curs „conducerea proceselor tehnologice”

7/21/2019 Curs „Conducerea Proceselor Tehnologice”

http://slidepdf.com/reader/full/curs-conducerea-proceselor-tehnologice 1/307

1

1.1. Procese energetice

Noţiunea de energie a fost definită foarte sugestiv încă din 1853 deW.Thompson: “ Numim energie a unui sistem material într-o stare determinată

contribuţia, măsurată în unităţi de lucru, a tuturor acţiunilor produse înexteriorul sistemului, dacă acesta trece, indiferent în ce mod, din starea saîntr-o stare fixată arbitrar ”.

Cu alte cuvinte, energia este o mărime fizică care măsoară capacitateaunui sistem de a efectua lucru mecanic când trece dintr-o stare în alta. Dacăasupra sistemului fizic se efectuează, din exterior, un lucru mecanic, energia sase măreşte. Dimpotrivă, dacă sistemul efectuează un lucru mecanic, energia sascade (dacă acţiunile nu sunt de natură mecanică, se consideră echivalentul lor în lucru mecanic). Energia poate avea diverse forme: mecanică, termică,

electrică, hidraulică, eoliană, magnetică [13], [33], [42], [63], [73], [80], [89]etc. Energetica este o ramură tehnică care se ocupă cu exploatarea surselor de

energie, conversia diferitelor forme de energie primară, transportul, distribuţia şiutilizarea energiei în condiţii de eficienţă tehnico-economică (calitate,disponibilitate etc.).

Procesele energetice, ce au loc în cadrul unor subsisteme energetice,răspund – sub forma restrânsă – unor cerinţe practice de exploatare a sistemelor tehnologice destinate producerii, transportului, distribuţiei şi utilizării energiei.În acest context vor fi avute în vedere energia electrică şi termică.

Energia electrică/termică se obţine, în cadrul unor procese de transformăricomplexe, din energia conţinută în resurse de energie primară. În prezent, acesteresurse sunt grupate în:

combustibili fosili (cărbune, petrol, gaz); surse de energie primară – hidraulice sau nucleare; alte surse de energie (solară, eoliană, geotermală, resurse energetice

secundare, marină etc.)

Producerea energiei electrice/termice are loc în centrale, ca subsisteme alesistemului energetic. Au existat şi există preocupări permanente în vedereaconceperii şi realizării de centrale care să satisfacă necesităţi foarte variate. Secitează în acest sens următoarele:

realizarea de centrale care să permită alimentarea cu energie(electrică/termică) a unor consumatori izolaţi, aflaţi la mare distanţă faţăde sistemele energetice (staţii meteorologice, navete spaţiale etc.);

realizarea de centrale în vederea valorificării unor resurse naturalelocale (în apropierea unor mine de cărbune etc.)

realizarea de centrale care să valorifice deşeuri industriale; realizarea de centrale, cu indicatori de calitate şi de exploatare ridicaţi

(centrale electrice de termoficare, centrale cu turbine cu gaze etc.)



2

Dacă se consideră energia primară utilizată în vederea obţinerii energieielectrice / termice, centralele energetice pot fi:

Centrale termoelectrice (CTE, CET) – în care are loc transformareaenergiei conţinute în combustibili fosili în energie termică, energia

termică obţinută se transformă în energie mecanică şi apoi în energieelectrică; Centrale hidroelectrice (CHE) – în care are loc transformarea energiei

hidraulice în energie mecanică şi apoi în energie electrică; Centrale nuclearo-electrice (CNE) – în care are loc transformarea

energiei nucleare în energie termică, iar apoi în energie mecanică şienergie electrică;

Centrale solare (CS) – în care are loc fie transformarea energiei solareîn energie termică utilizabilă şi apoi în energie electrică, fietransformarea directă a energiei solare în energie electrică;

Centrale eoliene electrice (CEE) – în care are loc transformareaenergiei vântului în energie mecanică şi apoi în energie electrică;

Centrale geotermale (CGT) – în care are loc transformarea energieiapelor sau vaporilor geotermali în energie termică/electrică utilizabilă;

Centrale electrice marine (CEM) – în care energia valurilor estetransformată în energie mecanică, apoi în energie electrică;

În urma acestei prezentări succinte a proceselor energetice rezultă deja oconcluzie importantă: procesele energetice sunt constituite de fapt din reunirea a

diverse procese de transformare, hidro-pneumatice, mecanice, termice şielectrice de nivel energetic ridicat, prezentate anterior.În prezenta lucrare, toate procesele la care se vor face referiri, vor fi

considerate reale, deci ireversibile, fie cu ireversibilitate internă (frecări,diferenţe finite de temperatură, arderea combustibilului etc.), fie cuireversibilitate externă (avându-se în vedere interacţiunea reală dintre sistemulsau subsistemul respectiv şi mediul înconjurător).



3

The Top 100 - Part IThe World’s Largest Power Plants

No 1 - Three Gorges 18,460 MWChina

Photograph courtesy of General Electric

No 2 - Itaipu 14,750 MWBrazil/Paraguay

Photograph courtesy of Itaipu Binacional

No 3 - Raul Leoni (Guri) 10,055MW

Venezuela

Photograph courtesy of EDELCA

No 4 - Tucurui 8,370 MWBrazil

Photograph courtesy of Eletronorte

No 5 - Kashiwazaki-Kariwa 8,206MW

Japan

Photograph courtesy of Tokyo ElectricPower Co Ltd

No 6 - Bruce 6,830 MWCanada

Photograph courtesy of British Energy



4

No 7 - Sayanao-Shushenskaya6,500 MW

Russia

Photograph courtesy of Sayanao-Shushenskaya GES

No 8 - Grand Coulee 6,495 MWUSA

Photograph courtesy of US Bureau of Reclamation

No 9 - Krasnoyarsk 6,000 MWRussia

Photograph by Alexander Kuptsova

No 10 - Zaporizhzhya 6,000 MWUkraine

Photograph courtesy of Energoatom

No 11 - Ulchin 5,900 MWRepublic of Korea

Photograph courtesy of Korea Hydro &Nuclear Power Corp

No 12 - Yonggwang 5,900 MWRepublic of Korea

Photograph courtesy of Korea Hydro &Nuclear Power Corp



5

Three Gorges Dam

Three Gorges Dam

Three Gorges Dam

Official name 长江峡大

Impounds Yangtze River

Creates Three Gorges Reservoir

LocaleSandouping, Yichang, Hubei,China

Maintained by China Three Gorges Dam Project

Length 2,335 metres (7,661 ft)

Height 101 metres (331 ft)

Width (at base) 115 metres (377 ft)

Construction began December 17, 1994

Construction CostEstimated 180 billion yuan (39 billion U.S. dollars)

Reservoir information

Capacity 39.3 km3 (9.4 cu mi)

Catchment area 1,000,000 km2

(386,102 sq mi)Surface area 1,045 km2 (403 sq mi)



6

Project history

In his poem "Swimming" (1956), engraved on the 1954 Flood Memorial in Wuhan, MaoZedong envisions "walls of stone" to be erected upstream.[4]

The dam was originally envisioned by Sun Yat-sen in The International Development of

China in 1919.[5] In 1932 the Nationalist government, led by Chiang Kai-shek , began preliminary work on plans for a dam in the Three Gorges. Then in 1939 the Japanese militaryforces occupied Yichang and surveyed the area.

During the 1980s plans were revived. Pushed through by Li Peng, the dam was approved bythe National People’s Congress in 1992 with a record number of abstentions and dissentingvotes.[citation needed ] The construction started on December 14, 1994.[9] The dam was expected to

be fully operational in 2009, but due to additional projects such as the underground power

plant with 6 additional generators, and due to the complexity of the ship lift, the dam is notexpected to become fully operational until about 2011.[8] The dam will raise the water levelthe third time to its designed maximum water level (175 m above sea level) by the end of 2008.[10]

Map of the location of the Three Gorges Dam, Sandouping, Yichang, Hubei Province, China and major citiesalong the Yangtze River.



7

Scale of the projec t

The dam wall is made of concrete and is about 2,309 metres (7,575 ft) long, and 101 metres(331 ft) high. The wall is 115 metres (377.3 ft) thick on the bottom and 40 metres (131.2 ft)thick on top. The project used 27,200,000 cubic metres (35,600,000 cu yd) of concrete,463,000 tonnes of steel, enough to build 63 Eiffel Towers, and moved about102,600,000 cubic metres (1.342E+8 cu yd) of earth.[11]

When the water level is maximum at 175 metres (574 ft) over sea level (91 metres (299 ft)above river level), the reservoir created by the Three Gorges Dam is about 660 kilometres(410 mi) in length and 1.12 kilometres (0.70 mi) in width on average, and contains 39.3 km3

(9.4 cu mi) of water.The total surface area of the reservoir is 1045 km². The reservoir willflood a total area of 632 km² of land compared to the 1,350 km² of reservoir created by theItaipu Dam.[12]

Year Number of installed units

TWh

2003 6 8.607

2004 11 39.155

2005 14 49.090

2006 14 49.250

2007 21 61.600

2008 26 80.812[29]

2009 26 8.441Total 26(32) 296.955

2. Centrale termoelectrice (CTE)

În capitolul precedent, s-a arătat că în cadrul centralelor termoelectrice areloc producerea energiei electrice/termice; obţinerea energiei are loc prinintermediul unor cicluri termodinamice.

2.1. Clasificarea ce ntralelor te rmoelect rice

În scopul evidenţierii unor aspecte funcţional-constructive şi atransformărilor energetice ce au loc în CTE se prezintă, în tabelele 2.1.1 şi 2.1.2,clasificarea acestor centrale din următoarele puncte de vedere [24], [48], [56],

[58], [63], [88]:



8

după natura energiei primare; după energia produsă; după tipul maşinii termice; după puterea grupurilor energetice;

după parametrii aburului; după schema termică; după amplasamentul echipamentelor.

2.2. Instalaţi i şi procese în centrale termoelect rice

clasice (CTE, CET)

2.2.1. Instalaţi ile c entralelor te rmoelectrice clasice(cu turbină cu a bur)

Centrala termoelectrică reprezintă un ansamblu de instalaţii/echipamenteinterconectate, destinate producerii de energie electrică (CTE) sau de energieelectrică şi termică (CET), prin conversia energiei chimice a unui combustibil .Această conversie presupune un lanţ de transformări realizate pe seama unor fluxuri de energie şi masă.

Principalele echipamente, precum şi principalele fluxuri de energie şi demasă dintr-o centrală termoelectrică sunt prezentate în fig. 2.1.1 [56].

En. ch En. T

En. mec. En. el.

En. t. En. mec.(i)

CAZAN - C

Focar

TURBINA TGS

Condensator

E x

En. chimic\CO

zgur\ - cenu[\ (de[euri)

comb.

aer

SII

SI En. termic\

SC (Pre nc\lzitoare)

PA

Degazare(SC) SC SC

Ap\ adaosP

PC

P

SC

P

SI

TSI

TSE

SE

i 1

i2

I II III IV VII

VI VVIII

Fig. 2.1.1. Echipamentele unei centrale termoelectrice

Preîncălzitoare

En. termicăCOŞ

En. chimică

zgură/cenuşă/deşeuri

Apă adaos



9

I. Echipamentul pentru alimentare cu combustibil (energie chimică): solid,

lichid, gazos sau în amestec.

Structura funcţională şi complexitatea acestui echipament depinde de felulcombustibilului. În cazul utilizării combustibilului solid, echipamentul este mult

mai complex decât în cazul utilizării combustibililor lichizi sau gazoşi. Acestechipament vehiculează un flux de masă cu conţinut energetic, respectiv fluxulde energie chimică, ca sursă primară pentru producerea energiei electrice şi unflux de aer necesar arderii în condiţii optime a combustibilului. Mărimea acestuiflux de masă depinde de puterea instalată a centralei şi de conţinutul de energieal unităţii de masă a combustibilului folosit.

Operaţiile de transport, manipulare, preparare, stocare influenţeazăconcepţia structurii funcţionale a acestui subansamblu şi influenţează în finalconcepţia de ansamblu a centralelor.

Echipamentul trebuie să aibă în vedere şi manipularea unor subproduseale transformărilor, cum este cazul zgurii, când se utilizează combustibil solid.

II. Echipamentul de transformare a energiei chimice în energie termică şi

de transferare a acestei energii asupra unui agent termic.

Acest echipament de mare complexitate trebuie să realizeze transformareaenergiei chimice conţinute în combustibil, într-o energie termică echivalentă, cu

parametri predeterminaţi. Purtătorul de energie este apa. Astfel, într-unsubansamblu numit cazan are loc arderea combustibilului, prin care energiachimică se transformă în energie termică echivalentă iar aceasta provoacă

schimbarea parametrilor de stare ai apei, ca purtător de energie. Apa setransformă în abur cu parametrii predeterminaţi: presiune şi temperatură fixate.Arderea combustibilului are loc în prezenţa aerului, iar eficienţa arderii,

deci a transformării energiei chimice în energie termică depinde, în maremăsură, de amestecul aer-combustibil introdus în focar. Aerul de ardere este

preluat din mediul ambiant, eventual are loc o pregătire a aerului de ardere(curăţire, preîncălzire), iar după ce amestecul aer-combustibil a ars, gazele arsesunt evacuate în atmosferă. De fapt, transferul energiei conţinută în combustibil,asupra agentului energetic (apa) are loc prin intermediul gazelor de ardere, în

tambur, vaporizator şi în supraîncălzitoare.Acest echipament ridică două probleme ecologice importante: luarea de măsuri pentru ca gazele arse să nu polueze atmosfera, deci

necesitatea instalării unor filtre; luarea de măsuri de tratare şi depozitare a deşeurilor rezultate în urma

arderii, astfel încât să nu apară probleme de poluare a mediuluiînconjurător.

