8.7. sisteme de conducere distribuitĂ la … conducerea automatĂ a proceselor industriale - vol....

Cap. 8. Centrale hidroelectrice 101

8.7. SISTEME DE CONDUCERE DISTRIBUITĂ LA CENTRALELE HIDROELECTRICE CU TURBINE KAPLAN

8.7.1. Schema bloc de comandă

Turbinele de tip Kaplan cu puteri nominale între 175 şi 220MW au posibilitatea unui reglaj dublu al debitului de apă turbionat (deci reglaj de putere şi turaţie) şi anume prin comanda paletelor aparatului director al statorului prin care se asigură reglajul brut al debitului şi prin comanda unghiului de înclinare al paletelor rotorului, prin care se asigură maximizarea randamentului de conversie a energiei hidraulice în energie mecanică În plus, centralele hidroelectrice de mare putere au în componenţa lor 4 până la 12 grupuri hidroenergetice ce vor utiliza împreună apa stocată în lacul de acumulare şi în acest caz, pentru optimizarea funcţionării lor, se impune un sistem ierarhizat şi distribuit de conducere aşa cum este implementat şi la centrala hidroelectrică Porţile de Fier I de către firma Sulzer Hydro. Structura unui sistem de conducere este prezentat în figura 8.85, schema bloc permite înţelegerea configurării sistemului şi conexiunile între componentele diferitelor niveluri de automatizare. Arhitectura sistemului este structurată pe 3 niveluri de automatizare:

-Nivelul 1 -cuprinde echipamentele de conducere din sala maşinilor, sistemele de conducere al grupurilor energetice şi sistemele auxiliare ale centralei formate din sistemele de reglare şi conducere adaptivă a turbinelor.

-Nivelul 2 –cuprinde serverele de stocare a datelor şi staţiile operatorilor ce asigură controlul grupurilor hidroenergetice din camera centrală de comandă - staţia inginerilor de sistem ce asigură întreţinerea şi configuraţia sistemului.

-Nivelul 3 – situat de asemenea în camera de comandă cuprinde sistemul de monitorizare al centralei, având ca funcţiuni: sistemul de diagnoză, control conexiuni şi sistemul de monitorizare al debitelor. Structura şi funcţiunile fiecărui sistem va fi analizată în cadrul acestui subcapitol. Această structură asigură o completă descentralizare a sistemului de conducere, echipamentele fiind conectate în reţea prin legături de comunicaţii realizate cu cablu electric sau fibră optică. În figura 8.86 este prezentată arhitectura Unităţii de control pentru unul din grupurile centralei, în care se observă dublarea regulatoarelor pentru reglarea parametrilor generatorului şi turbinei, în scopul creşterii siguranţei în funcţionare al grupului hidroenergetic. Sistemul de conducere conţine calculatoare dedicate pentru automatizare şi monitorizare, dispozitive de programare, regulatoare programabile, sisteme şi echipamente de reglare, sisteme de monitorizare şi operare (interfeţe om-maşină) formând un tot unitar (hardware şi software) care permite controlul complet al producerii şi distribuţiei energiei electrice. Toate aceste echipamente sunt conectate în cadrul fiecărui nivel printr-o serie de magistrale adecvate fluxului de date transmis. Sistemul de magistrale de comunicaţii ale centralei asigură legătura între staţiile de operare şi serverele instalate în camera de comandă cu staţiile de reglare şi operare din sistemul de reglare situat în cabinetele din sala maşinilor. Panourile de operare (PO) situate în sala maşinilor permit realizarea operărilor locale de către personalul de specialitate şi sunt conectate la PLC-urile ce asigură controlul hidroagregatelor. Sistemul de comandă locală permite executarea manevrelor necesare pentru sincronizarea manuală şi comenzile de urgenţă asupra elementelor de execuţie mecanice, electrice sau hidraulice pe baza unui tablou mic cu configuraţie clasică conectat la sistemele de control ale hidroagregatului. Conducerea automată a higroagregatelor se poate realiza fie din camera de comandă fie din cabinetele locale, comutarea de pe local pe central se poate realiza cu ajutorul cheilor de comandă existente pe panoul regulatoarelor, aşa cum se observă din schema din figura 8.86.

102 CONDUCEREA AUTOMATĂ A PROCESELOR INDUSTRIALE - vol. II

-Regulator 1

-Regulator 2

-Sincronizare -M

ăsurări Tem

peraturi -Panou O

perator

Conducere G

rup

Regulator turbină

Regulator excitaţie

Protecţii generator Protecţie excitaţie

Protecţii Electrice

-Regulator 1

-Regulator 2

-Sincronizare -Panou O

perator

Regulator

Turbină A

varii generator Presiuni diferenţiale C

avitaţie V

ibraţii

Diagnoză

Debite

Măsurare

Înregistrare Totalizare

Debit

Monitorizare

SISTE

M D

E C

ON

DU

CE

RE

GR

UP 1

G1

Fig. 8.85. Arhitectura sistemului de conducere al centralei hidroelectrice

INSTALAŢII SALA MAŞINILOR CAMERA DE COMANDĂ

Gn

G3

Răcire cu aer şi apă

Sistem de încălzire

Protecţie incendii C

ompresoare de aer

Întreruptoare electrice A

limentare cu apă

Sistem de ungere

Porţi batardou

Sistem U

nităţi auxiliare

Limitatori Senzori

Presiune Nivel analogici

Senzori/Instrumentaţie

Turbină I S .

Didtribuţie Joasă

Tensiune Senzori analogici - Tensiuni - C

urent - Puteri - Intreruptoare

Senzori/Instrumentaţie

Generator

Cavitaţie

Spărturi, aer V

ibraţii lagăre radiale/axiale V

ibraţii radiale relative V

ibraţii corp D

eversare parţială V

alori de proces

Senzori Diagnoză

Magistrală Proces – Sala M

aşinilor G2

Răcire cu aer şi apă

Sistem de încălzire

Protecţie incendii C

ompresoare de aer

Nivel inundaţii centrală

Alim

entare cu apă Sistem

de ungere

Sisteme auxiliare ale

Centralei

SISTEM D

E MO

NITO

RIZA

RE C

ENTR

AL

Terminal

Operator 1

Terminal

Operator 1

Panou Video-

proiecţie

HU

B

Sistem

Diagnoză

Control

Conecsiuni

Monitorizare D

ebite

STAŢIE

ING

INER

I SER

VER

2

Operator local

Operator local

OLM

OLM

O

LM

OLM

OLM

O

LM

OLM

SERV

ER 2

OLM

O

LM


Fig. 8.86. Arhitectura sistemului de conducere al grupului hidroelectric

AV

R

Regulator V

iteză

Protecţii generator

Protecţii Electrice

Regulator Turbină

Avarii generator

Presiuni diferenţiale C

avitaţie V

ibraţii

Diagnoză

Debite

Măsurare

Înregistrare Totalizare

Debit

Monitorizare

SISTE

M D

E C

ON

DU

CE

RE

GR

UP 1

G1

Magistrală Proces – Sala M

aşinilor

Conducere G

rup

Regulator 1

TE TE

ProfiBus D

P

Simatic S7 400

CPU CP M

odule I/O

Simatic S7 400

CPU CP M

odule I/O

Regulator 1

OP

TE TE Sincronizare M

ăs. Temp.

TE TE

Sincronizare - A

utomată

- Manuală

Verificare

Panou aparate indicatoare

Dev V

s R n M

W M

var V A

Local Central

Autom

at Manual

Principal Rezervă

Op.

Local O

p. Local

TE TE

RT1

RT2

TE TE

AE

Regulator

Excitaţie

Protecţie excitaţie

TE TE

STAŢIE

ING

INER

I SER

VER

2

Operator local

Operator local

OLM

OLM

O

LM

OLM

OLM

O

LM

OLM

SERV

ER 2

OLM

O

LM

HU

B


8.7.2. Sistemul de monitorizare al centralei hidroelectrice

8.7.2.1. Funcţiuni generale Este realizat cu sisteme de conducere distribuite pentru procese complexe. Firmele

producătoare (Siemens, ABB, Foxboro, etc) asigură întreaga gamă de echipamente şi produsele software adecvate care să asigure toate cerinţele impuse de exploatarea grupurilor hidroenergetice de mare putere dotate cu turbine Kaplan. Se vor prezenta în continuare funcţiunile de monitorizare ce se asigură pentru grupurile hidroenergetice de 178 MW precizându-se componentele sistemului distribuit produs de Siemens-Platforma SIMATIC S7.

Sistemul software pe staţiile centrale din camera de comandă este asigurat de software-ul SIMATIC WINCC ce lucrează sub Windows NT, operând ca un sistem multiutilizator. Din schema bloc, prezentată în figura 8.85, rezultă structura sistemului de control pentru WINCC ce cooperează cu sistemul central, către nivelele superioare şi cu nivelul procesului, către nivelele inferioare.

