIEBrekke, H. (2005). Choice of equipment for hydro. Trondheim, Norway.Brown J.,G. (1970). Centrale hidroelectrice de putere mare. Editura Tehnică,Bucureşti.Bâlă, M., Popa, Gh., Ion, M. (1981). Construcţii hidrotehnice subterane. EdituraTehnică, Bucureşti.Cochet, P. (1991). The Turkwel multipurpose scheme reaches commissioning inKenya. Water Power and Dam Construction, Volume 43, Number 3, March.Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate. 201
  • 202. Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. EdituraTehnică, Bucureşti.Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill.Electricite d’Emosson. (1971). Usines hydro-electrique d’Emosson. Chamonix.Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE,Delft.Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim,Norway.Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of ColoradoBoulder.Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest.Philipp Holzmann AG (1997). Underground works for the Ertan hydroelectric powerplant in China. Frankfurt.Popescu, M. (2008). Uzine hidroelectrice şi staţii de pompare. Funcţionareahidraulică la regimuri tranzitorii. Editura Universitară, Bucureşti.Press, H. (1954). Stauanlagen und Wasserkraftwerke. III Teil: Wasserkraftwerke.Verlag von Wilhelm Ernst & Sohn, Berlin.Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică,Bucureşti.Prişcu, R., Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja, V. (1970). Amenajărihidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică,Bucureşti.Stematiu, D. (2008). Mathematical models for large underground structures. ScientificBulletin Series: Mathematical Modelling in Civil Engineering, no.2.Stematiu, D. (2006). Evaluarea stării de siguranţă pentru canalul de aducţiune,camera de încărcare conductele forţate şi centrala hidroelectrică Vaduri. Raportcătre Hidroelectrica. Bucureşti.Wikipedia. (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org. 202
  • 203. 6 CENTRALE HIDROELECTRICE ÎN FRONTUL BARAT6.1. ELEMENTE CARACTERISTICEDupă cum s-a arătat şi în capitolul precedent, centrala hidroelectrică reprezintă corpulde clădiri si echipamente electro-mecanice, din cadrul unei uzine hidroelectrice, încare se realizează transformarea energiei hidraulice în energie electrică. Echipamentulelectromecanic cuprinde echipamentul principal, format din turbine şi generatoare, şiechipamentul şi instalaţiile auxiliare.Centralele din frontul barat prezintă o serie de caracteristici proprii, care le deosebescde centralele pe derivaţie, la care construcţia este doar „gazda”echipamentului. Oimagine concludentă a poziţiei şi a condiţiilor structurale a unei centrale din frontulbarat se poate urmări în figura 6.1. Baraj deversor Baraj de închidere Centrala hidroelectrică Figura 6.1. Frontul barat al unei uzine hidroelectrice cu centrala în frontÎn primul rând, structura centralei este un veritabil baraj, care trebuie să rămână stabilşi să reziste forţelor ce provin din prezenţa apei în cele două biefuri, amonte şi aval decentrală. Tratarea fundaţiilor, analiza structurală, exigenţele de siguranţă sunt la fel capentru baraje. 203
  • 204. Căderile pentru care se adoptă acest tip de centrală sunt limitate la 25 ... 30 m, şi caurmare a presiunilor mai mici ale apei din circuitul hidraulic, priza, camera spirală şiaspiratorul sunt realizate ca parte a structurii de beton armat a centralei. În situaţiispeciale parte din circuitul hidraulic poate fi blindat, dar de regulă suprafeţele decurgere sunt din beton.Echiparea centralelor din frontul barat corespunde şi ea căderilor mici şi medii la carelucrează, fiind cu turbine Kaplan sau Bulb, sau variante ale acestora. Circuitulhidraulic, care defineşte centrala, este dictat de tipul de turbină şi deci alcătuireaconstructivă depinde esenţial de echipare. Cea de a doua condiţie care influenţeazăalcătuirea constructivă este stabilitatea la alunecare a centralei, care la rândul eidepinde de caracteristicile terenului de fundare. Fiind construcţii masive şi grele,centralele se fundează în majoritatea cazurilor pe rocă.Ca urmare a acestor condiţionări, clădirile centralelor baraj sunt construcţii spaţialecomplexe, alcătuite dintr-un număr mare de elemente cu contur complicat şi rigiditatevariabilă, legate monolit. Spre deosebire de suprastructură, care şi de această datăconstitue o hală industrială obişnuită, infrastructura are deschideri variabile şicontururi curbe.6.2. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR BARAJ ECHIPATE CUTURBINE KAPLAN6.2.1. Elemente componente şi particularităţi constructiveDispoziţia generalăDispoziţia generală a unei centrale echipate cu turbine Kaplan şi elementele salecomponente se poate urmări în figura 6.2. Fiecare centrală are însă alcătuireconstructivă proprie, depinzând de cădere, de condiţiile de fundare şi de integrarea înfrontul barat. Aceste particularităţi vor fi evidenţiate pe baza unor exemple specifice.Revenind la figura 6.2, se disting trei componente principale: priza, centrala propriu-zisă şi spaţiile anexă.Priza centralei, cuprinsă între frontul grătarului şi camera spirală, are aceleaşielemente componente ca orice priză de barare. Grătarul sprijină în partea superioarăpe un timpan, care are şi rolul de a împiedica plutitorii să pătrundă la turbine.Curăţirea periodică a grătarului se face cu o maşină de curăţire care menţine liberăsecţiunea de intrare şi previne creşterea pierderilor de sarcină. Nişele de batardoupermit, prin montarea elementelor de batardou, punerea la uscat a centralei pentrurevizii sau intervenţii. Datorită secţiunii de acces mari, în camera prizei se prevăd pilede dirijare, care asigură o curgere fără circulaţie transversală sau desprinderi, cu zonede apă moartă. În acelaşi timp pilele de dirijare fragmentează deschiderea pentrubatardouri şi conduc la reducerea dimensiunilor elementelor de batardou şi lacreşterea manevrabilităţii.Centrala propriu-zisă este formată din infrastructură şi suprastructură, a cărordelimitatare în elevaţie o face planşeul sălii maşinilor. Infrastructura cuprindecircuitul hidraulic al centralei, care, pentru un grup, este format din camera spirală şiaspirator, şi elementele de susţinere a turbinei şi generatorului. În cazul secţiunilor decurgere mari, în cotul aspiratorului se introduc aripi de dirijare a curgerii. 204
  • 205. VEDERE ÎN PLAN ŞI SECŢIUNE ORIZONTALĂ Bloc de montaj Pilă intermediară Camera spirală SECŢIUNE TRANSVERSALĂ Suprastructură Maşină de curăţat grătarul Sala maşinilorNişe batardou Aspirator Infrastructură Figura 6.2. Dispoziţia generală a unei centrale baraj echipată Kaplan 205
  • 206. Suprastructura cuprinde sala maşinilor, în care se află excitatricea, panourile decomandă, panourile electrice etc. Tot ca parte a infrastructurii se consideră şi podulrulant, care asigură montajul şi transportul în centrală a componentelorechipamentului mecanic şi electric. Într-una din extremităţile sălii maşinilor se aflăblocul de montaj, o platformă realizată de obicei la aceaşi cotă cu a sălii maşinilor, pecare se realizează operaţiuni de montaj, revizii, reparaţii.Spaţiile anexă se dezvoltă pe seama extinderilor impuse de circuitul hidraulic. Deregulă, după cot, aspiratorul are lungime mare, ceea ce crează posibilitatea deamenajare a unor platforme aval de sala maşinilor, pe care se pot plasatransformatoarele sau parte a gospodăriilor anexă. La ieşirea din aspirator suntprevăzute nişe de batardou, pentru punerea la uscat a centralei. Aspiratorul esteprevăzut cu o pilă intermediară, cu dublu rol: asigură curgerea apei spre bazinul deliniştire fără circulaţie transversală şi zone de apă moartă şi în acelaşi timpfragmentează deschiderea batardourilor, cu efectele favorabile menţionate anterior.Pe spaţiile adiacente se pot amplasa şi alte construcţii de deservire a centralei, cum arfi blocul de comandă, atelierele mecanice, spaţiile de depozitare etc.Influenţa căderiiSecţiunea transversală a centralei se dispune conform cerinţelor circuitului hidraulic,care tranzitează prin turbină apa între cele două biefuri. La căderi mari blocul prizeieste plasat la cote semnificativ mai mari decât cota aspiratorului (fig. 6.3). Pentru aîmbunătăţi condiţiile de stabilitate, pragul amonte al radierului prizei se adânceşte. Peseama gabaritelor mai mari, în prag se pot instala capcane pentru aluviunile târâte. Max Figura 6.3. Secţiune transversală printr-o centrală cu cădere mare 206
  • 207. O dispoziţie constructivă deosebită o prezintă centrala de la UHE Someşul Cald (fig.6.4), care se află în frontul barat al barajului de beton ce are înălţimea de 33,50 m.Căderea centralei este de 21 m. Puterea centralei este de 12 MW, cu două turbineKaplan cu debitul instalat de 35 m3/s fiecare. Figura 6.4. Secţiune transversală prin CHE Someşul CaldBlocul prizei cuprinde un radier masiv, extins mult spre amonte, pentru a asiguraaportul presiunii verticale a apei la stabilitate. Galeria de injecţii şi drenaj este încontinuarea galeriei omoloage din baraj. La fel şi voalul de etanşare.În cazul centralelor cu căderi mici radierul prizei este la o cotă apropiată de cotaradierului aspiratorului. După cum se poate urmări în figura 6.5, în care apare osecţiune transversală prin CHE Movileni (12 m cădere, 36 MW în 4 grupuri),structura este mai sveltă, cu o construcţie monobloc. Figura 6.5. Secţiune transversală prin CHE MovileniÎn cazul centralei de la Movileni, seismicitatea ridicată a amplasamentului şi fundareape argile, cu coeficienţi de frecare beton – teren reduşi, au impus extinderea spreamonte a radierului prizei. 207
  • 208. Influenţa condiţiilor de fundareCondiţiile de fundare afectează direct stabilitatea la alunecare a centralei. Prinalcătuirea constructivă impusă de racordarea celor două biefuri, structura centralei areun contur de fundare cu înclinare către aval, de la cotele mai ridicate ale fundaţieiradierului prizei către cotele mai joase ale fundaţiei radierului aspiratorului.În cazul terenurilor de fundare bune, cu rezistenţă la forfecare mare, conturul defundare urmăreşte conturul circuitului hidraulic, fără alte corecţii. Un exemplu îlconstitue centrala Cîrneşti (fig.6.6), o centrală pe canal de derivaţie, dar care asigurăretenţia apei, având rol de baraj. Terenul de fundare este format din gresii cenuşi, carenu au ridicat probleme de stabilitate. Centrala are o cădere de 15 m, un debit instalatde 90 m3/s şi o putere de 11,5 MW. Figura 6.6. Secţiune transversală prin CHE CîrneştiÎn cazul terenurilor cu rezistenţă la forfecare mai redusă şi cu coeficienţi de frecarebeton – rocă mici, structura centralei trebuie astfel alcătuită încât să atenueze dinefectul defavorabil al orientării conturului de fundare, fie prin adâncirea radieruluiprizei, fie prin aport de forţe stabilizatoare create de lestare cu beton sau cu greutateaapei amonte. În figurile 6.7 şi 6. 8 sunt prezentate două centrale a căror dispoziţie peverticală a fost impusă de asigurarea stabilităţii la alunecare.Centrala UHE Râmnicu Vâlcea, pe Olt (fig. 6.7), este fundată pe marne argiloase,acoperite de depozite aluvionare cu grosimi mari. Căderea de 16,5 m crează odiferenţă între biefuri de natură să conducă la un contur de fundare puternic înclinatspre aval. Condiţia de a asigura stabilitatea la alunecare a impus realizarea unui blocde priză extrem de masiv, cu cota de fundare cu cca 10 m sub cota terenului. Prinaceastă dispoziţie conturul de fundare efectiv realizat este mult mai puţin înclinat spreaval. Extinderea spre amonte a radierului prizei a adus un aport la stabilitate, atât pringreutatea proprie cât şi prin greutatea apei de pe radier. 208
  • 209. Figura 6.7. Secţiune transversală prin CHE Rm. VâlceaCentrala UHE Bascov, pe Argeş (fig. 6.8), este fundată pe marne argiloase. Înprofunzimea fundaţiei, alcătuită din marne, sunt mai multe orizonturi de nisipuri încare este cantonată apă freatică. Figura 6.8. Secţiune transversală prin CHE BascovCăderea centralei este de numai 10,50 m şi ca urmare nu ar fi implicat dificultăţiprivind conturul de fundare. De această dată masivitatea blocului prizei, impusă decondiţia de stabilitate la alunecare, este dată de ridicarea cu aproape 10 m a praguluiamonte peste nivelul terenului. Soluţia este identică cu aceea aplictă pentru barajuldeversor din frontul barat, la care cota pragului deversor este mult peste cotaterenului. Prin împiedicarea tranzitării viiturilor la nivelul talvegului, soluţia cu pragînalt a condus la colmatarea rapidă şi excesivă a acumulării amenajării. 209
  • 210. 6.2.2. Elemente caracteristice ale dispoziţiei generaleDispunerea în elevaţieLa centralele baraj cu echipare Kaplan, înălţimea de aspiraţie se determină dupăprocedura şi relaţiile prezentate în paragrafele 4.5 şi 5.2.4. La căderi mai mariturbinele pot lucra cu contrapresiune. Trebuie însă avut în vedere faptul că, în timp, lamulte cursuri de apă s-a produs coborârea semnificativă a talvegului. Extragerile debalast din albie în aval şi reducerea prin barare a conţinutului în aluviuni a debiteloraccelerează acest proces, înregistrându-se coborâri de 6 ... 8 m a albiei râului. Oasemenea evoluţie poate afecta condiţiile de aspiraţie şi deci funcţionarea normală acentralei.În raport cu nivelul amonte, cota de amplasare a turbinelor se găseşte sub nivelulminim al biefului amonte (fig. 6.9, stânga). Sunt însă situaţii când, din dorinţa de areduce excavaţiile pentru fundarea centralei şi de ridicare a cotei blocului prizei, seridică camera turbinei peste nivelul minim amonte (fig. 6.9, dreapta). In acest cazcamera turbinei se realizează sifonată, fapt care aduce în plus şi o simplificare adispoziţiilor constructive la intrarea in turbină. Figura 6.9. Dispunerea în elevaţie a centralei faţă de nivelul amonteDispunerea în planDacă lungimea pe direcţie longitudinală, în lungul coronamentului frontului barat,depăşeşte 40 m, construcţia centralei se fragmentează în blocuri, separate de rosturide dilataţie permanente (fig. 6.10). De obicei, se instalează două grupuri în fiecarebloc. Pentru centralele mici, cu unu sau două agregate, care nu depăşesc 40 ...45 mlungime, nu sunt necesare rosturi de dilataţie în infrastructură. Combinarea blocuriloragregatelor intr-un singur bloc monolit implică construirea lor simultană. Pentru căformează o construcţie unitară, rosturile verticale şi orizontale de betonare, pe faze,sunt astfel prevăzute încât să asigure realizarea unei construcţii monolite.Sunt situaţii când se prevăd rosturi de dilataţie în infrastructură şi la distanţe mai micide 40 ... 45 m. Ele sunt determinate fie de o denivelare importantă între cotele defundare ale blocurilor agregatelor, fie din motive de eşalonare a execuţiei. Rosturilesuplimentare complică constructiv execuţia, măresc consumul de armatură şi reducrigiditatea generală a construcţiei. 210
  • 211. ≤ 40 m ≤ 40 m Figura 6.10. Fragmentarea în blocuri a centraleiPlatforma sau blocul de montaj al centralei trebuie să asigure condiţiile necesarepentru montarea şi demontarea utilajului principal şi auxiliar din centrală. Întrucâtplatforma de montaj este deservită de aceleaşi poduri rulante care deservesc şiblocurile agregatelor, laţimea acesteia se alege identică cu cea a blocuriloragregatelor.Lungimea clădirii depinde de numărul de agregate şi de spaţiul repartizat unuiagregat. Spaţiul pentru un grup poate fi determinat de unul din următorii factori:laţimea canalului de intrare sau a panoului grătarului plus grosimea unei pile; lăţimeacamerei spirale plus grosimea unuia dintre pereţii despărţitori; lăţimea aspiratoruluiplus grosimea unei pile de dirijare aval; diametrul generatorului plus spaţiul necesarpentru exploatare. La centralele de joasă cădere unul dintre primii trei factori poate fideterminant, de obicei lăţimea camerei spirale atunci când debitul instalat este mare.In cazul căderilor mijlocii hotărâtoare sunt dimensiunile generatoarelor. În figura 6.11este prezentată schema dimensiunilor principale ale clădirii. Distanţa dintre axelegeneratoarelor lD este determinată de mărimea deschiderii dintre generatoare ldesch ,care depinde de lăţimea circuitului hidraulic şi de condiţiile dc exploatare.Distanţele minime b1 şi b2 , care determină lăţimea centralei, depind de spaţiileimpuse de furnizor sau de exploatare, sau de lungimea drumului de trecere a apei de laacces la restituţie, pentru a asigura condiţii hidraulice favorabile. Figura 6.11. Dimensiunile unei centrale monobloc 211
  • 212. Lungimea platformei de montaj lm creşte cu numărul agregatelor. Când platforma demontaj şi sala maşinilor sunt la aceeaşi cotă se poate utiliza o parte din planşeul săliica platformă suplimentară de montaj. Lungimea platformei se ia egală cu distanţadintre grupuri lD independent de numărul lor. Dacă cota platformei de montaj estediferită de cota sălii maşinilor, pentru un număr mai mare de grupuri (4 ... 6) lungimeaplatformei se ia 1,20 ... l,50 distanţa dintre grupuri.Sala maşinilorLa fel ca şi în cazul centralelor pe derivaţie, înălţimea sălii maşinilor este determinatăde cota căii de rulare a podului rulant. Aceasta este determinată la rândul ei deînălţimea maximă de ridicare, necesară pentru cârligul principal. Gabaritul trebuie săasigure posibilitatea podului rulant de a ridica piesa, sau ansamblul cel mai mare alhidroagregatului (de obicei rotorul turbinei), deasupra planşeului, sau deasupracelorlalte maşini (fig. 6.12). Figura 6.12. Stabilirea înălţimii sălii maşinilor în funcţie de gabaritul maxim al componentelor echipamentului la montajPentru a reduce costurile aferente centralei s-au folosit uneori centrale deschise sausemideschise (fig. 6.13). Varianta semideschisă are acoperişul la o înălţime mică pesteexcitatoarele generatoarelor. Plafonul are acoperire culisabilă, care permite accesulcârligului macaralei capră pentru demontarea şi preluarea pieselor către platforma demontaj. Varianta deschisă nu are o clădire deasupra nivelului planşeului principal, darse prevăd capace etanşe pentru fiecare generator şi pentru excitatricea acestuia. Unexemplu de centrală cu sala maşinilor de tip deschis este prezentat în figura 6.14. Figura 6.13. Variante de rezolvare a suprastructurii 212
  • 213. Macara portal Maşină de curăţat grătarul Sala maşinilor Batardou NNR Grătar Galerie de vizitare Turbină Kaplan Figura 6.14. Sala maşinilor de tip deschis la o centrală cu echipare KaplanDimensiuni relativePentru predimensionări orientative, în figura 6.15 sunt specificate dimensiunile uneicentrale etalon, exprimate în funcţie de dimensiunile rotorului turbinei. Figura 6.15. Dimensiuni orientative pentru o centrală cu echipare Kaplan 213
  • 214. 6.2.3. Centrale în pileÎn această dispoziţie, aplicabilă la centralele fluviale, grupurile centralei suntamplasate în pilele stăvilarului (fig. 6.16). Dimensiunile fiecărei pile se modificăastfel încât să asigure gabaritele necesare amplasării grupului. În acelaşi timp, pileletrebuie să preia împingerile stavilelor, ceea ce conduce la structuri masive. Nu mai sepoate vorbi de o sală a maşinilor unică, acesta fiind fragmentată în fiecare pilă. VEDERE ÎN PLAN SECŢIUNE TRANSVERSALĂ SECŢIUNI ORIZONTALE PRIN PILA / SALA MAŞINILOR Fotografie din aval Figura 6.16. Soluţie cu amplasarea în pile a centralei la UHE Lavamünd 214
  • 215. Avantajul principal al acestei dispoziţii este dat de faptul că apele mari au o secţiunede tranzitare spre aval neobturată parţial de clădirea centralei. Condiţiile hidraulicepentru centrală sunt de asemenea favorabile, spre deosebire de amplasareatradiţională, spre unul dintre maluri, unde deversarea interferă cu debitele turbinate,concentrate spre malul de amplasare. Dezavantajul major îl constitue condiţiiledificile de exploatare.Un al doilea exemplu de amplasare a centraei în pile poate fi urmărit în figura 6.17.Este o variantă propusă, fără a fi fost aplicată, pentru centrala Ybbs Persenbeug, primacentrală hidroelectrică construită de Austria pe Dunăre. Figura 6.17. Variantă de amlasare în pile a centralei hidroelectrice Ybbs Persenbeug6.3. DISPOZIŢIA GENERALĂ A CENTRALELOR BARAJ ECHIPATE CUTURBINE BULB6.3.1. Elemente componente şi particularităţi constructiveDispoziţia generală a unei centrale echipate cu turbine Bulb şi elementele salecomponente se pot urmări în figura 6.18. La fel ca şi la centralele echipate cu turbineKaplan, construcţia centralei are trei componente principale: priza, centrala propriu-zisă şi spaţiile anexă. Se pot dispune un grup sau două grupuri pe bloc. În exempluldin figură, fiecare grup dispune de structură proprie, care este despărţită de structurilevecine prin rosturi permanente. Ca urmare, limitele laterale sunt formate de semipile. 215