III. Echipamentul de vehiculare a agentului energetic, apă-abur.



10

Echipamentul de vehiculare se compune din circuitele hidraulice prin careeste vehiculat, în circuit închis, agentul energetic care suferă, pe traseu, marivariaţii de volum, de presiune şi de temperatură.

În acest circuit, agentul energetic – apa – este preluat de la condensator , la

temperatură şi presiune scăzută şi prin intermediul unor pompe (PC, PA) şi schimbătoare de căldură (SC) este introdus în cazan. Eventual, pe acest circuit poate apare operaţia de completare a pierderilor de agent energetic cu apă deadaos, precum şi operaţia de degazare. În cazan, are loc modificarea

parametrilor de stare ai apei după care aceasta trece prin turbină (unde are locefectuarea lucrului mecanic) spre condensator, închizându-se circuitul.

IV. Turbina şi condensatorul

În turbină are loc transformarea energiei termice conţinute în agentul

energetic, în energie mecanică de antrenare a generatorului sincron, care

produce energie electrică; turbina fiind deci un motor termic rotativ (motor primar).

Puterea electrică cerută de sarcina generatorului poate fi asigurată prin puterea corespunzătoare a turbinei, iar aceasta din urmă, aşa cum se va arăta, se poate modifica pe seama debitului de abur şi a căderii adiabatice în turbină

(i1 – i2).Condensatorul turbinei are rolul de a permite evacuarea căldurii latente de

vaporizare a aburului în apa de răcire; această căldură nu mai este utilăeconomic datorită temperaturii şi mai ales a presiunii scăzute a aburului la

ieşirea din turbină.Condiţiile tehnologice de funcţionare a condensatoarelor impun

asigurarea aspiraţiei pompelor de condensat (PC), concomitent cu menţinereavidului (prin ejectoarele condensatorului), cu evitarea creşterii excesive anivelului de condensat în condensator.

V. Echipamentul apei de răcire a condensatorului.

Acest echipament deserveşte, de fapt, o serie de consumatori importanţi înafară de condensatorul turbinei, consumatori nereprezentaţi în fig. 2.1.1.

Dintre aceşti consumatori menţionăm: compresoarele de aer; răcitoarele de ulei ale turbinei; răcitoarele generatorului electric şi ale excitatricei; răcirea tehnologică.Echipamentul este caracterizat prin debite masice mari, de 50-70 de ori mai

mari decât debitul de agent energetic.Randamentul global al unei centrale termoelectrice depinde în mare măsură

de randamentul energetic al ciclului şi de consumul propriu tehnologic.Randamentul ciclului termic se poate aprecia prin:



11

c

r t

T

T 1η (2.1)

unde T r şi T c sunt temperaturile sursei reci şi ale sursei calde.

După cum se vede, una din modalităţile de creştere a randamentuluitermic este aceea de reducere a temperaturii T r . Această reducere detemperatură are loc în condensator (se realizează o reducere a temperaturiicondensului până la o temperatură apropiată de temperatura mediului ambiant).Limita de eficienţă a metodei este condiţionată de efortul material şi energetic

pentru evacuarea căldurii în mediul înconjurător.Reducerea temperaturii condensului are loc în circuit deschis sau închis.Anume, când se dispune în mod natural de cantitatea de apă proaspătă

necesară (lacuri, mări, râuri mari), se adoptă variante în circuit deschis. Apa

pentru răcirea condensului se preia cu ajutorul unor pompe din mediul natural,iar după preluarea căldurii condensului este returnată în acel mediu.Când nu se dispune de surse mari de apă proaspătă, se adoptă circulaţia

într-un sistem închis a apei de răcire. Răcirea are loc în turnuri de răcire, undeapa de răcire cade sub forma de picături şi se răceşte prin contactul cu aerul carecirculă natural sau forţat. Pierderile de apă de răcire prin evaporare (0,51%)trebuie compensate prin intermediul apei de adaos.

Atât apa de adaos cât şi apa de răcire recirculată trebuie tratată în modcorespunzător în vederea eliminării unor componente care cauzează corodări şidepuneri. Depunerile influenţează negativ schimbul de căldură în condensator.

În plus, se menţionează faptul că condensatorul unei turbine cu abur îndeplineşte două funcţii de bază:

realizarea vacuumului în secţiunea de eşapare a vaporilor de apă dinturbină (prin răcirea bruscă a vaporilor);

reintroducerea apei rezultate din condensarea vaporilor în circuitulagentului energetic.

VI. Echipamentul de introducere a apei de adaos.Acest echipament are rolul de a asigura compensarea pierderilor de agent

energetic din circuitul termic principal; pierderile fiind de ordinul a 1,53% încazul CTE şi de 3040% în cazul CET.Apa de adaos se preia de la staţiile de tratare chimică prin intermediul unor

pompe P şi se introduce în schimbătorul de amestec SC.

VII. Echipamentul de producere şi distribuire a energiei electrice.Acest echipament se compune din generatorul sincron (GS) prevăzut cu

excitatoare sau excitaţie statică, transformatoarele de racordare la bareleserviciilor interne (SI) şi transformatoarele de racordare la barele sistemuluienergetic (SE).



12

Se menţionează faptul că puterea unei maşini sincrone se poate mări fie prin mărirea dimensiunilor maşinii, fie prin mărirea solicitărilor electrice şimagnetice din maşină.

Prin mărirea tuturor dimensiunilor maşinii de p ori, la aceleaşi solicitări

electrice şi magnetice, puterea maşinii creşte de p4 ori, pierderile în fier şiînfăşurări cresc de p3 ori, iar suprafeţele de răcire cresc de p2.

Dacă, în vederea măririi puterii maşinii, se măresc doar solicitărileelectrice şi magnetice, fără modificarea dimensiunilor ei, pierderile cresc, iar suprafeţele de răcire rămân aceleaşi.

Rezultă că mărirea puterii maşinii ridică dificultăţi în privinţa evacuăriicăldurii ce corespunde pierderilor; evacuarea căldurii se realizează pe cale

forţată.Ca mediu de răcire se foloseşte aerul , apa sau hidrogenul , eventual şi apa

şi hidrogenul .Cedarea căldurii dezvoltate în conductoarele electrice sau în circuitelemagnetice, se poate realiza pe cale indirectă sau pe cale directă.

În primul caz , căldura dezvoltată trece spre mediul de răcire prin izolaţiaconductoarelor şi crestăturilor şi prin fierul miezului magnetic, mediul de răcirecirculând prin canale longitudinale şi transversale practicate în circuitulmagnetic.

În cazul răcirii directe, canalele prin care circulă mediul de răcire suntamplasate în crestături sau chiar în interiorul barelor elementare ale

înfăşurărilor, căldura dezvoltată în conductoare trece în acest fel direct în mediulde răcire.Sunt întâlnite următoarele sisteme de răcire:

indirectă cu aer, până la 50 MW; indirectă cu hidrogen, peste 50 MW; combinată cu o răcire directă cu

hidrogen, în rotor, se foloseşte până la 200 MW; răcirea directă cu hidrogen, în stator şi rotor; răcirea directă cu lichide în stator şi răcirea directă cu hidrogen în rotor, în

domeniul 1501000 MW; răcirea directă cu lichide în stator şi rotor, la peste 1000 MW.Avându-se în vedere faptul că încărcarea generatoarelor sincrone din

centralele electrice variază în limite foarte largi, se impune luarea de măsurispeciale privind posibilităţile de modificare în limite largi ale curentului de

excitaţie. În acest scop au fost elaborate şi sunt utilizate metode variate deexcitare a generatoarelor sincrone.

Se precizează că energia electrică utilă corespunde celei livrate în SE.

Racordarea GS la SE se realizează prin intermediul unor transformatoareridicătoare de tensiune (TSE). Aceasta deoarece circuitele electrice alegeneratorului fiind concentrate, tensiunea electrică la bornele GS este limitată de

valoarea rezistenţei de izolaţie la 6,3 sau 10 kV. Tensiunea la barele SE trebuie



13

să fie ridicată (110 kV, 220 kV etc.) din considerente de transport de energieelectrică.

Racordarea serviciilor interne la barele GS se realizează prin intermediulunor transformatoare de adaptare (TSI), care furnizează energia necesară

funcţionării serviciilor interne la tensiunea adecvată.VIII. Echipamentul de livrare a căldurii către consumatori.Fluxul de căldură livrat consumatorilor, direct sau prin intermediul unor

schimbătoare de căldură, este cea de a doua formă a energiei utile furnizate de ocentrală electrică; acest flux este transportat de către abur sau de către apa

fierbinte (agenţi de termoficare). Aburul se preia direct de la prizele turbinei, iar apa fierbinte se obţine prin intermediul unor schimbătoare de căldură,recircularea fiind asigurată de pompe.

În fig. 2.1.2 se prezintă schema tehnologică a unei centrale termoelectrice

care evidenţiază mai clar locul şi rolul echipamentelor descrise în fig. 2.1.1, iar modul de amplasare al acestora este schiţat în fig. 2.1.3.

Fig. 2.1.2. Schiţa constructivă a unui bloc energetic dintr-o CTE, cucombustibil solid

Colector

CAZAN



14

Fig. 2.1.3. Amplasarea echipamentelor unei centrale termoelectrice

1 – instalaţie de cazan; 2 – magistrale de abur viu; 3 – turbina cu abur;4 – generator sincron; 5 – excitatoarea; 6 – condensator; 7 – pompe decondensat; 8 – preîncălzitoare; 9 – degazor; 10 – pompa de alimentare;11 – focar; 12 – vaporizator; 13 – tambur; 14 – supraîncălzitor;15– economizor

2.6. Instalaţ i i de cazane de abur

Denumirea de cazan de abur este atribuită de fapt aparatului care serveştela producerea vaporilor de apă, cu presiune mai mare decât cea atmosferică.Deci, această noţiune include un focar , în care are loc arderea şi se degajă

căldura şi un vaporizator , unde are loc vaporizarea.

2.6.1. Cazane de abur. Caracte ristici principale

Cazanele de abur în cadrul centralelor termoelectrice clasice suntinstalaţii folosite pentru producerea aburului necesar turbinelor cu abur pe seamaarderii unor combustibili.

Se cunosc şi alte utilizări industriale sau urbane ale cazanelor de abur:încălzire, climatizare, obţinerea aburului tehnologic pentru industria textilă,chimică, petrochimică etc.

În afara cazanelor de abur, în instalaţiile energetice, mai sunt utilizatecazane pentru încălziri centrale (de apă caldă, sub 100 °C), de apă fierbinte(CAF-uri, peste 100 °C) şi cazane recuperatoare [3], [65], [76], [88].

Căldura necesară producerii aburului, apei fierbinţi sau apei calde seobţine fie prin arderea în cazan a unor combustibili clasici sau combustibilideşeu, fie de la alte instalaţii tehnologice, prin intermediul gazelor de ardererezultate.

Parametrii aburului produs în CET depind de tipul turbinelor şi denecesităţile consumatorilor. Parametrii caracteristici obişnuiţi ai aburului pentru

CET sunt: 40 bar şi 450°C; 35 bar şi 450 °C şi, mai rar, 198 bar 540 °C,

1

2

10

3 4 5

8

7

14

12

11

159

6

13



15

respectiv 137 bar la 550 sau 570 °C. În cazul utilizării turbinelor de termoficarecu parametrii coborâţi ai aburului viu, se folosesc cazane de abur la 16 bar şi350°C. Debitele livrate de cazanele de abur sunt cuprinse, în general, între 30 şi100 t/h (pentru cele cu parametrii coborâţi sau medii), respectiv între 120 şi

420 t/h (pentru cele cu parametrii ridicaţi) [3].Prin agregat de cazan de abur se înţelege, de obicei, un ansamblu deelemente, care cuprinde: cazanul propriu-zis, supraîncălzitorul de abur,economizorul de apă, preîncălzitorul de aer, zidăria cu scheletul metalic pentru

protecţia şi susţinerea subansamblelor componente. Instalaţia de cazan de abur se referă la agregatul de cazan, cu toate

utilajele auxiliare: ventilatoarele de aer, aspiratoarele de gaze arse, conductele deapă şi abur, canalele de gaze şi aer etc.

Cazanele pot funcţiona la presiune subcritică sau supracritică (referirease face la punctul critic din diagramele aburului).

În primul caz, agentul energetic care este apa, preia căldura din focar pentru: ridicarea temperaturii lichidului până la temperatura de saturaţie (în

economizorul şi preîncălzitorul de apă); vaporizarea lichidului saturat (în vaporizator); supraîncălzirea vaporilor saturaţi (în supraîncălzitor).