Modul de operare este de tipul client-server şi se derulează în conformitate cu următoarele taskuri: a) Taskuri pentru calculatoarele server: - înregistrarea imaginilor procesului şi mesajele de la PLC montate în sala maşinilor; - capturarea comunicaţiilor dintre servere şi PLC-uri prin reţelele de comunicaţii; - distribuirea datelor proceselor de la servere la calculatorul client şi controlul stărilor proceselor din centrală, serverele determină sarcinile masterelor pe parcursul zilei. b) Taskuri pentru calculatoarele client: - staţiile client operează şi monitorizează întregul proces; - clienţii distribuie toate stările serverelor corespunzătoare prin reţeaua de calculatoare; - toţi clienţii, în cea mai mare parte sunt identici şi au aceleaşi drepturi, din punct de vedere al distribuţiei software. 8.7.2.2. Caracteristicile sistemului de conducere a) Stocarea datelor: Datele se exportă la mediile de date externe pentru stocare pe lungă durată (MOD - Magnet Optical Drive). Aceste date includ arhivele de alarme măsurate, arhivele de valori şi legături vor fi automat exportate acolo unde un nivel de setare a fost atins corespunzător unui ciclu specific. Aceste medii de stocare externe sunt conectate la o staţie server. Pachetul stocat controlează distribuţia datelor. b) Redundanţă- Funcţiile de redundanţă ale Wincc compară arhivele de valori măsurate şi arhivele de alarmă în mod automat şi realizează egalizarea lor. Redundanţa este asigurată de existenţa a două servere centrale ce funcţionează în paralel, iar redundanţa funcţională se bazează pe următoarele funcţiuni: - Sincronizarea timpilor procesului (staţii operator, PLC); - Valorile procesului şi mesajele de la nivelurile PLC-urilor de proces sunt trimise la ambele servere în acelaşi timp, în paralel; - Mesajele trimise prin PLC-uri conţin un timp al mesajului pus la intrările disponibile; - Ambele servere au sistemul propriu de redundanţă; - Alimentarea electrică neîntreruptă prin UPS-uri. Ajustarea arhivelor este realizată prin funcţii predefinite şi rulează în paralel în procesul de control şi arhivare sub mediul WINCC. Aceasta asigură faptul că procesul poate fi controlat şi monitorizat în orice moment de timp. Serverele se monitorizează permanent unul pe altul şi pot recunoaşte uşor defectele ce apar la partener iar dacă este necesar se trimite un mesaj de control pentru verificare.


c) Comunicaţii Se utilizează următoarele standarde de comunicaţii în cadrul structurii realizate cu reţeaua SIMATIC: - Ethernet industrial sau Profibus, ca magistrale de sistem; - Profibus DP ca magistrale de câmp utilizând modulele de conectare ET200; - interfaţa multipunct (MPI - multi point interface) pentru instalaţiile mici. Pentru sistemul EMS/SCADA şi diagnoză se utilizează o interfaţare separată care asigură legături heterogene utilizând protocolul universal TCP/IP conectat ca o reţea de calculatoare între staţiile client. Acest protocol de reţea este în concordanţă cu sistemul de operare Microsoft Window NT. 8.7.3. Structura software a sistemului de control al instalaţiei În figura 8.87 este prezentată distribuţia software pe nivele funcţionale pentru clasa de echipamente numerice ale sistemului SIMATIC 7.

DTL Software propriu

ComunicaţiAlte sisteme

Software propriu

Fig.8.87. Distribuţie software pentru SIMATIC S7

Anunţuri

Client a Măşti statice Variabile referitoare la imagini de proces Operare şi observare

Date online Reţea de PC

Server 1 (activ) Variabile de proces Imagini statice Supervizare redundanţă Arhive de semnale Arhive pe termen scurt Managementul arhivelor (stocare) Manevrare date arhive

Staţie inginerie

Software Baze de date

Server 2 (stand-by) Supervizare redundantă

Siemens SIMATIC S7 PLC

Conducerea numerică A -Anunţuri cu marker de timp -Reglarea automată a unităţilor -Supervizare redundanţă -Detecţie nivel funcţiune -Magistrală a sistemul de control -Program de funcţionare -Comunicaţia la regulatorul turbinei -Sistem de protecţie

Conducere numerică B Supervizare redundantă

Siemens WINCC

Staţii Microsoft Windows

Siemens WINCC

Staţii Microsoft Windows

Client n Măşti statice Variabile referitoare la imagini de proces Operare şi observare

Magistrală staţii de date

on-line

Răspunsuri


Pentru reducerea timpului de prelucrare, stocare şi transmitere a informaţiei, diferitele echipamente lucrează cu software dedicat, coordonate de softul de management al reţelei.

8.7.4.Sincronizarea temporală

Sistemul lucrează cu ceas de tact global pentru sincronizarea componentelor sistemului de reglare a procesului. În general la aceste sisteme de conducere distribuită sunt disponibile două categorii de timp pentru recepţia datelor şi momentul de timp în staţiile operator: un receptor DCF 77 pentru echipamentele utilizate în Europa şi un receptor GPS (Global position system) WIN GPS pentru utilizare în întreaga lume. Toate echipamentele sunt conectate prin intermediul magistralei Ethernet industrial şi sistemul de operare asigură automat coordonarea tuturor activităţilor cerute pe baza sincronizării pe magistrala sistemului. Aceste funcţiuni sunt incluse în software-ul staţiilor server. Panoul şi regulatorul turbinei vor fi sincronizate pe calea legăturii de comunicaţie. Timpi mici de întârziere care apar vor fi compensaţi automat de sistemul software Sistemul de protecţie electric poate fi sincronizat direct de la receptorul GPS. În figura 8.88 este prezentată schema sincronizării temporale la diverse niveluri ale sistemului. Alte echipamente (de exemplu echipamentele de reglare numerică, echipamentele de câmp) pot să nu fie sincronizate.

Echipamente Auxiliare

GPS

Sistem de Protecţie Electrică

Modul A Modul B

Reglare Numerică Grup 1

Reglare Numerică

Grup 2

Server Server 1 Server 1

Sistem Diagnoză

1

WinCC-Server 2 WinCC-Server 1

2

Staţie Operator 2 Staţie Operator 1

Staţie Inginerie

Staţie Operator 3

Staţie Operator 4

S in

cron

izar

e în

tim

p

Aparatură de câmp Fără Sincronizare

Fig. 8.88. Sincronizare temporală


8.7.5. Comunicaţii - standarde de reţea Tabelul 8.10 prezintă tipurile de magistrale utilizate în sistemul SIMATIC S7 şi standardele legăturilor de comunicaţii pentru sistemul de monitorizare a unei centrale electrice. Tabelul 8.10. Tipuri de magistrale utilizate Tip Suport fizic Protocol Rată de

transfer Standarde Locul de

utilizare Ethernet industrial

Cablu fire torsadate perechi Fibră optică

SEND/RECEIVE S7-Funcţiuni

10 Mbit/s IEEE 8o2.3 Magistrală-sistem Magistrală-reţea

Ethernet Idem TCP/IP 10 Mbit/s IEEE 802.3 Idem Profibus RS485 DP 9,6Kbit/s

1,5Mbit/s EN50170

CAN bus Cablu fire perechi torsadate

Firmă local

Conexiuni Point-to-Point

RS232 3964R RK512

local

8.7.6. Camera de comandă locală În camera de comandă situată în sala maşinilor sunt instalate două posturi de lucru pentru operatori cu un sistem complet de monitorizare a grupului şi o staţie de operare şi diagnostic. În faţa celor doi operatori se află instalat un sistem video. În camera de comandă se află imprimantele pentru tipărirea evenimentelor (manevre, schimbări, operaţii) şi alarme. Tot în camera de comandă este locul staţiei de inginerie de la care se asigură configurarea şi modificările în funcţionarea sistemului de conducere al grupului energetic. În dreptul fiecărui grup hidroenergetic se află tablourile de manevră pentru operatori în interiorul cărora şi în dulapurile din spatele acestora se află montate PLC-urile, şirurile de cleme pentru conexiunile la echipamentele de măsurare a parametrilor şi echipamentelor de execuţie. De asemenea, se află echipamentele numerice de detecţie a defectelor. Echipamentele sunt conectate între ele prin ansamblul de cabluri ce leagă posturile de lucru şi tablourile locale cu sala maşinilor şi camera centrală de comandă. La centralele de mare putere având un rol special în sistemul energetic se realizează un punct central de control situat în camera centrală de comandă. Punctul de control central se conectează la magistrala staţiei şi el asigură funcţiile de management principal al centralei. În aceste sisteme se efectuează calculele de optimizare a funcţionării grupurilor şi managementul energetic. Vizualizarea şi indicarea distribuţiei de energie este realizat pe ecranele de control ale centralei precum şi vizualizarea activităţilor de diagnosticare a instalaţiilor şi echipamentelor. Indicaţiile detaliate ale punctelor de operare ale turbinelor şi generatoarelor sunt prezentate pe diagrame de operare specifice. Funcţiunile principale în punctul central de comandă sunt: - Privire de ansamblu a conducerii energetice a întregii centrale electrice; - Controlul frecvenţei şi puterii debitată de centrală cu ajustarea mărimilor prescrise a puterii grupurilor şi o ajustare a raportului frecvenţă - putere. În figura 8.89 este prezentată schema bloc a sistemelor de conducere şi reglare din punctul central de comandă.