  • 216. Priza centralei cuprinde grătarele, Figura 6.18. Dispoziţia generală a unei centrale echipate cu turbine BulbPriza cuprinde grătarul, prevăzut cu maşină de curăţat, care descarcă plutitoriicolectaţi în rigola de deasupra timpanului, timpanul, care împiedică pătrundreaplutitorilor spre turbine şi nişele pentru elementele de batardou.Circuitul hidraulic asigură o curgere axială a apei din bieful amonte spre cel aval,având forma unui confuzor până în secţiunea rotorului şi apoi de difuzor spre aval.Rotorul turbinei este dispus orizontal (uneori puţin înclinat), paralel cu direcţia decurgere a apei. Generatorul este montat într-un carter metalic de forma unui bulbhidrodinamic, plasat în mijlocul curentului de apă ce curge spre rotorul turbinei.În mod obişnuit se instalează turbine bulb capsulate, cu acces la generator şi laechipamentele anexă. Accesul în bulb se face fie prin nervura superioară de susţinere,fie prin partea inferioară. Acest aranjament este posibil în cazul unor diametre alerotorului generatorului de cel putin 2,5...3,0 m, pentru a asigura spaţiul de mişcarenecesar unui om. Agregatele de mare putere, la căderi de peste 6 m, se realizează cutransmisie directă între turbină şi generator. 216
  • 217. Pentru puteri reduse, se pot utiliza şi turbine bulb capsulate fără acces. În caz derevizii sau reparaţii intregul agregat este scos din amplasament. La diametre mai micide 2 m se realizează turbine de construcţie monobloc, care se pot transporta şi montauşor.După secţiunea rotorului turbinei urmează un difuzor, care, prin analogie cu cel de lacelelalte turbine cu reacţiune, se denumeşte frecvent tot aspirator. Îmbunătăţireacondiţiilor de curgere a apei în circuitul hidraulic se obţine prin studii pe modele înlaborator, prin care se urmăreşte ridicarea randamentului. La limita aval a difuzorului(aspiratorului) sunt prevăzute nişe de batardou, pentru punerea la uscat a centralei.Sala maşinilor nu cuprinde de fapt nici un echipament din secvenţa de transformare aenergiilor din hidraulică în mecanică şi apoi în electrică. Peste cota superioară aplanşeului circuitului hidraulic sunt dispuse însă instalaţiile anexă, panouri electrice,panouri de comandă etc. În sala maşinilor circulă podul rulant care serveşte lamontajul şi ulterior la reviziile şi reparaţiile echipamentului principal. Într-una dintreextremităţile sălii maşinilor se dispune blocul / platforma de montaj.Particularităţile constructive ale centralelor cu echipare Bulb sunt impuse de modul derezolvare a circuitului hidraulic, de poziţia centralei în frontul barat şi de condiţiile defundare. Aceste particularităţi sunt evidenţiate în continuare pe baza unor exemplespecifice.Influenţa lungimii circuitului hidraulicÎn figurile 6.19 şi 6.20 sunt prezentate secţiunile transversale a două centrale echipatecu turbine bulb, a căror circuite hidraulice diferă total. Prima, CHE Champagneux, areun bloc al prizei foarte extins în amonte, fundat pe aluviuni, iar difuzorul este extremde lung, pentru a recupera energia cinetică cu pierderi minime şi fără desprinderi alecurgerii.Figura 6.19. Secţiune transversală printr-o centrală echipată Bulb, cu circuit hidraulic lung 217
  • 218. Macara portal Sala maşinilor Maşină de curăţat grătarul Instalaţii anexe NNR Batardou avalNNR Grătar Galerie de drenaj Turbină Bulb Figura 6.20. Secţiune transversală printr-o centrală echipată Bulb, cu circuit hidraulic foarte scurtCea de a doua centrală, construită pe zona austriacă a Dunării, are o construcţieextrem de compactă, atât pe direcţie amonte aval cât şi în elevaţie. Bulbul se află chiarîn blocul prizei. Pe seama lungimii difuzorului, care are totuşi o dezvoltarelongitudinală impusă de unghiul limită pentru evitarea desprinderilor, s-au realizatumpluturi de lestare pentru a asigura stabilitatea la alunecare. Sala maşinilor estelimitată la gabaritele necesare montajului, podul rulant fiind înlocuit cu o macaraportal.Influenţa încadrării în frontul baratDacă construcţia centralei constitue o structură independentă de celelalte elemente alefrontului barat, rezolvările constructive sunt mai simple. Pentru exemplificare, înfigura 6.21 se prezintă secţiunea transversală prin centrala Frunzaru, pe râul Olt. Figura 6.21. Secţiune transversală prin CHE Frunzaru 218
  • 219. Centrala este echipată cu 4 grupuri bulb reversibile, fiecare având o putere nominalăde 13,25 MW şi un debit instalat de 125 m3/s la o cădere de 13,5 m. Pilele sunt multlansate spre amonte, pentru a acomoda podul rutier, dar structura centralei este înprincipal dictată de circuitul hidraulic.Atunci când pintenul amonte, voalul de etanşare şi galeria de injecţii şi drenaj dinbaraj continuă în acelaşi aliniament şi la centrală, structura centralei se adaptaeazăacestor cerinţe. O astfel de situaţie caracterizează centrala hidroelectrică Petreşti (fig.6.22). Căderea centralei este de 10 m, fiind echipată cu două grupuri de 2 MW fiecare. VEDERE ÎN PLAN SECŢIUNE TRANSVERSALĂ CARACTERISTICĂ Figura 6. 22. Dispoziţia generală a CHE PetreştiDin cauza pragului prizei, aliniat cu pragul deversant al barajului, curgerea nu maieste axială, ci face un unghi până în secţiunea amonte a bulbului. Suprastructura estemult simplificată, renunţându-se la podul rulant. 219
  • 220. 6.3.2. Comparaţie între dispoziţiile generale ale echipărilor Bulb şi KaplanAmenajările hidroelectrice de cădere mică echipate cu turbine Kaplan conduc ladimensiuni relativ mari şi la greutăţi unitare (kg echipament/kW) însemnate alegrupurilor, datorită turaţiei reduse a turbinelor. Contrapresiunea pe care o necesită înmulte cazuri turbinele impune execuţia unor infrastructuri adânci, ceea ce măreştesensibil costul. Pentru eliminarea acestor inconveniente se preferă echipareacentralelor de cădere mică cu turbine Bulb.Avantajele utilizării turbinelor bulb pentru astfel de situaţii a sunt numeroase.Simplificarea traectoriei particulelor de apă, prin renunţarea la camera spirală şi laaspiratorul curb, reduce pierderile de sarcină şi permite, la pierderi de sarcină egale,turbinarea unui debit mai mare. Din această cauză, la diametre egale ale rotoarelor,turbina Bulb realizează o putere mai mare decât turbina Kaplan sau, la puteri egale,diametrul rotorului turbinei bulb este mai mic.Din punct de vedere al dispoziţiei generale, principalul avantaj al echipării cu grupuriBulb, în comparaţie cu echiparea cu turbine Kaplan, îl constituie reducerea şisimplificarea lucrărilor de construcţie a structurii centralei, ca urmare a eliminăriicamerei spirale şi a cotului aspiratorului. O consecinţă de asemenea favorabilă estereducerea distanţei între axele grupurilor. În figura 6.23 se prezintă, comparativ,gabaritele sălii maşinilor pentru două centrale similare de pe Mosela, dintre care unaechipată cu turbine Kaplan (UHE Koblenz) şi a doua cu agregate bulb (UHETrier). Figura 6.23. Comparaţie între despoziţiile generale ale unor centrale echipate cuturbine Kaplan (stânga, UHE Koblenz) şi respectiv turbine Bulb (dreapta, UHE Trier) 220
  • 221. Puterile, căderea şi debitul instalat sunt foarte apropiate, practic aceleaşi, iar numărulde grupuri este identic. În cazul echipării cu turbine Bulb, se remarcă reducereasemnificativă a lungimii centralei din frontul barat, cu cca 50%, ceea ce permite o maibună amplasare reciprocă a centralei şi a barajului deversor. Defăşurata amonte avalse reduce de asemenea, iar suprastructura se simplifică.Studiile efectuate în Franţa pentru amenajările de pe Rin şi Rhon au pus în evidenţăeconomii de 30...35% în partea de construcţie, în favoarea echipării centralei cuagregate bulb, faţă de soluţia clasică cu turbine Kaplan.Avantajele echipării cu turbine Bulb scad însă odată cu creşterea căderii, limita deaplicabilitate rentabilă fiind de cca 15 m. Dezavantajul principal constă în inerţia mairedusă a agregatului, ceea ce face ca centrala să fie inaptă pentru reglajul frecvenţei.Centralele sistemului hidroenergetic şi de navigaţie Porţile de Fier I şi IICentralele uzinei Poţtile de Fier I fac parte dintr-un ansamblu ce cuprinde barajuldeversant, amplasat în zona centrală a Dunării, pe un front de 441 m, centralelehidroelectrice, una la malul sârbesc, cealaltă la malul românesc şi ecluzele cu porturilede aşteptare aferente, câte una la fiecare mal.Centralele hidroelectrice sunt de tip fluvial, amplasate în frontul de retenţie al Dunării,între barajul deversor şi ecluze. Puterea instalată şi dimensiunile constructive ale celordouă centrale au fost identice la darea în exploatare. Retehnologizarea grupurilor dincentrala românească a condus la creşterea puterii nominale a acestora.Centrala românească (fig. 6.A1) este echipată cu şase grupuri turbină-generator, cuputerea nominală iniţială de 178 MW fiecare, crescută prin retehnologizare la 190MW. Turbinele, de tip Kaplan, se situează prin puterea nominală, prin greutate şi prindiametrul rotorului (9,5 m) printre cele mai mari din lume, reprezentând la datamontării lor recordul mondial de putere pentru acest tip. Debitul instalat este de 4 320m3/s, revenind la 720 m3/s pentru fiecare turbină.Lungimea frontului centralei (incluzând blocul de montaj) este de 210 m, iar înălţimeamaximă măsurată de la cota de fundare este de 78,0 m. Lăţimea amonte - aval, în caresunt cuprinse şi aspiratoarele, atinge 84,20 m.Construcţia este fragmentată prin rosturi de dilataţie permanente în patru blocuri. Treidintre ele conţin grupurile, câte două grupuri pe bloc, iar al patrulea cuprinde bloculde montaj. Distanţa dintre axele grupurilor variază din această cauză, fiind alternativ29 şi 31 m.În aval de centrala propriu-zisă s-a construit bazinul de liniştire şi disipatorul deenergie pentru golirea de fund, separate între ele de o pilă de dirijare. Pentru a sporicăderea la centrală, bieful din aval de baraj a fost adâncit pe o distanţă de 350 m. Înzona amonte a pilelor centralei, ca şi la barajul deversor, s-a construit un pod rutiercare asigură legatura dintre cele două maluri. 221
  • 222. Figura 6.A1. Centrala uzinei Porţile de Fier I: 1- priză; 2- macara portal; 3- sala maşinilor; 4- generator; 5- aspirator; 6- nişe batardou aval; 7- cap amonte; 8- alimentarea ecluzei; 9- cap aval; 10- cap intermediar; 11- baraj deversorCentralele uzinei Poţtile de Fier II cuprind două centrale de bază cu 2 x 8 agregate,amplasate pe braţul principal al Dunării şi două centrale, denumite suplimentare, cu 2x 2 agregate, amplasate pe braţul principal şi respectiv pe braţul Gogoşu. Toatecentralele sunt identice ca dispoziţie interioară si soluţii constructive. 222
  • 223. SECŢIUNE A - A Macara portal223 Figura 6A.2. Localizare în plan şi secţiune caracteristică prin centrala hidroelectrică Porţile de Fier II
  • 224. Centralele sunt echipate cu acelaşi tip de agregat, bulb orizontal de 27 MW, şi cuprindaceleaşi tipuri de echipamente hidromecanice. Structura centralei pe firul principalcuprinde patru blocuri cu câte două agregate pe bloc şi un bloc de montaj. Centralelesuplimentare au câte un bloc cu două agregate şi câte un bloc de montaj.Căderea nominală este de 7,45 m, dar regimul de exploatare se face în domeniul maxim12,75 m .... minim 5,00 m. Debitul instalat este de 425 x 20 = 8500 m3/s, ceea ceconduce la o putere instalată de 27 x 20 = 540 MW.Infrastructura conţine circuitul hidraulic cu zona prizei şi zona aval, pe lungimeacăreia sunt amplasate podul rutier şi structura pentru mecanismul de manevră albatardourilor aval. Suprastructura conţine cadrele de susţinere a căilor de rulare pentrupodurile rulante şi a acoperişului, precum şi anexele amonte si aval, în care sunt amplasateechipamentele mecanice şi electrice auxiliare ale agregatului.Radierul infrastructurii, de grosime variabilă, are un pinten amonte adânc, carecontribuie la obţinerea stabilităţii la alunecare a blocului de agregate. În radier suntamplasate galeria de drenaj amonte, galeria vanelor de golire şi galeria de golire acircuitului hidraulic.Zona prizei cuprinde pilele, nişa comună pentru grătar si batardou şi timpanul pentrugrătar. Zona de racord între priză şi zona agregatului face trecerea de la secţiuneadreptunghiulară a secţiunii vanei de intrare, la secţiunea circulară din dreptul bulbului.Zona agregatului cuprinde puţul cu capac etanş al generatorului şi puţul turbinei, careeste fără capac. Pe radier, în dreptul golului de acces al generatatorului, se află pila pecare reazemă bulbul. Zona aspiratorului are o lungime de cca. patru ori diametrulrotorului turbinei. Zona aval conţine nişa batardoului aval cu mecanismul demanevră.Blocul de montaj este amplasat în capătul dinspre mal al centralei, în zona de taluz , înafara albiei fluviului. Blocul cuprinde staţia de pompare a apelor din centrală,platforma de montaj cu anexele amonte şi aval, depozitul de batardouri amonte şiblocul de comandă al centralei.6.4. DIMENSIONAREA HIDRAULICĂLa proiectarea unei centrale hidroelectrice intervin, în afara calculelor hidraulicecurente, şi o serie de calcule specifice, în special la centralele de joasă cădere cucamera spirală din beton armat. Calculele hidraulice specifice cuprind calculul prizei,calculul camerei spirale şi calculul aspiratorului.6.4.1. Calculul prizeiPriza trebuie să asigure condiţii bune de curgere de la intrare până în camera spirală.O alcatuire corectă a prizei provoacă pierderi de sarcină reduse. Pierderea de sarcinăla intrarea în priză se evaluează cu formula pierderilor locale: v2 ∆hi = ξ (6.1) 2g 224
  • 225. unde v reprezintă viteza medie raportată la secţiunea brută din amonte de grătar, iar ξun coeficient care depinde de alcătuirea constructivă a prizei.Pierderea se datorează contracţiei provocate de pilele de dirijare, de pereţii laterali aiprizei şi de prag, dacă acesta există. Pragul se prevede în cazul centralelor de tipfluvial pe râuri cu transport masiv de aluviuni târâte, pentru a împiedica pătrundereaacestora în priză, deşi afectează condiţiile de curgere. Înălţimea curentă a praguluieste de 0,5 ... 1,5 m. În funcţie de gradul de contracţie pe verticală a curgeriicoeficientul pierderii de sarcină se ia ξ = 0,05 ... 0,15 la prizele fără prag şi ξ = 0,10... 0,20 la prizele cu prag.Un criteriu empiric pentru slabilirea secţiunii de intrare în priză recomandă ca vitezaapei la intrare să fie: v = 0,12 2 gH (6.2)unde H este căderea centralei, în m.Pierderea de sarcină la trecerea apei prin grătar se evaluează cu formula: 4 2  s 3 v ∆hg = ϕ   sin α (6.3)  b  2gunde (fig.6.24): s este grosimea barelor grătarului; b - lumina dintre bare; v - viteza de curgere imediat în faţa grătarului; α - unghiul pe care îl fac barele grătarului cu orizontala; φ - coeficient care depinde de forma barelor, cu valori între 0,76 şi 2,42. Figura 6.24. Notaţii pentru calculul pierderii de sarcină la trecerea prin grătarCea mai mare pierdere de sarcină pe tot ansamblul prizei se produce la grătar, ceea ceface ca alegerea tipului de grătar să fie o problemă importantă. Înclinarea grătarului sealege intre 50° si 80°, înclinări mai mici favorizând condiţiile de curgere dar 225
  • 226. îngreunând curăţirea. Viteza înainte de grătar este cuprinsă în gama v = 0,9 ... 1,20m/s la grătare cu curăţire mecanică şi respectiv v = 0,60 ... 0,75 m/s la grătare cucurăţire manuală.Pierderea de sarcină datorită nişelor pentru stavile şi pentru batardouri este cu multmai redusă decât cea prin grătar. Aceasta se poate calcula cu relaţia stabilită deMosonyi: v2  2 2  1−α  ∆hn = 1,2 (1 − β ) +    ( m) (6.4) 2g    α   unde: Bh β= Bh + 2 y2 h + y1 Bşi α = 0,63 + 0,37 β 3Notaţiile din formule sunt (fig.6.25): v - viteza în camera prizei, măsurată înainte de nişă; B - lăţimea canalului prizei; h - adîncimea apei pe radierul prizei; y1 = 0,2 e;  0 , 2 e pentru d > 0, 2 e y2 =   d pentru d ≤ 0 , 2 e Figura 6.25. Notaţii pentru calculul pierderilor de sarcină datorită nişelorPierderea de sarcină pe traseul dintre priză şi camera spirală se calculează ca pierderelongitudinală, ţinând seama că secţiunea are o reducere continuă ca urmare a faptuluică viteza la intrarea în camera spirală poate fi de 1,5 ... 2 ori mai mare decât la întrareaîn priză. 226
  • 227. 6.4.2. Calculul camerei spiraleCalculele hidraulice vizează stabilirea formei camerei spirale, ţinând seama de faptulcă trebuie asigurat un acces uniform al apei la turbină. Pentru simplificare, cu eroridestul de mici, se poate admite ipoteza fluidului perfect. De asemenea, se admite căînălţimea camerei spirale rămâne constantă.Condiţia intrării uniforme a apei în turbină se exprimă într-o secţiune x-x a carcaseicorespunzatoare unghiului φ, sub forma (fig. 6.26): ϕ q= Q (6.5) 360unde unghiul φ este măsurat în sens invers acelor ceasornicului cu origina la cioculspiralei, iar q este debitul specific pe circumferinta corespunzator debitului total Q. Figura 6.26. Secţiune orizontală prin camera spiralăVectorul viteză v are în orice punct două componente, una radiala vr , care depinde decapacitatea de înghiţire a turbinei, şi una tangenţială vt. Ţinând seama de legeaconstanţei momentului cantităţii de mişcare k, această viteză se poate exprima subforma: k vt = (6.6) rDebitul elementar care trece printr-o fâşie de lăţime dr dintr-o secţiunecorespunzătoare unghiului φ are expresia: k b dr dq = vt b dr = (6.7) rundc r este raza curentă iar b este înălţimea camerei. Debitul total în secţiunearespectivă rezultă prin integrare: R dr R ∫ q= kb r0 r = k b ln r0 (6.8) 227
  • 228. Ţinând seama de condiţia (6.5), rezultă relaţia care defineşte raza locală R a camereispirale în funcţie de unghiul φ al secţiunii radiale respective: R ϕ Q ln = = cϕ (6.9) r0 360 k bRelaţia (6.9) reprezintă o spirală logaritmică în coordonate polare. Pentru calculelepreliminare se admite că viteza de intrare v0 se menţine constantă pe întreg parcursulcamerei spirale. Rezultă aria de curgere Ai a camerei la fiecare unghi φi , ceea cepermite trasarea geometriei camerei spirale: ϕi Q Ai = (6.10) 360 v0După unele recomandări v0 = 0,20 2 g H , H fiind căderea centralei.Studiile de laborator au arătat că forma secţiunii transversale a camerei are o influenţăredusă asupra pierderilor de sarcină, aşa încât în practică forma secţiunii transversale acamerei se alege dreptunghiulară, sau trapezoidal-nesimetrică.6.4.3. Calculul aspiratoruluiÎn cadrul centralei, aspiratorul trebuie să asigure recuperarea unei părţi din energiacinetică a apei de la ieşirea din rotor, pentru a fi valorificată în bilanţul energetic.În afara aspectului energetic, aspiratorul (denumit uneori aspirator / difuzor) are rolulde a face o racordare hidraulică între curentul de apă care iese din turbină şi acela dinbieful aval. Denumirea de aspirator / difuzor derivă din faptul că în interiorul său,după rotorul turbinei, sunt zone cu presiune mai mică decât presiunea atmosferică(aspirator), iar pe de altă parte, din însăşi geometria sa, care are secţiune de curgereprogresiv crescătoare (difuzor).La centralele mici se utilizează tuburi de aspiraţie verticale, de forma unui difuzorvertical metalic. La centralele hidroelectrice propriu-zise, pentru a reduce adâncimeainfrastructurii, se utilizează tuburi de aspiraţie cotite, din beton armat (fig. 6.27).Acestea au trei zone distincte: - zona verticală, cu secţiune circulară uniform crescătoare; - zona cotului, astfel proiectată încât să evite desprinderile curentului şi săprovoace pierderi de sarcină minime prin schimbarea direcţiei de curgere; - zona orizontală.Între cele trei zone secţiunea trece de la o formă circulară la una orizontalrectangulară.Pentru relaţiile de bilanţ energetic se alege drept plan de referinţă planul cecorespunde axului secţiunii de ieşire din aspirator (PR în figura 6.27). Se aplicăteorema lui Bernoulli, cu notaţiile din figură: 228
  • 229. 2 p c1 p c2 + + hs + y = 0 + 2 + y + ∆h (6.11) γ 2g 2g 2gunde hs este înălţimea de aspiraţie, iar ∆h este pierderea de sarcină din aspirator.Relaţia se poate rescrie sub forma: 2 2 p p0 c1 − c 2 = − hs − + ∆h (6.12) γ γ 2g PR Figura 6.27. Notaţii referitoare la hidraulica aspiratoruluiDiferenţa dintre energia potenţială din bieful amonte E0 şi cea de la ieşirea din turbinăEf este energia utilizată de turbină: 2 p0 p c1 E0 − E f = ( + H)−( + ) γ γ 2g ,care, prin înlocuirea lui p/γ din (6.12) devine: 2 c2 E0 − E f = H + hs − − ∆h (6.13) 2gSe observă imediat că energia mecanică convertită din energia hidraulică disponibilăeste cu atât mai mare cu cât sunt mai reduse pierderile de sarcină în aspirator şi cu câtviteza de ieşire c2 este mai redusă. Energia dinamică recuperată de aspirator este:  c2 c2  E d =  1 − 2  − ∆h ,  2g 2g   iar randamentul aspiratorului se exprimă ca raport între energia recuperată şi energiadinamică la ieşirea din rotor: 229