În cel de-al doilea caz nu are loc o vaporizare propriu-zisă ci o schimbare

treptată a parametrilor de stare cu creşterea continuă a temperaturii pe bazacăldurii primite.

În afara celor trei părţi principale, menţionate mai sus, cazanul mai poatecuprinde, după schemele termice folosite, un supraîncălzitor intermediar şi un

preîncălzitor de aer .În general, în cazanele mari moderne, suprafeţele de schimb de căldură,

prin care trece agentul energetic, sunt formate dintr-un sistem de ţevi legate în

paralel şi conectate la un rezervor cilindric principal, numit tambur , prinintermediul unor colectoare (camere), care se află la cota inferioară a sistemuluide vaporizare (vezi şi fig. 2.2).

Arderea combustibilului are loc în focar, iar gazele de ardere produse

circulă spre coş, prin drumurile (căile) de gaze special create.Suprafeţele de transfer de căldură sunt plasate în focar şi în calea gazelor

de ardere.Pentru alimentarea cu apă şi combustibil, pentru evacuarea gazelor de

ardere şi a reziduurilor solide ale arderii, cazanele sunt echipate cu pompe, mori,alimentatoare, ventilatoare şi instalaţii de separare a cenuşii din gazele de ardere.

După natura circulaţiei agentului energetic, cazanele sunt împărţite în: cazane cu circulaţie naturală; cazane cu circulaţie forţată.



16

La cazanele cu circulaţie naturală, circulaţia agentului energetic prinsistemul de ţevi menţionat şi tambur, se realizează pe seama diferenţei dedensitate între fluidele cuprinse în cele două ramuri ale circuitului. Aceastăcirculaţie a agentului energetic poartă denumirea de circulaţie naturală.

În fig.2.6.1 se prezintă schema principială de realizare a circulaţieinaturale a agentului energetic într-un cazan, cu notaţiile aferente.Tamburul 1 este, în mod obişnuit, în afara zonei de acţiune a gazelor arse.La cazanele moderne, datorită ecranului 7, qu >> qc respectiv qc 0.

H cu

61

5

3

4

7

2

cu

focar

qu

qc

Fig.2.6.1. Schema principială a circulaţiei naturale a agentului energetic

1– tambur (superior); 2– colector (sau tambur inferior); 3– ţevi decoborâre (descendente); 4– ţevi de urcare (ascendente); 5– ieşireaaburului; 6– intrarea apei de alimentare; 7– ecran de izolare termică;qu – flux de căldură spre ţevile ascendente, aflate în focar; qc – fluxde căldură spre ţevile descendente, aflate în exteriorul cazanului; ρu şiρc – densitatea agentului energetic în ţevile ascendente şi descendente

Datorită fluxului de căldură primit, în ţevile de urcare începe procesul devaporizare, apărând o emulsie apă–abur, care are densitatea cu ρ ρ .

Forţa motoare principală a circulaţiei apei, în ţevile cazanului, este presiunea produsă prin diferenţa de greutate a celor două coloane de lichid.Debitul de circulaţie este:

.)( g kH D uc ρρ (2.6.1)

Circulaţia naturală se adoptă în special în cazul debitelor mari şi foartemari de abur, neexistând limitări în acest sens. Este limitată însă presiuneaaburului cu care se lucrează, deoarece în punctul critic ρapă = ρabur şi, dinaceastă cauză, circulaţia naturală nu mai are loc. Din acest motiv, circulaţianaturală se adoptă la cazanele care funcţionează până la presiuni de175180 bar.



18

Orice dezechilibru duce la modificarea parametrilor de funcţionare şi decila perturbări în întregul echipament de producere a energiei electrice/termice.

2 .6 .2 Ca za ne cu c ircula ţie nat ura lă

În fig. 2.6.2 se prezintă schema principială a unei instalaţii de cazan cucirculaţie naturală a agentului energetic [65]. În această schemă sunt puse înevidenţă părţile principale ale instalaţiilor de cazan şi fluxurile energeticeaferente: combustibil, aer, gaze de ardere, agent energetic.

11

12

13 24

54

22

14

23

15

29 26 27

1

25

45

6

193 6 29 20

7 21

2

8 18

9

28 16 27

17

10

Fig. 2.6.2. Schema principială a unei instalaţii de cazan cu circulaţienaturală a agentului energetic

1– focar; 2– drum de gaze; 3– tambur; 4– ţevi de coborâre; 5– vaporizator (ţevide urcare); 6– supraîncălzitor primar; 7– supraîncălzitor intermediar; 8– economizor (preîncălzitor de apă); 9– preîncălzitor de aer; 10– electrofiltru;11– buncăr de cărbune; 12– alimentator; 13– canal de recirculare; 14– moarăde cărbune; 15– arzător; 16– ventilator aer; 17– ventilator de gaze de ardere;18– conductă de apă de alimentare; 19– conducte de abur saturat; 20– conductede abur supraîncălzit primar; 21– conducte de abur supraîncălzit intermediar;22– cărbune brut; 23– amestec praf de cărbune şi gaze de transport; 24– gaze

de ardere recirculate; 25– gaze de ardere din focar; 26– zgură; 27– cenuşă; 28– aer; 29– colector



1.1. Instalaţi i şi procese în centrale termoelect rice

clasice (CTE, CET)

1.1.1. Instalaţi ile c entralelor te rmoelectrice clasice

(cu turbină cu a bur)

Centrala termoelectrică reprezintă un ansamblu de instalaţii/echipamenteinterconectate, destinate producerii de energie electrică (CTE) sau de energie

electrică şi termică (CET), prin conversia energiei chimice a unui combustibil .Această conversie presupune un lanţ de transformări realizate pe seama unor fluxuri de energie şi masă.

Principalele echipamente, precum şi principalele fluxuri de energie şi de

masă dintr-o centrală termoelectrică sunt prezentate în fig. 2.1.1 [56].

En. ch En. T

En. mec. En. el.

En. t. En. mec.(i)

CAZAN - C

Focar

TURBINA TGS

Condensator

E x

En. chimic\CO

zgur\ - cenu[\ (de[euri)

comb.

aer

SII

SI En. termic\

SC (Pre nc\lzitoare)

PA

Degazare(SC) SC SC

Ap\ adaosP

PC

P

SC

P

SI

TSI

TSE

SE

i 1

i2

I II III IV VII

VI VVIII

Fig. 2.1.1. Echipamentele unei centrale termoelectrice

I. Echipamentul pentru alimentare cu combustibil (energie chimică): solid,

lichid, gazos sau în amestec.

Structura funcţională şi complexitatea acestui echipament depinde de felulcombustibilului. În cazul utilizării combustibilului solid, echipamentul este multmai complex decât în cazul utilizării combustibililor lichizi sau gazoşi. Acestechipament vehiculează un flux de masă cu conţinut energetic, respectiv fluxulde energie chimică, ca sursă primară pentru producerea energiei electrice şi unflux de aer necesar arderii în condiţii optime a combustibilului. Mărimea acestui

Preîncălzitoare

En. termicăCOŞ

En. chimică

zgură/cenuşă/deşeuri

Apă adaos



flux de masă depinde de puterea instalată a centralei şi de conţinutul de energieal unităţii de masă a combustibilului folosit.

Operaţiile de transport, manipulare, preparare, stocare influenţeazăconcepţia structurii funcţionale a acestui subansamblu şi influenţează în final

concepţia de ansamblu a centralelor.Echipamentul trebuie să aibă în vedere şi manipularea unor subproduseale transformărilor, cum este cazul zgurii, când se utilizează combustibil solid.

II. Echipamentul de transformare a energiei chimice în energie termică şi

de transferare a acestei energii asupra unui agent termic.

Acest echipament de mare complexitate trebuie să realizeze transformareaenergiei chimice conţinute în combustibil, într-o energie termică echivalentă, cu

parametri predeterminaţi. Purtătorul de energie este apa. Astfel, într-unsubansamblu numit cazan are loc arderea combustibilului, prin care energia

chimică se transformă în energie termică echivalentă iar aceasta provoacăschimbarea parametrilor de stare ai apei, ca purtător de energie. Apa setransformă în abur cu parametrii predeterminaţi: presiune şi temperatură fixate.

Arderea combustibilului are loc în prezenţa aerului, iar eficienţa arderii,deci a transformării energiei chimice în energie termică depinde, în maremăsură, de amestecul aer-combustibil introdus în focar. Aerul de ardere este

preluat din mediul ambiant, eventual are loc o pregătire a aerului de ardere(curăţire, preîncălzire), iar după ce amestecul aer-combustibil a ars, gazele arsesunt evacuate în atmosferă. De fapt, transferul energiei conţinută în combustibil,

asupra agentului energetic (apa) are loc prin intermediul gazelor de ardere, întambur, vaporizator şi în supraîncălzitoare.Acest echipament ridică două probleme ecologice importante:

luarea de măsuri pentru ca gazele arse să nu polueze atmosfera, decinecesitatea instalării unor filtre;

luarea de măsuri de tratare şi depozitare a deşeurilor rezultate în urmaarderii, astfel încât să nu apară probleme de poluare a mediuluiînconjurător.

III. Echipamentul de vehiculare a agentului energetic, apă-abur.

Echipamentul de vehiculare se compune din circuitele hidraulice prin careeste vehiculat, în circuit închis, agentul energetic care suferă, pe traseu, marivariaţii de volum, de presiune şi de temperatură.

În acest circuit, agentul energetic – apa – este preluat de la condensator , latemperatură şi presiune scăzută şi prin intermediul unor pompe (PC, PA) şi

schimbătoare de căldură (SC) este introdus în cazan. Eventual, pe acest circuit poate apare operaţia de completare a pierderilor de agent energetic cu apă deadaos, precum şi operaţia de degazare. În cazan, are loc modificarea

parametrilor de stare ai apei după care aceasta trece prin turbină (unde are loc

efectuarea lucrului mecanic) spre condensator, închizându-se circuitul.



IV. Turbina şi condensatorul

În turbină are loc transformarea energiei termice conţinute în agentul

energetic, în energie mecanică de antrenare a generatorului sincron, care produce energie electrică; turbina fiind deci un motor termic rotativ (motor

primar). Puterea electrică cerută de sarcina generatorului poate fi asigurată prin puterea corespunzătoare a turbinei, iar aceasta din urmă, aşa cum se va arăta, se poate modifica pe seama debitului de abur şi a căderii adiabatice în turbină

(i1 – i2).Condensatorul turbinei are rolul de a permite evacuarea căldurii latente de

vaporizare a aburului în apa de răcire; această căldură nu mai este utilăeconomic datorită temperaturii şi mai ales a presiunii scăzute a aburului laieşirea din turbină.

Condiţiile tehnologice de funcţionare a condensatoarelor impunasigurarea aspiraţiei pompelor de condensat (PC), concomitent cu menţinereavidului (prin ejectoarele condensatorului), cu evitarea creşterii excesive anivelului de condensat în condensator.

V. Echipamentul apei de răcire a condensatorului.

Acest echipament deserveşte, de fapt, o serie de consumatori importanţi înafară de condensatorul turbinei, consumatori nereprezentaţi în fig. 2.1.1.

Dintre aceşti consumatori menţionăm: compresoarele de aer; răcitoarele de ulei ale turbinei; răcitoarele generatorului electric şi ale excitatricei; răcirea tehnologică.Echipamentul este caracterizat prin debite masice mari, de 50-70 de ori mai

mari decât debitul de agent energetic.Randamentul global al unei centrale termoelectrice depinde în mare măsură

de randamentul energetic al ciclului şi de consumul propriu tehnologic.Randamentul ciclului termic se poate aprecia prin:

c

r t T

T

1η (2.1)

unde T r şi T c sunt temperaturile sursei reci şi ale sursei calde.După cum se vede, una din modalităţile de creştere a randamentului

termic este aceea de reducere a temperaturii T r . Această reducere detemperatură are loc în condensator (se realizează o reducere a temperaturiicondensului până la o temperatură apropiată de temperatura mediului ambiant).Limita de eficienţă a metodei este condiţionată de efortul material şi energetic

pentru evacuarea căldurii în mediul înconjurător.

Reducerea temperaturii condensului are loc în circuit deschis sau închis.



Anume, când se dispune în mod natural de cantitatea de apă proaspătănecesară (lacuri, mări, râuri mari), se adoptă variante în circuit deschis. Apa

pentru răcirea condensului se preia cu ajutorul unor pompe din mediul natural,iar după preluarea căldurii condensului este returnată în acel mediu.

Când nu se dispune de surse mari de apă proaspătă, se adoptă circulaţiaîntr-un sistem închis a apei de răcire. Răcirea are loc în turnuri de răcire, undeapa de răcire cade sub forma de picături şi se răceşte prin contactul cu aerul carecirculă natural sau forţat. Pierderile de apă de răcire prin evaporare (0,51%)trebuie compensate prin intermediul apei de adaos.

Atât apa de adaos cât şi apa de răcire recirculată trebuie tratată în modcorespunzător în vederea eliminării unor componente care cauzează corodări şidepuneri. Depunerile influenţează negativ schimbul de căldură în condensator.