Sistemul de reglare din puntul central permite controlul general al grupurilor hidroenergetice ale centralei asigurând următoarele funcţiuni:

- comanda turbinelor pentru a asigura frecvenţa sau puterea activă pe centrală prin regulatorul PI 1, ce primeşte ca mărime de reacţie fie frecvenţa tensiunii la barele generatoarelor, fie puterea totală debitată de grupurile în funcţiune totalizată de sumatorul ΣPi; - comanda sistemelor de control al excitaţiei generatoarelor, pentru reglarea tensiunii sau puterii reactive debitată de centrală, prin regulatorul PI 2, ce primeşte ca mărime de reacţie fie tensiunea la barele centralei, fie suma puterilor reactive debitate de grupuri totalizată de sumatorul ΣQi; Mărimile prescrise pentru regulatoarele PI 1 şi PI 2 poate fi transmise de la dispecerul energetic zonal sau naţional, de la dispecerul local sau de la sistemul de monitorizare din camera de comandă a centralei. Semnalele de ieşire ale acestor regulatoare se transmit ca referinţă blocurilor de reglare DTL – Reglare debit turbină şi AVAr – Reglare tensiune sau putere reactivă pentru fiecare grup hidroenergetic în parte. Prin sistemul digital de distribuşie se poate alege şi varianta transmiterii mărimilor prescrise MW sau MVAr de la sistemul de monitorizare al centralei.

Ca mărime de reacţie la regulatoarele DTL se aplică fie reacţia după puterea activă a grupului comandat, fie reacţia după frecvenţa tensiunii la barele de ieşire. La regulatorul AVAr mărimile de reacţie vor fi Puterea reactivă debitată de grup în sistem sau tensiunea la bornele generatorului, în funcţie de regimul de reglare ales.

Ieşirile acestor regulatoare se transmit ca mărimi prescrise la regulatorul turbinei pentru reglarea puterii active sau turaţiei grupului şi la regulatorul de excitaţie pentru reglarea tensiunii generatorului sau a puterii reactive debitate în sistemul energetic.

Fig. 8.89. Schema bloc a sistemului din Camera de comandă

PI

PID

f MW %

DTL1

PI

PID

f MW %

DTL2

PI

PID

V MVAr A

AVAr

Sistem Digital

SistemDigital

Reglare f - P

MW/Hz

ΣPi

f

Pi

Reglare U - Q

MVAr/V

ΣQi

U

Qi

Dispecer Local

Dispecer Central

MW total

MVAr total

MW G1

MVAr G1

OptimizareSistem de Monitorizare

PI 1

PI 2

Control Central

Debit turbină pentru Reglare debit turbionat [m3/s]

Vizualizare la Sistem Diagnoză


8.7.7. Sistemul de monitorizare a debitelor Sistemul asigură monitorizarea debitului cumulat pentru divizarea energiilor hidraulice între cele două centrale, partea română şi partea iugoslavă. Instalat în punctul central de comandă este conectat direct la regulatoarele turbinelor de la care primeşte semnale de la traductoarele de turaţie şi presiune şi de la traductoarele poziţiilor paletelor rotorului şi statorului. Cumularea debitelor individuale ale fiecărui hidroagregat se realizează prin modulele DTL de comandă şi se transmite la sistemul de control al centralei prin intermediul punctului central de comandă. Suplimentar se transmite un semnal la un totalizator extern care este montat în camera de comandă pentru debitul complet şi în fiecare panou de comandă pentru debitul specific. Schema bloc a sistemului de monitorizare a debitelor este prezentat în figura 8.90. Funcţiunile sistemului de monitorizare sunt: - Calculul debitului fiecărei turbine prin metode specifice numit uzual software Module for the Descharge Calculation (o variantă este prezentată în paragraful 8.7.8.2); - Verificarea acurateţei serviciilor de exploatare prin corelarea pe termen lung utilizând metode bazate pe relaţiile Putere/Cădere hidraulică (de exemplu metoda SIMPA).

Aceste metode de calcul şi verificare pot fi instalate permanent în submodule software, pe baza cărora se pot programa uşor algoritmi de calcul ce vor genera mărimile prescrise pentru puterea activă sau reactivă ce se transmit la sistemul de conducere a centralei.

V- Traductoare poziţie clapete stator şi rotor

P- Traductoare de presiune la intrarea în turbină

Fig. 8.90. Sistem de monitorizare a debitelor pe centrală

Mag. Ethernet Industrial

Server 1

NIV

EL R

EGLA

RE

GR

UPU

RI

Sala

de

Com

andă

Mag. ProfiBus 1

PLC

Panou control

Regulatoare Turbină

78423

Grup 2

P V

Senzori 4-20 mA

78423

Grup 1

Grup 2

P V

Senzori 4-20 mA

78423

Grup n

Magistrală CAN

Contor debit

Contor debit Contor debit


8.8. REGLAREA AUTOMATĂ A TURBINELOR KAPLAN

8.8.1. Scheme tehnologice În figura 8.91 se prezintă o secţiune longitudinală printr-un grup termoenergetic prevăzut cu turbine Kaplan, cu rotor cu palete reglabile. Apa din canalul de aducţiune este dirijată de distribuitorul circular, ce înconjoară statorul turbinei, printre paletele directoare de reglaj ale statorului, către zona rotorului. Distribuitorul circular îşi micşorează continuu secţiunea de la intrare către partea finală a acestuia pentru a asigura menţinerea constantă a vitezei apei la intrarea în spaţiul dintre palete. Apa dirijată de paletele reglabile ale distribuitorului pătrunde perpendicular pe axul turbinei iar apoi direcţia sa se schimbă cu 90 de grade datorită canalului director, părăsind turbina în lungul axului acesteia. Mişcarea în distribuitorul circular şi apoi forma paletelor statorului dau jetului de apă un efect turbionar (de rotire) în jurul centrului de fluid, efect accentuat de forma de elice cu pas variabil a paletelor reglabile ale rotorului. Aşa cum se observă din figurile 8.91 şi 8.92, paletele rotorului se pot roti în jurul axului lor, perpendicular pe axul turbinei, şi asigură o secţiune variabilă de trecere a apei, pentru a asigura o forţă de reacţiune maximă. Fig. Elemente turbină Kaplan Turbinele Kaplan au două posibilităţi de reglare a debitului ce poate fi turbionat şi anume: -Prin comanda poziţiei paletelor statorului prin care se modifică secţiunea de trecere a apei din inelul de distribuţie în camera rotorului. Prin comanda unghiului de înclinare a paletelor rotorului prin care se asigură pe de o parte o variaţie a secţiunii de trecere deci o anumită viteză de curgere a apei dar şi funcţie de unghiul de înclinare faţă de direcţia de curgere a apei un anumit grad de transformare a energiei cinetice a apei în energie mecanică prin efectul de reacţie ce apare la trecerea apei prin rotorul de tip elice al turbinei. În acest mod debitul prin turbină Q depinde de: - unghiul de deschidere al paletelor statorului (Guide vane position) -YPS - unghiul de înclinare al paletelor rotorului (Runner blade angle) -YPR - căderea netă H ce se ia în calcul în transformările energetice, ce se poate exprima ca o funcţie de cădere statică (reală) Hs şi debitul turbionat: H=H(Q,HS) - turaţia turbinei n ce permite determinarea coeficientului de viteză dimensional Ku= f(n,H) (rapiditatea turbinei) - caracteristica de curgere a debitului de apă ce se determină experimental şi poate fi aproximată pentru o anumită amenajare hidroenergetică printr-o expresie polinomială de un anumit ordin. În figura 8.93 este prezentată schema bloc de calcul a debitului turbionat funcţie de mărimile caracteristice ale hidroagregatului menţionate.

Rotor Turbină Rotor Turbină Palete Rotor

Palete Stator (Aparat director)

Palete Stator Turbină

Sistem de comandă Aparat Director

Generator Sincron

Canal de evacuare apă

Fig. 8.91. Grup hidroenergetic cu turbină Kaplan - Secţiune

Direcţie de intrare a apei în Turbină

Direcţie de intrare a apei în Turbină


Se observă în figura 8.92 o serie de elemente constructive ce asigură următoarele funcţiuni: - Reglarea înclinării paletelor rotorului pentru asigurarea unei anumite eficienţe a turbinei (SARPR) - Elementele de comandă a paletelor statorului ce asigură reglarea debitului de apă turbionat; - Sisteme de ungere a lagărelor turbinei şi a rulmentului de susţinere a rotorului agregatului; - Măsurarea vibraţiilor relative (rotor – stator) şi absolute, longitudinale şi axiale, în diverse puncte de-a lungul axului rotor turbină – generator cu senzori de vibraţie adecvaţi; -Măsurarea temperaturilor înfăşurărilor şi miezului statorului şi rotorului, etc.