  • 230. Ed  c  2 2 g ∆h  η d = 2 = 1 −  1  + 2  c1  c2  c1  (6.14)    2gRandamente bune se obţin dacă se reduce viteza de ieşire c2 şi dacă pierderile desarcină în aspirator sunt minime. Pentru aceasta curgerea trebuie să aibă loc fărăcurenţi transversali sau vârtejuri. Forma ideală a aspiratorului corespunde mişcărilorpotenţiale axisimetrice.Viteza de ieşire din aspirator se ia de obicei c2 = (1 ...2) m/s, iar randamentulaspiratorului are valoarea optimă 0,85. Unghiul teoretic al difuzorului este de 4 ... 5°,pentru a produce pierderi de sarcină minime şi a evita dezlipirile.6.4.5. Dimensiuni orientative ale circuitului hidraulicÎn figura 6.28 sunt sintetizate recomandările pentru dimensionarea preliminară acamerei spirale şi a aspiratorului. Dimensiunile sunt exprimate în funcţie de diametrulrotorului turbinei. Raza cotului trebuie să fie mai mare decât 0,6 D3. Figura 6.28. Dimensiuni orientative pentru circuitul hidraulic al centraleiDimensiunile finale se stabilesc în funcţie de caracteristicile echipamentului. În celemai multe cazuri dimensiunile camerei spirale şi a aspiratorului sunt stabilite defurnizorul turbinei. 230
  • 231. 6.5. ALCĂTUIREA CONSTRUCTIVĂ ŞI CALCULE DE REZISTENŢĂ6.5.1. Elemente constructiveCentrale din frontul barat, care preiau presiunea apei din amonte, sunt structuritridimensionale complexe. Pentru a se înţelege mai bine comportarea structurală seobişnuieşte descompunerea conceptuală a construcţiei intr-un număr mare de deelemente constructive, legate monolit. O astfel de descompunere este prezentată înfigura 6.29. SECTIUNE AMONTE - AVAL spirale P aval aspiratoruluiPila presiune aval presiune aval siune Pilaintermediară aval val Figura 6.29. Elemente constructive ale structurii centralei 231
  • 232. 6.5.2. Calcule de rezistenţăAnaliza structurală se referă la întreg ansamblul spaţial şi se bazează pe metodaelementelor finite. Pentru calcule preliminare şi pentru dispunerea armăturii se admitînsă aproximaţii de diferite grade, privind comportarea statică a elementelorconstrucţiei.Dispoziţia generală şi dimensiunile principale ale unei centrale hidroelectrice suntdeterminate de condiţiile hidraulice şi de amplasare a echipamentului mecanic şielectric. Analiza statică nu are decât un caracter de verificare şi determină armareanecesară. Dacă anumite dimensiuni ale elementelor nu corespund condiţiilor derezistenţă se reconsideră dimensiunilor lor, dar întotdeauna fără a afecta condiţiilefuncţionale. De exemplu, grosimea peretelui dintre tuburile de aspiraţie se poate mări,dacă apare necesar, dar nu în detrimentul secţiunii transversale a aspiratorului, careeste determinată din considerente hidrodinamice, ci prin mărirea corespunzătoare alăţimii infrastructurii. În mod asemanator, dacă lungimea clădirii centralei,determinată de lungimea aspiratorului, face ca într-o anumită ipoteză de încărcarerezultanta să aibă o excentricitate nepermis de mare şi terenul de fundare este slab, seva lungi talpa de fundare printr-un postradier, dar nu prin modificarea dimensiuniloraspiratorului (fig. 6.30). Postradier Figura 6.30. Eliminarea tendinţei de desprindere la piciorul amonte prin includerea unui postradierVerificările trebuie făcute pentru toate ipotezele de exploatare, de construcţie şi dereparaţie. Condiţiile de exploatare normală corespund nivelului retenţiei normale înbieful amonte şi nivelului minim în bieful aval, cu turbinele în funcţiune şi condiţiinormale de drenaj.In ipoteza de reparaţie, sau de revizie, se ia în consideraţie scoaterea din poziţie aunuia sau a două agregate. Ipotezele excepţionale se referă la ridicarea nivelului înbieful amonte la viituri, la mărirea accidentală a subpresiunilor, la depresionări înaspirator etc. Trebuie menţionat că influenţa acestor ipoteze este diferită pentrudiferitele elemente de construcţie. De exemplu, golirea circuitului hidraulic al unui 232
  • 233. agregat reprezintă ipoteză de calcul pentru pilele amonte, dar nu şi pentru planşeul şizidurile camerei spirale. Ridicarea la nivel maxim a apei din bieful aval este ipotezăde verificare pentru zidul de presiune aval şi pentru planşeul aspiratorului, insă,datorită reducerii generale a căderii, este avantajoasă pentru condiţiile de lucru aleradierului de fundaţie.În condiţii de execuţie se face verificarea structurală pentru stadii intermediare, cumar fi calculul eforturilor din placa de fundaţie incărcată numai cu greutatea pilelor şi aplanşeului aspiratorului, înainte de întărirea betonului din planşeu. Scopul accstorcalcule este să verifice dacă armătura prevazută în ipotezele de exploatare satisface şiîn condiţiile unor solicitări temporare în anumite faze de execuţie. Cerinţele puneriisub sarcină a unor grupuri înainte de încheierea lucrărilor, precum şi prezenţaanumitor goluri din blocurile agregatelor, practicate pentru devierea apelor în timpulexecuţiei, sunt de asemenea ipoteze de încărcare care trebuie avute în vedere, pentrucă duc uneori la mărirea armării.6.5.3. Stabilitatea la alunecareDat fiind faptul că centrala este parte a frontului barat, aceasta trebuie să rămânăstabilă sub împingerea apei din bieful amonte în toate ipotezele de calcul. Stabilitateala alunecare este problema cea mai dificilă pentru aceste centrale, în special pentrucentralelele echipate cu turbine Kaplan, la care conturul de fundare are o înclinaregenerală defavorabilă, către aval.Ipotezele de încărcare pentru care se face verificarea sunt: - ipoteza exploatării normale, când intervin greutatea proprie a centralei,presiunea apei la nivelul retenţiei normale, subpresiunea în ipoteza funcţionăriidispozitivelor de drenare, împingerea pamântului, inclusiv a aluviunilor dupăcolmatarea biefului amonte, presiunea valurilor, presiunea vântului (fig. 6.31); G, construcţie G, echipament P Figura 6.31. Ipoteza exploatării normale 233
  • 234. -ipoteze corespunzătoare exploatării în condiţii extraordinare, când intervin înplus, după caz, solicitările seismice (la cutremur), presiunea apei la nivele maximeamonte şi aval (la viituri), subpresiunea majorată (în cazul perturbării dispozitivelorde drenaj). - ipoteza de revizie sau de reparaţie, când batardourile amonte şi aval suntlansate, apa este evacuată din centrală, iar echipamentul (turbinele şi generatoarele)sunt duse pe blocul de montaj (fig. 6.32). G, construcţie Figura 6.32. Ipoteza de revizie / reparaţieVerificarea stabilităţii la alunecare a centralei se face prin metoda echilibrului limită.Calculul stabilităţii se face pentru un bloc al centralei. Nu este posibil de a apela lasimplificări 2D, pentru că structura deosebit de variată a centralei pe direcţielongitudinală nu permite definirea unui metru liniar caracteristic.O primă abordare admite că suprafaţa de alunecare este conturul de fundare şi cădeplasarea de alunecare este amonte – aval. Eforturile tangenţiale de frecare pe conturse consideră uniform distribuite pe proiecţia orizontală a fundaţiei. Este un calcul purconvenţional, dat fiind faptul că nu este posibilă o asemenea cinematică a alunecării.Cu toate acestea, acest mod de calcul se practică curent, pentru că există experienţalucrărilor verificate prin această metodă care s-au dovedit stabile. Este de aşteptat caşi centrala în cauză, verificată prin acest procedeu, să aibă asigurată stabilitatea.Condiţia de stabilitate la alunecare este dată de relaţia: k Σ H ≤ f (ΣV – S) (6.15)unde: ΣH este suma forţelor orizontale; ΣV - suma fortelor verticale datorită greutăţii elementelor centralei; f - coeficientul de frecare statică dintre talpă şi terenul de fundare; k - coeficientul de siguranţă; S - rezultanta subpresiunilor. 234
  • 235. Coeficienţii de siguranţă la alunecare sunt prezentaţi în tabelul 6.1. Tabelul 6.1 Coeficienţii de siguranţă k Combinaţia de încărcări Clasa construcţiei I II III Grupări fundamentale 1,30 1,20 1,15 Grupări fundamentale şi extraordinare 1,05 1,05 1,00Coeficienţii de frecare f se determină prin încercări de forfecare beton – rocă, dar potfi luaţi şi după recomandări generale, în funcţie de natura terenului de fundare.O abordare mai corectă admite formarea suprafeţelor de alunecare în interiorulterenului de fundare, în acord cu geometria conturului de fundare al centralei , dar şicu caracteristicile geologice ale terenului. Cel mai adesea suprafaţa de alunecare estedefinită de două planuri cu orientare dictată de stratificaţie sau de şistuozitate (fig.6.33). Figura 6.33. Mecanismul de alunecare pe un contur decupat în terenul de fundareSegmentele 1 şi 2 materializează în secţiune suprafeţele planurilor ce formeazăconturul de alunecare. La amonte decupajul este amorsat de o fisură de întindere. Unplan vertical, care trece prin punctul de intersecţie al planurilor conturului dealunecare, împarte volumul în două prisme. Forţele active sunt G1, care cumuleazătoate forţele verticale ce acţionează în prismul 1 (greutatea construcţiei, greutateaterenului dintre conturul fundaţiei şi planul de alunecare, greutatea apei de pe radierul 235
  • 236. prizei etc.) şi P0, presiunea apei din amonte. Factorul de stabilitate FS este dat derelaţia: 2 1 ∑ 1 i nα i [ci Ai + (Gi − Si cos α i ) tan ϕi ] FS = 2 (6.16) P0 −∑ 1 i Gi tan α iunde s-a notat: 1 1− tan ϕ i tan α i nα i = FS (6.17) 1 + tan 2 α i ϕ i - unghiul de frecare internă pe segmentul i; ci - coeziunea pe conturul de alunecare (segmentul) i; Ai - aria segmentului i; α i - unghiul dintre planul înclinat (segmentul) i şi orizontală ( α > 0 pentru alunecare în susul pantei, α < 0 pentru alunecare în josul pantei); Gi - suma forţelor verticale ce acţionează în/ asupra prismului i.Ecuaţia (6.16) este implicită în FS, deoarece n α este o funcţie de FS. Ca urmarerezolvarea se face iteratv. O valoare iniţială se propune pentru FS în termenul n α şi oprimă estimare rezultă din (6.16). Valoarea calculată FS este reintrodusă în n α şiprocesul se repetă până când valorile succesive FS devin suficient de apropiate.Verificarea stabilităţii la alunecare este importantă mai ales dacă centrala este fundatăpe argile sau şisturi argiloase, la care coeficientul de frecare poate avea valori reduse.În situaţia terenurilor de fundare stratificate, unde există alternanţe de planuri slabeîntre straturi mai groase de teren compact, suprafaţa de alunecare poate să apară lacontactul dintre două straturi. Se impune in aceste cazuri verificarea la alunecare aansamblului format din construcţie şi terenul de fundare, pe asemenea planuri.Dacă verificarea la stabilitate generală arată că volumul de beton nu este suficientpentru a se asigura stabilitatea, se fac modificări în dispunerea centralei prin: - adâncirea infrastructurii; - prevederea unor pinteni mai adânci la extremitatea amonte a prizei; - legarea centralei de un avanradier ancorat; - încarcarea suplimentară cu lest de umplutură pe planşeul aspiratorului, prin crearea de platforme; - reducerea subpresiunilor prin suplimentarea drenajului etc.În ceea ce priveşte tratarea fundaţiei, la centralele baraj se iau aceleaşi măsuriconstructive ca în cazul barajelor de greutate.Calculele de stabilitate trebuie precedate de un studiu privind infiltraţiile şisubpresiunile. Se determină spectrul curgerii pe sub şi pe lângă clădirea centralei, din 236
  • 237. care rezultă presiunile din teren şi pe talpa de fundaţie, precum şi gradienţii maximi.Stratele necoezive cu particule fine se verifică la afuiere. De asemenea, se determinădistribuţia subpresiunilor pe talpa de fundaţie pentru diferite ipteze privind drenajul şieficienţa acestuia.BIBLIOGRAFIEBrekke, H. (2005). Choice of equipment for hydro. Trondheim, Norway.Brown J.,G. (1970). Centrale hidroelectrice de putere mare. Editura Tehnică,Bucureşti.Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate.Bucureşti.Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. EdituraTehnică, Bucureşti.Companie Nationale du Rhone (1995). Amenagement de la chute de Bregnier –Cordon. Lyon.Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill.HIDROELECTRICA, SH Porţile de Fier (2000). Sistemul Porţile de Fier II. TurnuSeverin.Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE,Delft.Kjølle, A. (2001). Hydropower in Norway. Mechanical Equipment. Trondheim,Norway.Lawrence, S., (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of ColoradoBoulder.Lejeune, A., Topliceanu, I. (2002). EREC 2002. Energies renouvelables etcogeneration pour le developpement durable en Afrique. Universite de Liege, Facultyof Science Applied.Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest.Press, H. (1954). Stauanlagen und Wasserkraftwerke. III Teil: Wasserkraftwerke.Verlag von Wilhelm Ernst & Sohn, Berlin.Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică,Bucureşti.Prişcu, R., Bogdan, S., Luca, Gh., Stănucă, A., Guja, V. (1970). Amenajărihidroenergetice. În Manualul inginerului hidrotehnician, Volumul II, Editura Tehnică,Bucureşti. 237
  • 238. Stematiu, D. (2006). Dam Engineering. Editura UNESCO-IHE Delft.Vladimirescu, I. (1974). Maşini hidraulice şi staţii de pompare. Editura Didactică şiPedagogică. Bucureşti.Wikipedia. (2008). Renewable energy. http:// Wikipedia.org. 238
  • 239. 7 MICROHIDROCENTRALE7.1. DEFINIŢII ŞI ELEMENTE CARACTERISTICEO primă definiţie porneşte de la însăşi denumirea curent utilizată, micro fiind asociatputerii centralei. Definiţia microhidrocentralelor (MHC) plecând de la limitareaputerii instalate nu are o însă o abordare unitară. În cele mai multe ţări europenemicrohidrocentralele sunt centrale a căror putere instalată este mai mică de 10 MW.Sunt însă şi alte limite, cum ar fi 3 MW în Italia, 8 MW în Franţa, 5 MW în Anglia.Comisia Europeană, ESHA (European Small Hydro Association) şi UNIPEDE(International Union of Producers and Distributors of Electricity) definescmicrohidrocentrale ca fiind centralele hidroelectrice a căror putere instalată nudepăşeşte 10 MW.Definiţia microhidrocentralelor în funcţie de puterea instalată este însă neconcludentăşi conjuncturală. În ultima decadă a fost evidentă tendinţa de a mări limita superioarăa puterii instalate, pentru că până de curând numai microhidrocentralele erauacceptate ca producători de “energie regenerabilă”.Ultimile evoluţii din cadrulreglementărilor europene, care includ în rândul producătorilor de energie regenerabilătoate centalalele hidroelectrice, independent de puterea instalată a acestora, vorproduce probabil reconsiderări ale definiţiei legate de putere.Definiţia corectă porneşte de la caracteristicile puterii şi energiei livrate.Microhidrocentralele propriu-zise sunt uzine hidroelectice de mică putere, carevalorifică energia hidraulică a unui sector de râu, fără a modifica însă regimul decurgere al acestuia. Prin modul de operare, hidrocentrala foloseşte doar apadisponibilă din curgerea naturală a râului. Microhidrocentralele intră în categoriaamenajărilor pe firul apei, la care nu există acumulări, iar puterea livrată fluctueazăodată cu debitul râului. Pentru că o astfel de amenajare nu dispune de o putereasigurată semnificativă, puterea instalată este şi ea redusă şi, ca urmare, se încadreazăîn categoria micro.Există şi o a doua categorie de microhidrocentrale, care au producerea de energieelectrică subordonată altor folosinţe cum ar fi: irigaţiile, alimentarea cu apă apopulaţiei sau a industriei, evacuarea apelor uzate etc. În aceeaşi categorie se includ şicentralele care valorifică căderea debitului de servitute descărcat din acumulări. Deşiutilă, producţia de energie nu reprezintă principalul obiectiv al acestor amenajări. Îngeneral, puterea instalată este de până la 100 ... 300 kW şi de aceea sunt denumitemicrohidrocentrale. În figurile 7.1 şi 7.2 sunt prezentate, pentru ilustrare, douăexemple de microhidrocentrale asociate altor folosinţe. 239
  • 240. Alimentare cu apă Debit de servitute Figura 7.1. Microhidrocentrală (MHC) care valorifică debitul de servituteLa acumulările prin barare, un anumit debit trebuie descărcat din lac pe râu, pentru ase menţine echilibrul ecologic în aval şi a nu fi afectate celelalte folosinţe (denumitfrecvent debit de servitute). Acest debit se descarcă prin by-pass-uri din golirea defund, ca în figura 7.1, sau direct din aducţiune. Diferenţa de nivel dintre nivelul apeidin lac şi cota aval face ca acest debit să aibă potenţial energetic, care se valorificădacă pe circuitul de descărcare se introduce o MHC.Figura 7.2. Microhidrocentrală care valorifică o parte din debitul derivat pentru irigaţiiÎn perioadele în care irigaţiile se întrerup, sau când debitul folosit scade sub celderivat pe aducţiune, apa din canalele magistrale de irigaţii se descarcă în râu, pentrua evita deversarea peste bermele canalului. Căderea dintre canal şi râu se poatevalorifica intercalând o microhidrocentrală. 240
  • 241. În cadrul acestui capitol se tratează numai microhidrocentralele propriu-zise, care suntamenajări hidroenergetice de sine stătătoare. Schema de principiu a unei asemeneaMHC este prezentată în figura 7.3. Figura 7.3. Schema de principiu a unei microhidrocentraleSchema cuprinde un baraj de priză, fără acumulare, o aducţiune care poate fi canal decoastă, ca în figura 7.1, dar poate fi şi conductă de aducţiune, la zi sau îngropată, ocameră de încărcare, una sau mai multe conducte forţate, centrala hidroelectrică şiapoi returul în râu. Schema poate să se modifice în funcţie de morfologia terenului,dar principiul de alcătuire se conservă.Microhidrocentralele "pe firul apei" implică construirea unei derivaţii, prin care sedirijează o parte a apelor râului. Devierea este necesară pentru a se putea concentracăderea de pe sectorul amenajat. Debitul derivat conduce la o reducere a debituluirâului între priza de apă şi centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a asigura intrareadebitului către priza de apă, este necesar un prag deversant sau un stăvilar.În cazul microhidrocentralelor de obicei nu este fezabilă, din punct de vedereeconomic, crearea unor lacuri de acumulare, poate doar cu excepţia amplasamentelorizolate unde valoarea energiei este foarte mare. Pentru o microhidrocentrală stocareaeste limitată la mici volume de apă, reţinute într-un lac de acumulare creat la priză saulateral aducţiunii. Termenul folosit pentru a descrie aceste acumulări cu volume micide apă este bazin compensator. Acestea pot aduce beneficii microhidrocentralelor princreşterea producţiei de energie şi deci a veniturilor.Microhidrocentralele pot fi de cădere mare sau de cădere mică, depinzând decaracteristicile geografice ale zonei disponibile. Pentru un sector de râu care parcurgeun relief abrupt, diferenţa de nivel poate fi utilizată prin devierea parţială a debitului şi 241
  • 242. returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină. În cazulamplasamentelor de deal sau din zone colinare, unde energia fructificabilă este datămajoritar de debit, dar cu căderi mici, microhidrocentrala se amplasează direct înalbie, sau pe un canal de deviere scurt, alăturat albiei râului. Schemele de amenajarecorespunzătoare sunt prezentate în paragraful următor.Din punct de vedere al utilizării energiei produse, microhidrocentralele pot livraenergie unor consumatori izolaţi, nelegaţi la sistemul energetic (fig.7.4), sau pot livraenergia în reţelele electrice ale sistemului energetic (fig. 7.5). Figura 7.4. MHC pentru utilizatori izolaţiAlimentarea cu energie electrică din surse independente este întodeauna mai scumpădecât energia livrată de sistemul energetic. Excepţie fac amplasamentele izolate,pentru care construcţia unor linii de transport ar fi foarte scumpă. În aceste cazurienergia hidroelectrică devine o variantă interesantă economic, prin comparaţie cugeneratoarele diesel, dacă se introduc în comparaţie, pe lângă costul investiţiei,costurile pentru operare, durata de viaţă, uzura şi piesele de schimb.Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei fluctuează odată cu ciclurilehidrologice, astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un sistemenergetic mai mare. Individual, ele nu dispun, în general, de o putere asiguratăsemnificativă. De aceea, comunităţile izolate care folosesc microhidrocentrale aunevoie deseori de o putere suplimentară, dată de alte forme de generare, cum ar fi celecu motoare diesel. O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitateale unei comunităţi izolate, sau ale unei industrii, numai dacă debitul minim al râuluieste suficient pentru a satisface cerinţele vârfului de consum de energie electrică.Promovarea intensă a microhidrocentralelor ca surse de energie regenerabilă s-adatorat şi faptului că sunt considerate soluţii energetice care nu afectează mediul, întimp ce amenajările hidroenergetice cu puteri instalate mai mari au un impact negativ.Lucrul este numai în parte adevărat, dat fiind faptul că şi microhidrocentralele au 242