În plus, se menţionează faptul că condensatorul unei turbine cu abur îndeplineşte două funcţii de bază:

realizarea vacuumului în secţiunea de eşapare a vaporilor de apă dinturbină (prin răcirea bruscă a vaporilor);

reintroducerea apei rezultate din condensarea vaporilor în circuitulagentului energetic.

VI. Echipamentul de introducere a apei de adaos.Acest echipament are rolul de a asigura compensarea pierderilor de agent

energetic din circuitul termic principal; pierderile fiind de ordinul a 1,53% încazul CTE şi de 3040% în cazul CET.

Apa de adaos se preia de la staţiile de tratare chimică prin intermediul unor pompe P şi se introduce în schimbătorul de amestec SC.

VII. Echipamentul de producere şi distribuire a energiei electrice.Acest echipament se compune din generatorul sincron (GS) prevăzut cu

excitatoare sau excitaţie statică, transformatoarele de racordare la bareleserviciilor interne (SI) şi transformatoarele de racordare la barele sistemuluienergetic (SE).

Se menţionează faptul că puterea unei maşini sincrone se poate mări fie prin mărirea dimensiunilor maşinii, fie prin mărirea solicitărilor electrice şi

magnetice din maşină.Prin mărirea tuturor dimensiunilor maşinii de p ori, la aceleaşi solicitărielectrice şi magnetice, puterea maşinii creşte de p4 ori, pierderile în fier şiînfăşurări cresc de p3 ori, iar suprafeţele de răcire cresc de p2.

Dacă, în vederea măririi puterii maşinii, se măresc doar solicitărileelectrice şi magnetice, fără modificarea dimensiunilor ei, pierderile cresc, iar suprafeţele de răcire rămân aceleaşi.

Rezultă că mărirea puterii maşinii ridică dificultăţi în privinţa evacuăriicăldurii ce corespunde pierderilor; evacuarea căldurii se realizează pe cale

forţată.



Ca mediu de răcire se foloseşte aerul , apa sau hidrogenul , eventual şi apa

şi hidrogenul .Cedarea căldurii dezvoltate în conductoarele electrice sau în circuitele

magnetice, se poate realiza pe cale indirectă sau pe cale directă.

În primul caz , căldura dezvoltată trece spre mediul de răcire prin izolaţiaconductoarelor şi crestăturilor şi prin fierul miezului magnetic, mediul de răcirecirculând prin canale longitudinale şi transversale practicate în circuitulmagnetic.

În cazul răcirii directe, canalele prin care circulă mediul de răcire suntamplasate în crestături sau chiar în interiorul barelor elementare aleînfăşurărilor, căldura dezvoltată în conductoare trece în acest fel direct în mediulde răcire.

Sunt întâlnite următoarele sisteme de răcire: indirectă cu aer, până la 50 MW; indirectă cu hidrogen, peste 50 MW; combinată cu o răcire directă cu

hidrogen, în rotor, se foloseşte până la 200 MW; răcirea directă cu hidrogen, în stator şi rotor; răcirea directă cu lichide în stator şi răcirea directă cu hidrogen în rotor, în

domeniul 1501000 MW; răcirea directă cu lichide în stator şi rotor, la peste 1000 MW.Avându-se în vedere faptul că încărcarea generatoarelor sincrone din

centralele electrice variază în limite foarte largi, se impune luarea de măsurispeciale privind posibilităţile de modificare în limite largi ale curentului de

excitaţie. În acest scop au fost elaborate şi sunt utilizate metode variate deexcitare a generatoarelor sincrone.

Se precizează că energia electrică utilă corespunde celei livrate în SE.

Racordarea GS la SE se realizează prin intermediul unor transformatoareridicătoare de tensiune (TSE). Aceasta deoarece circuitele electrice alegeneratorului fiind concentrate, tensiunea electrică la bornele GS este limitată devaloarea rezistenţei de izolaţie la 6,3 sau 10 kV. Tensiunea la barele SE trebuiesă fie ridicată (110 kV, 220 kV etc.) din considerente de transport de energieelectrică.

Racordarea serviciilor interne la barele GS se realizează prin intermediulunor transformatoare de adaptare (TSI), care furnizează energia necesarăfuncţionării serviciilor interne la tensiunea adecvată.

VIII. Echipamentul de livrare a căldurii către consumatori.Fluxul de căldură livrat consumatorilor, direct sau prin intermediul unor

schimbătoare de căldură, este cea de a doua formă a energiei utile furnizate de ocentrală electrică; acest flux este transportat de către abur sau de către apa

fierbinte (agenţi de termoficare). Aburul se preia direct de la prizele turbinei, iar apa fierbinte se obţine prin intermediul unor schimbătoare de căldură,

recircularea fiind asigurată de pompe.



În fig. 2.1.2 se prezintă schema tehnologică a unei centrale termoelectricecare evidenţiază mai clar locul şi rolul echipamentelor descrise în fig. 2.1.1, iar modul de amplasare al acestora este schiţat în fig. 2.1.3.

Fig. 2.1.2. Schiţa constructivă a unui bloc energetic dintr-o CTE, cucombustibil solid

Fig. 2.1.3. Amplasarea echipamentelor unei centrale termoelectrice1 – instalaţie de cazan; 2 – magistrale de abur viu; 3 – turbina cu abur;4 – generator sincron; 5 – excitatoarea; 6 – condensator; 7 – pompe decondensat; 8 – preîncălzitoare; 9 – degazor; 10 – pompa de alimentare;11 – focar; 12 – vaporizator; 13 – tambur; 14 – supraîncălzitor;15– economizor

Colector

1

2

10

3 4 5

8

7

14

12

11

159

6

13

CAZAN



Ferrybridge_power_station



2.6. Instalaţ i i de cazane de abur

Denumirea de cazan de abur este atribuită de fapt aparatului care serveşte

la producerea vaporilor de apă, cu presiune mai mare decât cea atmosferică.Deci, această noţiune include un focar , în care are loc arderea şi se degajăcăldura şi un vaporizator , unde are loc vaporizarea.

2.6.1. Cazane de abur. Caracte ristici principale

Cazanele de abur în cadrul centralelor termoelectrice clasice suntinstalaţii folosite pentru producerea aburului necesar turbinelor cu abur pe seamaarderii unor combustibili.

Se cunosc şi alte utilizări industriale sau urbane ale cazanelor de abur:

încălzire, climatizare, obţinerea aburului tehnologic pentru industria textilă,chimică, petrochimică etc.

În afara cazanelor de abur, în instalaţiile energetice, mai sunt utilizatecazane pentru încălziri centrale (de apă caldă, sub 100 °C), de apă fierbinte(CAF-uri, peste 100 °C) şi cazane recuperatoare [3], [65], [76], [88].

Căldura necesară producerii aburului, apei fierbinţi sau apei calde seobţine fie prin arderea în cazan a unor combustibili clasici sau combustibilideşeu, fie de la alte instalaţii tehnologice, prin intermediul gazelor de ardererezultate.

Parametrii aburului produs în CET depind de tipul turbinelor şi denecesităţile consumatorilor. Parametrii caracteristici obişnuiţi ai aburului pentruCET sunt: 40 bar şi 450°C; 35 bar şi 450 °C şi, mai rar, 198 bar 540 °C,respectiv 137 bar la 550 sau 570 °C. În cazul utilizării turbinelor de termoficarecu parametrii coborâţi ai aburului viu, se folosesc cazane de abur la 16 bar şi350°C. Debitele livrate de cazanele de abur sunt cuprinse, în general, între 30 şi100 t/h (pentru cele cu parametrii coborâţi sau medii), respectiv între 120 şi420 t/h (pentru cele cu parametrii ridicaţi) [3].

Prin agregat de cazan de abur se înţelege, de obicei, un ansamblu de

elemente, care cuprinde: cazanul propriu-zis, supraîncălzitorul de abur,economizorul de apă, preîncălzitorul de aer, zidăria cu scheletul metalic pentru protecţia şi susţinerea subansamblelor componente.

Instalaţia de cazan de abur se referă la agregatul de cazan, cu toateutilajele auxiliare: ventilatoarele de aer, aspiratoarele de gaze arse, conductele deapă şi abur, canalele de gaze şi aer etc.

Cazanele pot funcţiona la presiune subcritică sau supracritică (referirease face la punctul critic din diagramele aburului).

În primul caz, agentul energetic care este apa, preia căldura din focar pentru:



ridicarea temperaturii lichidului până la temperatura de saturaţie (îneconomizorul şi preîncălzitorul de apă);

vaporizarea lichidului saturat (în vaporizator); supraîncălzirea vaporilor saturaţi (în supraîncălzitor).

În cel de-al doilea caz nu are loc o vaporizare propriu-zisă ci o schimbaretreptată a parametrilor de stare cu creşterea continuă a temperaturii pe bazacăldurii primite.

În afara celor trei părţi principale, menţionate mai sus, cazanul mai poatecuprinde, după schemele termice folosite, un supraîncălzitor intermediar şi un

preîncălzitor de aer .În general, în cazanele mari moderne, suprafeţele de schimb de căldură,

prin care trece agentul energetic, sunt formate dintr-un sistem de ţevi legate în

paralel şi conectate la un rezervor cilindric principal, numit tambur , prinintermediul unor colectoare (camere), care se află la cota inferioară a sistemuluide vaporizare (vezi şi fig. 2.2).

Arderea combustibilului are loc în focar, iar gazele de ardere produsecirculă spre coş, prin drumurile (căile) de gaze special create.

Suprafeţele de transfer de căldură sunt plasate în focar şi în calea gazelor de ardere.

Pentru alimentarea cu apă şi combustibil, pentru evacuarea gazelor deardere şi a reziduurilor solide ale arderii, cazanele sunt echipate cu pompe, mori,alimentatoare, ventilatoare şi instalaţii de separare a cenuşii din gazele de ardere.

După natura circulaţiei agentului energetic, cazanele sunt împărţite în: cazane cu circulaţie naturală; cazane cu circulaţie forţată.

La cazanele cu circulaţie naturală, circulaţia agentului energetic prinsistemul de ţevi menţionat şi tambur, se realizează pe seama diferenţei dedensitate între fluidele cuprinse în cele două ramuri ale circuitului. Aceastăcirculaţie a agentului energetic poartă denumirea de circulaţie naturală.

În fig.2.6.1 se prezintă schema principială de realizare a circulaţieinaturale a agentului energetic într-un cazan, cu notaţiile aferente.

Tamburul 1 este, în mod obişnuit, în afara zonei de acţiune a gazelor arse.La cazanele moderne, datorită ecranului 7, qu >> qc respectiv qc 0.



H cu

61

5

3

4

7

2

cu

focar

qu

qc

Fig.2.6.1. Schema principială a circulaţiei naturale a agentului energetic

1– tambur (superior); 2– colector (sau tambur inferior); 3– ţevi decoborâre (descendente); 4– ţevi de urcare (ascendente); 5– ieşireaaburului; 6– intrarea apei de alimentare; 7– ecran de izolare termică;qu – flux de căldură spre ţevile ascendente, aflate în focar; qc – fluxde căldură spre ţevile descendente, aflate în exteriorul cazanului; ρu şiρc – densitatea agentului energetic în ţevile ascendente şi descendente

Datorită fluxului de căldură primit, în ţevile de urcare începe procesul devaporizare, apărând o emulsie apă–abur, care are densitatea cu ρ ρ .

Forţa motoare principală a circulaţiei apei, în ţevile cazanului, este presiunea produsă prin diferenţa de greutate a celor două coloane de lichid.Debitul de circulaţie este:

.)( g kH D uc ρρ (2.6.1)Circulaţia naturală se adoptă în special în cazul debitelor mari şi foarte

mari de abur, neexistând limitări în acest sens. Este limitată însă presiuneaaburului cu care se lucrează, deoarece în punctul critic ρapă = ρabur şi, dinaceastă cauză, circulaţia naturală nu mai are loc. Din acest motiv, circulaţianaturală se adoptă la cazanele care funcţionează până la presiuni de175180 bar.

La cazanele cu circulaţie forţată, circulaţia agentului energetic prin

sistemul de ţevi se realizează pe seama unor pompe de circulaţie; există cazanecu circulaţie forţată multiplă sau unică.În cazul cazanelor cu circulaţie forţată multiplă, din apa care circulă, de-a

lungul suprafeţelor de încălzire, numai o parte se transformă în abur iar restuleste recirculată. Atunci când întreaga cantitate de apă este transformată în abur,la o singură trecere, de-a lungul suprafeţelor de încălzire, se spune că avem de-aface cu cazane cu străbatere forţată sau circulaţie unică.