Senzor Cavitaţie (Zgomot apă)

Senzor de vibraţii absolute Corp turbină

Indicator de uzură Senzori de vibraţii ale axului rotorului: -vibraţii longitudinale -vibraţii transversale -vibraţii relative

Rotor Generator

Senzori temperaturi Rotor şi stator

Senzori de vibraţii ale axului rotorului:

Circuite de ungere şi răcire

Circuite de ungere şi răcire

Canal de apă Clapete de reglare stator

Clapete de reglare stator

Fig. 8.92. Grup hidroenergetic cu turbină Kaplan - Senzori şi sisteme de acţionare -

SARPR

Palete Rotor

Rotor Turbină

Senzori vibraţii

Nivel apă

Legendă: SARPR – sistem de acţionare – Rotire palete rotor - sens de curgere al apei prin turbină


8.8.2. Principii de conducere Turbinele Kaplan au două posibilităţi de reglare a debitului ce poate fi turbionat şi anume: - Prin comanda poziţiei paletelor statorului ce modifică secţiunea de trecere a apei din inelul de distribuţie în camera rotorului. - Prin comanda unghiului de înclinare a paletelor rotorului ce asigură pe de o parte, o variaţie a secţiunii de trecere deci o anumită viteză de curgere a apei dar şi funcţie de unghiul de înclinare faţă de direcţia de curgere a apei, un anumit grad de transformare a energiei cinetice a apei în energie mecanică prin efectul de reacţie ce apare la trecerea apei prin rotorul de tip elice al turbinei. În acest mod debitul prin turbină Q depinde de: - unghiul de deschidere al paletelor statorului (Guide vane position)-YPS - unghiul de înclinare al paletelor rotorului (Runner blade angle)-YPR - căderea netă H ce se ia în calcul în transformările energetice, ce se poate exprima ca o funcţie de cădere statică (reală) HS şi debitul turbionat: H=H(Q,HS) - turaţia turbinei n ce permite determinarea coeficientului de viteză dimensional Ku=f(n,H) (rapiditatea turbinei) -caracteristica de curgere a debitului de apă ce se determină experimental şi poate fi aproximată pentru o anumită amenajare hidroenergetică printr-o expresie polinomială de un anumit ordin. În figura 8.93 este prezentată schema bloc de calcul a debitului turbionat funcţie de mărimile caracteristice ale hidroagregatului menţionate. În fig. 8.94 sunt prezentate caracteristicile de curgere a apei prin amenajarea hidroenergetică.

00,10,20,30,40,50,60,70,80,91

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

F1 F2 F3 40MW 80Mw 120MW 180MW

Caracteristica de curgere

(polinom de ordin N) Ku=f(n,H)

H=H(HS,Q)

Conversie în m3/s

YpS

YpR

n

Hs

Ku

H

Ke Q [m3/s]

Fig.8.93. Schema bloc de calcul a debitului turbionat

YpR

YpS

Debite Q(Hi)

Randamente

90%

75%

85% 80%

Fig.8.94.Caracteristicile de curgere ale unei amenajări hidroenergetice


Firma Sulzer Hydro recomandă pentru turbinele Kaplan cu puteri între 178MW şi 210MW următoarele forme polinomiale

2

210

33

2210

55

221 .....

nn

PRPRPRPSPSPSc

KcKcc

YbYbYbbYaYaYaK

+++

++++++++=

Implementarea schemei bloc din figura 8.93 se poate face simplu în sistemul de operare software al regulatoarelor de comandă a turbinelor . În acest mod rezultă următoarele aspecte suplimentare pentru sistemul de conducere al hidroagregatelor. a) Regimuri de funcţionare în modul automat: - Operaţii de pornire automate; - Operaţii de funcţionare în regim normal; - Operaţii de optimizare a regimurilor după efectuarea testelor de funcţionare; - Funcţionarea în regim de torent (debit crescut); - Controlul deversării şi a debitului la turaţie nominală sau supraturaţie predefinită; - Regimuri tranzitorii la oprire parţială cu supraturare predefinită; - Oprire în condiţii standard. b) Asigurarea funcţionării sigure a hidroagregatului Utilizarea buclelor de reglare a debitului turbionat asigură o creştere a siguranţei la defecte a hidroagregatului prin următoarele acţiuni: - Supervizarea internă a semnalelor de intrare pentru calculul căderii brute statice în regulatoarele de control al turbinelor permiţând corectarea valorilor perturbate primite de la traductoarele de presiune şi debit; - Evitarea perturbării semnalelor de comandă a servomotoarelor clapetelor statorului şi a poziţiei unghiulare a rotorului, perturbaţii ce pot conduce la oprirea de urgenţă a grupului. Similar se asigură eliminarea perturbaţiilor ce pot apare la traductoarele de turaţie ale turbinei şi vitezei apei în debitul turbionat;

- Toate sistemele de reglare pot utiliza calculul debitului turbionat pentru procesarea mărimilor prescrise primite de la sistemul de monitorizare a debitelor şi stabilirea limitărilor ce se impun la rata de variaţie a sarcinii hidraulice sau electrice;

- Dezvoltarea unor algoritmi evoluaţi în programul de oprire de urgenţă a grupului bazat pe un semnal suplimentar de descărcare a acestuia care asigură reducerea lentă a valorii de descărcare până la oprirea completă.

c) Efectuarea unor teste de verificare a instalaţiei şi a echipamentelor de automatizare cum ar fi: - Calibrarea traductoarelor şi verificarea coeficienţilor pentru calculele pierderilor de presiune, calculul căderii nete şi a debitului turbionat; - Verificări ale descărcărilor de sarcină calculate; - Verificarea liniarităţii caracteristicilor traductoarelor de presiune diferenţială; - Determinarea valorilor absolute pentru calculul eficienţei hidroagregatului pe baza măsurătorilor de putere activă şi compararea acestora cu eficienţa precalculată a grupului.

8.8.3. Structura sistemelor de reglare a turbinelor Funcţiunile sistemului de reglare a turbinei sunt: - Poziţionarea paletelor statorului şi a înclinării paletelor rotorului la valorile rezultate din algoritmul de reglare impus; - Fixarea limitatoarelor poziţiei clapetelor la valorile prestabilite; - Reglarea turaţiei turbinei cu comutatoare secvenţiale şi funcţii nete izolate; - Reglarea puterii grupului şi reglarea debitului turbionat; - Controlul manual al mărimilor prescrise pentru regulatoarele de poziţie.


Pentru nevoile de urgenţă se impune să se asigure pentru fiecare hidroagregat un nivel minim şi maxim al căderii nete. Se pot implementa algoritmi adaptivi de reglare a turbinelor Kaplan în corelaţie cu sistemul de monitorizare a debitelor. Sistemul de reglare a turbinelor trebuie să fie în concordanţă cu specificaţiile şi recomandării standardelor prevăzute de IEC Publication 308-International Cod for testing of speed governing systems for hydraulic turbine. Schema conceptuală a sistemului de reglare a turbinelor este prezentată în figura 8.95. Fig.8.95. Schema sistemului de reglare a turbinelor hidraulice

∆YPR

B

3.Limitare Deschidere Grup

2.Regulator Poziţie palete rotor şi stator

1.Elemente de câmp Hidraulice

2.1.CPD

2.4.MIN

2.2.CPD

2.5.MIN 2.6.LIMHR 2.3.LIMHS H

2.7.SCA 2.8.OHQ

∆YPS

2.8.SCT

H

3.1.RLP 3.2.MIN 3.2.MIN

I P

I P

SM PS

AH

TURBINĂ

A

Manual

Comutatorhidraulic Servomotor

hidraulic

Stator

H

I P

I P

AH

SM PR

B

Manual

Comutator hidraulic

Servomotor hidraulic

Rotor

A

Nivel ierarhic Sheme bloc şi legături de comandă

9.Reglare adaptivă Calcul valori optime YPS

YPR

PG

UG

7.Reglare Debit Turbine

6.2.BCP

6.1.MPP

P

n

PS

6.Reglare Putere Grup

7.2.BCQ

7.1.MPQ 7.3.CPI YPSYPR

H

QS

5.1.OSP

5.2.∆f ZI 5.Control Pornire Grup

4.Regulator Turaţie Grup 4.3.CPID

4.1.SSP

4.2. .∆n ZI 4.4. MSn 4.5.SM

6.3.CPI


Schema de reglare a turbinelor hidraulice este organizată pe opt niveluri ierarhice incluzând şi nivelul de câmp unde se află convertoarele electropneumatice, amplificatoarele hidraulice si servomotoarele hidraulice de acţionare a mecanismelor de rotire a paletelor statorului şi rotorului. Funcţiunile realizate la fiecare nivel şi subordonarea acestora rezultă simplu din figura 8.95. Semnificaţia şi funcţiunile blocurilor ce apar în această schemă sunt prezentate în tabelul 8.11. Tabelul 8.11. Semnificaţia notaţiilor din figura 8.95. Cod Semnificaţie Cod Semnificaţie Nivel 7. Control adaptiv debit turbină Nivel 3. Limitare pantă de creştere 7.1.MPQ Referinţă Debit turbină 3.1.RLP Referinţă limitare pantă

comandă 7.2.BCQ Bloc de Calcul debit prin turbină 3.2.MIN Bloc de minim 7.3.CPI Regulator PI Nivel 2. Regulator poziţie palete

Stator şi Rotor Nivel 6. Control adaptiv Putere grup 2.9.SCT Stop Control Turbină 6.1.MPP Referinţă Putere activă 2.8.OHQ Optimizare deschiere după