  • 243. Figura 7.5. MHC cu livrare a energiei în sistemefecte asupra mediului, care trebuie avute în vedere atunci când se autorizeazărealizarea lor. Dintre acestea se evidenţiază: - impactul ecologic al debitul de apă deviat şi riscul de a nu menţine un debitsuficient prin albia naturală a râului; - efectele asupra peştilor sau a altor organisme care trec prin turbine odată cuapa prelevată la priză; - impactul vizual, uneori negativ, al prizei de apă, al pragului (sau stăvilarului)şi al clădirii centralei, în funcţie de soluţiile de arhitectură alese; - impactul din perioada de construcţie, când sunt realizate drumuritehnologice, devieri ale apelor din viitorul amplasament, perturbarea sedimentelor depe patul râului şi/sau depozitarea materialelor de construcţii în apă etc.7.2. SCHEME DE AMENAJARE7.2.1. Microhidrocentrale de cădere medie sau mareSchemele microhidrocentralelor de cădere mare sau mijlocie preiau apa din amontelesectorului amenajat printr-o priză, utilizând căderea locală creată de un prag deversantsau de un stăvilar, şi o conduc spre turbine, printr-o derivaţie. De la turbine apa estereturnată în râu printr-un canal de fugă.Pentru simplitatea schemei, derivaţia este realizată ca o conductă, denumită uneoriaducţiune, alteori conductă forţată (fig. 7.6). În cazul derivaţiilor de lungime mare,varianta cu conductă forţată devine neeconomică. Suprapresiunile generate de loviturade berbec sunt cu atât mai mari cu cât lungimea conductei este mai mare, iar grosimeapereţilor conductei este dictată de presiunea maximă la care este supusă. Costulconductei creşte în consecinţă.O variantă care este preferabilă pentru căderi mari, este realizarea derivaţiei parţialprin curgere liberă, printr-un canal de aducţiune. Canalul are pantă redusă şi urmăreşte 243
  • 244. curbele de nivel. La capătul canalului se realizează o cameră de încărcare de la carepleacă conducta forţată spre turbine (fig. 7.7). Priză şi bazin compensator Conductă forţată CHE Figura 7.6. Schemă cu derivaţia realizată de conducta forţatăAceastă schemă este avantajoasă dacă morfologia terenului permite înscrierea cuexcavaţii raţionale a canalului de aducţiune şi dacă nu există resticţionări de mediu. Înzone în care mediul este protejat, o conductă îngropată este singura alternativă lacanalul deschis. Priză Canal de aducţiune Cameră de încărcare Conductă forţată CHE Figura 7.7. Schemă cu derivaţia realizată de canalul de aducţiuneLa alegerea variantei de schemă trebuie avute în vedere şi condiţiile de exploatare.Canalul necesită curăţire sistematică, fiind expus colmatării cu frunze şi cu materialspălat adus în canal. Conducta trebuie protejată anicoroziv. În regim de iarnă,conductele supraterane sunt expuse pericolului de îngheţ atunci când centrala nufuncţionează şi conducta rămâne plină. 244
  • 245. Indiferent de modul de realizare a derivaţiei, este utilă includerea în schemă a uneimici acumulări, capabile să stocheze debitul derivat în perioadele în care centrala nufuncţionează, fără a pierde apa prin deversare. Acumularea se poziţionează în afaracursului râului, sub forma unui bazin lateral. Amplasamentul poate fi în vecinătateaprizei, asociat cu un deznisipator, sau la finalul aducţiunii, sub forma unei camere deîncărcare. A doua variantă este favorabilă în cazul în care aducţiunea este realizată cuconducte, pentru că diametrul acestora se va dimensiona pentru un debit uniformprelevat din râu, mai mic decât debitul instalat al centralei.7.2.2. Microhidrocentrale de joasă cădereSchemele microhidrocentralelor de joasă cădere pot fi de derivaţie sau de tip baraj.Schemele de derivaţie crează căderea prin construcţia în albia majoră a cursului deapă a unui canal de derivare, cu pantă redusă şi rugozitate mică (fig. 7.8). Canalul esteconstruit în rambleu, iar la extremitatea aval este poziţionată centrala. Returnarea larâu a apelor turbinate se face printr-un canal de fugă, realizat în săpătură. Diferenţa denivel dintre bieful amonte, constituit din avalul canalului de derivare şi bieful aval,corespunzător amontelui canalului de fugă, constitue căderea centralei. Priză Canal de derivare în rambleu CHE Canal de fugă în debleu Figura 7.8. Schema unei MHC de joasă cădere realizată prin derivareMicrohidrocentralele de tip baraj sunt amplasate în albia minoră a unor cursuri de apăcu debite importante. Căderea se realizează prin ridicarea locală a nivelului apei, princonstrucţia unui prag deversant sau a unui stăvilar. O parte din secţiunea barată oocupă descărcătorul de ape mari, iar cealaltă o ocupă centrala. Din punct de vedereconceptual schema este similară cu aceea a uzinelor hidroelectrice fluviale, dar parteade construcţie este mult simplificată, în conformitate cu condiţiile mai puţin severeprivind echipamentul, asigurările de calcul, acomodarea altor folosinţe etc.Schema cea mai simplă poziţionează centrala alături de zona deversantă (fig. 7.9).Descărcarea debitelor ce depăşesc debitul instalat al MHC, ca şi controlul niveluluiamonte, se face prin deschideri echipate cu stavile plane, de obicei cu acţionare 245
  • 246. manuală. În frontul barat se prevede şi o scară de peşti pentru a nu fi afectatăihtiofauna. Stăvilar CHE Bief amonte Scară de peşti Bief aval Figura 7.9. Schema unei MHC tip barajSchemele microhidrocentralelor de tip baraj se pot asocia şi unor baraje sau praguri defund existente. Dacă nu există goliri de fund care să se preteze includerii unorturbine, peste prag se poate instala un sifon, care are în interior o turbină Kaplan, iargeneratorul este scos pe o pasarelă de traversare a pragului (fig. 7.10). Generator H Aspiraţie Figura 7.10. Fructificarea energetică a căderii de la prag prin sifonareDacă lăţimea albiei nu permite integrarea centralei în frontul barat, atunci se poaterecurge la amplasarea acesteia în interiorul pragului deversant (fig.7.11). O deschideresuplimentară, mult mai îngustă, echipată cu stavile, asigură atât spălarea aluviunilorreţinute de prag, cât şi descărcarea în aval a debitelor de servitute, atunci când centralanu turbinează. 246
  • 247. SECŢIUNE VERTICALĂ Generator Grătar Turbină Kaplan cu ax înclinat SECŢIUNE ORIZONTALĂ Deschidere de spălare şi by - pass Figura 7.11. Amplasarea MHC în pragul deversantOdată cu creşterea interesului pentru micro hidro, generată de angajamentele ţăriloreuropene de a promova sursele de energie regenerabilă, au apărut şi scheme inovativede realizare a MHC-urilor. Cu titlu de exemplu, se prezintă sistemul MATRIX,promovat de VA TECH HIDRO, din Austria, pentru microhidrocentrala ataşatăecluzelor de la amenajarea Freudenau, pe Dunăre. Figura 7.12. Principiul MATRIX şi blocul de turbine de la ecluzele amenajării FreudenauÎn această schemă, grupuri mici şi identice turbină – generator sunt montate într-uncadru de forma unei matrici (fig. 7.12). Turbinele sunt de tip propeller (Kaplan cu palefixe), cuplate axial cu generatoare asincrone. Generatorul este capsulat şi imersat.Fiecare unitate turbină – generator se operează independent. Dimensiunea unei unităţieste de 1x1x3m, iar puterea nominală a acesteia este de 200 kW, la o turaţie de 500rot/min. Turbinele lucrează la la căderi între 0,5 şi 10 m. 247
  • 248. Pentru o microhidrocentrală de tip baraj, una sau mai multe deschideri ale stăvilaruluipot fi echipate cu cadre cu turbine montate în sistem martix, eliminând centrala dinfrontul barat (fig.7.13). Panouri MATRIX Figura 7.13. Echiparea cu panouri MATRIX a deschiderilor unui stăvilar7.3. DIMENSIONARE ENERGETICĂ ŞI EVALUARE ECONOMICĂ7.3.1. Debitul şi puterea instalatăPentru a decide dacă pe un sector de râu dat este fezabilă realizarea uneimicrohidrocentrale, trebuie evaluată mai întâi resursa de apă disponibilă.. Potenţialulenergetic al schemei este proporţional cu produsul debitului şi al căderii: P = 9,81ε Qm η h ηt η g H br (7.1) Pi = 9,81 ηG Qi H brunde apar notaţiile: P = puterea hidroelectrică fructificabilă; Pi = puterea instalată în MHC; ε = coeficientul de utilizare a debitului ţinând seama de deversări şi dedebitele de servitute care nu pot fi prelevate pentru turbinare; Hbr = căderea brută pe sector; ηh = randamentul hidraulic: ηh = H u H br − = ∑hr ; (7.2) H br H brcu Σ hr pierderile de sarcină pe circuitul hidraulic.În relaţii mai intervin ηt randamentul turbinei, ηg randamentul generatorului şi ηGrandamentul global, dat de produsul randamentelor ηG = ηh ηt ηg.Dimensionarea energetică are în vedere determinarea debitului instalat, stabilireaariilor de curgere pentru circuitul hidraulic şi a alegerea puterii instalate a centralei. 248
  • 249. Căderea brută poate fi considerată, în general, constantă, dar debitul variază în cursulanului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a se estimapotenţialul şi pentru a calcula producţia anuală de energie este nevoie de o curbă dedurată a debitelor. Curba de durată evidenţiază, în procente, durata dintr-un an în caredebitul este egal sau depăşeşte o anumită valoare. Ea oferă un mijloc de determinarerapidă a cantităţii din resursa de apă disponibilă care poate fi folosită de turbine dediferite dimensiuni (fig. 7.14). Debit (m3/s) Debitul limit ă la care poate func ţ i ona turbina Qi din durata unui an Figura 7.14. Curba de deurată a debitelor pentru amplasamentul unei MHCFăcând referire la figura 7.14, care este curba de durată a debitelor unui râu într-unamplasament posibil pentru o amenajare hidroenergetică, puterea P disponibilă arâului variază în timp odată cu variaţia debitului Q. Nu toată puterea poate fi folosită.Mai întâi trebuie înlăturată din curba de durată a debitelor debitul care trebuie lăsat pealbie (debitul de servitute), având în vedere faptul că râul trebuie să îşi continueexistenţa în albia naturală. Haşura rară şi oblică de la baza curbei de durată din figura7.14. reprezintă această curgere.Debitul utilizabil rămâne în suprafaţa de deasupra servituţii. Pentru a turbina toatăresursa disponibilă, ar fi necesară o turbină atât de mare încât să preia şi debiteleextreme din partea dreaptă a curbei, care au durată de curgere de câteva procente dindurata unui an. O astfel de turbină ar fi foarte scumpă şi ar funcţiona la întreaga eicapacitate pentru o foarte scurtă perioadă de timp. Ca urmare, se determină un debitinstalat Qi a cărui valoare se regăseşte pe o perioadă de timp semnificativă din an.Alegerea se face astfel încât energia câştigată, în comparaţie cu unele capacităţi maimici, să justifice costurile adiţionale ale echipamentelor şi conductelor. Mai există unmotiv pentru care debitul instalat trebuie limitat: nici o turbină nu poate funcţiona dela un debit zero la debitul instalat. Multe pot funcţiona doar până la valori de minim60% din debitul instalat, iar chiar cele mai bune, nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, 249
  • 250. cu cât este mai mare debitul instalat ales, cu atât va fi mai mare întrerupereafuncţionării datorită debitelor mici.Pentru evaluări preliminare se admite că debitul instalat este egal cu diferenţa dintredebitul mediu anual şi debitul de servitute. Determinare finală a debitului instalattrebuie făcută prin calcule energoeconomice, utilizând metodologia descrisă încapitolul 3, paragraful 3.3.1. La alegerea debitului instalat trebuie avut în vedere şimodul în care se fructifică energia produsă de MHC. Dacă centrala alimentează cuenergie un consumator izolat sau o reţea mică, debitul instalat trebuie ales astfel încâtsă permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. Dacă centrala esteconectată la o reţea de distribuţie a sistemului energetic, debitul instalat trebuie alesastfel încât venitul net obţinut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.Determinarea curbei de durată a debitelor se face pe baza unor înregistrări cu privirela regimul precipitaţiilor pe suprafaţa bazinului hidrografic de interes şi la debitulrâului, pentru o perioadă de timp cât mai lungă. Cu ajutorul unui hidrograf mediumultianual al debitelor, furnizat de către un for autorizat, şi prin aranjarea datelor înordine descrescătoare şi nu cronologic, poate fi obţinută o curbă de durată a debitelorca în figura 7.15. Pe baza curbei este posibilă estimarea potenţialuluiamplasamentului. Hidrograful anual zile Curba de durată a debitelor Debit natural Disponibil MHC DEBIT (m3/s) Debit de servitute 0 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% % din durata unui an Figura 7.15. Construcţia curbei de durată a debitelor 250
  • 251. Atunci când nu se dispune de înregistrări de debite, şirul cronologic al acestora sepoate construi prin modele hidrologice, pornind de la înregisrările de precipitaţii de lao staţie meteorologică aflată în vecinătate.Dacă debitele maxime ale cursului de apă sunt cu câteva ordine de mărime mai maridecât debitele minime, atunci este mai convenabil ca ordonata curbei de durată să fieexprimată logaritmic (ln Q în loc de Q).O reprezentare alternativă a curbei de durată a debitelor este aceea în care ordonata Qse înlocueşte cu raportul Q/Qm, unde Qm este debitul mediu multianual al cursului deapă. Ordonata adimensională permite compararea regimurilor de curgere ale unorcursuri de apă cu debite mult diferite. Reprezentarea este utilă pentru că permiteconstrucţia curbei de durată pentru un râu fără înregistrări de debite, dacă se cunoaştesau se esimează debitul său mediu, utilizând aceaşi distribuţie adimensională cu aceeaa unui râu vecin, cu caracteristici bazinale similare, pentru care sunt debiteînregistrate.7.3.2. Alegerea tipului de turbinăDupă stabilirea debitului instalat se alege tipul de turbină, în funcţie de parametriienergetici debit nominal şi cădere. Alegerea se face pe baza graficelor care definescdomeniile de funcţionare ale diverselor tipuri de turbine, cum este graficul din figura7.16. 0 0,2 0,5 1 2 3 4 5 7 10 20 30 50 100 Debit ( m3 /s) Figura 7.16. Delimitarea domeniilor de aplicabilitate a tipurilor de turbină în funcţie de debitul şi căderea nominală 251
  • 252. În figura 7.17 se prezintă variaţia randamentului turbinelor în funcţie de debitulturbinat. O turbină este proiectată să funcţioneze cât mai aproape de punctul ei derandament maxim, de regulă pe la 80% din debitul nominal, iar pe măsură ce debitulse depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade. Scăderea devineaccentuată sub o anumită valoare limită, dependentă de tipul de turbină. η% Pelton Turgo Randament (%) Kaplan Propeller Francis Q/QN (%) Figura 7.17. Dependenţa randamentului turbinei de raportul dintre debitul turbinat şi debitul nominalLa alegerea tipului de turbină trebuie avută în vedere şi elasticitatea în funcţionare acentralei. Turbinele Kaplan şi Pelton cu dublu reglaj pot funcţiona satisfăcător într-ogamă mult mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat însus). Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la otreime, iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul nominal în sus. Când debitulscade sub 40% din debitul nominal funcţionarea turbinelor Francis ar putea deveniinstabilă, cu vibraţii sau şocuri mecanice. Turbinele cu aparat director fix şi pale fixepot funcţiona satisfăcător doar într-o plajă foarte redusă de debite.7.3.3. Evaluarea energiei produse în anul hidrologic mediuEvaluarea se face pornind de la curba de durată a debitelor, pe care sunt figurate, ca înfigura 7.14, debitul instalat, debitul de servitute şi debitul minim la care se mai poateface turbinare. Suprafaţa haşurată este o măsură a debitelor care contribuie laproducerea de energie.Pentru calcul, se împarte această suprafaţă în fâşii cu baza egală cu 5%, începând dinorigine. Ultima fâşie va avea o bază mai mică, corespunzătoare limitei graficului datăde debitul minim turbinat (ca în figura 7.14), sau, după caz, de debitul de servitute,dacă acesta este mai mare decât debitul minim turbinat. 252
  • 253. Contribuţia în energie a unei fâşii este dată de relaţia: ∆E = w γ T Qmedian ( H br − ∆h) η turb η gen η trans η TRAFO (7.3)unde: w este baza fâşiei, de 5% pentru toate fâşiile mai puţin ultima; γ - greutatea specifică a apei (9,81 kN/m3); T- numărul de ore dintr-un an (8760 ore); Qmedian debitul ce corespunde medianei fâşiei în curba de durată a debitelor; Hbr - căderea brută a centralei; ∆h - pierderea de sarcină pe circuitul hidraulic al centralei la trecerea debitului Qmedian ; ηturb - randamentul turbinei pentru Qmedian, determinat în funcţie de raportul Qmedian / QN.În relaţie mai intervin randamentele generatorului (ηgen), ale multiplicatorului deturaţie (ηtrans) şi al transformatorului (ηTRAFO).Energia produsă într-un an este suma energiilor tuturor fâşiilor: Eanual = ∑ ∆E (7.4)Pe baza energiei produse anual se determină şi factorul de încărcare CF (CapacityFactor), care exprimă cum şi cât de mult lucrează turbina în decursul unui an: Eanual (kWh / an) CF = (7.5) Pi ( kW ) ∗8760ore / anunde Pi este puterea instalată.Pentru o primă estimare, factorul de încărcare se poate determina în funcţie deraportul dintre debitul instalat şi debitul mediu multianual: Qi / Qmediu multianual 1 0,75 0,50 0,33 Factorul de încărcare CF 40% 50% 60% 70%Din experienţa microhidrocentralelor realizate până în prezent, facorul de încărcareCF este cuprins între 50% şi 70%.7.3.4. Aspecte economiceInvestiţia iniţialăÎn comparaţie cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un costde capital iniţial foarte mare. Costul investiţiei are variaţii mari şi depinde în maremăsură de amplasament şi de condiţiile climatice. Costurile pentru investiţe includconstrucţiile (priză, aducţiune, clădirea centralei,etc), echipamentele (turbina,generatorul, transformatorul, liniile de transport) şi costurile pentru studiile de teren,proiectare, achiziţii de teren, concesiune şi avize. 253
  • 254. Microhidrocentralele de mare cădere sunt mai puţin costisitoare din moment ce, laaceaşi putere instalată, cu cât este mai mare căderea cu atât debitul instalat este maimic. Se pot lua în considerare, cu caracter orientativ, următoarele valori de investiţiispecifice:•între 1500 şi 9000 Euro/kW instalat pentru căderi între 2,3 şi 13,5 m;•între 1000 şi 3000 Euro/kW instalat pentru căderi între 27 şi 350 m.Pe de altă parte trebuie avut în vedere că microhidrocentralele cu căderi mari seconstruiesc în amplasamente montane, cu densitate mică a populaţiei. Pentrufurnizarea energiei către utilizatorii locali, impedimentul pleacă de la faptul căcerinţele locale de energie sunt mici. Pentru furnizarea în reţeaua sistemului,dificultatea pleacă de la faptul că uneori este necesar transportul la distanţe mari, cătreprincipalele linii de transport. Aceste impedimente pot anula avantajul costurilorscăzute ale MHC-urilor izolate cu căderi mari.Echipamentele pentru căderi şi debite mici sunt costisitoare, iar costurileechipamentelor reprezintă între 40 şi 50% din costul total al instalaţiilorhidroenergetice convenţionale. Cât priveşte partea de costuri ale construcţiilor civile,acestea pot fi foarte diferite de la un amplasament la altul. Soluţiile constructivedepind foarte mult de topografie şi geologie, şi, de asemenea, de metoda deconstrucţie aplicată şi de materialele utilizate. Din experienţa germană proporţiacosturilor în investiţia totală rezultă de: 35% construcţii civile, 50% echipamente,15% altele.Costuri de exploatareÎn fluxul de venituri şi cheltuieli intervin, pe lângă costurile generate de amortisment,şi costurile medii anuale de exploatare (salarii, întreţinere, consumuri proprii etc).Pentru o investiţie rentabilă, acestea ar trebui să să se situeze în intervalul 0,8 –1,5 %din investiţie.Oportunitatea de investireRentabilitatea unei investiţii în MHC se apreciază ţinând seama de veniturile şicheltuielile din perioada de exploatare (de viaţă) a investiţiei. Cheltuielile au o partepredefinită cunoscută (costuri generate de investiţie, de taxele de concesiune etc.), şio componentă care variază în decursul exploatării (înteţinere, reparaţii, salarii etc.).La terminarea exploatării, care este finalul perioadei de valabilitate a concesiunii sauautorizării, Venitul Net Actualizat (VNA), sau beneficiul actualizat, dat de diferenţadintre venitul actualizat şi costul total actualizat trebuie să fie pozitiv (vezi capitolul3). Variantele analizate trebuie să îndeplinească această condiţie, iar varianta optimăeste aceea care conduce la valoarea maximă a VNA.Exemplu de analiză a oportunităţii de investireSe consideră o microhidrocentrală într-o zonă montană, care va livra energia însistemul energetic. Caractristicile principale ale proiectului sunt:Putere instalată: 1000 kWProducţia de energie anuală 3 210 MWhCosturile de investiţie estimate (EUR): 254