Cazanele de abur sunt caracterizate prin următoarele mărimi: debitul nominal de abur t/h, este debitul maxim continuu care trebuie livrat

de cazan la presiunea şi temperatura nominală a aburului şi apei dealimentare;



debitul minim, este debitul minim continuu de abur ce se cere livrat la presiunea nominală;

presiunea nominală, este presiunea maximă continuă a aburului la ieşirea dinvana principală (VP) de abur în condiţiile debitului şi temperaturii nominale;

temperatura nominală, este temperatura maximă continuă a aburului laieşirea din VP, în condiţiile debitului şi presiunii nominale; presiunea maximă, este presiunea de lucru maximă admisă în elementele

cazanului; în cazul cazanelor cu tambur această presiune este considerată întambur, iar la cazanele fără tambur la intrarea apei în cazan;

randamentul cazanului, se exprimă procentual, ca raportul dintre cantităţilede căldură produse şi cele consumate;

coeficientul de circulaţie

abur

apă

D

D K (2.6.2)

unde: Dapă şi Dabur sunt debitele de apă de alimentare şi de abur obţinute.Coeficientul de circulaţie are următoarele valori pentru diverse tipuri decazane:

K = 1040 pentru cazane cu circulaţie naturală; K = 412 pentru cazane cu circulaţie forţată multiplă; K = 1 pentru cazane cu circulaţie forţată unică (străbatere forţată);

consumul specific de energie pentru serviciile proprii (vehicularea aerului,combustibilului, agentului energetic etc.).

În vederea asigurării unei funcţionări corecte se cer menţinute egalităţilesau rapoartele: între debitul masic de apă de la intrare şi debitul masic de abur la ieşire; între fluxul de căldură introdus şi fluxul de căldură preluat de agentul

energetic.

Orice dezechilibru duce la modificarea parametrilor de funcţionare şi decila perturbări în întregul echipament de producere a energiei electrice/termice.

2 .6 .2 Ca za ne cu c ircula ţie nat ura lă

În fig. 2.6.2 se prezintă schema principială a unei instalaţii de cazan cucirculaţie naturală a agentului energetic [65]. În această schemă sunt puse înevidenţă părţile principale ale instalaţiilor de cazan şi fluxurile energeticeaferente: combustibil, aer, gaze de ardere, agent energetic.



11

12

13 24

54

22

14

23

15

29 26 27

1

25

45

6

193 6 29 20

7 21

2

8 18

9

28 16 27

17

10

Fig. 2.6.2. Schema principială a unei instalaţii de cazan cu circulaţienaturală a agentului energetic

1– focar; 2– drum de gaze; 3– tambur; 4– ţevi de coborâre; 5– vaporizator (ţevide urcare); 6– supraîncălzitor primar; 7– supraîncălzitor intermediar; 8– economizor (preîncălzitor de apă); 9– preîncălzitor de aer; 10– electrofiltru;11– buncăr de cărbune; 12– alimentator; 13– canal de recirculare; 14– moarăde cărbune; 15– arzător; 16– ventilator aer; 17– ventilator de gaze de ardere;18– conductă de apă de alimentare; 19– conducte de abur saturat; 20– conductede abur supraîncălzit primar; 21– conducte de abur supraîncălzit intermediar;22– cărbune brut; 23– amestec praf de cărbune şi gaze de transport; 24– gaze

de ardere recirculate; 25– gaze de ardere din focar; 26– zgură; 27– cenuşă; 28– aer; 29– colector

Fig. 3.3.2 Natural water circulation in a water-tube boiler



Fig. 3.3.5 Longitudinal drum boiler



Fig. 3.3.9

A forced circulation water-tube boiler as used on CHP plant



49

2. Centrale energetice eoliene

2.1. Energia eoliană ca sursă de energieprimară

Din totalul de 1,74.1014 kWh de energie solară primită de Pământîntr-o oră un procent de 1 – 2 % se transformă în energie eoliană şievident se manifestă în orice zonă a globului Pământesc, cu intensităţispecifice zonei.

Energia eoliană este purtată sau conţinută în masele de aer înmişcare orizontală sau aproape orizontală. Această mişcare poartădenumirea de vânt şi este rezultatul încălzirii neuniforme a suprafeţeiPământului. Ca urmare a încălzirii neuniforme se crează diferenţe de

presiuni atmosferice, respectiv deplasări ale maselor de aer spre zone cu presiuni mai joase.

Vântul, deci energia eoliană, a constituit practic prima sursă deenergie la care a făcut apel omenirea în vederea uşurării muncii sale,înlocuind forţa umană sau forţa animalelor domestice. Astfel a apărutnavigaţia cu vele (pânze), măcinarea grăunţelor (morile de vânt – windmill), irigaţii şi desecări (pompe de vânt – wind turbine), ridicări degreutăţi etc., şi mai târziu transformarea energiei vântului în energieelectrică. Odată cu inventarea maşinii cu abur, respectiv a motorului cuardere internă, deci odată cu utilizarea altor surse de energie (funcţionândcu combustibili diferiţi), scade considerabil interesul pentru utilzareaenergiei eoliene, deşi este un procedeu curat (nepoluant), practicinepuizabil, disponibil în zone inaccesibile şi ieftin (nu necesită extracţie,transport, deci nici un fel de cheltuieli în acest sens). Trebuie subliniatînsă caracterul variabil al vitezei, puterii şi direcţiei vântului; mărimi cese cer considerate ca variabile aleatoare.

În urma constatării, în special, a efectelor secundare negative aleutilizării combustibililor fosili (poluare, efectul de seră etc.) şi în urmaevaluării rezervelor existente în acest domeniu, au fost întreprinse



50

demersuri, la nivel mondial, privind utilizarea de surse regenerabile şinepoluante în vederea ameliorării situaţiei create. În acest sens se au învedere energia eoliană, energia solară, energia hidraulică, energiageotermală, energia conţinută în biomasa şi energia valurilor.

Astfel Protocolul de la Kyoto (semnat în decembrie 1997 şiratificat de România în martie 2001), obligă toate statele ca, la elaborarea

proiectelor energetice, să aibă în vedere protecţia, reabilitarea şi

monitorizarea mediului înconjurător şi a capitalului natural

(http://ro.wikipedia.org/wiki/Protocolul_de_la_Kyoto).În prezent cca. 1 % din necesarul de energie electrică a lumii se

realizeaza în centrale eoliene, dar se preconizează ca în 2020 acest procentaj să ajungă la cca. 5 %. Statisticile arată că industria de producere a energiei electrice pe seama energiei eoliene este ramura cu

cea mai rapidă dezvoltare în lume. Astfel în anul 1994 a existat ocapacitate instalată de 3700 MW, iar în anul 1995 această capacitate acrescut la 4900 MW. În 1995 SUA a avut o putere instalată în centraleeoliene de 1650 MW, Germania 1150 MW, Danemarca 610 MW, India580 MW. În 1996 India avea 3000 de centrale eoliene cu o putereinstalată de 730 MW. Potenţialul eolian al Indiei este estimat la 80.000MW.

Dezvoltarea unor politici energetice raţionale a determinat

formarea sectorului privat în acest domeniu.După date din anul 2003, capacitatea centralelor eoliene instalateîn lume a fost de 39.400 MW, cu contribuţia a 50 de state. În ceea ce

priveşte Uniunea Europeană, cele 15 ţări participante contribuiau cu o putere eoliană totală instalată de peste 28.000 de MW.

Pentru justificarea atributului de ramura cu cea mai rapidă

dezvoltare în lume, sunt prezentate mai jos câteva situaţii statistice(ECRE, 2004), (IEA, 2007), (http://en.wikipedia.org/wiki).

Astfel, tabelul 2.1 ilustrează contribuţia primelor 10 ţări din lume,la producerea de energie electrică pe seama energiei eoliene, la sfârşitulanului 2002.

În tabelul 2.2. este ilustrată situaţia puterii centralelor eolieneinstalate la sfârşitul anului 2006, în primele cinci state din lume.Ordinea primelor trei ţări a rămas neschimbată, iar participarea

lor este semnificativă (faţă de totalurile din tabelele de mai sus, cca.60 %). Se observă că Gemania este lider mondial absolut, cu un avansconsiderabil, faţă de cel de al doilea clasat, Spania.



51

Se remarcă, de asemenea, progresul deosebit realizat de India,care trece pe locul patru, având o putere eoliană instalată de două ori maimare decât cea a Danemarcei.

Tabelul 2.1. Puterea centralelor eoliene instalată la sfârşitul anului 2002.

Ţara Capacitatea instalată ,

în MW

Procentajul de

participare,

în %

Germania 12.001 41.4Spania 4.830 16.7

SUA 4.685 16.2Danemarca 2.880 9.9India 1.702 5.9Italia 785 2.7Olanda 688 2.4Marea Britanie 552 1.9China 468 1.6Japonia 415 1.4TOTAL 29.008 100

Tabelul 2.2. Puterea centralelor eoliene instalată la sfârşitul anului 2006.

Ţara Capacitatea instalată ,

în MW

Procentajul de

participare,

în %

Germania 20.621 38,73Spania 11.615 21,82SUA 11.603 21,79India 6.270 11,78Danemarca 3.136 5,88TOTAL 53.245 100

În ceea ce priveşte ritmurile de instalare a centralelor eoliene, înanul 2006, în ţările mai dezvoltate, cifrele indicate în tabelul 2.3 suntsemnificative. Este primul an în care SUA depăşeşte Germania. Indiaurcă pe locul trei şi apare, poate surprinzător pentru unii, China pe loculcinci, care în statisticile anilor precedenţi ocupa locuri modeste .



52

La sfârşitul anului 2006, puterea totală a centralelor eolieneinstalate în lume a fost de 74.223 MW, faţă de 59.091 MW la sfârşitulanului 2005; ca rezultat al unei creşteri de 15.132 MW, în anul 2006(http://en.wikipedia.org/wiki), (www.ewea.org).

În prezent Uniunea Europeană deţine o capacitate eolianăinstalată de peste 48.061 MW, urmând să ajungă, în 2010, la peste 75.000MW (după estimări, posibil chiar 90.000 MW). La această putereinstalată se mai adaugă puterea instalată în alte patru ţări (vezi tabelul2.4).

Tabelul 2.3. Puterea centralelor eoliene instalate în anului 2006.

Ţara Capacitatea instalată , înMW

Procentajul departicipare, în %

SUA 2.454 23,89Germania 2.233 21,74India 1.840 17,92Spania 1.587 15,45China 1.347 13,12Franţa 810 7,88TOTAL 10.271 100

Tabelul 2.4. Puterea totală a energtiei eoliene instalate în statele UE

Energia eoliana a UE (MW)Nr.

crt. Ţara 2006 2005 2004 2003 2002 2001

1 Germania 20.622 18.415 16.629 14.609 11.994 8.754

2 Spania 11.615 10.028 8.263 6.203 4.825 3.337

3 Danemarca 3.140 3.136 3.117 3.110 2.880 2.489

4 Italia 2.123 1.718 1.255 913 797 690

5 Anglia 1.963 1.353 888 648 552 474

6 Portugalia 1.716 1.022 522 299 194 131

7 Franţa 1.567 757 386 239 145 93

8 Olanda 1.560 1.219 1.078 912 688 486

9 Austria 965 819 606 415 139 94

10 Grecia 746 573 465 375 276 272

Primele zece ţări 46,017 39,040 33,209 27,723 22,490 16,820



53

Nr.crt.

Ţara 2006 2005 2004 2003 2002 2001

11 Irlanda 745 496 339 191 137 124

12 Suedia 572 510 442 399 345 293

13 Belgia 193 167 95 68 35 32

14 Polonia 152 83 63 30 5 18

15 Finlanda 86 82 82 52 43 39

16 Ungaria 61 18 6 3 1 1

17 Lituania 56 6 7 0 0 0

18 RepublicaCehă 50 28 17 9 0 0

19 Luxemburg 35 35 35 22 17 15

20 Bulgaria 32 10 1 0 0 0

21 Estonia 32 32 6 2 2 0

22 Latvia 27 27 26 26 1 1

23 Slovacia 5 5 5 3 0 0

24 România 3 2 1 0 0 0

25 Slovenia 0 0 0 0 0 0

26 Cipru 0 0 0 0 0 027 Malta 0 0 0 0 0 0

UE cei 27 (MW) 48.061 40.541 34.334 28.528 23.076 17.343

28 Norvegia 314 267 160 101

29 Ukraina 86 77

30 Turcia 51 20

31 Elveţia 12 12

Europa (MW) 48.545 40.898

În România, zonele recomandate pentru instalarea de parcurieoliene, sunt zona Dobrogei şi zona Moldovei, dar sunt avute în vederezonele înalte şi din alte regiuni, cum ar fi Ardealul (Chadjivassiliadis,1996), (Garbacea ş.a., 1994), (Ilina ş.a., 1987), (Popescu ş.a., 1996),(Voicu ş.a., 1996), (www.abb.com.ro), (www.enerco.go.ro/eolahtml).



54

În prezent, în România, Green Energy Grup Bucureşti (infiinţat în2005), a pus în funcţiune o centrală eoliană de 0,75 MW şi urmează

punerea în funcţiune a încă două centrale de 0,6 MW, în zona Tulcea.Se află deja în funcţiune şi alte aerogeneratoare în România:

Martin Ilies a instalat prima turbină eoliană în Pasul Tihuţa, în anul 2005;a fost deschis un parc eolian la Tureni, judeţul Cluj; 12 turbine eolienefuncţionează deja lângă Baia Mare (www.evz.ro).