H-Q 6.2.BCP Bloc Calcul Putere activă turbină 2.7.SCA Stop control adaptiv 6.3.CPI Regulator PI 2.6.LIMHR Limitare superioară

deschidere palete Rotor Nivel 5. Control pornire grup 2.4.MIN Bloc de minim 5.1. OSP Referinţă pantă de creştere 2.3.LIMHS Limitare superioară

deschidere palete Stator 5.2.∆f ZI Zonă de insensibilitate - frecvenţă 2.2.CPD Regulator PD Nivel 4. Regulator Turaţie 2.1.CPD Regulator PD 4.1.MPn Referinţă turaţie grup Nivel 1. Echipamente de câmp 4.2.∆n ZI Zonă de insensibilitate - turaţie I/P Convertor electro-pneumatic 4.3.CPID Regulator PID AH+SM Servomotor hidraulic cu

piston 4.4.MSn Modul limitare Turaţie PS Palete stator 4.5.SM Modul selectare mod de lucru PR Palete rotor

Schema structurală este implementată atât software cât şi hardware. S-a urmărit realizarea unei scheme flexibile de conducere a turbinei astfel încât să se poată realiza simplu toate regimurile de lucru cerute în exploatarea grupurilor hidroenergetice, cât şi condiţionările care se impun de către exploatarea amenajării hidroenergetică şi de limitările grupului. Structura de bază a regulatorului turbinei este reprezentată de buclele de reglare a poziţiei paletelor statorului şi rotorului, plasate la nivelurile 1 şi 2 de automatizare, în care regulatoarele de tip PD 2.1 şi 2.2 primesc reacţii atât de la traductoarele de poziţie a paletelor (reacţia principală) cât şi de la traductoarele de deplasare ale servomotoarelor hidraulice (reacţie internă). Mărimile prescrise (referinţe) ale acestor bucle de reglare sunt calculate de modulele software de la nivelurile superioare. Pentru evitarea supradeschiderii paletelor în anumite regimuri de funcţionare, se limitează valoarea maximă a deschiderii paletelor la valori impuse de blocurile 2.3 şi respectiv 2.6, iar blocurile 2.4 şi 2.5 transmit la regulatoare cea mai mică valoare primită de la elementele de prescriere sau de la nivelurile superioare.

La regulatorul de reglare a poziţiei paletelor statorului se impune permanent o anumită deschidere iniţială ∆YPS iar semnalul primit de la nivelurile superioare (de la blocul 2.9) se


adaugă la acesta. Blocul 2.9 permite blocarea controlul turbinei de la nivelele superioare, referinţa regulatorului putând fi stabilită de operator de la panoul de comandă locală prin ∆YPS.

La regulatorul poziţiei paletelor rotorului, valoarea prescrisă a debitului turbionat primită de la nivelurile superioare este prelucrată de modulul de optimizare 2.8 ce determină poziţia optimă a unghiului de înclinare a paletelor rotorului (pasul elicei formate de palete) funcţie de debitul cerut Q şi nivelul H al apei în lacul de acumulare (conform diagramelor specificate mai sus în planul H-Q). Şi la această buclă de reglare, modulul 2.7 SCA permite blocarea transmiterii referinţei de la modulele superioare, iar controlul poziţiei paletelor rotorului se preia pe manual de la operator, de la tabloul local, prin fixarea referinţei ∆YPR la blocul 2.5.MIN.

La nivelul 3 de automatizare se asigură limitarea pantei de creştere sau descreştere a semnalelor de comandă, impusă de modulul 3.1.OPL şi asigurată de modulul 3.2.MIN, pentru evitarea loviturilor de berbec sau suprapresiune precum şi funcţionarea în regim de cavitaţie, regimuri ce pot fi atinse la închiderea sau deschiderea bruscă a paletelor rotorului sau statorului.

Nivelul 4 de automatizare permite alegerea modului de lucru al regulatorului turbinei prin Modulul 4.5.SM, regimuri ce pot fi:

- Reglare de turaţie, în care se impune mărimea prescrisă a turaţiei turbinei şi panta de variaţie a acesteia prin blocul 4.1.MPn, referinţă ce se compară cu turaţia reală primită de la traductorul de turaţie al turbinei, prelucrată în blocul cu zonă de insensibilitate 4.2.∆n ZI. Valoarea zonei de insensibilitate este aleasă în funcţie de abaterile admise ale frecvenţei generatorului faţă de valoarea nominală şi acest lucru este necesar pentru evitarea oscilaţiilor în bucla de reglare la variaţii mici şi permanente a turaţiei;

- Reglarea turbinei în regim de pornire, asigurat de nivelul 5 de automatizare, pentru asigurarea gradientului de creştere al turaţiei grupului, impus de regimul de ungere al sistemului de susţinere al ansamblului rotor Turbină-Generator, a supraturărilor la apropierea de turaţia de sincronism şi asigurarea operaţiilor de sincronizare şi sinfazare pentru cuplarea generatorului la reţeaua de distribuţie a energiei electrice;

- Reglarea puterii active şi reactive a grupului hidroenergetic, asigurat de Nivelul 5 de automatizare, prin blocurile 6.1.MPP – Fixare mărime prescrisă pentru regulatorul de putere 6.3.CPI şi blocul de reacţie 6.2.BCP ce determină puterea dezvoltată de turbină pe baza măsurătorilor primite de la generator;

- Reglarea debitului turbionat asigurat de Nivelul 7 de automatizare, ce determină valoarea optimă a mărimii prescrise pentru regulatoarele paletelor funcţie de valoarea impusă a debitului prin blocul de referinţă 7.1.MPQ şi caracteristicile de curgere ale amenajării funţie de căderea netă H şi deschiderile reale ale paletelor Statorului YPS şi Rotorului YPR.

Nivelul 8 de automatizare prelucrează valorile primite de la sistemul de monitorizare şi optimizare central privind puterea ce trebuie produsă şi tensiunea generatorului şi le transpune în valori prescrise pentru deschiderile paletelor rotorului şi statorului, pe baza diagramelor de optimizare a a exploatării agregatului hidroenergetic.

Prin această structură se asigură toate regimurile de funcţionare cerute de practica exploatării grupurilor hidroenergetice dotate cu turbine de tip Kaplan şi funcţie de încadrarea acestor grupuri în Sistemul energetic naţional. Structura permite atât comanda turbinelor de la tabloul şi pupitrele de comandă locală, aflate în sala maşinilor, cât şi de la pupitrul central din sala de comandă a centralei hidroelectrice prin intermediul staţiilor operatorilor. Implementarea hardware trebuie să fie realizată într-o structură distribuită şi ierarhizată, cu regulatoare specializat sau PLC, Staţii de monitorizare şi optimizare şi servere de achiziţie, prelucrare şi stocare a datelor. Structura trebuie să asigure fiabilitate la defectare maximă, condiţie realizată prin dublarea echipamentelor şi a funcţiunilor acestora.


În figura 8.96 este prezentată schema de implementare hardware utilizând echipamente numerice.

Structura cuprinde doua servere de date ce lucrează în paralele, sincronizate între ele unul în funcţionare normală şi cel de-al doilea în rezervă ce primeşte şi prelucrează datele similar cu primul dar nu le transmite la turbină. Aceste servere pot fi de tipul Simatic S7-400. Similar, cele două regulatoare ale turbinei lucrează unul în funcţiune şi celălalt în rezervă “caldă“. La punctul central de comandă se află sistemul de monitorizare a cursului apei şi în acest punct este implementat sistemul de reglare a nivelului apei în lac, a cărui structură este prezentată în figura 8.97. El poate fi considerat ca Nivelul 8 de automatizare în schema bloc a regulatorului turbinei. Blocul 8.1., Bloc de calcul al referinţei nivelului apei în lac, determină valoarea prescrisă a nivelului apei în funcţie de limitele superioare şi inferioare admise şi în funcţie de variaţia admisă a nivelului, impusă de cerinţele de monitorizare şi regularizare a cursului apei determinată de blocul 8.2.- Blocul de calcul al gradientului de creştere a nivelului apei în lac. Regulatorul 8.3.CPI compară această valoare determinată de blocul 8.1 cu valoarea măsurată de la traductoarele de nivel montate pe lac. Valoarea ∆Y de la ieşirea blocului regulator PI se aplică blocului 8.4. BCDT. Acesta determină valoarea debitului ce trebuie stabilit ca referinţă la regulatoarele turbinelor în funcţiune, Blocurile 6.1.din figura 8.95.

∆H

RS 232 RS 485 Sincronizare

Intrări/Ieşiri Intrări/Ieşiri

Fig. 8.96. Sistem de conducere Regulator Turbină


Mag. ProfiBus 2

Sincronizare

Server 1 Server 2

Terminal

Senzori 4-20 mA

NIV

EL P

RO

CES

N

IVEL

CO

NTR

OL

Mag. ProfiBus 1

Senzori 4-20 mA

PLC

Panou control

Panou control

PLC

Regulator Turbină 2 Regulator Turbină 1

Debit calculat

8.1. BCNL

8.2. BLGNL

8.3.CPI

8.4.BCDT

Nivel maxim admis în lac

Nivel minim admis în lac

∆Hlac admis

Fig. 8.97. Controlul nivelului apei în lac

Hlac măsurat

∆Y


8.8.4. Arhitectura sistemelor de control adaptiv al turbinelor hidraulice

Conducerea grupurilor hidroenergetice poate fi realizată astfel încât să se asigure o eficienţă impusă (uzual maximă) a transformării energiei hidraulice în energie electrică pe baza condiţiilor restrictive impuse pentru nivelul apei în lac, energia activă şi reactivă cerută de la centrală şi parametrii turbinei. Acest lucru poate fi asigurat de modulul de control adaptiv implementat pe sistemele din camera centrală de comandă.