  • 255. 1. Studiul de fezabilitate 6 1002. Proiectare şi urmărirea execuţiei 120 0003. Construcţii 576 9004. Echipament 537 3005. Instalaţii electrice şi conexe 137 400Total 1 377 700Cheltuieli neprevăzute (3%) 451 331Total investment 1 419 031 EURInvestiţia specifică este: 1 419 031 / 1000 = 1 419 EUR / kWCostul de investiţie pentru kWh produs anual: 1 419 031 / 3 210 = 442 EUR / MWhCheltuielile de exploatare şi întreşinere sunt estimate la 4% din investiţia totală: 1 419 031 x 0.04 = 56 761 EURPentru analiza de rentabilitate se admite că durata de realizare a microhidrocentraleieste de 4 ani. În primul an se întocmeşte studiul de fezabilitate şi se obţin autorizările.La finalul primului an se cheltuieşte suma pentru fezabilitate şi ½ din suma pentruproiectare. La finalul celui de al doilea an sunt cheltuiţi banii pentru cealaltă jumătatedin costul proiectării. La finalul anului trei sunt cheltuiţi banii pentru 60% dinconstrucţie şi 50 % din banii de procurare a echipamentului. La finalul anului patru secheltuiesc restul sumelor pentru realizarea MHC.Punerea în funcţiune se face la finalul anului patru, devenind operabilă la începutulanului cinci. Veniturile din energia vândută şi cheltuielile de exploatare secontabilizează la finalul fiecărui an. Durata autorizaţiei de gospodărire a apelor (deconcesionare) este de 35 ani, începând cu anul doi de realizare a proiectului. Rata deactualizare a capitalului este de 8%. Valoarea netă actualizată se calculează cu relaţia: 33 V k − (Ok + M k ) 3 Ik VNA = ∑ − ∑ (1 + r ) k =1 (1 + r ) k k =1 kunde: Ik = investiţia în anul k (durata totală 3 ani); Vk = venitul din vânzarea energiei în anul k (durata de exploatare 35 – 2 ani); Ok = cheltuieli de operare anuale; Mk = cheltuieli de mentenanţă anuale (întreţinere şi reparaţii);Calculul VNA trebuie să ţină seama de variaţia anticipată a preţului de achiziţionare aenergiei produse (dacă nu există un preţ ferm stabilit prin autorizări) şi de creştereacheltuielilor de operare şi întreţinere în acord cu rata inflaţiei. Caculul se face tabelar,an de an, valoarea finală fiind elementul de decizie. Pentru microhidrocentrala dinacest exemplu a rezultat VNA = 108 964 EUR.Rata internă de revenire RIR se calculează printr-un proces iterativ, propunând diferiterate de actualizare a capitalului r şi calculând pentru fiecare VNA. Valoarea lui rpentru care VNA devine zero este RIR. Pentru microhidrocentrala din acest exemplu arezultat RIR = 8,8%. Pentru că VNA > 0 şi RIR > r rezultă că investiţia este oportună. 255
  • 256. Riscuri financiare asociateSe admite că studiile care au stat la baza proiectului au fost complete şi corecte şi cădurata de execuţie a fost respectată. Pe parcursul exploatării se pot produce însăevenimente sau situaţii care afectează concluziile studiului de oportunitate.În timpul operării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asuprafluxului de venituri şi cheltuieli. Acestea sunt: - reducerea producţiei de energie faţă de media stabilită în etapa de proiectare,din cauza unor perioade secetoase (precipitaţii reduse); - nerealizarea parametrilor garantaţi pentru echipament (putere, randament,comportament pe termen lung la funcţionare, costuri mari pentru întreţinere, reparaţiiale stricăciunilor etc.); - uzura prematură a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezenţaunor eroziuni produse de sedimentele solide sau cauzate de către agresiuni chimice aleapei.Pentru a stabili riscul proiectului respectiv, sunt necesare calculede sensibilitate, caresă examineze modul cum variaţia fiecărui factor influenţează economicitateaproiectului respectiv, precum şi situaţia în care se pot modifica simultan mai mulţifactori independenţi. De exemplu, este posibilă prelungirea duratei de execuţiedatorită unor accidente geologice neprevăzute iniţial, iar după terminarea execuţiei săurmeze o perioadă hidrologică deficitară. Evident că în acest caz returnarea banilorîmprumutaţi devine dificilă, se pot plăti dobânzi penalizatoare etc. şi, în consecinţă,rentabilitatea proiectului poate scade, sau, la limită, proiectul poate deveni nerentabil.7.4. ECHIPAMENTUL HIDROMECANIC ŞI ELECTRICPrincipalele componente mecanice şi electrice ale unei microhidrocentrale suntturbina (turbinele) şi generatorul (generatoarele). Aşa cum s-a arătat, alegerea turbineidepinde în principal de căderea disponibilă şi de debitul instalat în microhidrocentrală.În tabelul 7.1 sunt sintetizate caracteristicile turbinelor cu care se echipează uzualmicrohidrocentralele. Tabelul 7.1. Recapitulaţie a tipurilor de turbineTipul turbinei Căderea (m) Mare (>150m) Medie (50...150 m) Mică (3...50m)Turbine cu impuls Pelton sau Turgo Banki sau Turgo BankiTurbine cu reacţiune Francis Kaplan sau PropellerDetalii privind tipurile de turbine sunt prezentate în capitolul 4. În figura 7.18 seprezintă o turbină propeller, frecvent utilizată în MHC –uri, care nu a fost detaliată încapitolul 4.Datorită faptului că o turbină poate opera normal numai între debitul nominal şidebitul minim, de la care randamentele scad drastic, este uneori avantajos să seinstaleze mai multe turbine mici decât o turbină mare. În acest caz turbinele pot fipornite sau oprite secvenţial, astfel încât fiecare să turbineze la debite cât maiapropiate de debitul nominal şi deci să opereze cu randamente mai bune. 256
  • 257. Figura 7.18. Echipare cu o turbină tip propellerDimensiuni mai mici ale turbinelor înseamnă şi greutăţi mai mici şi deci costuri maimici de transport şi montaj. Diametrele rotoarelor vor fi şi ele mai mici şi turaţiaturbinelor va fi mai mare. Ca urmare, este posibil să nu mai fie nevoie de regulator deturaţie între turbină şi generator. Pe de altă parte, mai multe turbine înseamnă maimulte generatoare, mai multe sisteme de comandă şi per ansamblu costuri mai mari.GeneratorulExistă două tipuri de generatoare folosite în microhidrocentrale şi anume celesincrone şi cele de inducţie (asincrone). Un generator sincron poate fi operat izolat întimp ce unul de inducţie trebuie operat legat în reţea. Generatoarele sincrone sunt maiscumpe decât cele asincrone şi sunt utilizate numai atunci când microhidrocentralaacoperă în cea mai mare măsură, sau în totalitate, consumul. Randamentulgeneratoarelor asincrone este cu 2...4 % mai mic decât cel al generatoarelor sincroneşi, ca urmare, sunt alese numai pentru puteri sub 5000 kVA.Tensiunea de lucru a generatoarelor variază cu puterea. Valorile uzuale sunt 380 sau430 V pentru puteri de până la 1400 kVA şi de 6000 V pentru puteri instalate mari.Tensiunile mari necesită însă un transformator independent pentru a alimenta cuenergie centrala.Multiplicatorul sau regulatorul de turaţieDacă turbina şi generatorul au aceaşi turaţie, cuplarea axului turbinei se face direct cuaxul rotorului generatorului. Se evită pierderi de energie mecanică şi întreţinerea estesimplă. Sistemul de cuplare este stabilit de furnizorul de echipament, fiindrecomandabilă o cuplare flexibilă, care poate acomoda eventuale nealinieri. Sunt însănumeroase situaţii când turaţia turbinei este mai mică decât 400 rot/min. Pentru căgeneratoarele standard au turaţia de 1000 ... 1500 rot/min este necesară intercalareaîntre turbină şi generator a unui multiplicator de turaţie (speed increaser). Soluţia estemai convenabilă decât realizarea unui generator special, care ar avea costuri mari.Alte componente mecanice şi electriceMicrohidrocentrala mai include o serie de alte componente pentru circuitul hidraulic,pentru sistemul de control, pentru partea electrică etc. Între acestea se amintesc:•vane de închidere a accesului apei la turbine;•sistem de control hidraulic pentru turbine şi vane;•sistem de control şi de protecţie electrică;•comutator electric; 257
  • 258. •transformatoare pentru serviciile interne şi pentru transmiterea puterii;•serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea şi sursa necesară funcţionăriisistemelor de control şi a comutatorului;•sisteme de răcire şi de lubrefiere (dacă este necesar);•sursă de putere de rezervă;•sistem de telecomunicaţii;•sisteme de alarmă împotriva incendiilor şi de siguranţă (dacă sunt necesare);•sistem de interconectare sau de transmitere şi de distribuţie.7.5. PARTICULARITĂŢI CONSTRUCTIVE7.5.1. Consideraţii generalePentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele maiimportante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent peconstrucţii civile practice şi uşor de executat. Pragul deversant sau stăvilarul au oalcătuire mai simplă. Construcţia poate fi din beton, din lemn, din piatră, din materialelocale sau dintr-o combinaţie a acestor materiale. O parte importantă din costurirevine construcţiilor aducţiunii. Canalele trebuie realizate în debleu, urmărindconturul terenului. Conductele care transportă apă sub presiune pot fi nu numai dinoţel, dar şi din fibră de sticlă, polimeri, beton sau lemn. Stavilele şi porţile necesareopririi accesului apei către turbină, pe perioada opririi centralei şi reviziilor tehnice,pot fi fabricate nu numai din metal, dar şi din lemn. Clădirile microhidrocentralelorsunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici posibile, având totuşi o fundaţieputernică, acces pentru întreţinere şi siguranţă. Construcţia poate fi din beton, dar şidin alte materiale de construcţie.Nu face obiectul prezentului capitol detalierea elementelor constructive alestructurilor hidrotehnice, dar, în cele ce urmează, se fac unele referiri la particularităţiconstructive caracteristice MHC.7.5.2. Priza de apăO construcţie separată pentru priză intervine în schemele cu derivaţie amplasate înzona montană. Aproape fără excepţie se realizează prize de fund (de tip tirolez), carenu modifică regimul de curgere al râului (fig. 7.19). Ele sunt construcţii simple, carepot funcţiona şi fără personal de exploatare.Râurile de munte pe care le captează sunt caracterizate prin pante mari şi foarte mari,de peste 0,1 ... 0,3 %, cu regim de scurgere torenţial, cu viituri violente şi de scurtădurată. Capacitatea de antrenare este mare, albiile fiind formate din bolovăniş şiblocuri mari. În regim de iarnă, datorită vitezelor mari, nu se formează pod de gheaţădar apare zai.Ţinând seama de aceste caracteristici funcţionarea prizelor de fund trebuie să asigurecaptarea şi la adâncimi mici pe râu, precum şi protejarea aducţiunii de bolovani,pietrişuri şi plutitori mari. Construcţiile trebuie să fie robuste, simple ca alcătuire, fărăa necesita reparaţii frecvente. 258
  • 259. SECŢIUNE x-x PLAN Figura 7.19. Priză de fundFaţă de alcătuirea tradiţională, prizele MHC–urilor moderne au o serie de îmbunătăţirila grătarul de fund. Dacă priza alimentează direct aducţiunea, lumina grătarelor sealege egală cu dimensiunea corpurilor care pot trece prin turbine. Dacă restricţiile suntmai severe şi prin reducerea luminii există riscul înfundării grătarului, atunci întregaleria colectoare şi aducţiune se intercalează un desnisipator.Barele grătarelor sunt orientate în direcţia scurgerii. O variantă cu rezultate bune înevitarea blocării cu bolovani este acea promovată de EDF, cu barele sub formă deconsole (fig.7.20). Figura 7.20. Grătar de fund cu bare în consolăUn progres în domeniu s-a realizat prin promovarea grătarelor tip Coandă (fig. 7.21),care incorporează efectul Coandă pentru a separa aluviunile şi peştii din apa captată.Grătarul este format din fire de oţel inoxidabil, cu profil triunghiular, dispuseperpendicular pe direcţia curgerii. La partea superioară este o placă cu pantă mare,pentru accelerarea curgerii. Profilul deversant şi orientarea plăcii de accelerare trebuiesă creeze o curgere laminară peste grătar, cu o viteză în acord cu lumina firelorgrătarului. Firele grătarului sunt astfel asamblate încât bordul de atac (colţul amonte)al fiecărui fir pătrunde în lama de apă şi separă curgerea într-un strat inferior, careintră în galeria de captare, şi un strat superior care conduce spre aval particolele 259
  • 260. solide. Grătarul tip Coandă reţine 90% din particolele de până la 0,5 mm. Datorităeficacităţii în reţinerea particolelor, după captare nu mai este necesar un desnisipator. Debit tranzitat Placă de accelerare Separarea curgerii Debit captat Figura 7.21. Principiul grătarului tip CoandăÎn cazul cursurilor de apă cu debite mai mari, secţiunea de intrare în priză se dispunela 900 faţă de direcţia curgerii, pentru a evita intrarea directă a aluviunilor în priză şipentru a permite spălarea, la ape mari, peste deversor, a aluviunilor acumulate în faţaprizei (fig. 7.22). Figura 7.22. Priză cu intrare laterală faţă de direcţia de curgereDacă în bazinul de încărcare tinde să pătrundă o cantitate mare de aluviuni, estenecesară o capcană de aluviuni asociată bazinului. Capcana trebuie să reţinăparticolele mai mari de 0,2 mm.7.5.3. Conducta de derivaţieO primă problemă de interes direct, pentru că se reflectă în costuri, o constituealegerea materialului din care este confecţionată conducta. Pentru conducte de 260
  • 261. diametru mare şi căderi foarte mari oţelul sudat este opţiunea cea mai bună. Pentrucăderi medii şi mici, conductele de oţel nu mai sunt o soluţie economică. Presiuneafiind mai mică grosimea peretelui ar putea scade, dar straturile protecţiei anticorozivenu depind de grosimea peretelui conductei şi, în plus, este necesară o grosime minimăa peretelui conductei pentru a nu se avaria la transport şi montaj.Pentru diametre mici se pot folosi tuburi de oţel îmbinate cu mufe sau flanşe, careelimină sudura de îmbinare. În egală măsură sunt folosibile conductele de betonprecomprimat (dar cu dificultăţi de transport şi montaj datorită greutăţii mari), celedin PVC, sau din polyetilenă (PE). Conductele din PVC trebuie îngropate, cu oacoperire de minim 1m, ele neputând fi expuse radiaţiilor UV. Conductele dinpolyetilenă de înaltă rezistenţă pot fi poziţionate şi suprateran, suportă coturi cu razemici, de până la 20 ... 40 ori diametrul conductei, şi se îmbină în situ, prin sudurăspecială.Stabilirea diametrului conductei se face după metodologia prezentată în capitolul 3,paragraful 3.4.3. Pentru dimensionarea preliminară se admite o pierdere de sarcină peaducţiunea sub presiune de 4% din căderea brută. Ca urmare, relaţia de dimensionarepreliminară pleacă de la relaţia Manning pentru pierderea de sarcină (∆h): n2 Q2 ∆h = 10,3 L (7.6) D 5,333unde: n este coeficientul de rugozitate; Q - debitul tranzitat; D - diametrul conductei; L - lungimea conductei.Dacă se înlocueşte ∆h cu 4H /100, unde H este căderea centralei, rezultă diametrulconductei pentru evaluarea preliminară: 0,1875  n2 Q2 L  D = 2,69   (7.7)  H   Grosimea peretelui conductei t se determină utilizând formula cazanelor, în careintervin efortul de întindere admisibil, σt , dependent de materialul din care este făcutăconducta, presiunea interioară p şi diametrul conductei D: pD t= + tr (7.8) 2σ t kÎn relaţia (7.8) au mai intervenit un coeficient al condiţiilor de lucru k , cu valori între0.9 şi 1, în funcţie de tehnologia de sudură şi sporul de rugină tr , aplicabil laconductele expuse corodării.Conducta trebuie să fie suficient de rigidă pentru a putea fi manevrată la montaj.Conform recomandărilor, grosimea peretelui conductei (în mm) trebuie să fie de 2,5ori diametrul conductei (în m), plus 1,2 mm. 261
  • 262. Presiunea p, pentru care se face dimensionarea, este presiunea maximă, incluzândsuprapresiunea dinamică, din lovitura de berbec. În condiţii normale, suprapresiuneaeste limitată de furnizorul turbinei (25% din căderea brută la turbine Pelton, 25% ...50% pentru turbinele cu reacţiune). În condiţii speciale, cum ar fi avarierea sistemuluide control al centralei, căreia îi urmează o închidere bruscă a vanei, suprapresiuneapoate fi însă de câteva ori mai mare decât presiunea statică. Mărimea suprapresiuniiaccidentale depinde direct de viteza de propagare a undelor în conductă, dependentă larîndul ei de diametru, de grosimea peretelui, şi de modulul de elasticitate almaterialului din care este confecţionată conducta. Această dependenţă decaracteristicile elastice devine un criteriu important la alegerea materialului din careeste confecţionată conducta. Astfel, suprapresiunea dinamică în cazul conductelor deoţel este de peste trei ori mai mare decât suprapresiunea în cazul conductelor dinpolyetilenă.7.5.4. Clădirea centraleiClădirile microhidrocentralelor pe derivaţie sunt simple construcţii de adăpostire aechipamentului hidromecanic şi electric. Pentru puteri mici, cum sunt cele ale MHC-urilor, echipamentul este mai simplu şi mai uşor. Nu mai sunt necesare multe instalaţiianexă, iar pentru montaj şi revizie nu mai sunt necesare poduri rulante sa macaraleportal grele. Construcţia se simplifică corespunzător, iar gabaritele se menţin la minim(fig.7.23). Masiv de ancoraj Conductă forţată Aspirator Generato Propeller Figura 7.23. Clădire simplă pentru adăpostirea echipamentuluiSoluţiile au o varietate mare, depinzând de condiţiile locale. Cu titlu de exemplu, înfigura 7.24 este prezentată centrala MHC Frasin, de pe Dâmboviţa, care a fostamenajată subteran, într-o fereastră de atac a galeriei de fugă de la CHE Rucăr.Modificări importante în raport cu rezolvările tradiţionale apar la clădirile MHC-urilorde tip baraj. În cazul centralelor hidroelectrice propriu-zise, structura centralei asiguraşi circuitul apei la şi de la turbine. Camera spirală şi aspiratorul erau construcţiicomplicate din beton armat, cu forme curbe. În cazul microhidrocentralelor întregansamblul se simplifică. Turbinele se plasează în cameră deschisă şi nu mai aparecamera spirală. 262
  • 263. Figura 7. 24. Amplasare subterană pentu MHC FrasinLa rândul lui aspiratorul are o formă mult mai simplă, fără cot, şi se confecţioneazădin metal (fig.7.25). Partea inferioară a clădirii se comfundă cu bazinul de liniştire. Figura 7.25. MHC cu cameră deschisă: 2- nişe batardou; 3- nişe grătarO simplificare şi mai mare a structurii centralei se realizează atunci când întregcircuitul hidraulic este metalic şi autoportant (fig. 7.26). Figura 7.26. MHC cu circuit hidraulic autoportant 263
  • 264. În funcţie de echipare şi caracteristicile turbinelor sunt posibile dispoziţii generalefoarte diverse. În figura 7.27 sunt prezentate variante de amplasare în centrală pentruturbinele Kaplan de mică putere. Ax orizontal, circuit în S, Ax înclinat, curgere axială, curgere axială Reductor şi generator la 900 Ax înclinat, reductor în bulb Ax înclinat, curgere axială Reductor şi generator axial Ax vertical, curgere radială, Ax vertical, curgere radială, turbină în curent circuit sifonat Ax vertical, curgere ascendentă, Ax înclinat, curgere axială, circuit sifonat circuit sifonat Figura 7.27. Variante de amplasare a turbinelor Kaplan 264
  • 265. Clădirea centralei trebuie să fie simplă şi ieftină, dar în acelaşi timp se impuneîncadrarea armonioasă în peisaj (fig. 7.28) Figura 7.28. Clădire din zidărie de piatră la MHC Voineasa IISoluţiile cu materiale locale, din piatră sau din lemn, sunt întodeauna de preferat înraport cu betonul. De altfel autorizaţia de mediu poate impune anumite condiţionăriarhitectonice dacă amplasamentul se află într-o zonă cu valoare turistică.BIBLIOGRAFIEBlank, J. (2008). Micro-Hydropower for Municipal Water and Wastewater Systems inOregon. Oregon APWA Spring 2008 Portland ConferenceBHA (2005). A Guide to UK Mini-Hydro Developments. O/MINI HYDRO WEBGUIDE - Download v1.2Bobrowicz, W. (2006). Small Hydro Power Investor Guide. Leonardo Energy.Boyle, G. (Ed.). ( 2004). Renewable Energy: Power for a Sustainable Future (SecondEdition). Oxford University Press / Open University.Breabăn, V. (1997). Amenajări hidroenergetice. Universitatea Ovidius Constanţa.Brekke, H. (2005). Choice of equipment for small hydro. Trondheim, Norway.CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering. NewDelhi. 265
  • 266. Cojocar, M. (2005). Hidroconstrucţia 1950-2005.Tradiţie şi modernitate.Douglass, S. (2007). Coanda Water Intake Basics. www.coandaintakes.com.Encarta® Online Encyclopedia. (2007). Hydro-Power. Microsoft Corporation.ESHA (2004). Guide on how to develop a small hydropower plant.Jorde, K., Sommer, F. (2008). Lectures in Hydropower Systems. UNESCO – IHE,Delft.Krieger, G. (2007). Renewable energy for the future. VDMA - Power Systems.Frankfurt/Main, Germany. Conference on Renewable Energies for Embassies inGermany, Berlin.Lawrence, S. (2007). Hydropower. Leeds School of Business, University of ColoradoBoulder.Penche, C. (1998). Layman’s handbook on how to develop a small hydrosite.European Commision. ESHA.Press, H. (1954). Stauanlagen und Wasserkraftwerke. III Teil: Wasserkraftwerke.Verlag von Wilhelm Ernst & Sohn, Berlin.Prişcu, R. (1974). Construcţii Hidrotehnice. Editura Didactică şi Pedagogică,Bucureşti.UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / Cap.6. MHC. Bucureşti.USBR-Power Resources Office (2005). Hydroelectric Power. Denver.Wedam, G., Kellner, R. (2004). Innovative Hydropower Development in an UrbanEnvironment.VERBUND-Austria. 266
  • 267. 8 UZINE HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRIN POMPAJ8.1. CONSIDERAŢII PRELIMINAREDupă cum s-a arătat şi în capitolul introductiv, uzinele hidroelectrice cu acumulareprin pompaj (UHEAP) sunt alcătuite dintr-un rezervor inferior, care poate fi şi laculde acumulare al unei UHE clasice şi un rezervor superior (aflat la o cotă superioară),în care apa este acumulată prin pompare din rezervorul inferior. Pomparea se faceatunci când în sistemul energetic există un surplus de putere disponibilă, aşa cum seîntâmplă în cursul nopţii sau în zilele de weekend. Din rezervorul superior apa estedescărcată în rezervorul inferior prin turbine, producând energie electrică înperioadele de vârf de sarcină (fig. 8.1). Figura 8.1. Principiul de funcţionare a uzinelor hidroelectrice cu acvumulare prin pompajPierderile de energie pe circuitul hidraulic dintre rezervoare, pierderile de energie latransformarea energiei hidraulice în energie mecanică şi apoi electrică şi invers,precum şi pierderile de apă prin evaporare şi exfiltraţii fac ca prin furnizarea deenergie în sistem să se recupereze numai 75 ... 80% din energia de pompare preluatădin sistem. Randamentul este considerat foarte bun, cu atât mai mult cu câtacumularea prin pompaj este singurul sistem viabil de acumulare a energiei la scarăindustrială. 267