Mai recent se află în curs de perfectare formele de infiinţare aunui parc eolian, în comuna Clujeană Marisel, la altitudineade 1230 m, unde după constatarea localnicilor „vântul suflăaproape tot timpul, şase luni de la nord şi şase luni de la sud”(www.ziuadecj.ro/action/article?ID=17463). Se are în vedere amenajareaunei zone de 100 hectare, cu 18 aerogeneratroare, cu turnuri de cca. 100m, cu o putere totală de 45 MW. Se pare că va fi parcul eolian situat laceea mai mare altitudine din Europa, detronând Franţa, cu parcul săueoilan la 1000 m altitudine. Firmele germane EON Energy şi Nordex, cuo experienţă vastă în domeniu, vor fi implicate la realizarea acestui parc.

În ceea ce priveşte viitorul energiei eoliene din România,Ministerului Mediului a prezentat o hartă a resurselor de energieregenerabile, din care rezultă o dezvoltare accelerată a fermelor decentrale eoliene, cu o capacitatea totală instalată de 400 MW, până în

anul 2012.În acest sens, firma Eviva Energy, subsidiara grupului portugezMartifer, a concesionat deja în Dobrogea (Tulcea- Babadag), 260 hectarede teren, în vederea instalării de ferme eoliene cu o capacitate iniţială de48 MW.

Potenţialul eolian al României este destul de mare, fiind apreciatla cca. 14.000 MW putere instalată, cea ce reprezintă un aport de energieelectrică de aproape 23.000 GWh/an.

În ceea ce priveşte celelalte ţări europene, o informaţie recentă dela agenţia de presă ANSA, citată de Budapesta Business Journal (2007),afirmă că Italia plănuieşte construirea a 500 de centrale eoliene, ceea ce

va face ca producţia de energie electrică, pe seama energiei eoliene, săcrească în Italia cu peste zece ori, faţă de momentul actual. Aceasta vaface ca, dacă Spania şi Danemarca, respectiv Germania, nu menţin unritm înalt al dezvoltării parcurilor eoliene, Italia să devină cel mai

puternic producător de energie electrică din surse eoliene în Europa.



55

Se impune totuşi o precizare în legătura cu puterea instalată şi puterea medie furnizată, pe o anumită perioadă de funcţionare, de către ocentrală eoliană.

Se ştie că energia eoliană este intermitentă, cu o variaţiealeatoare, dependentă de mai mulţi factori naturali. Datorită acesteiintermitenţe, o centrală eoliană furnizează în medie doar cca. 25% din

puterea instalată, uneori, în zone favorabile, până la cca. 35%. Studiileefectuate în acest sens estimează că, o capacitate eoliană convenţionalăinstalată de 1.000 MW, furnizează o putere medie continuă de doar cca.333 MW. Aceasta este motivul pentru care se recomandă producereaenergiei electrice pe baza unor surse combinate. Astfel, centralele eoliene

pot funcţiona mai eficent, în cuplaj cu centrale solare sau centralehidroelectrice, permiţând realizarea unor curbe de generare mai aplatizateşi asigurând alimentarea sigură a consumatorilor.

În largul mărilor şi la înălţimi, unde vânturile sunt mai puterniceşi mai constante, centralele eoliene pot produce până la 90% din putereainstalată.

Deşi la început au fost ridicate o serie de bariere în calearăspândirii centralelor eoliene, privind impactul acestora cu mediulnatural, la ora actuală se constată că practic nu există inconvenientemajore, ele fiind acceptate ca fiind chiar “prietenoase”, cu impact minim

asupra zonei de instalare.Principalele caracteristici ale zonelor cu mai multe centraleeoliene, numite ferme sau parcuri eoliene, sunt următoarele:

• aria necesară pentru producerea unui număr de kWh este cea maimică faţă de alte surse de energie;

• în cca. trei luni de zile după punerea în funcţiune generează ocantitate de energie care recuperează energia consumată pentruinstalare;

• durata de funcţionare garantată de 20 – 25 de ani;• emisia de gaze cu efect de seră în timpul instalării este

nesemnificativă;

• în timpul funcţionării nu există emisii de gaze cu efect de seră;• centralele eoliene moderne sunt silenţioase şi de turaţie redusă

astfel încât nu provoacă poluare sonoră şi nu constituie un pericol pentru păsări.



56

În vederea amenajării unei zone pentru producerea de energieelectrică, din energie eoliană, se cer cunoscute sau identificatecaracteristicile eoliene ale zonei respective. Identificarea caracteristicilor se face pe baza unor măsurători meteorologice, iar în prezent chiar pe

baza unor hărţi speciale, întocmite cu ajutorul unor sateliţi programaţi înacest sens. Principalele caracteristici care trebuie cunoscute se referă laviteza vântului (cu un caracter de variaţie aleator), direcţia vântului (odirecţie dominantă sau variabilă), puterea teoretică conţinută în masa deaer în mişcare (dependentă, de asemenea, de o serie de factori cadensitatea aerului, prezenţa obstacolelor etc.).

2.2. Energia eoliană

Vânturile create de mişcarea orizontală sau aproape orizontală amaselor de aer au viteze diferite, la diferite altitudini şi diferite condiţiiregionale. Este acceptată o scară a vitezei vântului, la o înălţime de 10 mfaţă de sol (Tabelul 2.5, după Beaufort) (www.repower.de),(www.windenergy.org), (www.windpower.org), (www.windpower.com).

Tabelul 2.5 Scara vitezelor vântului după Beaufort.

Viteza vântului la10 m de sol, m/s Scara Beaufort Caracterizare

0.0 – 0.4 0 Calm0.4 – 1.8 11.8 – 3.6 2 Slab3.6 – 5.8 35.8 – 8.5 4 Moderat8.5 – 11 5 Proaspăt/răcoritor 11 – 14 6 Puternic14 – 17 717 – 21 8 Furtună

21 – 25 925 – 29 10 Furtună puternică29 -34 11

>34 12 Uragan

Masele de aer în mişcare dezvoltă o energie cinetică:



57

2

21 mv E = , < J > (2.1)

unde: m este masa de aer în mişcare, în <kg> ,v – viteza vântului, în <m/s> .Pe de altă parte, masa de aer în mişcare se poate aprecia cu

relaţia:

τρ Avm = , < kg > (2.2)

unde: ρ este densitatea masei de aer, în <kg/m3>, A – aria secţiunii de trecere, <în m2>,τ - timpul, în <s>.

Relativ la densitatea aerului se precizează faptul că aceastavariază sensibil cu temperatura, zona geografică, deci şi cu anotimpul. La

presiunea atmosferică standard valorile densităţilor sunt prezentate întabelul 2.6.

Tabelul 2.6. Densitatea aerului.

Temperatura,

o Celsius

Densitatea,

kg/m3

Conţinutul maxim de apă,

kg/m3

- 25 1,423-20 1,395- 15 1,368- 10 1,342- 5 1,3170 1,292 0,0055 1,269 0,007

10 1,247 0,00915 1,225* 0,013

20 1,204 0,01725 1,184 0,02330 1,165 0,03035 1,146 0,03940 1,127 0,051

*) Această densitate este utilizată ca mărime de calcul standard în industria energiei eoliene.



58

Avându-se în vedere (2.2), energia cinetică a masei de aer înmişcare, devine:

τρ 3

2

1 Av E = . < J > (2.3)

Puterea P dezvoltată de masa de aer în mişcare, care are laintrarea în captator viteza v, iar la ieşirea din captator viteza zero, adicăteoretic cedează în întregime energia sa, este:

3

2

1 Av

E P ρ

τ== .< W > (2.4)

Dacă curentul de aer, care cedează energia sa mediului, este

delimitat de o suprafaţă cilindrică, cu diametrul D, creat prin mişcarea derotaţie a elicei, atunci puterea teoretică dezvoltată devine:

3

8

1 Dv P ρπ= . < W > (2.5)

Putereile teoretice ale vântului, la nivelul mării, la presiuneaatmosferică standard, temperatura 15 o C şi densitate 1,225 kg/m3, înfuncţie de viteza vântului, sunt prezentate în tabelul 2.7.

Tabelul 2.7. Puterile teoretice ale vântului.

m/s W/m2 m/s W/m2 m/s W/m2

0 0 8 313,6 16 2508,81 0,6 9 446,5 17 3009,22 4,9 10 612,5 18 3572,13 16,5 11 815,2 19 4201,14 39,2 12 1058,4 20 4900,05 76,2 13 1345,7 21 5672,46 132,3 14 1680,7 22 6521,97 210,1 15 2067,2 23 7452,3

În realitate, la ieşirea din captator, viteza nu scade la zero ci doar se diminuează. Fenomenul a fost studiat prima dată de Betz, care aintrodus un factor de corecţie C p , de forma:

( )2 p a1a4C −= , (2.6)



59

unde a este factorul de interferenţă (raportul vitezelor), având valoricuprinse în intervalul 10 <≤ a , (http://en.wikipedia.org/wiki),(Guşa, 1994); (www.windenergy.org), (www.windpower.org),(www.windpower.com).

Prin intermediul acestui factor se are în vedere faptul că fluxul deaer, care traversează suprafaţa măturată de elicea captatorului, suferă odeviaţie de la curgerea liniară (o dilatare în volum-vezi fig.2.20) şi înconsecinţă viteza scade de la valoarea v la valoarea v’ < v. Adică, curentulde aer în jurul captatorului, nu are forma cilindrică ci o formă maicomplicată, datorită componentei radiale a vitezei vântului, ce rezultă înurma impactului acestuia cu elicea captatorului (vezi fig. 2.21)

S-a demonstrat că valoarea teoretică maximă a puterii cedate demasa de aer în mişcare are loc pentru a ≈ 1/3, ceea ce conduce la ovaloare a factorului de corecţie de 0,593.

Prin urmare, puterea maximă, ce se poate obţine, din energiacinetică a masei de aer în mişcare, este de maximum 59,3 % din putereateoretică dată de relaţia (2.5); această limită este cunoscută sub numelede limita lui Betz.

Dacă se iau în consideraţie şi pierderile provocate de diversefrecări, dependente în mare măsură şi de tehnologia de realizare ainstalaţiei eoliene, această putere teoretică trebuie diminuată cu încă 20%

- 50 %.Avându-se în vedere caracterul aleator, în timp şi spaţiu, a vitezeivântului, rezultă că şi putere dezvoltată are un caracter aleator.

Proiectanţii şi constructorii de centrale eoliene, utilizează încalculele lor, o distribuţie a densităţii de probabilitate a vântului de tipWeibull (fig. 2.1), valabilă pentru diverse zone amenajabile pentrucentrale eoliene (www.windpower.org); (www.windpower.com).

Rezultă că vitezele cele mai probabile sunt în jurul vitezei de7m/s. Practica exploatării centralelor eoliene arată că viteze mai mari de18 m/s sunt rare.

Înmulţind aceste probabilităţi ale vitezei vântului cu puterile

teoretice, din tabelul 2.7, rezultă curba de dispersie a puterii/energieivântului, în funcţie de viteza vântului (fig. 2.2), pentru o anumită zonăamenajabilă. Curba a-, din fig. 2.2, arată energia conţinută în vânt, laintrarea în captator, curba b- arată energia transformată, de către captator,în energie mecanică de antrenare a generatorului, iar curba c- aratăcantitatea de energie electrică care se poate obţine de la o centralăeoliană, aflată într-o anumită zonă (www1.eere.enrgy.gov).



60

În vederea aprecierii potenţialului energetic eolian s-a introdusnoţiunea de densitate de putere a vântului p , ca fiind puterea medieraportată la aria secţiunii transversale a curentului de aer:

3

2

1v

A

P p ρ== , < W/m2 > (2.7)

respectiv noţiunea de densitatea medie de putere a vântului pm, înintervalul de timp τ:

( ) τττ

τ

d p pm ∫ =0

1. (2.8)

Cu aceste precizări, potenţialul eolian al unei zone geografice poate fi estimat cu relaţia:

( ) τττ

d p E ∫ =0

, < Wh/m2.an > (2.9)

unde intervalul de timp τ considerat este, de obicei, un an, adică 8760ore.

Potenţiale eoliene eficient utilizabile se manifestă în zonalitoralurilor marine (on shore wind farms- pe coastă), în zona larguluilitoralurilor marine (off shore wind farms – în largul mărilor; procedeemai noi), pe ridicături şi în munţi. De asemenea, relieful, obstacolele dediverse tipuri (construcţii, păduri etc.) şi schimbările sezoniereinfluenţează sensibil utilizarea eficientă a potenţialului eolian existent.Energia vântului depinde de energia cinetică a masei de aer în mişcare,

Fig. 2.1. Distribuţia Weibull a densităţiide probabilitate a vitezei vântului.

Fig. 2.2. Curba de distribuţie a puterii; a-teoretic disponibil, b-utilizabil pe baza legii Betz şi c-furnizat de centrala eoliană.



61

dar greutatea masei de aer depinde de densitatea aerului. Ori, densitateaaerului variază mult, cu anotimpurile, existând o diferenţă sensibilă întredensitatea aerului iarna şi respectiv vara; densitatea aerului fiind maimare iarna. În consecinţă, centralele eoliene sunt mai eficiente iarnadecât vara. Aceasta este şi motivul pentru care, în unele ţări, centraleleeoliene lucrează în paralel cu centrale solare, care sunt foarte eficientevara şi mai puţin eficiente iarna.