Schema de interconectare a acestui modul cu sistemul de reglare al turbinelor este prezentat în figura 8.98. Modulul de iniţiere şi rulare A.2 primeşte reacţii de la traductoarele de poziţie a paletelor statorului la diverse momente de eşantionare şi transmite Modulului A.1 Conducere adaptivă, semnalul de start. Modulul A.1. calculează valorile optime ale mărimilor prescrise YPS şi YPR pentru regulatoarele de poziţie a paletelor statorului şi respectiv rotorului pe baza caracteristicilor de curgere prezentate în figura 8.94, a valorii nivelului apei în lac H şi a parametrilor turbinei furnizaţi de blocul de calcul A.5. Fig.8.98. Arhitectura sistemului de control adaptiv a turbinelor hidraulice

∆YPR

B

3.Limitare Deschidere Grup

2.Regulator Poziţe palete rotor şi stator

1.Elemente

de câmp Hidraulice

2.1.CPD

2.4.MIN

2.2.CPD

2.5.MIN 2.6.LIMHR 2.3.LIMHS H

2.7.SCA

∆YPS

2.9.SCT H

3.1.RLP 3.2.MIN

I P

I P

SM PS

AH

TURBINĂ

A

Manual

Comutator hidraulic Servomotor

hidraulic

Stator

H

I P

I P

AH

SM PR

BManual

Rotor

A

2.8.OHQ

3.2.MIN

3.3.Blocare

Debit apă Generator

TPa I U

Putere grupuri MW

A.1. Modul Conducere ADAPTIVĂ

A.2.Modul Iniţiere Rulare

A.3.MΣ Nivel Lac H m

YPS,n-1 MVAr

YPS,n+1

A.4. IU

A.5.Parametrii Turbină

Operator

Control ADAPTIV

Legendă 2.1. Regulator clapete stator 2.1. Regulator clapete rotor 2.3. Limitare stator turbină 2.6. Limitare rotor turbină 2.8. Optimizare în plan H-Q 3.3. Blocare limitare deschidere palete A.1. Modul de Conducere adaptivă a turbinei A.2. Modul de iniţiere/rulare program adaptiv A.3. Modul sumator al puterilor grupurilor A.4. Interfaţă utilizator A.5. Bază de date cu parametrii turbinei

Sistem conducere Turbină - Reglare Nivel lac - Reglare Debit turbină - Reglare Deschidere flux - Reglare Turaţie

∆YPS ∆YPR


Modulul de control adaptiv permite determinarea automată experimentală a curbelor izoeficienţă (figura 8.94), pe baza unor teste program comandând deschiderea paletelor prin YPS şi YPR şi determinând randamentul ca raportul dintre puterea electrică şi puterea hidraulică. Operaţiile ce se execută pe parcursul acestor teste de identificare sunt următoarele: - În memoria calculatorului se introduc datele corespunzătoare variaţiei debitului prin turbină în planul YPS şi YPR funcţie de nivelul apei în lacul de acumulare – curbele 1, 2, 3; - Se comandă trecerea sistemului de reglare al turbinei pe controlul adaptiv ( blocarea semnalelor de la nivelurile superioare prin blocurile 2.9 şi 2.8); - Se iniţiază programul software din Modulul A.2. pentru efectuarea testelor de eficienţă; - Se dau comenzi YPR şi YPS conform programului de test şi se determină 7 puncte de măsurare pe curbele de interferenţă ( curba 4 din figura 8.99.). - Aceste comenzi simultane asupra paletelor asigură evaluarea automată a caracteristicilor urmărind obţinerea unui maxim al puterii active şi un minim al fluctuaţiei puterii în jurul unui punct impus. Puterea activă a grupului este măsurată de traductorul TPa şi este corelată cu puterea celorlalte grupuri însumate în Modulul A.3.2.; - Determinarea punctului curbei sau suprafeţei optime de funcţionare a turbinei în planul YPS – YPR respectând restricţiile impuse centralei, privind nivelul apei în lacul de acumulare, debitul turbionat şi/sau puterea activă debitată în sistem; - Se calculează valorile optime ale mărimilor prescrise ale regulatoarelor de poziţionare a paletelor statorului ( YPS) şi rotorului (YPR) ce se transmit regulatorului turbinei ( mărimile prescrise ale regulatorului turbinei ce sunt-mărimile prescrise ale regulatoarelor 2.1.CPD şi 2.2.CPD din figura 8.98.)


8.8.5 Structura operaţiilor din camerele de comandă

8.8.5.1. Regimuri de comandă operaţională În general pentru centralele de mare putere sistemul de conducere distribuit permite operatorilor din camera de comandă să execute o serie de manevre pentru diverse regimuri de lucru ale grupurilor hidroenergetice. Acestea pot fi comandate utilizând comutatoarele selectoare ale modului de operare. Cele mai uzuale regimuri controlate de la acest nivel sunt: a) Comanda de la distanţă a echipamentelor. Acest regim permite comanda de la distanţă a puterii centralei MW/MVAR, ce se transmite ca mărime prescrisă regulatorului de putere al centralei (vezi schema bloc din figura 8.89), direct de la dispecerul teritorial sau naţional al sistemului energetic naţional. Aceste comenzi se realizează prin Punctul Central de comandă al centralei, dispecerii centralei având posibilitatea să intervină în caz de urgenţă şi să preia controlul local. b) Comanda din punctul central de comandă. Dispecerul centralei poate transmite comenzile de control al puterilor MW/MVAR din Punctul Central de comandă, puteri ce se distribuie ca mărimi prescrise la regulatoarele de putere ale fiecărui grup în funcţiune (blocul 6.1.Mpa – Figura 8.95). Operatorul poate realiza operaţii de pornire, oprire şi ajustare a puterii fiecărui grup, de asemenea poate comanda debitul şi turaţia fiecărui hidroagregat selectând modul de operare „Manevră control central”. Acest regim poate fi ales pentru unul sau mai multe grupuri simultan. Schema de conducere distribuită a grupului hidroenergetic este prezentată în figura 8.100.

c) Comanda locală a hidroagregatelor. Acest mod de lucru permite operatorilor din cele două posturi de supervizare din sala maşinilor să transmită comenzi regulatoarelor hidroagregatelor prin selectarea modului de lucru; Control automat local sau Manevră Post

Fig. 8.100. Sistem de conducere distribuită al Grupului Hidro


Mag. ProfiBus

Server 1 Server 2

Sincronizare

Terminal

Senzori temperatură Pt 100

Senzori 4-20 mA Contacte/Indicatoare

Senzori şi Elemente de execuţie pentru Reglare automată

4-20 mA

220Vcc

24Vcc 4-20 mA

220Vcc

24Vcc

Senzori şi Elemente de execuţie pentru Reglare automată

Sistem A Sistem B

NIV

EL P

RO

CES

N

IVEL

CO

NTR

OL


supervizare 1 sau 2. Această selecţie poate fi realizată din postul de supervizare şi nu poate fi schimbată din camera de comandă pentru prevenirea unor comenzi suprapuse care să conducă la avarie. În unele centrale se implementează acelaşi nivel ierarhic pentru Camera de comandă şi Posturile de supervizare. Schema tabloului de comandă a grupului hidroenergetic este prezentată în figura 8.101. d) Comanda de la pupitrul de comandă. Acest regim de lucru permite operatorilor să efectueze manevre asupra unui grup energetic direct de la pupitrul de comandă al grupului, pupitru ce include un panou operaţional, un mic panou clasic de comandă şi două regulatoare programabile. Selectarea unuia sau altuia din cele două sisteme este realizată prin cheile de selecţie montate pe pupitru. În orice moment de timp există un sistem de conducere pentru informare şi control. Sistemul redundant (Backup) poate fi oprit şi apoi să continue cu sistemul ce trebuie rulat. Fiecare din cele două sisteme poate fi operaţional în modul secvenţial automat. Sistemul de conducere al grupului cuprinde: *Sistemul de reglare numeric al grupului. Acesta asigură funcţionarea complet automatizată a grupului hidroenergetic. Activităţile de reglare se transmit de la staţia de operare la sala maşinilor sau de la camera de control *Panoul (tabloul) operaţional. Se află pe pupitrul de comandă al grupului şi el asigură operatorului următoarele manevre: - Posibilităţi de pornire-oprire automată a grupului, prin comenzi secvenţiale automate pas cu pas, panoul operaţional se află conectat la ambele PLS ale grupului; - Afişarea alarmelor principale sau informaţii de stare; - Operatorul poate ajusta mărimile prescrise ale parametrilor reglaţi; - Ajustarea mărimilor prescrise se face prin comenzi +/- transmise prin pushbutoane după selectarea buclei de reglare corespunzătoare (turaţie, putere, debit, deschidere)


LD PS PR n Iex

P Q IGen UGen

f Sinc Ten

CC Loc Rev

A M T

ML

Panou Indicator

Panou Operator

Server 1 Server 2

Terminal

Legendă panou: LD- limitare deschidere % PS- Palete stator (vană) % PR- palete rotor (unghi) % n- Turaţie turbină % Iex- Curent excitaţie, A P- Putere activă, MW Q- reactivă, MVAr Iex- Curent generator, kA Uex- Tensiune generator, kV

f- Frecvenţă, Hz Sinc- Sincronizare Ten- Tensiuni

Chei de alegere a modului de lucru (ML) CC- Camera de comandă, Loc- Comandă locală, Rev- Revizie, A- Automat, M- Manual, T- Test.