  • 268. Acumularea specifică este relativ modestă, de numai 0,272 kWh pentru 1 m3 apăridicat la 100 m, ceea ce face ca la aceste amenajări asigurarea unor parametrienergetici semnificativi (putere şi energie livrată) să se realizeze numai dacă volumeleacumulate prin pompare sunt mari, sau dacă diferenţa de nivel între bazinul superior şicel inferior este foarte mare. Pentru reducerea costurilor specifice de investiţie şicreşterea raportului beneficiu/cost au fost şi sunt promovate UHEAP-uri cu puteri şicăderi mari. Sunt folosite grupuri reversibile turbină-pompă cu puteri până la 350MW/grup în centrale cu puteri foarte mari - 1000...1800 MW. Căderile medii sunt înjur de 400 m, cu recorduri în zona 750 m.Economicitatea uzinelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj este dată nu numaide transformarea energiei de bază în energie de vârf, dar şi de modificarea favorabilăa regimului de funcţionare a centralelor termo şi nuclear electrice care furnizeazăenergia de bază în sistem. Energia preluată de UHEAP în faza de pompare măreştecerinţa de energie din perioadele cu gol de sarcină şi astfel centralele termo şi nuclearelectrice pot funcţiona la capacitate maximă şi cu randamente bune şi în acesteperioade. În plus, UHEAP pot contribui, alături de uzinele hidroelectrice clasice, lareglajul de frecvenţă şi tensiune pentru că răspund în timp foarte scurt la modificărilede sarcină. Este, de asemenea, extrem de favorabilă preluarea prin pompaj asurplusurilor accidentale de putere din sistem, care altfel ar conduce la perturbaţii înfurnizarea energiei la parametri nominali. În figura 8.2 se prezintă un grafic zilnic albilanţului de putere pe care o preia, respectiv o furnizează o UHEAP. Putere (MW) (+) + Turbinare - Pompare Energie livrată Energie acumulată (-) Ora din zi Figura 8.2. Bilanţul de putere la o UHEAPAcumularea energiei prin pompaj s-a utilizat pentru prima dată în 1890 în Elveţia şi înItalia. În 1930 au apărut primele grupuri reversibile. Progresele cele mai recente sereferă la realizarea turbo pompelor cu turaţie variabilă, care generează sincronizat cufrecvenţa din reţea dar operează asincron (independent de frecvenţa reţelei) la pompe.La UHEAP de la Goldisthal, din Germania, cu Pi = 1060 MW şi Qi = 103 m3/s la ocădere de 301m, două grupuri sunt clasice şi două au turaţie variabilă, ceea ce permiterandamente crescute şi la operarea în regim de turbină la sarcină parţială. 268
  • 269. O folosinţă de dată recentă a uzinelor cu acumulare prin pompaj este preluare energieidebitate la vârf de producţie de către sursele de energie intermitente. Spre exemplu, pedurata unei furtuni energia eoliană este în anumite intervale de timp în exces faţă desarcina cerută de sistem şi se poate valorifica numai prin preluarea acesteia depompele unui UHEAP.În Uniunea Europeană, puterea instalată în anul 2000 în uzine hidroelectrice cuacumulare prin pompaj era de 32.000 MW din totalul de 188.000 MW putere hidroinstalată, reprezentând 5,5% din totalul puterii electrice instalate din toate sursele. Înacelaşi an, în Statele Unite ale Amercii puterea instalată în uzine hidroelectrice cuacumulare prin pompaj era de 19.500 MW, reprezentând 2,5% din totalul puteriielectrice instalate din toate sursele. În lume, 40 de ţări deţineau peste 300 UHEAP cuputerea instalată totală de 74.000 MW. Liderul mondial este Japonia cu 44 UHEAPavând peste 24.300 MW putere în exploatare. Este urmată de USA cu 38 UHEAP cu oputere totală de cca 19.500 MW.În ultima decadă piaţa energetică s-a liberalizat în multe ţări, iar tendinţa pare a ficătre o piaţă europeană deregularizată. Noile reglementări permit o mai corectăevaluare a preţului energiei produse şi aduc beneficii consumatorilor. Problemamajoră care apare din punct de vedere tehnic este fiabilitatea sistemului energetic şiprevenirea propagării în lanţ a căderii în sistem. În acest context rolul energieidisponibile din acumulările prin pompaj creşte semnificativ, devenind furnizoare aserviciilor de sistem: controlul frecvenţei, reglarea tensiunii, rezervă operaţională. Caurmare apar şi modificări în concepţia acestora. Ca argumente în favoarea promovăriiUHEAP se menţionează:- capacitatea de a furniza energie de vârf în condiţiile creşterii continue a vârfului desarcină, odată cu creşterea economică şi a nivelului de trai;- posibilitatea de a atenua variaţia mare între vârfurile şi golurile de sarcină zilnice,săptămânale şi intersezoane;- creşterea rolului de furnizare de servicii în sistem (controlul automat al frecvenţelor,rezervă de avarie etc.) potenţat şi de dezvoltarea sistemelor cu turaţie variabilă, cuaport major în reglajul de frecvenţă; - rentabilitatea în furnizarea energiei de vârf în raport cu centralele cu ciclu combinat-gaz-turbină.8.2. ROLUL ŞI FUNCŢIILE UHEAPUzinele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj au aceleaşi caracteristici tehnice şieconomice de funcţionare cu ale uzinelor hidroelectrice clasice, cum sunt: pornire şioprire rapidă pentru acoperirea vârfurilor de sarcină, viteză mare de încărcare,randamente ridicate la sarcini parţiale. Ele prezintă însă în plus şi o serie de avantajesuplimentare, dintre care se evidenţiază: - Puterea reglantă cu care UHEAP pot interveni în sistem este mai mare decât aAHE gravitaţionale, fiind egală cu suma puterilor nominale ale turbinelor (livrare lavârf de sarcină) şi pompelor (preluare a excedentului la gol de sarcină); - Puterea UHEAP depinde în mică măsură de variaţiile debitului afluent; - UHEAP pot fi amplasate mai uşor decât AHE în apropierea centrelor de consum şica urmare oferă condiţii mai bune pentru a fi folosite ca centrale de rezervă şi deintervenţie; 269
  • 270. - Funcţionarea UHEAP în regim de pompare, în orele de sarcină minimă,îmbunătăţeşte condiţiile tehnice şi economice de exploatare ale centralelor termo şinuclearoelectrice.Unele din funcţiile UHEAP, cum ar fi acoperirea părţii variabile a consumului,reglajul frecvenţei, rezervă de avarie etc. pot fi îndeplinite şi de alte tipuri de centraleelectrice. Alte funcţii însă, cum ar fi ridicarea sarcinii minime de noapte, sunt propriinnmai UHEAP, neputând fi îndeplinite de alte tipuri de centrale electrice.Prin regimurile de funcţionare pe care le pot avea (turbinare, pompare, compensatorsincron) şi posibilitatea de a le schimba în timp scurt UHEAP s-au impus înenergetica modernă ca un mijloc deosebit de eficace de optimizare şi de ridicare afiabilităţii întregului sistem electroenergetic.Valorificarea integrală a rolului atribuit UHEAP este afectată însă de unele restricţii.Restricţiile în asigurarea răspunsului rapid al UHEAP la cerinţele din sistem sunt denatură hidraulică şi mecanică. Cele hidraulice sunt date de răspunsul sistemuluihidraulic, în special de oscilaţiile apei în castelele de echilibru. Tot în categoriarestricţiilor hidraulice se încadrează condiţia de menţinere a regimurilui de curgeresub presiune în galeria de fugă în cazul undei de golire. Din aceste motive, la UHEAPcu circuite hidraulice lungi timpul de reacţie se menţine moderat, în jur de 3 minutepentru pornire, pentru a asigura încadrarea saltului în castel în limitele constructive.Sistemele automate de control sunt destinate reducerii oscilaţiilor în masă din sistemulhidraulic la schimbarea regimului de operare. Tendinţa din ultimile decade este chiarde a omite castelele de echilibru, deşi lungimea sistemului hidraulic sub presiune esteuneori mare. Efectele de undă din sistem, la schimbările rapide ale regimului deoperare, sunt studiate prin modelare matematică şi sunt uneori verificate chiar pemodele fizice.8.3. CLASIFICAREA UHEAPClasificarea se poate face după mai multe criterii, conceptuale, funcţionale, mod deechipare etc. În cele ce urmează se face o succintă trecere în revistă a unora dintresistemele de clasificare.După modul de folosire a volumului de apă pompatAcest criteriu clasifică UHEAP în două tipuri principale : - UHEAP în circuit deschis, la care volumul de apă este pompat în lacul deacumulare a unei UHE gravitaţionale, din care este turbinat o singură dată la o căderemai mare decât înălţimea de pompare (fig. 8.3). - UHEAP în circuit închis, care recirculă acelaşi volum de apă, căderea brută laturbinare fiind egală cu înălţimea gravitaţională de pompare (fig. 8.4).Problema clasificării UHEAP după acest criteriu este controversată, unele opinii fiindîn favoarea includerii în categoria UHEAP şi a celor în circuit deschis, iar altele, mainumeroase, de a considera că instalaţiile de pompare în circuit deschis sunt auxiliareale UHE gravitaţionale (fiind de fapt captări secundare). În aceste cazuri, pomparea seface în scopul valorificării superioare a potenţialului hidroenergetic al râurilor dinbazinul hidrografic şi îmbunătăţirii indicatorilor tehnico-economici ai UHE. 270
  • 271. Lac de acumulare Baraj Centrala hidroelectrică Captare secundară Staţie de pompare Râu din bazin hidrografic vecin Figura 8.3. Pompare în circuit deschis – UHE cu captare secundară prin pompaj Bazin superior Derivatie fortata Bazin inferior Centrala hidro Figura 8.4. UHEAP în circuit închisÎn cele ce urmează, sunt reţinute ca amenajări cu acumulare prin pompaj numaiUHEAP în circuit închis. Un caz deosebit de UHEAP, care se încadrează numaiparţial în categoria celor cu circuit închis, îl constitue amenajările tip baraj cu laccompensator în aval, la care pomparea se face în gol de sarcină din lacul compensatorîn acumularea amonte, iar turbinarea se face pe sensul normal amonte-aval. În afaraperioadelor de pompaj, prin turbinele centralei este tranzitat, cu producere de energie,atât volumul pompat cât şi volumul acumulat din debitul afluent al cursului de apă(fig. 8.5).După modul de realizare a rezervoarelor amonte şi avalRezervoarele amonte şi aval se realizează constructiv în funcţie de configuraţiaterenului din amplasament. Soluţia teoretică este aceea din figura 8.4, în care ambelerezervoare sunt create prin diguri de contur, pe platouri situate la cote mult diferite. 271
  • 272. Lac de acumulare amonte Baraj Centrala Lac de acumulare aval hidro Stavilar Figura 8.5. Uzină hidroelectrică cu acumulare parţială prin pompajMai frecvent, cel puţin unul dintre rezervoare, de obicei cel inferior, este un lac deacumulare, creat prin bararea unui curs de apă (fig. 8.6). Bazin superior Derivatie fortata H H Lac de acumulare Centrala hidro Figura 8.6. UHEAP cu bazin superior şi lac de acumulare H Lac de acumulare amonte Bazin superior Lac de acumulare amonte Derivatie fortata Derivatie fortata Baraj H H Lac de acumulare aval Baraj Centrala hidro Figura 8.7. UHEAP cu lacuri de acumulare 272
  • 273. Dacă condiţiile de relief o permit, o variantă eficientă economic este aceea în careambele rezervoare sunt create prin bararea unor cursuri de apă (fig. 8.7). Debiteleafluente contribuie şi ele la producerea de energie, existând cel puţin la una dintreacumulări şi o centrală gravitaţională, cu debuşare în aval.Există şi alte soluţii de realizare a rezervoarelor, în funcţie de condiţiile locale.Rezervorul inferior poate fi un lac natural, o incintă înduiguită sau chiar oceanul.După durata ciclului de pompareDupa durata ciclului de pompare UHEAP se pot clasifica in următoarele 3 categorii: - UHEAP cu ciclu zilnic, la care pomparea apei se face în orele de sarcină minimădin fiecare zi, iar turbinarea în orele de vârf din fiecare zi. - UHEAP cu ciclul săptămânal la care, pentru umplerea lacului superior, se foloseştepe lângă pompajul din orele de sarcină minimă din fiecare zi şi puterea disponibilă înperioadele de sarcină scazută din zilele de repaus. Apa astfel acumulată este apoiutilizată în orele de sarcină maximă din zilele lucrătoare ale săptămânii. Ciclulsăptămânal necesită rezervoare cu volume mai mari decât cele corespunzătoareciclului zilnic, dar măreşte sarcina minimă din zilele de repaus, care pune problemedificile de exploatarepentru centralele care furnizează energie de bază. - UHEAP cu ciclu sezonier, la care pomparea are loc în perioada de debite mari aanului, când există disponibil de energie electrică produsă de centralele hidroelectricepe firul apei. Volumele de apă acumulate în acest mod sunt turbinate în perioadele deape mici şi consum mare de energie electrică, în general iarna. Ciclul sezoniernecesită lacuri mari de acumulare. UHEAP cu ciclu sezonier pot fi utilizate şi pentrupompajul zilnic şi săptămânal, în afara perioadelor de ape mari.După tipul de grupuri utilizat.În funcţie de grupurile de pompare şi turbinare folosite, UHEAP sunt de 3 feluri: - UHEAP cu grupuri indepenente pentru turbinare şi pompare. La aceste amenajăripompa este antrenată de un motor electric, iar generatorul este antrenat de turbinahidraulică. - UHEAP cu grupuri ternare (3 maşini pe acelaşi ax). În acest caz, pompa, turbina şimaşina electrică sunt situate pe acelaşi ax. Maşina electrică, atunci când este antrenatăde turbină are rol de generator, iar când este alimentată din sistem, funcţionează camotor electric de antrenare a pompei. - UHEAP cu grupuri binare (reversibile). La aceste uzine cele două maşini suntreversibiie : maşina hidraulică poate funcţiona atât ca pompă cât şi ca turbină, iarmaşina electrică atât ca motor cât şi ca generator electric.Datorită progreselor din ultima decadă în domeniul maşinilor hidraulice reversibile,grupurile binare au o largă răspândire, înlocuind practic grupurile ternare pentrucăderi de până la 600 m.8.4. TENDINŢE ÎN DOMENIUL GRUPURILOR UHEAPÎn acest paragraf se fac numai unele referiri la stadiul actual şi la progreseleînregistrate în realizarea echipamentelor hidroelectrice ale uzinelor hidroelectrice cuacumulare prin pompaj. Aşa cum s-a arătat, echiparea poate fi cu grupuri separatepentru pompare (motor electric şi pompă) şi pentru producere de energie (turbină şigenerator), sau cu grupuri reversibile. 273
  • 274. Amenajările moderne sunt echipate în mod curent cu grupuri reversibile. Turbinareaşi respectiv pomparea se face cu turbo – pompe, care îşi schimbă sensul de rotaţiedupă cum lucrează ca turbine sau ca pompe. Maşina hidraulică este cuplată cu omaşină electrică reversibilă, care lucrează fie ca motor, când antrenează pompele, fieca generator atunci când este antrenată de turbine.Cele mai multe grupuri reversibile sunt de tip Francis, dar cu o compexitate mult maimare decât aceea a unei turbine simple (fig. 8.8 ). Multe dintre UHEAP echipate astfelau un singur etaj de pompare chiar la căderi mai mari decât 500 m.În prezent sunt în funcţiune numeroase grupuri reversibile mono-etajate la UHEAP –uri cu căderi de peste 600 m. Se menţionează numai amenajările din ţări vecine, cumsunt Serbia, cu amenajarea Bajna Basta, la o cădere de 630 m şi 316 MW/grup şiBulgaria cu amenajarea Ciaira, la o cădere de 701 m şi 210 MW/grup.Randamentele grupurilor reversibile au crescut cu 2 … 4% în ultimile decade. Unprogres major îl constitue posibilitatea de funcţionare cu turaţie variabilă, care creşterandamentele globale. Avantajele sunt nu numai în domeniul randamentelor ci şi îndomeniul serviciilor de sistem, dintre care se aminteşte posibilitatea de reglaj alfrecvenţei în regim de pompaj. 1 10 100 1000 Figura 8.8. Grup reversibil şi domeniul de aplicareLa căderi medii, unele UHEAP– uri au fost echipate cu turbine de tip Deriaz(asemănătoare turbinelor Kaplan cu rotor cu pale reglabile, dar cu unghiul de atac alcurentului la 30 ... 400 faţă de axa de rotaţie) pentru uşurinţa cu care se convertesc dinturbine în pompe prin reglarea palelor.Conceptul mai vechi, cu grupuri separate de pompare şi respectiv turbinare poate fiîncă promovat atunci când se impune o schimbare foarte rapidă din regim de turbinareîn regim de pompare. În acestă configuraţie sensul de rotaţie se menţine acelaşi 274
  • 275. indiferent de regim. Turbinele pot fi de tip Pelton sau Francis. Turbina şi pompa pot fidimensionate fiecare la parametri lor optimi, ceea ce permite obţinerea unorrandamente ridicate atât în regim de turbinare cât şi în regim de pompare şi deci, înansamblu, creşte eficienţa ciclului turbinare-pompare.Dacă la grupurile ternare turbinele sunt de tip Pelton, atunci schimbarea de regim dela turbinare la pompare se poate face în câteva secunde. Există însă şi un dezavantaj,şi anume că arborele dintre pompă si turbină rezultă foarte lung, din cauză ca rotorulturbinei trebuie amplasat deasupra nivelului maxim aval, iar rotorului pompei trebuiesă i se asigure contrapresiune la nivelul minim aval.8.5. SCHEME DE AMENAJAREPrincipial schemele de amenajare a uzinelor hidroelectice cu acumulare prin pompajnu diferă prea mult. Toate au un rezervor superior, în care se acumulează apa, şi unrezervor inferior, din care se face pomparea. Varietatea schemelor este dată devarietatea condiţiilor din amplasamente. Pentru ilustrare, sunt prezentate în continuareo serie de scheme de amenajare.UHEAP Bath County, a cărei schemă de amenajare este prezentată în figura 8.9,intrată în exploatare în 1985 în SUA, este cea mai mare amenajare cu pompaj înfuncţiune în momentul de faţă (anul 2008). Puterea instalată este de 2100 MW, în 6grupuri de 350 MW fiecare. Debitul instalat este de 915 m3/s, iar căderea este de 385m. Figura 8.9. Schema de amenajare a UHEAP Bath County 275
  • 276. Sunt trei circuite hidraulice, interconectate în amontele galeriilor forţate, care conducapa la şi de la cele 6 grupuri din centrală. Distribuitorul este frontal clădirii centralei.Amenajarea este subterană, dar centrala hidroelectrică este supraterană.În bazinul superior variaţia de nivel la un ciclu de pompare – turbinare este de cca 20m, ceea ce impune condiţii dificile de stabilitate. Un sistem extins de drenaj, cu douăgalerii de contur, la două nivele diferite, controlează presiunile interstiţiale dinversant, imediat sub rezervorul superior. La baza versantului, amonte de centrală, unal doilea sistem de foraje de drenaj descarcă eventualele exfiltraţii din ansamblullucrărilor subterane.Lungimea mare a circuitului hidraulic a impus intercalarea între galeriile de aducţiuneşi galeriile forţate a trei castele de echilibru. Schema asigură o mare flexibilitate înexploatare, constând în fapt în 3 uzine cu pompaj independente funcţional.UHEAP Dinorwig, intrată în funcţiune în 1983 în Marea Britanie, este cea mai mareamenajare cu pompaj în funcţiune în Europa (Fig.8.10). Puterea instalată este de 1728MW, cu 6 grupuri reversibile. Fiecare grup are o putere nominală de 288 MW laturbinare şi de 275 MW la pompare. Intrarea în regim din stare de repaos se face înmai puţin de 2 minute, iar din rezervă caldă în regim în mai puţin de 20 s. Energiatotală înmagazinată pe ciclu este de 9 GWh. Randamentul ciclului este de 74 ... 75%.Amenajarea este integral subterană. Datorită lungimii mari a derivaţiei, de peste 2300m, uzina este prevăzută cu castel de echilibru. În aval de castel este un puţ forţat,continuat cu o galerie blindată. Galeria de fugă are o contrapantă semnificativă pentrua asigura contrapresiune, în special pentru regimul de pompare. Vane amonte Aducţiune Castel de echilibru Rezervor superior Galerie blindată CHE AP H = 542 m Galerie de fugă Rezervor inferior 1695 m 700 m 470 m Figura 8.10. Profil sinoptic prin UHEAP Dinorwig 276
  • 277. UHEAP Goldisthal, dată în exploatare în 2004 în Germania, este cea mai modernăuzină cu acumulare prin pompaj din Europa. Puterea totală este de 1060 MW,echiparea fiind cu 2 grupuri reversibile de 270 MW şi turaţia de 333 rot/min şi altedouă grupuri cu turaţie variabilă (300 ... 346 rot/min) cu puterea nominală de 265MW. Căderea maximă este de 325 m, iar cea minimă de 280 m. Debitul instalat estede 103 m3/s la turbinare şi de 80 m3/s la pompare.După cum se poate urmări în figura 8.11, schema se amenajare este tradiţională:rezervor superior, priză, galerie forţată, caverna centralei, galerie de fugă, aspiraţie.Rezervorul superior are o suprafaţă de 55 ha şi un volum util de 12 mil m3. Lungimeabarajului de contur este de 3 370 m.Rezervorul inferior are o suprafaţă de 78 ha şi un volum total de aproape 19 mil m3.Este de fapt un lac de acumulare, realizat de un baraj de 67 m înălţime şi o lungime lacoronament de 220 m. Lac de acumulare Rezervor superior Baraj Figura 8.11. Schema de amenajare a UHEAP GoldisthalCaverna sălii maşinilor, la care accesul se face printr-un tunel, are o lăţime de 25 m, oînălţime de 49 m şi o lungime de 137 m. În vecinătate este caverna trafo. Derivaţiaforţată are două galerii blindate cu diametrul de 6,20 m fiecare. La intrarea în centralăsunt două distribuitoare care aduc apa la cele patru grupuri.Galeriile de fugă sunt tot în număr de două, cu diametrul de 8,20 m fiecare. Ieşirea dincentrală are patru zone de liniştire, câte una pentru fiecare grup, iar lungimeagaleriilor de fugă este de cca 275 m. 277