2.3. Procese şi instalaţii în centraleeoliene

În cadrul centralelor eoliene are loc transformarea/conversiaenergiei eoliene, ca energie primară, datorată vântului, deci mişcăriiorizontale sau aproape orizontale a maselor de aer, în altă formă deenergie: energie mecanică, energie electrică, energie termică etc., înfuncţie de necesităţile locului de utilizare.

Procesul de transformare a energiei eoliene în altă formă deenergie are loc prin intermediul unui captator eolian (numit şi turbină

eoliană sau rotor ), care se roteşte într-un plan perpendicular pe direcţiavântului sau într-un plan paralel cu direcţia vântului. Captatorul eolian

este compus dintr-un sistem de palete (sau elice), solidar legate de un ax, prin intermediul unui butuc, care, fiind pus în mişcare de rotaţie, de cătremasele de aer, dezvoltă o energie mecanică. Această energie mecanică se

poate utiliza ca atare (antrenarea pompelor, morilor, ciocanelor etc.) sau poate fi convertită în altă formă de energie, prin utilizarea unor convertoare corespunzătoare. În vederea obţinerii energiei electrice, dreptconvertoare se folosesc generatoare electrice, de curent continuu sau decurent alternativ, cuplate cu captatorul, fie direct, fie prin intermediulunor transmisii cinematice corespunzătoare (cutii de viteze, eventual

prevăzute şi cu frâne). În vederea asigurării unei funcţionări corecte, precum şi în vederea asigurării calităţii energiei electrice livrate,

subansamblul captator-transmisia cinematică – generator, este echipatcu aparatura de supraveghere şi de automatizare corespunzătoare.În prezent, cele mai răspândite şi utilizate sunt centralele eoliene

electrice, destinate transformării energiei cinetice a maselor de aer înmişcare în energie electrică. Sunt cunoscute şi sub denumirea deaerogeneratoare (AEG). Schiţa principială a unui aerogenerator, cu



62

părţile componente specifice şi cu echipamentele necesare conectării la oreţea de distribuţie electrică, este prezentată în fig. 2.3.

O schiţă mai lămuritoare, privind structura unui aerogenerator, cu principalele părţi componente, se găseşte în (www1.eere.enrgy.gov) şieste prezentată în fig.2.4.

Necesitatea şi rolul elementelor componente din fig.2.4 va filămurită în următoarele paragrafe.

Pe plan mondial sunt răspândite două modalităţi de obţinere aenergiei electrice: în unităţi individuale de capacitate mare sau mică şi curaportul randament/preţ avantajos, respectiv în aşa numitele

ferme/parcuri eoliene (wind farms), constituite din zeci, chiar sute deunităţi cu puteri mari sau medii şi racordate la sistemele de distribuţie aenergiei electrice.

Fig.2.3. Schiţa constructivă principială a unui aerogenerator şiechipamentele auxiliare: 1- direcţia vântului; 2- butuc; 3- elice (pale); 4-axul de joasă turaţie; 5- transmisia cinematică cu frână; 6- axul de turaţieridicată; 7- generatorul electric; 8- nacela; 9- unitate de control şi comandă;10- turnul; 11- transformator ridicător; 12- substaţia electrică; 13- reţeaua de

distribuţie electrică.



63

Fig.2.4. Structura principială a unui aerogenerator: 1 – direcţia vântului; 2+ 3 – rotorul, compus din butuc şi elice; 3 – elice; 4 – axul de joasăturaţie; 5 – transmisia cinematică cu frâna; 6 – axul de turaţie ridicată; 7 – generatorul electric; 8 – nacela cu anemometru; 9 – unitate de control şicomandă (în nacelă sau pe sol); 10 – turnul; 14 – mecanism de orientare aelicelor, în jurul axelor proprii longitudinale – pitch control; 15 – mecanism de orientare a nacelei în direcţia vântului, cu motor propriu deantrenare – yaw drive şi yaw motor, pe baza informaţiei furnizate deanemometru şi ampenaj de vânt – wind vane.

O unitate centrală eoliană, de 4,5 MW, cu o înălţime de 180 demetrii, funcţionează în Germania, din martie 2004, pe platoul

Wybelsumer, măturat de vânturile Mării Nordului.Mai recent, în februarie 2005, în Germania a fost inaugurat cel

mai mare aerogenerator fabricat până în prezent, de către firma germanăREpower, de 5 MW, destinat efectuării unor cercetări privindimplementarea acestora în amenajări eoliene pe platourile mărilor (off

shore) (www.repower.de), (www.sciencedaily.com).



64

Există şi oferte de unităţi individuale, de putere mică (cel mult deordinal a zeci de kW), în vederea deservirii unor utilizatori individuali,izolaţi (vezi cap. 2.9).

Se poate observa că, faţă de energia electrică furnizată decentralele convenţionale, bazate pe combustibili convenţionali, cu unităţide generare obişnuit cu puteri de zeci şi sute de MW, concentrate încentrale termoelectrice sau în centrale electrice de termoficare (Olah ş.a.,2005), energia electrică din surse eoliene se obţine în unităţi individualede puteri sensibil mai reduse (cel mult de ordinal MW-lor), eventualdistribuite geografic pe arii extinse.

2.3.1. Captatoare (turbine) eoliene

2.3.1.1. Clasificări ale captatoarelor eoliene.

De-a lungul secolelor de utilizare a energiei eoliene au fostimaginate şi utilizate diverse modalităţi de captare a energiei cineticeconţinute în masele de aer în mişcare. Avându-se în vedere principiul detransformare a energiei cinetice a masei de aer în energie mecanică, derotaţie, de translaţie etc., se pot face diverse clasificări ale captatoarelor eoliene (Guşa, 1994), (Ilie, 1984), (Nitu, 1980), (www.otherpower.com).

a) După criteriul cinematic, există două categorii de captatoare:- captatori dinamici, care transformă energia cinetică a aerului într-o mişcare de rotaţie sau de translaţie; sunt captatoare cel mai largutilizate;- captatori statici, care realizează transformarea energiei cinetice aaerului în altă formă de energie, fără a genera mişcarea unor părţicomponente; cu utilizări speciale.

b) După criteriul forţei motoare, care rezultă în urma interacţiuniimasei de aer cu captatorul, se pot deosebi cele două componente

ale forţei, ale căror acţiune individuală sau combinată genereazămişcarea dorită:-forţa rezistentă (drag force), datorat impulsului mecanic al maseide aer, transmis elicelor (palelor) în urma contactului elicea-masade aer; sunt numite şi captatoare cu rezistenţă aerodinamică;- forţa portantă (lift force), datorat diferenţei de presiune pe celedouă flancuri ale elicelor, creat pe seama unei diferenţe de viteze



65

ale masei de aer, care spală flancurile; numite şi captatori cu portanţă aerodinamică (similar cu aripile avioanelor);- captatoare cu rezistenţă şi portanţă.

c) După criteriul mişcării realizate la ieşirea captatorului, se potdeosebi captatoare:- cu mişcare de rotaţie;- cu mişcare oscilantă;

d) După criteriul poziţiei axului captatorului, faţă de direcţia vitezeivântului, se deosebesc:

- captatoare cu ax orizontal, având axul paralel cu direcţia fluxuluide aer;- captatoare cu ax vertical, având axul perpendicular pe direcţiafluxului de aer;

e) După criteriul unghiului de incidenţă al masei de aer pe suprafaţacaptatorului în vederea generării forţei motoare:- captatoare cu unghi de incidenţă constant, la care unghiul formatde vectorul viteză a vântului şi suprafaţa palelor este constant;situaţia în care se dezvoltă cuplu motor pe toată durata rotaţieirotorului;

- captatoare cu unghi de incidenţă variabil, la care în urmamodificării unghiului de incidenţă pot apare situaţii în care forţadezvoltată să devină forţă de frânare; proprietatea este exploatată lareglarea vitezei şi puterii turbinelor eoliene.

f) După numărul de palete se cunosc şi se utilizează în prezent:- captatoare cu o singură paletă;- captatoare cu două palete;- captatoare cu trei palete şi- captatoare cu mai multe palete.

2.3.1.2. Elicele captatoarelor eoliene

După cum s-a precizat mai sus, captatorul eolian (numit şi rotor sau elicea), este compus dintr-un sistem de palete, încastrate într-un

butuc, care se poate roti în jurul unui ax propriu.Se poate pune întrebarea: care este fenomenul care pune în

mişcare rotorul?



66

Elicele rotoarelor turbinelor eoliene moderne împrumută destul demult de la tehnicile de realizare a aripilor avioanelor, elicelor turbinelor cu gaz sau elicopterelor, dar prezintă şi particulăţi esenţiale faţă deacestea. Au fost observate două fenomene importante care sunt luate înconsideraţie atât la proiectarea aparatelor de zbor cât şi în timpulzborurilor efectuate de acestea. Aceste fenomene, aşa cum se va arăta,sunt luate în considerare atât la proiectarea şi realizarea captatoarelor eoliene cât şi pe durata funcţionării acestora, în vederea unei siguranţesporite în timpul funcţionării şi a unei exploatări eficiente.

În vederea explicării acestor fenomene, în fig. 2.5, se prezintăsecţiunea transversală a aripii unui avion, aflat în diverse pozitii relativefaţă de fluxul de aer, în care se află (www.windpower.dk).

a) b)

c)Fig. 2. 5. Poziţia relativă a aripii, faţă de fluxul de aer.

În cazul fig.2.5.a, fluxul de aer va fi despicat de muchia de atac aaripei şi, datorită profilării corespunzătoare a suprafeţelor inferioare şi

superioare, fluxul de aer de deasupra secţiunii aripei va aluneca cu vitezămai mare. Se crează astfel o diferenţă de presiune, iar aceasta genereazăo forţă, cu acţiune de jos în sus, numit forţa ascensională/portantă (lift -înengleză). Direcţia forţei ascensionale este perpendiculară pe direcţiafluxului de aer (fig.2.5.b); aparatul de zbor este menţinut în aer.



67

În dorinţa de a ridica aparatul de zbor la altitudini mai mari, semodifică poziţia muchiei de atac, a aripii, faţă de direcţia fluxului de aer,în conformitate cu fig.2.5.c. În primul moment, forţa ascensională creşte.După aceasta însă, fluxul de aer de deasupra aripii se desprinde de aripă(nu mai aderă la suprafaţa aripii), generând vortexuri neregulate(turbulenţe), care diminuează sau chiar elimină forţa ascensională;aparatul de zbor se poate prăbuşi. Fenomenul poartă denumirea deblocare (sau calare, pierdere de viteză) şi în cazul aparatelor de zbor seimpune evitarea fenomenului. În limba engleză fenomenul este cunoscutsub denumirea de stall.

Aşa cum se va vedea, la proiectarea şi funcţionareaaerogeneratoarelor moderne, ambele fenomene sunt luate înconsideraţie. Prin utilizarea potrivită, premeditată, a acestor fenomene se

poate regla puterea de ieşire a aerogeneratoarelor şi se poate realiza protecţia lor în cazul vânturilor extreme (rafale), dar rare, care pot cauzadeteriorarea acestora.

Num ru l de palete

Primele turbine eoliene realizate au avut mai multe palete, cusuprafaţa totală mare (fig.2.6).

La scara redusă, asemenea turbine mai sunt utilizate în domeniul pompelor eoliene şi a unor mori eoliene, având o eficienţă aerodinamicăredusă. În schimb, suprafaţa mare a paletelor asigură cupluri mari de

pornire, chiar la vânturi slabe, capabile să pună în mişcare rotorul.



68

Deoarece probabilitatea de apariţie a unor vânturi slabe este maimare decât a celora puternice, rezultă o funcţionare aproape continuu, pedurata unui an, a unor asemenea construcţii. În acest fel, devin foarteeficiente pentru gospodării izolate, rezolvând adesea atât problema apeinecesare cât şi a energiei electrice necesare.

În general, numărul de palete rotorice este o opţiune deschisă,urmând ca adoptarea să se facă după o serie de cerinţe cum ar fistabilitatea structurii, greutatea, eficienţa aerodinamică, zgomotegenerate, costul etc. Practica exploatării centralelor eoliene arată căconcepţia, potrivit căreia dublarea numărului de palete conduce ladublarea puterii furnizate de turbine, este greşită. Mai mult, este posibilca puterea furnizată să scadă simţitor (www.windpower.dk).

La proiectarea unei turbine eoliene se porneşte, obişnuit, de laviteza de rotaţie sau a gamei vitezelor de rotaţie acceptabile, după care seadoptă aria totală a paletelor, în raport cu aria “măturată” de paletele înrotaţie (o proporţie fixată din aceasta din urmă; fiind invers proporţională

cu viteza adoptată), în vederea realizarii unei eficienţe maxime. Avândaria totală adoptată, se determină numărul, forma şi dimensiunile paletelor (www.windenergy.org).