Fig. 8.101. Tablou de comandă Grup Hidroenergetic

Mag. ProfiBus

Mag. ProfiBus


*Panoul MIMIC mic- este utilizat pentru operaţiile de sincronizare manuală şi controlul de urgenţă. El este conectat la cele două unităţi de control ale sistemului. Pe panou se află butoane de control şi afişoare ce asigură derularea unor operaţii în fazele de urgenţă, întreţinere şi protocoale şi afişajul său permite o vedere sintetică a stărilor sistemului. e) Controlul local. Este asigurat prin comutatoarele corespunzătoare şi permite comanda locală a unor subsisteme astfel: - Din dulapul local al regulatorului turbinei ce conţine cele două regulatoare numerice DTL ale turbinelor, ce pot fi comandate prin panoul operaţional PO. Comutatorul modului de operare este montat pe uşa panoului dulapului regulatorului turbinei; - Controlul manual al excitaţiei generatorului; - Configurarea unor protecţii la hidroagregat. f) Nivelul procesului. Se poate selecta intervenţia manuală directă asupra unor elemente de execuţie din instalaţie (valve de comandă) şi anumite contactoare mecanice (on/off) pentru întreţinere sau reparaţie (vezi figura 8.100); - Posibilitatea comenzilor locale ale unor pompe principale; - Comenzi ale unor contactoare din dulapul de distribuţie pentru tensiuni joase. Nu există sisteme de interblocare la aceste comenzi manuale, lucrează doar sistemul de protecţie al pompelor la manevre incorecte, dacă nu sunt îndeplinite condiţiile de pornire/oprire (cum ar fi nivelul de apă sau de ulei în bazinele de alimentare) 8.8.5.2. Funcţiuni ale Punctului Central de comandă Punctul central de comandă asigură monitorizarea funcţionării întregii centrale (deci este cuplat la toate sistemele de monitorizare şi control via magistralele centralei) şi asigură în acelaşi timp şi legătura cu dispecerul energetic teritorial sau naţional din cadrul sistemului energetic. Funcţiunile echipamentelor din punctul central de comandă se aleg în funcţie de modul de încadrare al centralei în sistemul naţional şi de sarcinile ce îi revin. De exemplu, Porţile de Fier I, prin puterea electrică ce o poate debita (raportată la puterea consumată în sistem), prin gradul ridicat de manevrabilitate (timpi foarte mici de pornire, încărcare/descărcare sau oprire a grupurilor) are următoarele funcţiuni ce se asigură prin comenzi manuale sau automate din punctul central de comandă: - Funcţionarea în regim de bază, în care grupurile hidroenergetice debitează în sistem o putere activă în funcţie de programul de lucru stabilit de sistemul energetic şi de condiţiile hidrologice ale amenajării hidroenergetice; - Asigură compensarea deficitului de putere în sistem în orele de consum de vârf prin reglaj secundar de putere; - Asigură conservarea energiei în lac în orele de gol de sarcină prin reglarea volumului de stocare a apei în lac; - Asigură reglajul de frecvenţă în sistemul energetic în cazul defectării altor centrale din sistem. 8.8.6. Regimuri de funcţionare ale centralei Regimurile de funcţionare ale unei centrale hidroelectrice de mare putere, cazul şi al Centralei Porţile de Fier I, sunt prezentate în continuare. Din analiza acestor regimuri rezultă sarcinile de lucru ale sistemelor de conducere distribuită ale centralei şi sarcinile regulatoarelor turbinelor hidraulice a) Operaţii de funcţionare la sarcina de bază. În perioadele de funcţionare în afara orelor de vârf, centrala este programată să îşi ajusteze puterea debitată astfel încât să compenseze energia hidraulică consumată în operarea în perioada de vârf (se urmăreşte


refacerea rezervei de apă în lacul de acumulare). În această perioadă puterea debitată variază în limite mici conform sarcinii în regim de bază. Sistemul de monitorizare asigură informaţiile necesare despre starea energiei hidraulice conţinută de apa din lac şi funcţie de prognozele şi măsurătorile de debite: - valorile consumului de apă, deci ale energiei hidraulice consumate reale; - valorile debitului total al cursului de apă şi capacitatea de stocare a lacului. b) Operaţii în orele de vârf de sarcină. Centralele hidroelectrice de mare putere (cazul şi al centralei PF1) se încadrează în categoria centralelor utilizate pentru compensarea variaţiilor mari de putere ce pot apare într-un sistem energetic. Ele sunt cuplate direct la dispecerul naţional al sistemului energetic, ce transmite mărimile prescrise pentru puterea activă (MW) şi putere reactivă (MVAr). Timpul de execuţie al comenzii primite este de câteva minute în funcţie de disponibilităţile fiecărui grup. Pentru stabilizarea reţelei energetice camera de comandă centrală decide care este strategia pe care o adoptă: - Compensarea căderilor Frecvenţă - Putere activă (f - P) în bucla de reglare a puterii pentru compensarea căderilor de frecvenţă în sistemul energetic; - Compensarea Tensiune - Putere reactivă (U - MVAr) în bucla de reglare a puterii reactive în cazul apariţiei unor căderi de tensiune în sistem. c) Operaţii de funcţionare în reţea izolată. Există situaţii de exploatare a sistemului energetic în care apare o cădere de sarcină într-o zonă izolată a reţelei ce implică imediat regularizarea frecvenţei şi tensiunii tuturor unităţilor. Pentru a nu perturba întregul sistem energetic se poate dirija, prin reţelele de transport, energia produsă la centrala hidroelectrică. În perioada acestei operaţii, puterea debitată de centrală poate depăşi valoarea nominală completă a centralei. Pentru asigurarea sarcinii necesare se ajustează manual din camera de comandă mărimile prescrise ale frecvenţei şi tensiunii grupurilor hidroenergetice individuale. Camera centrală de comandă va primii informaţii atunci când centrala se află în vecinătatea limitelor sale de putere activă sau reactivă.

d) Supervizarea de ansamblu din Punctul central de comandă. Sistemul de conducere din camera centrală de comandă este o parte din sistemul de conducere distribuit al centralei şi este cuplat în reţea prin magistrale, uzual realizat cu fibră optică. Modul de implementare este prezentat în figura 8.89.

e) Funcţiunile sistemului de comandă din camera centrală de comandă Logica selectării mărimilor prescrise. Variantele alegerii mărimilor prescrise ce urmează a fi implementate se realizează pentru următoarele niveluri de reglare: - Conducerea centralizată de la dispecerul sistemului energetic, via camera centrală de comandă; - Nivelul de control central din camera centrală de comandă; - Nivelul de control local centralizat prin intermediul camerei centrale de comandă, ce permite controlul grupurilor prin acţiune directă asupra mărimilor prescrise la regulatoarele numerice sau prin sistemele de reglare clasice; - Control local prin acţionare directă asupra regulatoarelor turbinei (excitaţie, protecţie, sincronizare.) Toate aceste moduri de lucru trebuie să se încadreze în anumite restricţii ce se impun centralei din partea sistemului energetic sau restricţii ale amenajării hidroenergetice respectiv grupului hidroenergetic, în momentul în care se modifică una din mărimile prescrise indiferent de nivelul apei în lac.