  • 278. UHEAP Revin este una dintre primele uzine cu acumulare prin pompaj la care s-auutilizat grupuri reversibile. Uzina a intrat în exploatare în 1972. Căderea este modestă,de 240 m, iar echiparea cuprinde 4 grupuri de 188 MW fiecare. Schema, prezentată înfigura 8.12, nu cuprinde elemente deosebite. Din bazinul superior, de la o priză turn,apa este adusă la centrală printr-un puţ forţat continuat cu o galerie forţată. Cavernacentralei este poziţionată la o cotă mult inferioară faţă de bazinul (lacul de acumulare)inferior, pentru a asigura contrapresiunea. Figura 8. 12. Profil sinoptic prin UHEAP RevinUHEAP Ludington (construită între 1969 şi 1973) face parte din aceaşi generaţie, aprimelor grupuri reversibile, dar are o serie de particularităţi. Deşi căderea este relativmică, de numai 121 m, puterea uzinei este foarte mare, de 1872 MW. Rezervorulinferior este lacul Michigan, ceea ce asigură volume mari de pompare. Rezervorulsuperior are o lungime de cca 4 km, o lăţime de 1600 m şi o adâncime de 33 m.Circuitul hidraulic este format din 6 conducte forţate cu debit capabil de peste 260m3/s fiecare. Bazin superior Lacul Michigan Figura 8.13. Schema de amenajare a UHEAP Ludington 278
  • 279. UHEAP Pacatuba este un proiect propus în Brazilia, care are câteva particularităţiinteresante (fig. 8.14). Puterea instalată este de 500 MW, la o cădere de 551 m.Rezervorul superior este realizat prin închiderea cu baraje transversale a unor chei.Bazinul inferior, de formă semieliptică, este realizat ca un rezervor de coastă, cu digde contur. Parţial este excavat în terenul natural. Sistemele de etanşare şi drenaj suntsimilare cu cele ale rezervoarelor superioare. Circuitul hidraulic cuprinde o galerieforţată de 4,5 m diametru şi o lungime de 1000 m şi o galerie de fugă cu diametrul de6 m. Figura 8.14. Schema de amenajare propusă pentru UHEAP Pacatuba 279
  • 280. UHEAP Kunigami, construită în Japonia, este prima uzină hidroelectrică cu pompajcare foloseşte apă de mare (fig. 8.15). Soluţia a fost promovată ca pilot pentrunumerose alte amplasamente favorabile pe costele Japoniei. Utilizarea mării carezervor inferior este considerată ca fiind mult mai acceptabilă din punct de vedere alimpactului asupra mediului, pentru că nu mai sunt afectate cursurile naturale de apă.Centrala are o putere instalată relativ mică, de numai 31,8 MW, la o cădere netă de141 m şi o înălţime de pompare de 160 m. Debitul instalat este de 26 m3/s la turbinareşi de 20,2 m3/s la pompare. Pentru a rezista atacului apei saline suprafeţele udate alecircuitului hidraulic şi ale echipamenteleor sunt confecţionate din oţel inoxidabilaustenitic, cu conţinut redus de carbon.Rezervorul superior este de formă octogonală, creat prin dig de contur, iar rezervorulinferior este conturat de o apărare costieră cu tetrapozi protejând construcţiile dedebuşare a circuitului hidraulic. Bazin superior Oceanul Pacific Figura 8.15. UHEAP Kunigami, având oceanul Pacific drept bazin inferior 280
  • 281. UHEAP Tarniţa – Lăpuşteşti este proiectul primei centrale hidroelectrice cu pompajcare urmează să fie construită în România. În cele ce urmează se prezintă o variantădintre cele studiate în diverse etape. Schema de amenajare se compune dintr-unrezervor superior – lacul Lăpuşteşti – derivaţia, centrala subterană şi rezervorulinferior – lacul Tarniţa. Integrarea în schemă a lacului de acumulare existent esteavantajoasă economic şi nu perturbă major funcţionarea centralei hidroelectrice de lapiciorul barajului. Prismul util pentru pompaj este de cca 10 mil m3 faţă de 74 mil m3cât are lacul.Parametri energetici preconizaţi, realizabili într-o etapă sau în două etape, sunt: putereinstalată de 1000 MW, în 4 grupuri reversibile de 250 MW fiecare, la o cădere de 565m.Rezervorul superior este amplasat pe un platou de pe versantul stâng al laculuiTarniţa. Rezervorul este creat de un dig de contur cu înălţimea de până la 35 m şi areun volum de 10 mil m3. Etanşarea fundului se va face cu un covor asfaltic. Problemaetanşării şi drenării rezervoarelor superioare realizate prin diguri de contur estedezvoltată în acest paragraf pe baza unui studiu de caz. Figura 8.16. Proiectul UHEAP Tarniţa – Lăpuşteşti 281
  • 282. Priza de apă din rezervorul superior este situată pe fundul rezervorului, la cca 60 m depiciorul digului. Derivaţia are un fir unic pentru galeria forţată, cu diametrul de 6 m şidouă fire pentru galeria de fugă, cu diametrul de 6,2 m fiecare. Centrala subterană esteamplasată într-o cavernă cu o acoperire de 500 m, având dimensiunile 23 x 45 x 115m. Transformatoarele sunt de asemenea amplasate în subteran, într-o cavernăseparată. Priza de apă pentru pompaj din lacul Tarniţa, care este şi debuşare pentruregimul de turbinare, este o priză de versant, situată la o cotă sub nivelul minim deexploatare al lacului.UHEAP cu rezervoare subterane este o propunere lansată în SUA, pentu companiaenergetică Edison. În figura 8.17 este prezentat conceptul de amplasare arezervoarelor. Centrala are două trepte, cu cca 530 m cădere pe fiecare treaptă, cu oputere instalată între 2000 şi 3000 MW.Rezervorul inferior, ca şi rezervorul intermediar sunt realizate ca o reţea de galeriiinterconectate. Soluţii similare sunt în studiu pentru valorificarea galeriilor de la unelemine care se închid. Figura 8.17. UHEAP cu rezervoare inferioare realizate în subteran. 282
  • 283. Etanşarea şi drenarea rezervoarelor superioare. Studiu de cazBazinele superioare ale centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj suntuzual realizate în profil mixt, prin excavare în zona platourilor înalte din amplasamentşi bordare a conturului excavaţiei cu baraje perimetrale construite din materialulderocat. Datorită schimbărilor rapide şi frecvente ale nivelurilor (adesea bazinele segolesc integral in 4 ... 10 ore) problema etanşării şi drenării acestor bazine este deprimă importanţă. In cazul unor pierderi de apă excesive şi necontrolate, consecinţelesunt deosebit de grave: reducerea randamentului global al uzinei; distrugerea etanşăriifundului şi paramentelor datorită forţelor de subpresiune în exces, iar în condiţii deiarnă, şi a îngheţului; periclitarea stabilităţii versanţilor şi a golurilor subteranefuncţionale (galerii, caverna centralei) datorită presiunilor interstiţiale induse.La majoritatea UHEAP-urile aflale in exploatare s-a adoptat etanşarea cu betonbitmninos a fundului şi paramentelor bazinului, concomitent cu o reţea de drenajfoarte extinsă, care permitea localizarea şi colectarea debitelor pierdute. În ultimadecadă ca soluţie alternativă de etanşare sunt aplicate şi geomembranele.Ponderea investiţiei cerute de lucrările de etanşare-drenare, în cazul aplicării betonuluibituminos, sau a geomembranelor, este mare în ansamblul investiţiei unei UHEAP.Din acest motiv s-a analizat posibilitatea de înlocuire a acestei soluţii cu o rezolvaretipică lucrărilor de barare, cu mască pe parament şi voal de injecţii. În cele ce urmeazăse prezintă o comparaţie energo-economică a soluţiilor de etanşare menţionate, pentrucazul concret a unei scheme preconizate in bazinul superior al Argeşului.Schema UHEAP Stâna Mare - Topolog (fig. A.1) are rezervorul superior amenajat cabazin pe platoul Stâna Mare, situat pe interfluviul râului Topolog şi Topologel şirezervorul inferior realizat prin barare pe râul Topolog, la circa 4 ... 5 km în amontede confluenţă. Legătura dintre cele două acumulări se realizează printr-o galerie decirca 2 km lungime, centrala fiind amplasata in subteran. Principalele caracteristici aleamenajării sunt: putere instalată 500 MW, cădere medie brută 650 m şi debit instalatde 95 m3/s. Figura A.1. Vedere în plan a schemei de amenajare 283
  • 284. Morfologic, platoul Stâna Mare constitue o platformă de eroziune cu pante foartereduse. Roca de bază este formată din micaşisturi cuarţitice şi paragneise, cu zonealterate de circa 3 m grosime acoperite de depozite de 0,5 . . . 6 m grosime.In figura A.2 este prezentat sistemul de etanşare propus pentru bazinul superior alamenajării. Covorul asfaltic are două straturi de beton asfaltic compactat, protejate cuemulsie de bitum cationică şi vopsea de bronz-aluminiu, aşezate pe un betonsemicompactat, piatră spartă şi savură. Fundaţia etanşării este alcătuită din balastargilos. PROFIL TIP DETALIU DE ETANŞARE Figura A.2. Etanşarea bazinului superiorEtanşarea cu mască de parament şi voal de etanşare nu este detaliată aici, soluţiaurmând alcătuirile constructive uzuale aplicate la barajele de anrocamente cu mască.Sistemul de drenaj este astfel conceput încât să asigure colectarea şi localizareadebitelor exfiltrate în suprafaţa radierului şi respectiv a paramentului (fig. A.3).Reţeaua de drenuri colectoare debuşează într-o galerie perimetrală vizitabilă, care estescoasă pe sub barajul perimetral în afara rezervorului. Debuşarea se face într-un bazincolector, de unde apa este repompată în rezervorul superior în perioada golurilor desarcină. Detaliile drenajului se pot urmări în aceaşi figură. 284
  • 285. VEDERE ÎN PLAN A A SECŢIUNE A-A Figura A.3. Sistemul de drenaj al bazinului superiorAlegerea soluţiei de etanşare nu se poate face numai pe considerente funcţionale saude cost, fără a lua în consideraţie spectrul de infiltraţie şi debitele pierdute. Deoareceetanşarea cu covor asfaltic a fundului şi a paramentelor udate ale bazinului asigurăteoretic eliminarea integrală a pierderilor, estimarea debitelor exfiltrate s-a făcut pebaza experienţei de la alte lucrări similare, utilizând datele disponibile în literaturatehnică consultată. S-au selectat cele mai mari valori înregistrate pentru debitelepierdute, considerate însă acceptabile la alte amenajări cu pompaj prevăzute cuetanşări bituminoase : centrala Egberg = 4 ... 6 1/s la o suprafaţă, etanşată de 120.000m2; centrala Iril Enda = 2 ... 4 1/s la 66.000 m2; centrala Turlough Hill = 1... 4 1/s la80.000 m2. Pe baza acestor date s-a adoptat, pentru soluţia de etanşare propusă, opierdere specifică de 1,5 1/zi, m2.In cazul etanşării cu mască de parament şi voal, evaluarea debitelor pierdute s-a făcutprin calcul, utilizând metoda elementelor finite. S-a ţinut seama de morfologiaamplasamentului şi s-a admis ipoteza infiltraţiei plan verticale pentru o secţiune 285
  • 286. transversală caracteristică. Pe baza investigaţiilor geologice, s-a admis că roca esteomogenă, fără discontinuităţi majore sau sisteme preferenţiale de fisuri.În figura A.4 este prezentată discretizarea utilizată în calcul. Domeniul cuprindemasivul de roca pâna la limita văilor adiacente, care asigură drenarea debitelorpierdute. S-a considerat că debitele exfiltrate sunt canalizate dominant către cele douăvăi care marchează interfluviul, valea Stîna Mare în stânga, la 280 m mai jos faţă defundul bazinului şi valea Topolog în dreapta, la 630 m mai jos faţă de fund. Condiţiilede margine au fost introduse sub forma sarcinilor hidraulice impuse pe fundulbazinului şi pe albia râurilor din văile adiacente. Figura A.4. Discretizarea şi spectrul curgerii din bazinul superiorPentru rocă s-a admis o conductivitate hidraulică de 5x10-4 cm/s, iar efectul voaluluis-a modelat printr-o reducere de 10 ori a permeabilităţii rocii intacte. Pentru zona defund a bazinului s-a considerat că eventualele injecţii de consolidare nu producmodificări ale conductivităţii hidraulice a rocii. S-a analizat efectul adâncimii voaluluipreconizat, calculele făcându-se pentru voaluri cu adâncimea de 50, 100 si 200 m.După cum se poate urmări în figura A.4, datorită exfiltraţiilor, pe versant, apar zonede izvorâre cu extindere mare, care impun măsuri de drenare suplimentare. Debitelepierdute în cazul voalului de 50 m adâncime au rezultat a fi de 0,053 l/s,ml.Extinderea adâncimii voalului are efecte reduse asupra spectrelor de curgere şi adebitelor pierdute datorită faptului că infiltraţia se produce predominant prin zona defund şi nu prin voal sau prin ocolirea voalului. Astfel, la creşterea adâncimii voaluluide la 50 la 200 m debitele pierdute scad cu numai 5%.Pentru alegerea variantei de etanşare (covor asfaltic sau mască şi voal) s-a adoptatdrept criteriu costul unui kWh produs in UHEAP, cost în care se evidenţiază atâtamploarea şi costul lucrărilor de etanşare-drenare, cât şi pierderile de energie prinexfiltraţii. Expresia costului kWh produs este: VT 1 pc = ( A I + Aed I ed + peb E ) VT + ∆ Vinf ηc Eunde: 286
  • 287. A este amortismentul investiţiei de bază; I’ - valoarea actualizată a investiţiei în UHEAP, mai puţin investiţia pentru etanşarea şi drenarea bazinului superior; Aed - amortismentul pentru lucrările de etanşare şi drenaj ale bazinului superor; I ed - valoarea actualizată a investiţiei pentru etanşarea şi drenarea bazinului superior; E - energia de pompaj utilizată într-un an; peb - preţul energiei de pompaj, considerată ca energie de bază; VT - volumul de apă turbinat într-un an; ∆Vinf - volumul de apă pierdut prin exfiltraţii din bazinul superior în timp de un an; ηc - randamentul ciclului de pompare – turbinare; ηc E - energia produsă prin turbinare.Preţurile de producţie evaluate cu relaţia de mai sus au rezultat de 0,299 lei/kWh încazul etanşări cu covor asfaltic şi de 0,302 lei/kWh în cazul etanşării cu mască şi voal.Comparaţia acestor costuri arată că soluţia cu covor asfaltic este de preferat.Evaluarea energo-economică evidenţiază că reducerea costului de investiţie învarianta cu mască şi voal nu compensează pierderile energetice din exploatare. Semenţionează că diferenţele în favoarea acestei soluţii se majorează semnificativ dacăîn costul de investiţie se introduce şi costul lucrărilor de drenare a versanţilor.8.6. RANDAMENTUL CICLULUI POMPARE –TURBINARE8.6.1. Randamentul tehnicRandamentul ciclului de pompare - turbinare este dat de raportul dintre energia ETprodusă prin turbinare din bazinul superior a unui volum de apă V şi energia EPconsumată pentru pomparea aceluiaşi volum de apă pe diferenţa de nivel dintrebazinul inferior şi bazinul superior: ET ηc = (8.1) EPEnergia produsă prin turbinare este dată de relaţia: 1 ET = 9,81 V ( H br − ∆hT )ηt η g [kWh] (8.2) 3600în care unităţile de măsură sunt în SI iar notaţiile sunt: Hbr - diferenţa de nivel geodezică dintre nivelul apei din bazinul superior şi cel inferior; ∆hT - pierderea de sarcină la tranzitarea apei prin circuitul hidraulic la turbinare; ηt - randamentul turbinei; ηg - randamentul maşinii electrice când lucrează ca generator. 287
  • 288. Energia consumată pentru pompare este dată de relaţia: 1 9,81 V ( H br + ∆h P ) EP = [kWh] (8.3) 3600 η p ηmunde intervin în plus notaţiile: ∆hP - pierderea de sarcină la tranzitarea apei prin circuitul hidraulic la pompare; ηg - randamentul maşinii electrice cănd lucrează ca motor al pompei.Dacă se introduc randamentele hidraulice: H br − ∆hT H br pentru turbinare η H ,t = si respectiv pentru pompare η H , p = , H br H br + ∆h Pşi noţiunea de randament total pe fiecare componentă a ciclului se obţin:pentru turbinare: 1 V H br ET = V H br η h , t ηt η g =ηT , t (8.4) 367 367pentru pompare: 1 1 1 V H br EP = V H br = (8.5) 367 η H , p η p η m η P ,t 367unde ηT,t este randamentul total la turbinare, iar ηP,t este randamentul total lapompare.Randamentul ciclului de pompare turbinare se exprimă atunci sub forma: ET ηc = = η T ,t η P ,t (8.6) EP8.6.2. Eficienţa energeticăRandamentul ciclului pompare – turbinare prezentat în paragraful anterior se referănumai la aspectele cantitative ale producţiei şi consumului de energie electrică, fără alua în considerare calitatea energiei electrice implicate .De regulă, uzinele cu acumulare prin pompaj produc la turbinare energie de vârf şiconsumă pentru pomparea apei energie de bază. Pentru a pune în evidenţă eficienţaenergetică a amenajării, cele două energii trebuie să fie aduse la echivalenţă.Echivalentul în bază al energiei prodse la turbinare se calculează în funcţie depreţurile energiei livrate pv şi respectiv al energiei consumate pb: ET,eb = pv / pb ET (8.7) 288
  • 289. În relaţie s-a considerat că întreaga energie prodsă este energie de vârf. Eficienţaenergetică rezultă ca raport între energii echivalente: ET , eb pv ηc = = ηT , t η P , t (8.8) EP pb unde η c este eficienţa ciclului pompare turbinare. De această dată nu se mai poatevorbi de un randament, care prin definiţie este subunitar, ci de eficienţă. Astfel, la unrandament tehnic de ηc = 0,78 şi un raport al preţurilor pv / pb = 3, eficienţa energetică este de η c = 2,34. Desigur că această evaluare simplă justifică numaioportunitatea includerii în sistem a centralelor cu pompaj. Eficienţa energetică realătrebuie să includă şi scăderea pierderii de energie la transport în cazul turbinării şirespectiv creşterea pierderii de energie la transport în cazul pompării. Corecţii maiintervin şi din includerea în analiză a recunoaşterii financiare a serviciilor de sistem pecare le asigură centrala.8.3. Corecţii ale randamentului tehnicÎn cazul UHEAP cu bazinul superor amenajat cu diguri de contur pe platouri naturale,şi chiar în cazul bazinelor superioare realizate prin barare, au loc pierderi de apă prinexfiltraţii. Pierderile de apă conduc la reducerea randamentului global al uzinei. Dacăvolumul de apă pierdut este ∆Vinf (m3/an) iar volumul total turbinat intr-un an este VTapare o componentă suplimentară a randamentului: VT ηinf = (8.9) VT + ∆ VinfRandamentul tehnic corectat este în acest caz: − η c =ηinf ηc =ηinf ηT ,t η P,t (8.10)Corecţii suplimentare sunt date de consumul propriu al uzinei şi de fluctuaţiile căderiila uzinare şi respectiv la pompare date de variaţia nivelurilor apei în rezervoare.BIBLIOGRAFIEBogenrieder, W., Groschke, L. (2000). Design and construction of Germany’sGoldisthal pumped-storage scheme. Hydropower and Dams, Volume 7, Issue one.CE IIT, Kharagpur. (1999). Lesson 1. Principles of Hydropower Engineering .NewDelhi.Cogălniceanu, A., Iorgulescu, F. (1967). Orientări actuale în hidroenergetică. EdituraTehnică, Bucureşti.Cogălniceanu, A. (1986). Bazele tehnice şi economice ale hidroenergeticii. EdituraTehnică, Bucureşti. 289
  • 290. Davis, C.,V., Sorensen, E.,K. (1969). Handbook of applied hydraulics. McGraw-Hill.Fujihara, T., Imano, H., Oshima, K. (1998). Development of Pump Turbine forSeawater Pumped-Storage Power Plant. Hitachi Review Vol. 47, No. 5.Houdeline & col. (2006). Reversible Pump-Turbine and Motor-Generatores Design.A large pumped storage power plant experience. Hydrowater, Beijing, China.Hydropower and Dams (2002). Pumped-storage projects update. Volume 9, Issue 5.Jenkinson, P. (2005). Dinorwig the largest pumped storage plant in Western EuropeFirst Hydro Analysts Conference.Krieger, G. (2007). Renewable energy for the future. VDMA - Power Systems.Frankfurt/Main, Germany. Conference on Renewable Energies for Embassies inGermany, Berlin.Mosonyi, E. (1991). Water power development. Akademia Budapest.Mosonyi, E. (1991). Leakage and seepage from upper reservoirs. Water Power andDam Construction, January.Popescu, M. (2008). Uzine hidroelectrice şi staţii de pompare. Funcţionareahidraulică la regimuri tranzitorii. Editura Universitară, Bucureşti.Stematiu, D., Scrob, E., Popescu, R. (1985). Construcţii hidroenergtice. Îndrumătorde proiectare. ICB.Stematiu, D., Ivănescu, G. (1990). Consideraţii privind soluţiile de etanşare abazinelor superioare a centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj.Hidrotehnica, Vol. 35, Nr. 1.UPB. (2006). Hidroenergetica. www.hydrop.pub.ro / bcap4.USBR. Power Resources Office. (2005). Hydroelectic Power. US Department of theInterior publications, Denver.VA TECH Hydro & MCE Voest. (2003). Pumped storage plant Goldisthal.Vladimirescu, I. (1974). Maşini hidraulice şi staţii de pompare. Editura Didactică şiPedagocică, Bucureşti.VOITH Siemens (2002). Pumped storage. Tecnical paper.Water Power and Dam Construction (1993). The world’s pumped-storage plants.Volume 45, Nr. 8. 290