f) Bucla de reglare a puterii active. Puterea activă solicitată centralei de la dispecerul naţional este distribuită uniform asupra grupurilor hidroenergetice ce funcţionează în modul reglare controlat din punctul central de comandă. Puterea produsă este inclusă în bilanţul de putere activă a centralei. Acordarea regulatoarelor din bucla de reglare a puterii asigură un răspuns rapid al buclei de reglare fapt ce dezvoltă regimuri tranzitorii mici în perioadele de pornire-oprire sau la modificarea puterii de la punctul central de comandă. Pentru evitarea atingerii unor regimuri de funcţionare nedorite în circuitul de comandă se introduce un modul software ce impune o limită inferioară minimă a puterii fiecărui grup energetic. În cazul perturbaţiilor de reţea care nu sunt compensate în timpi rezonabili prin reglajul secundar realizat în dispeceratul zonal al sistemului energetic, camera centrală de comandă intervine pe canalul de reglaj al frecvenţei. Pentru aceasta, bucla de reglare a puterii este prevăzută cu un modul variaţie frecvenţă – putere, ce conţine o zonă de insensibilitate reglabilă (zonă moartă) pentru reglajul de frecvenţă, până la restabilirea echilibrului puterilor în sistemul energetic. Camera centrală de comandă calculează diferenţa de putere reglată disponibilă pentru ambele regimuri de reglaj al puterii: cel primar disponibil în maxim 30 de secunde şi pentru reglajul secundar de putere care include şi capacitatea unităţilor de a fi gata de start. g) Bucla de reglare a puterii reactive Puterea reactivă este distribuită uniform la grupurile hidroenergetice ale centralei în modul de reglare comandat din camera de comandă centrală. Puterea reactivă generată de unele grupuri ce funcţionează sub alte moduri de conducere este inclusă în bilanţurile globale de putere reactivă a centralei. Similar ca şi la bucla de putere activă, regulatoarele buclei trebuie acordate astfel încât să se asigure regimuri tranzitorii cât mai mici în special în regimurile de pornire sau oprire sau la comutarea pe modul de reglare din punctul central de comandă. Puterea reactivă rezultată în suprasarcină termică sau la subexcitaţii extreme este disponibilă în anumite limite corespunzătoare curbelor capacitive individuale ale generatorului. Curbele capacitive individuale ale generatoarelor sunt actualizate periodic corespunzător cu tensiunea la bare şi temperaturile individuale ale sistemului de ventilaţie şi răcire al generatorului. În cazul perturbaţiilor în reţeaua electrică care nu pot fi compensate într-un timp corespunzător prin reglajul secundar realizat de la dispeceratul sistemului energetic, sistemul central de comandă va interveni în reglajul de tensiune al generatoarelor. Similar, bucla de reglare a puterii reactive conţine un modul cu o referinţă tensiune-putere reactivă având o zonă de insensibilitate (zonă moartă) pentru reglajul de tensiune. Sistemul punctului central de comandă calculează ordinul de reglare disponibil al puterii reactive atât pe reglaj primar (capacitate disponibilă într-un interval de 30 secunde) şi pentru reglajul secundă ce include şi capacitatea unităţilor ce pot fi pornite. h) Operaţii automate de pornire/oprire. Sistemul central de comandă al grupului poate opera în trei moduri: complet automatizat, semiautomat şi manual. *Funcţionare complet automatizat. În momentul în care sistemul de conducere al grupului primeşte valoarea mărimii prescrise de la sistemul central de comandă, această comandă este încadrată în categoria de prioritate cea mai mare şi se iniţiază automat procedura de pornire, sincronizare şi încărcare a grupului după algoritmul de pornire implementat în sistemul de reglare al grupului. După această încărcare regulatorul puterii grupului acceptă mărimea prescrisă de la punctul central de control şi se va creşte puterea grupului cu panta cerută de limitările electrice şi hidroenergetice până la valoarea impusă.


Dacă puterea dorită, setată de la unitatea de control central, este în afara limitelor de putere, atunci unitatea locală demarează procedurile de oprire a grupului şi menţine grupul gata de pornire. Aceste proceduri se utilizează în perioadele de vârf de sarcină din sistemul energetic, având în vedere faptul că aceste grupuri hidroenergetice pot fi aduse la puterea maximă sau oprite în câteva minute. * Funcţionarea în mod semiautomat. La transmiterea mărimii prescrise de la unitatea de control central, un semnal de alarmă va fi iniţializat. Atunci operatorul are posibilitatea să schimbe priorităţile preselectate. Când semnalul de alarmă este interpretat de unitatea de control ca semnal cu prioritate ridicată, se dă comanda de pornire a grupului iar dacă este de prioritate scăzută se opreşte grupul. Acest mod de funcţionare poate fi selectat în perioadele de operare în regim de bază în funcţie de orarul de funcţionare al fiecărui grup sau alte cerinţe. * Funcţionare în modul manual. La transmiterea mărimii prescrise de la unităţile de control central, se iniţiază un semnal de alarmă. Operatorul execută în continuare manual operaţiile de pornire sau oprire. Acest mod se utilizează în perioadele de test sau situaţii de urgenţă. h) Operaţii suplimentare prin sistemul de control central Sunt posibile următoarele operaţii suplimentare ce pot fi realizate de sistemul de control central cum ar fi: - Calculul puterilor active şi reactive de rezervă la fiecare unitate şi indicarea sa pe display; - Valoarea cumulată a puterii disponibile (de rezervă) pe întreaga centrală; - Calculul limitelor de putere activă pentru indicare în diagrama de eficienţă a turbinei; - Calcularea limitelor raportului MW/MVAr pentru indicare în diagrama posibilităţilor generatorului; - Limitările corespunzătoare curenţilor de excitaţie şi curenţilor statorului pentru regulatorul automat al tensiunii; - Poziţiile limită de deschidere a DTL; - Alte limitări operaţionale pe baza evaluării parametrilor critici ai procesului (sistem de răcire, ventilaţie, temperatură miez, tensiuni pe bare, etc.). 8.8.7. Concluzii:

Modificările şi modernizările sistemelor tehnologice şi de conducere a centralelor sunt acoperite din producţia suplimentară de energie prin exploatarea eficientă a energiei poteţiale a apei. Modernizarea centralelor hidroelectrice dotate cu turbine Kaplan se realizează în următoarele direcţii:

- Modernizarea turbinelor hidraulice şi a generatoarelor electrice. - Modernizarea sistemului de conducere automată a centralei. - Modernizarea sistemului existent de protecţie al echipamentelor ale centralei. - Implementarea unui sistem de management al centralei.

a) Modernizarea turbinelor hidraulice Modernizarea turbinelor hidraulice urmăreşte realizarea reparaţiilor de tipul eroziuni

asupra paletelor cauzate de cavitaţie, modificarea formei canalului de evcuare al apei în special în zona turbinei în scopul reducerii pierderilor, creşterea eficienţei hidraulice a turbinei şi a energiei anuale produse. Pentru proiectarea noilor turbine pe parcursul modernizării se utilizează programe de simulare a fluxului hidraulic şi de calcul a randamentelor globale. Aceste programe realizează analize complexe a fluxului de apă, influenţa distribuţiei presiunii în diverse puncte ale circuitului şi predicţia zonelor de cavitaţie.


b) Modernizarea sistemelor de conducere a grupurilor hidroenergetice. Se realizează în următoarele etape, corespunzătoare componentelor agregatului: * Modernizarea sistemului de excitaţie ce presupune înlocuirea vechilor regulatoare

analogice cu echipamente digitale ce asigură următoarele funcţiuni: - Reglarea automată a curentului rotoric. - Realizarea reglării tensiunuii generatorului cu asigurarea sincronizării automate. - Realizarea unor cerinţe de sistem energetic privind reglarea puterii reactive. - Creşterea disponibilităţii blocului hidroenergetic şi a reţelei de distribuţie prin

limitări inteligente şi regulatoare automate adiţionale. - Posibilitatea integrării în sistemul distribuit de management al centralei . În multe

cazuri se înlocuiesc vechile sisteme de excitaţie realizate cu maşini rotative şi amplificatoare magnetice cu sisteme de excitaţie statică cu tiristoare.

* Modernizarea sistemului de sincronizare. Se impune introducerea unor sisteme moderne de sincronizare automată a generatoarelor la pornirea acestora şi cuplarea la reţeaua electrică pentru funcţionarea în paralel, având în vedere regimurile de exploatare ce impun pornirea şi oprirea repetată a acestora. * Modernizarea regulatoarelor turbinei. Este necesară înlocuirea regulatoarelor electronice analogice sau cele mai vechi electro-hidrauluice pentru creşterea eficienţei conducerii, a disponibilităţii şi siguranţei grupului, cu regulatoare moderne numerice multifuncţionale care să poată fi integrate într-o structură distribuită de conducere şi management al centralei. Aceste regulatoare asigură prin intermediul unei interfeţe grafice a operatorului manevre simple şi sigure din partea acestuia. Aceste regulatoare permit realizarea unuia din următoarele regimuri de funcţionare în mod automat: - Reglarea turaţiei grupului atât în faza de pornire cât şi în regim de exploatare. - Reglarea puterii grupului. - Reglarea debitului turbionat în funcţie de cerinţele amenajării. - Reglarea nivelului apei în lacul de acumulare. Sistemele software au implementate următoarele funcţiuni: Calculul debitelor turbionate, Module de conducere adaptivă pentru funcţionarea la eficienţă maximă, Calcule de pierderi hidrauluice pe canalele de aducţiune.

c) Implementarea sistemelor de management al centralei. Sistemul de management al centralei asigură încărcarea corespunzătoare a grupurilor energetice în funcţie de cerinţele de putere şi frecvenţă primite de la dispecerul energetic naţional şi funcţie de cerinţele amenajării hidroenergetice (debite turbionate, nivelul apei în lacurile din amonte şi prognoza hidrologică pe perioadele următoare). Se urmăreşte utilizarea eficientă a energiei hidraulice disponibile corelată cu cerinţele de mediu ale amenajării, având în vedere costurile de producţie extreme de scăzute.

Sistemele hardware şi software implementate la nivelul de management al centralei asigură următoarele funcţii:

* Conducerea centralei hidroelectrice asigurându-se următoarele funcţiuni: Reglarea şi monitorizarea debitului pe global al centralei, Reglarea şi distribuţia puterii pe centrală, Reglarea puterii reactive debitată de centrală. * Regularizări impuse de condiţiile de mediu: limitarea debitelor de vărsare pentru evitarea inundaţiilor în zonă, controlul gradientului de deversare, limitarea nivelurilor în amonte sau aval, alertarea populaţiei în condiţii de apariţie a inundaţiilor, estimarea evoluţiei debitelor pe baza datelor meteorologice, calculul propagării undei de apă în zona din amonte sau aval . * Optimizări: poducţia de energie, utilizarea apei din lacul de acumulare, planificarea optimă a producţiei de energie.

8.7. sisteme de conducere distribuitĂ la … conducerea automatĂ a proceselor industriale - vol....

Documents