  • 291. 9 RESURSE NECONVENŢIONALE DE ENERGIE HIDRAULICĂ9.1. CONSIDERAŢII PRELIMINAREÎn afară de energia debitelor râurilor şi a fluviilor, care constitue forma cea maicunoscută şi utilizată de energie hidraulică, sunt alte două resurse de energiehidraulică care prezintă interes, şi anume energia valurilor şi a curenţilor marini şienergia oscilaţiilor periodice ale mareelor. Acestea au căpătat denumirea de resurseneconvenţionale de energie hidraulică, pentru că nu mai sunt legate de circuitul apeiîn natură, deşi provin şi se regenerează continuu tot datorită energiei solare.9.1.1. Consideraţii privind valurile marineValurile marine reprezintă o resursă de energie promiţătoare între cele regenerabile,fiind semnificativă cantitativ şi acesibilă în numeroase zone ale globului. Energiavalurilor marine este o formă indirectă de energie solară. Încălzirea diferită a unormase mari de apă din oceanul planetar şi din suprafaţa uscatului conduce la apariţiavânturilor. Vânturile care suflă peste mari întinderi de apă transmit o parte din energialor acestora, generând valurile care se formează la suprafaţa mărilor şi oceanelor şi seîndreaptă spre ţărm.Potenţialul teoretic global este de 8x105 TWh/an, ceea ce reprezinză de 100 de oricantitatea de energie care ar putea fi produsă anual de amenajările hidroenergeticeconvenţionale. Dacă acest potenţial ar putea fi valorificat integral, s-ar evita emisia înatmosferă a 2 milioane de tone de CO2 care ar fi degajate prin arderea combustibililorfosili pentru a da aceaşi cantitate de energie. Potenţialul mondial, exprimat ca puteredisponibilă, este de cca 2 TW, cu 320 GW în Europa. Din acest potenţial teoretic s-arputea valorifica sub formă de energie electrică cam 10 ... 12 %. Chiar în acestecondiţii însă, energia valurilor marine tot ar fi suficientă pentru acoperirea necesaruluiplanetar de energie electrică.Potenţialul liniar, referitor la metru de coastă, este cel care defineşte locaţiile în carese pot amenaja eficient instalaţii de preluare a energiei valurilor. Potnţialul liniar, ca şipotenţialul de suprafaţă asociat, depind de pătratul înălţimii valului, care diferă foartemult de la o zonă la alta. Ca urmare, harta potenţialului exprimat în kW/m din figura 291
  • 292. 9.1 este în măsură să pună în evidenţă zonele de pe glogb unde pot fi amenajateinstalaţii cu caracter industrial. 00 Kw / m coastă 70 kW/m Figura 9.1. Repartiţia pe glob a energiei specifice a energiei din valResursele energetice din valuri sunt foarte diferite între diferite ţărmuri. Valorilemaxime ale densităţii de energie din valuri sunt de cca 30 MW pe km2 pe costeleeuropene şi de cca 40 ... 45 MW / km2 în cele mai favorabile locaţii.În ceea ce priveşte valorificarea efectivă a acestei resurse de energie, situaţia este însădiferită. Tehnologiile de transformare a energiei valurilor în energie electrică nu auajuns încă la stadiul de instalaţii industriale performante, iar costurile pe kWh suntîncă mari. Există numeroase cercetări în domeniu, sunt patentate numeroasedispozitive şi unele dintre acestea sunt, după cum se va vedea în paragrafeleurmătoare, pe cale de a deveni instalaţii cu caracter industrial.9.1.2. Consideraţii privind mareele şi curenţii mariniRidicarea şi coborârea periodică a nivelului mărilor sau oceanelor este cunoscut cafenomenul de maree. Acesta se produce ca urmare a forţelor de atracţie exercitate desoare şi în special de lună. Datorită rotaţiei pământului frontul de undă creată deridicarea / coborârea de nivel se deplasează spre vest, cu o înălţime mai mică de 1mşi o perioadă de 12 ore şi 25 de minute, adică intervalul de timp dintre flux (ridicarede nivel) şi reflux (coborâre de nivel). Fazele lunii fac ca diferenţa de nivel dintre fluxşi reflux să varieze în timp, între un maxim şi un minim, cu perioada de 14 zile.Configuraţiile diferite ale mărilor şi oceanelor creează mari diferenţe între diferitelelocaţii în ceea ce priveşte diferenţa dintre nivelul apei la flux şi nivelul de la reflux.Sunt maree mari, cu diferenţe denivel de peste 4 m, maree medii, cu valori între 2 şi 4m, şi maree mici, cu valori sub 2 m. O imagine a repartiţiei pe glob a înălţimiimareelor este redată în figura 9.2. 292
  • 293. Maree mari > 4m Maree medii 2... 4 m Maree mici < 2 Figura 9.2. Reapartiţia înălţimii mareelor pe coastele continentelorPotenţialul global al energiei mareelor este estimat la 200 TWh/an, dar sunt şi evaluărimai optimiste, de până la 450 TWh/an. În amplasamente foarte favorabile, cum suntstrâmtorile, estuarele şi golfurile densitatea de energie atinge 500 ... 1000 W/m2.Potenţialul amenajabil, exprimat în putere, este estimat la 120 ... 400 GW.Fructificarea energiei mareelor sub formă de energie mecanică datează din secolul 11,la mori de cereale în Franţa şi Marea Britanie. Fructificarea ca energie electricădatează din a două jumătate a secolului XX. În principiu, o incintă închisă, care poatefi un golf sau un estuar barat, sau o incintă creată prin diguri de contur, înmagazineazăapa la flux şi o redă oceanului la reflux. Accesul apei în incintă se face atunci cândnivelul mării este ridicat şi incinta este cu nivel minim, iar restituţia se face cândnivelul mării este coborât şi nivelul în incintă este maxim. Schimbul de apă dintreincintă şi mare se face prin turbine, care fructifică diferenţele de nivel create întreincintă şi larg. Sunt o serie de probleme încă neclarificate privind durabilitateaamenajărilor şi în special impactul creat asupra mediului marin. Din acest motiv înlume sunt numai câteva uzine mareo – electrice cu puteri semnificative.Energia curenţilor asociaţi mareelor este o a doua resursă interesantă pentruvalorificare energetică. Fructificarea acestei energii se face prin elice submarine,organizate în ferme similare cu fermele eoliene. Acestea sunt amplasate în zone dinvecinătatea insulelor sau coastelor unde vitezele curenţilor mareici (proveniţi dinmaree) sunt mai mari.Tehnologiile de preluare a energiei curenţilor sunt relativ simple şi verificate la nivelde prototip. Nu sunt însă finalizate amenajări energetice la scară industrială şicontribuţia lor la sisteme energetice este încă nesemnificativă. Pentru viitorul apropiatse apreciază că energia curenţilor marini va deveni, în locaţiile favorabile, o sursăimportantă de energie. 293
  • 294. 9.2. HIDROENERGIE DIN VALURI MARINE9.2.1. Puterea şi energia valurilor marineValurile marine sunt rezultatul combinaţiei dintre acţiunea vânturilor, a gravitaţiei şi atensiunii superficiale a suprafeţei mării. Figura 9.3. ilustrează formarea valurilormarine în cazul unei furtuni. Mărimea valului este determinată de viteza vântului şi defetch, dar şi de adâncimea şi relieful fundului mării, care pot disipa sau concentraenergia valurilor. Direcţia de propagare Figura 9.3. Formarea şi caracteristicile valurilorParticolele de apă excitate de vânt au traiectorii circulare, cele de la suprafaţă avânddiametrul maxim, iar cele din spre fund diametre care scad exponenţial cu adâncimea.Compunerea acestor traiectorii conduce la formarea crestelor şi golurilor de val şirespectiv la propagarea valurilor.Distanţa dintre două creste consecutive este denumită lungime de undă λ. Înălţimeavalului H este distanţa dintre golul şi creasta valului. Perioada valului T este intervalulde timp necesar valului să parcurgă o distanţă λ. Ca urmare relaţia care defineşteviteza valului este v = λ/T. 294
  • 295. Valurile transportă energie mecanică. Puterea pe unitate de lungime transversalădirecţiei de propagare a unui val cu înălţimea H şi lungimea de undă λ este: 1 P = ρ g H 2 λ [W / m] (9.1) 2unde ρ este densitatea apei de mare iar g este acceleraţia gravitaţională. Toate mărimilesunt exprimate în SI.La formarea valurilor în larg acestea au înălţimi mici H1 şi lungimi de undă mari λ1(figura 9.4). La apropierea de ţărm puterea rămâne aproape neschimbată, exceptând unelepierderi prin frecare, dar lungimea de undă scade la λ2,. Înălţimea valului creşte pătratic,corespunzător condiţiei de putere constantă din relaţia (9.1). Aceste valuri mari au efectuldistrugător asupra plajelor. H1 H2 Figura 9.4. Evoluţia caracteristicilor valului de la larg spre ţărmPentru valuri neregulate, de înălţime H (m) şi peroadă T (s), expresia puterii peunitatea de lungime de front de val este: Pi ≈ 0,42 H2 T [kW / m] (9.2)Este de reţinut faptul că puterea valului depinde de pătratul înălţimii valului. Cuexcepţia valurilor create de furtuni excepţionale, valurile cele mai mari au înălţimeade cca 15 m şi perioada de cca 15 s. Conform relaţiei (9.2) astfel de valuri poartă cca1700 kW de putere pe fiecare metru din frontul valului. Un amplasament socotit cafiind foarte favorabil pentru fructificarea energiei valurilor are o putere specifică cumult mai mică, de cca 50 kW/ml. Valurile pe coasta nord-vestică a oceanului Atlanticau o putere specifică medie de 40 kW/ m.Energia pe unitatea de suprafaţă a valurilor gravitaţionale este de asemeneaproporţională cu pătratul înălţimii valului: 1 2 E = ρ g H m0 [ J / m 2 ] (9.3) 8 295
  • 296. unde H m 0 este înălţimea semnificativă a valului, în metri. Înălţimea semnificativăeste definită ca fiind de patru ori devierea standard a denivelărilor suprafeţei apei.9.2.2. Soluţii de valorificare a energiei valurilorUn impediment semnificativ în valorificarea energiei valurilor este dat de faptul că înmulte zone ale ţărmurilor energia valurilor este difuză. Sunt puţine locaţii cu nivelesemnificative de energie şi unde energia valurilor poate contribui în sistemulenergetic. Din acest motiv, de-alungul timpului, au fost numeroase preocupări pentrucrearea unor sisteme sau dispozitive de convertire a energiei valurilor în energieelectrică.Sunt peste 40 de tipuri de mecanisme propuse, dintre care numai unele suntfuncţionale. Mecanismele se diferenţiază după poziţia faţă de coastă, fiind amplasateîn ţărm, în vecinătatea coastei sau în larg. O primă clasificare împarte aceste sistemede valorificare a energiei valurilor în sisteme cu coloană oscilantă de apă, sisteme cuacumulatoare de apă şi sisteme cu plutitori antrenaţi de val (fig. 9. 5). Coloană oscilantă de apă Acumulatoare de apă Plutitori antrenaţi de val Figura 9.5. Sisteme de valorificare a energiei valurilorSistemele cu coloană oscilantă de apă constau dintr-o cameră realizată de o copertinăde beton, care are planşeul peste nivelul maxim al apei. Camera are deschideri lapartea inferioară, sub nivelul minim al apei, care permit intrarea valurilor în interiorulcamerei. Ridicarea şi coborârea periodică a nivelului apei comprimă şi decomprimăsuccesiv volumul de aer din interiorul camerei. O turbină de aer, situată pe o conductăde ieşire din cameră, este pusă în mişcare de aerul expulzat din, sau aspirat în cameră.Axial cu turbina este generatorul, care transformă energia mecanică a turbinei înenergie electrică. Densitatea şi vâscozitatea aerului sunt mult mai reduse comparativcu cele ale apei, ceea ce face ca turbina să lucreze la turaţii mari (până la 4000rot/min), şi ca urmare gabaritele generatoarelor sunt mai mici.Sistemele cu acumulatoare de apă sunt cele mai apropiate ca mecanism de producerea energiei electrice de centralele electrice convenţionale. Mişcarea apei din val estedirijată spre o rampă artificială, care înalţă nivelul valului, şi apoi valul este preluatprin deversare de un bazin plutitor. Returul apei din bazin spre mare, sub cădereaastfel creată, pune în mişcare turbine Kaplan de joasă cădere.Plutitorii antrenaţi de val stau la baza principalelor mecanisme imaginate pentrucaptarea energiei valurilor. Un corp plutitor, pus în mişcare de valuri, antrenează un 296
  • 297. sistem de generare, fie direct, ca în cazul generatoarelor liniare, fie prin intermediulunor sisteme de convertire a oscilaţiilor în mişcare de rotaţie, fie prin intermediul unorarticulaţii ce leagă între ele mai mulţi plutitori.Sisteme amplasate în ţărmÎntre sistemele amplasate în ţărm cel mai cunoscut este cel cu coloană oscilantă deapă. Pentru exemplificare, în cele ce urmează se prezintă sistemul denumit LIMPET(Land Installed Marine Power Energy Transmitter), care a funcţionat între anii 2000 şi2007 pe coaste de vest ale Scoţiei. Sistemul de conversie a constat din două turbinede aer Wells, cu diametrul de 2,6 m, conectate fiecare cu un generator de 250 kW,puterea totală instalată fiind de 0,5 MW. Energia furnizată a fost preluată de sistemulenergetic.Construcţia camerei este poziţionată cu 17 m în interiorul ţărmului şi cuprinde ocoloană oscilantă de apă cu lăţimea de 21m (fig.9.6). În amplasament adâncimea apeieste de 6 m. În figura 9.7 se poate urmări o fotografie cu vedere din spre ţărm ainstalaţiei. Turbină de aer Sparge val Ridicare val 12,5 Copertină Generator Camera de aer Nivel minim - 7,0 Buză de intrare Figura 9.6. Secţiune transversală prin camera sistemului LIMPET Figura 9.7. Vedere din spre ţărm a instalaţiei 297
  • 298. Peretele copertinei şi pereul de placare a taluzului ţărmului sunt paralele, făcând ununghi de 400 cu orizontala. La intrare unghiul se modifică, pentru a reduce secţiuneala numai 4,5 m x 21 m. Buza de intrare este circulară, cu un diametru de 1,5 m, pentrua reduce pierderile prin turbulenţă.O altă dispunere a sistemului, bazată tot pe principiul coloanei oscilante de apă şiaplicată în Pico Island, din Insulele Azore, este prezentată în figura 9.8.Figura 9.8. Sistem cu coloană oscilantă de apă la Pico Island: secţiune transversală şi fotografie din spre ţărmSistemul cu panou oscilant, din figura 9.9, este de asemenea destinat amplasării înţărm. O cutie din beton armat are o latură liberă către mare, Un panou batant estearticulat de cutie, la partea superioară. Sub acţiunea valurilor panoul ocilează, iarmişcarea este transmisă unei pompe hidraulice care la rândul ei antrenează ungenerator. Figura 9.9. Sistemul cu panou oscilant 298
  • 299. Sisteme cu amplasare în apropierea ţărmuluiDintre sistemele propuse de diferite firme, în cele ce urmează se prezintă sistemuldenumit Wave Dragon, primul sistem de fructificare a energiei valurilor care afurnizat energie în reţeaua unui sistem energetic. Schema de principiu a sistemului şio fotografie a instalaţiei în funcţiune sunt prezentate în figura 9.10. Figura 9.10. Instalaţia Wave Dragon pentru captarea energiei valurilorInstalaţia are două rampe largi, special profilate, care înalţă local valurile şi ledirijează în rezervor. Din rezervor apa se reîntoarce în mare prin gravitaţie, printr-oturbină, care este conectată cu un generator. Construcţia este foarte simplă şi numaiturbina şi generatorul au părţi în mişcare. Costurile iniţiale sunt reduse, dar costurilede exploatare, datorită locaţiei în afara ţărmului sunt mai mari.Sisteme cu amplasare în largUn prim sistem constă în utilizarea unor plutitori tip geamandură, care se ridică şi secoboară odată cu valurile. Mişcarea crează energie mecanică, care se transformă înenergie electrică. Energia electrică este transportată apoi la ţărm (fig. 9.11).O unitate plutitor-convertor, de tipul celor promovate de OPT (Ocean PowerTechnologies), are o putere de 40kW. Diametrul geamandurii este de 4 m, înălţimeade 16 m, din care cca 4 m peste nivelul mării. Partea fixă este realizată sub forma unuitrepied aşezat pe fundul oceanului. Sistemul este amplasat la 2...8 km de ţărm, laadâncimi de 40...60 m. Pentru utilizare industrială, la Reedsport, Oregon (SUA) esteprevăzută o grupare de geamanduri cu o putere instalată de 10 MW, care va ocupa12,5 ha din suprafaţa oceanului. 299
  • 300. Convertor Geamandură Figura 9.11. Sistemul cu geamandurăUn al doilea sistem se bazează tot pe oscilaţia unui plutitor antrenat de valuri, dar deaceastă dată sistemul este imers. Un corp cilindric plutitor este ancorat de fund. Un aldoilea cilindru, care este pus în oscilaţie de valuri, este susţinut de aerul captiv întrecilindrul inferior şi cel superior (fig. 9.12). Energia mecanică de oscilaţie în planvertical a cilindrului superior este transformată în energie electrică prin intermediulunui generator liniar. Statorul este fixat de cilindrul inferior, în timp ce miezul, careeste un magnent permanent, este fixat de plutitorul oscilant. Variaţia fluxuluimagnetic produce, în acord cu legea lui Faraday, o tensiune electromotoare e(t). Propagarea valurilor Cilindru Ax oscilant legat de plutitor Magnet permanent Cilindru e(t) fix Înfăşurare Fundul mării Figura 9.12. Obţinerea de energie electrică prin variaţia fluxului magnetic dată de deplasarea de translaţie a miezului magnetic antrenat de valuri 300
  • 301. Sistemul prezentat este cunoscut sub denumirea Archimedes Wave Swing. Estesocotit un sistem eficient, pentru că aria ocupată este relativ redusă în raport cuenergia produsă. De asemenea, capacitatea de a supravieţui furtunilor este mai marecomparativ cu a altor sisteme. Nu există în prezent instalaţii industriale bazate peacest mecanism de conversie, dar se aşteaptă ca la finalul anului 2010 să fie instalateastfel de sisteme în Scoţia, Portugalia şi Spania.Un al treilea sistem propus foloseşte principiul panourilor batante, antrenate de val(fig. 9.13). Un panou carcasat, articulat de o fundaţie de beton pe fundul mării,transmite mişcarea de dute-vino unui piston. Pistonul comprimă uleiul din cilindrucare la rândul lui antrenează un generator. Panou batant articulaţie Figura 9.13. Sistemul cu carcase batante ancorate de fundSistemul cu panouri batante este interesant, pentru că în adâncime mişcarea indusă devaluri este mai continuă comparativ cu mişcarea valurilor la suprafaţă. Proiecteleprevăd o putere unitară pe panou de 15 kW.Ultimul sistem prezentat în acest paragraf este sistemul cu cilindru plutitor, denumit şicilindru Bristol (fig. 9.14). Nivelul mării Valuri Cilindru plutitor Generator electric Figura 9.14. Sistemul cu cilindru Bristol Convertor al mişcării 301
  • 302. Cilindrul plutitor este conectat mecanic de convertor printr-un sistem de bare şiarticulaţii. Mişcarea oscilatorie a cilindrului antrenat de valuri este transmisă prinsistemul de bare care transformă această mişcare într-una de rotaţie. Un generator cuviteză mică de rotaţie este conectat cu convertorul de mişcare. La fel ca în cazul altorsisteme, o instalaţie industrială necersită formarea unui parc de asemenea dispozitive.9.2.3. Convertorul PelamisSistemul Pelamis, denumit şi convertorul de energie a valurilor Pelamis, este bazat peun concept revoluţionar, fiind primul sistem de colectare a energiei valurilor de largcu aplicaţii industriale. Sunt şase cilindri articulaţi, cu diametrul de 3,5 m, dintre caretrei sunt flotori cu lungimea de 30 m fiecare şi trei, cu lungimea de 5 m, conţinsistemul de convesie şi sunt denumiţi moduli de putere (fig. 9.15). Figura 9.15. Schema sistemului PelamisStructura este semi-submersă. Sub acţiunea valurilor elementele articulate au mişcărisus-jos şi dreapta-stânga, la fel ca un şarpe de mare. De aici vine şi denumirea dePelamis, care în limba greacă înseamnă şarpe. Mişcarea din articulaţii este transmisăunor cilindri hidraulici, care pompează ulei la presiune foarte mare către motoarelehidraulice. Motoarele hidraulice pun în mişcare generatorul electric. Energia produsăde fiecare dintre modulele de putere este trimisă prin acelaşi cablu către o conexiunepozată pe fundul mării. Elementele cuprinse în modulul de putere sunt prezentate înfigura 9.16. Rost articulat cu axa verticală Cilindru hidraulic Acumulator de mare presiune Set motor-generator Amplificator Rezervor Rost articulat cu axa orizontală Figura 9.16. Modulul de putere al convertorului Pelamis 302
  • 303. În figura 9.17 se poate urmări modul de lucru al sistemului şi principiul de conversie aoscilaţiilor din val în energie de presiune şi apoi în energie electrică. Direcţia valurilor Cablu ancorare electric Figura 9.17. Conversia oscilaţiilor din val în energie electricăModulul de putere al convertorului Pelamis P-750 are o putere instalată de 250 kW,iar o unitate are puterea de 750 kW. Convertoarele Pelamis sunt amplasate în zonelitorale la cca 5... 10 km de ţărm, la adâncimi de 50... 70 m. Un sistem special deconfigurare şi cuplare a rosturilor permite obţinerea unui răspuns rezonant, ceea ceface ca sistemul să poată capta şi energia valurilor mici, de apă liniştită.Presiunea de lucru la pistoanele captatoare este în domeniul 100... 350 bari, fiindconectate cu două motoare cu generatoare de 125 kW, cu o turaţie de 1500 rot/min.Un transformator trifazic de 10kV este plasat în flotor, de la care pleacă cablulelectric. Cablurile tuturor modulelor sunt conectate la un cablu principal submarin,care transportă energia la mal. În figura 9.18 este prezentată fotografia unei unităţiPelamis şi a câmpului de unităţi Pelamis care produc energie pe coasta de nord aPortugaliei, la Aguçadora Wave Park, la cca 5 km de ţărm.Fermă de unităţi Pelamis din Portugalia cuprinde trei unităţi, cu o putere de 2,25 MW.În Scoţia, pe coasta de nord, la Orkneys, este o grupare de 4 unităţi cu puterea de 3MW. Pe coasta de nord a Angliei este în curs de realizare o fermă de unităţi Pelamiscu puterea de 20 MW.O singură unitate Pelamis amplasată într-o zonă a mării cu puterea specifică medie, peunitatea de lungime, de 55 kW/m produce într-un an 2,2 x 106 kWh. 303
  • 304. a mooring system, comprising of a combination of floatsaa mooring system, comprising of a combination of floatsand weights which prevent the mooring cables becomingtaut. It maintains enough restraint to keep the Pelamispositioned but allows the machine to swing head on tooncoming waves. Reference is achieved by spanningsuccessive wave crests.The Pelamis is designed to be moored in watersapproximately 50-70m in depth (typically 5-10km fromthe shore) where the high energy levels found in deepswell waves can be accessed.Th