Turbinele moderne, actuale, sunt proiectate şi realizate cu unnumăr impar de palete ale rotorului, în scopul realizării unuisubansamblu stabil şi operaţional, pentru condiţiile de funcţionare

particulare ele locului concret de utilizare. Calculele şi încercările

Fig.2.6. Captator eolian cu mai multe palete



69

experimentale, mai vechi sau chiar recente, arată că rotoarele cu unnumăr impar de palete (cel puţin trei) posedă o dinamică apropiată cu alunui disc, o dinamică stabilă, ceea ce cumpăneşte în dinamica întreguluisistem. Problemele de instabilitate ale rotoarelor cu un număr par de

palete se datoresc faptului că paletele care se află, chiar în acelaşimoment, unul în cel mai înalt punct, după direcţia verticalei care trece

prin centrul de rotaţie al axului elicei (al butucului), iar celălalt în dreptulturnului, sunt supuse unor forţe mult diferite. Anume, pala superioară

primeşte forţa maximă, iar pala inferioară este supusă unei forţe sensibildiminuate, atât datorită diferenţei de nivel, la care se află cele două pale,cât şi datorită efectului de reacţie al turnului.

Prima turbină eoliană cu trei palete, cu un impact puternic asupraevoluţiei şi dezvoltării acestora, a fost proiectată şi construită înDanemarca, între anii 1956- 1957, fiind cunoscută sub denumirea deturbina Gedser (fig.2.7). Rotorul turbinei a fost cuplat cu un generator asincron de 200 kW şi a fost prevăzut cu un mecanism de menţinere aturbinei (nacelei) pe direcţia vântului, cu ajutorul unui motor electric( yaw mechanism -vezi fig. 2.4) (http://telosnet.com/wind ).

Această turbină a stat la baza proiectării şi realizării turbinelor moderne cu trei palete, după ce în 1975, NASA a cerut modernizareaacestor turbine în vederea utilizării lor în SUA. În fig.2.8, se prezintă

fotografia unei turbine eoliene moderne cu trei palete, de 2.5 MW, avânddiametrul rotorului de 80 m.



70

Mai sunt folosite construcţii, ceva mai vechi, cu una sau două palete rotorice, dar care, deşi oferă avantaje teoretice privind reducerea

costului şi a greutăţii, prin reducerea numărului de palete, prezintă o seriede dezavantaje care elimină de pe piaţa concurenţială, faţă de cele cu trei palete. În primul rând, în vederea realizării unei puteri echivalente cu puterea furnizată de o turbină cu trei palete, se cer realizate turaţiisuperioare, şi sunt generatoare de zgomote mai supărătoare. Apoi se cer luate în evidenţă problemele de instabilitate ale unor asemenea structuri,menţionate mai sus. De subliniat că, la turbinele cu o singură paletă, seimpune utilizarea unei contragreutăţi, pe un braţ opus paletei, în scopulunei echilibrări statice şi dinamice mai bune.

Paletele turbinelor eoliene funcţionează în condiţii dificile, cuvariaţii aleatorii ale vitezei, puterii şi direcţiei vântului precum şi în

condiţii climaterice variabile (soare puternic, ploaie, zăpadă, geruri etc.).Ca urmare, ele sunt supuse la solicitări complexe de încovoiere,intindere, răsucire şi, nu în ultimul rând, la solicitări de oboseală alematerialului din care sunt confecţionate. În consecinţă, la realizarea

paletelor turbinelor moderne se folosesc, ca materiale, fibre de sticlă saufibre de carbon armate în răşini epoxidice sau poliesterice; la unele

Fig. 2.7. Turbina eoliană Gedser.Fig. 2.8. Turbină eoliană modernăcu trei palete.



71

construcţii, pentru realizarea structurii de rezistenţă, se foloseşte chiar lemnul impregnat cu răşini şi îmbrăcat cu fibre de sticlă armată în răşini.

Nu se folosesc metale, deoarece rezistenţa la oboseală a acestora esteredusă şi în plus au o greutate specifică mai mare.

În vederea limitării efectelor vânturilor extreme, constructorii deturbine eoliene au adoptat soluţia cu elice lungi, subţiri şi în număr redus(fig.2.8).

Mai mult, în vederea protejării rotoarelor, respectiv în vedereareglării puterii preluate de turbină de la fluxul de aer în mişcare (vezi

§2.5) , palele acestora, ancorate într-un butuc (vezi fig.2.4), au o secţiunevariabilă (profilată), de-a lungul lungimii palei. Anume, în vecinătatea

butucului secţiunea este mare, aproape circulară, iar îngustarea secţiuniieste accentuată. Spre extremităţi, suprafaţa secţiunii scade, iar îngustareasecţiunii este mai puţin pronunţată (ca în fig.2.4 şi 2.9). Ca urmare,fenomenul de blocare ( stall ) porneşte de la baza elicelor, unde secţiunearipei se îngustează mai repede decât fluxul de aer, care trece pe lângăsuprafaţa elicei. Datorită formei profilate, ca mai sus, la vânturi

puternice, în vecinătatea butucului, fenomenele de vortex în spatele eliceivor fi mai puternice, deoarece fluxul de aer se desprinde mai puternic desuprafaţa paletelor, rezultând un efect de frânare benefic, atât pentrureglarea puterii aerogeneratoarelor, cât şi pentru protejarea mecanică acaptatoarelor. Mai mult, pentru a asigura unghiuri de atac constante, petoată lungimea palelor, acestea sunt uşor răsucite, de la bază spreextremitate (o formă uşor elicoidală).

La unele construcţii palele pot efectua deplasări unghiularecontrolate, în zonele de încastrare în butuc (14 din fig.2.4 şi 2 dinfig.2.12.b, respectiv §2.5.1), cu ajutorul unui mecanism specializat ( pitch

mechanism), în jurul axelor longitudinale (se modifică pasul elicei), învederea asigurării unui unghi de atac convenabil, de-a lungul palelor,indiferent de viteza vântului (se acţionează asupra forţei portante).

Suprafeţele elicelor, expuse vântului, sunt netede şi foarte binelustruite.

În cazul turbinelor eoliene moderne, lungimea paletelor acestorasunt considerabile (cu lungimi de până la zeci de metri: 60 - 80 m); caurmare transportul acestora de la local de fabricare şi până la locul de



72

montare, poate constitui o problemă, atât financiară cât şi tehnică (vezifig.2.9).

Fig.2.9. Transportul unei pale de turbină eoliană modernă

Poziţia axului captatoarelor eoli ene

Captatoare cu ax orizontal

Cele mai utilizate şi mai moderne turbine eoliene sunt cele cu axorizontal, fig.2.8 şi fig.2.10.a. La acestea, fluxul de aer, care loveşte

palele rotorului, are o direcţie paralelă cu axul de rotaţie al rotorului;similar cu turbinele hidraulice moderne. Funcţionarea lor se bazează peapariţia forţei portante la cele două feţe ale paletelor rotorului.

În vederea unei funcţionări eficiente necesită dispozitive deorientare a axului de rotaţie (a captatorului) după direcţie vântului ( yaw

mechanism), respectiv dispozitive de modificare a pasului elicelor ( pitch

mechanism).În cazul turbinelor eoliene de putere mică orientarea după direcţia

vântului se realizează cu ajutorul giruetei (a ampenajului) fixat de nacela,

iar în cazul celora de putere mare un senzor al direcţiei vântului comandămecanismul de orientare acţionat de un motor de putere corespunzătoare(deplasări unghiulare în jurul axului longitudinal al turnului de susţinere

– yaw mechanism –fig.2.4).În mod obişnuit axul turbinei este cuplat cu un generator electric,

prin intermediul unei transmisii cinematice, în vederea sporirii eficienţeigeneratorului (prin creşterea vitezei unghiulare de rotire a generatorului).



73

Există două posibilităţi de amplasare a rotorului (captatorului)faţă de turn: în faţa turnului (pe direcţia vântului- upwind ; figurile 2.3,2.4, 2.6 – 2.8 şi 2.10) sau în spatele turnului (downwind ).

În primul caz, rotorul primeşte direct vântul, fără efectul deumbrire de către turn. În schimb necesită mecanism de orientare dupădirecţia vântului, palele trebuie să fie mai rigide şi amplasate la o anumitădistanţă faţă de turn (în vederea evitării posibilităţii de lovire a turnului,sub efectul unor vânturi puternice); existând şi o uşoară reacţie a turnului,datorită ricoşării vântului (necesită turnuri cu suprafeţe netede şi cusecţiune circulară).

În cel de al doilea caz, rotorul se află în spatele turnului, priminddeci un flux de aer mai fluctuant (chiar turbulent), datorită efectului deumbrire. Dacă nacela este corect proiectată, soluţia nu necesită mecanismsuplimentar de orientare după vânt, deoarece aceasta este capabilă de a seauto orienta după direcţia vântului în mod pasiv; acest avantaj trebuieexploatat cu atenţie, deoarece există riscul ca nacela să efectuezedeplasări unghiulare succesive, în acelaşi sens, provocând încurcareacablurilor de legătură. Întreaga construcţie poate fi mai flexibilă, inclusiv

paletele, deoarece chiar la vânturi puternice, nu apare pericolul de lovirea turnului de către pale.

Marea majoritate a aerogeneratoarelor moderne sunt construite cu

rotorul în faţa turnului. Nacela este astfel proiectată încât centrul său de greutate să cadă pe axul turnului.

Fig.2.10. Captatoare cu ax orizontal (a) şi cu ax vertical (b şi c)

Captatoarele cu ax orizontal prezintă următoarele avantaje:



74

• Palele turbinei în faţa turnului, cu centrul de greutate al nacelei înaxul turnului, reprezintă o construcţie stabilă;

• Abilitatea captatorului, deci a nacelei, de a se orienta dupădirecţia vântului, cu unghi de atac potrivit, permite colectareaenergiei maxime a maselor de aer în mişcare;

• Abilitatea palelor de a se roti în jurul propriilor axe longitudinaleminimizează posibilităţile de avariere a acestora şi în plus permiteo reglare fină a puterii absorbite;

• Acces la vânturi mai puternice, prin amplasarea turbinei laînălţimi corespunzătoare, cu ajutorul turnului; se ştie că în zone

cu vânturi propice, la fiecare 10 m, pe direcţia verticală, vitezavântului creşte cu cca. 20%, iar puterea de ieşire cu cca. 34%;• Prin lungimea corespunzătoare ale turnurilor, chiar în cazul

terenurilor inegale sau a amenajărilor în largul mărilor, turbinele pot fi amplasate la înălţimi optime;

• Pot fi amplasate în păduri, deasupra lizierei pădurii;• Majoritate turbinelor cu ax orizontal sunt cu autopornire;• Pot fi financiar avantajoase, de dimensiuni mari, deci cu producţia

de energie electrică importantă, fără a necesita nici un fel decombustibil.

Ca dezavantaje pot fi menţionate următoarele:• Funcţionarea dificilă în apropierea solului unde se pot manifesta

frecvent turbulenţe; o funcţionare sigură şi eficientă se realizeazăîn vânturi liniştite cu curgere laminară;

• Turnurile şi palele lungi (de peste 55 m) crează dificultăţi întransportul acestora; în consecinţă costul echipamentului deinstalare poate creşte până la chiar 20 % din costul total;

• Dificultăţi de instalare la mare înălţime; sunt necesare macaralespeciale şi personal corespunzător calificat;

• Pot afecta instalaţiile radar din vecinătate;•

Pot determina opoziţia localnicilor, privind impactul asupra arieivizuale;• Turnurile din amenajările în largul mărilor (off shore) pot

constitui o problemă pentru navigaţie; ca urmare se recomandă caasemenea ferme eoliene să fie amplasate în mări cu micăadâncime;



75

• Turbulenbţele pot genera solicitări la oboseală cauzând defectareastructurilor respective.

Captatoare cu ax vertical

Turbinele eoliene cu axul vertical, seamănă cu turbinele de apăvechi, la care direcţia fluxului de aer este perpendiculară pe direcţiaaxului de rotaţie al captatorului (de exemplu fig.2.10.b şi c).Funcţionează pe baza cuplului creat de diferenţele dintre forţeleaerodinamice exercitate asupra bordului de atac şi de fugă ale palelor,expuse pe rând vântului. Prezintă unele avantaje teoretice, cum ar fi:

amplasarea generatorului şi a cutiei de viteze pe sol, respectiv faptul cănu necesită mecanism de orientare după direcţia vântului. În schimb,dezavantajele sunt mai importante: energia vîntului în vecinătatea soluluieste redusă, unele tipuri constructive nu pornesc singure (necesită unimpuls mecanic de pornire- uşor realizabil în cazul conectăriigeneratoarelor la o reţea de distribuţie), cuplul este pulsator, necesităancorarea lagărului superior, eficienţa redusă.

Se cunosc diverse subtipuri constructive de turbine eoliene cu axvertical (Darrieus, Savonius, Flettner, Vortex, cu pânză rotativă etc.).

Schiţa unei turbine, cu ax vertical, destul de cunoscută şi cu o

eficienţă bună, este prezentată în fig.10.b; posedă două sau trei palete,având aproximativ forma literei C (cunoscută sub denumirea de turbina

Darrieus -“eggbeater”). Ca dezavantaje ale acestui tip se pot menţiona: produce un cuplu pulsator şi cuplul de pornire este foarte slab, necesitândsurse exterioare de pornire. Există variante constructive cu unghi de atac( pitch) variabil, ceea ce permite reducerea pulsaţiilor cuplului creat,realizarea de cupluri de pornire mai mari (posibilitatea autopornirii),funcţionarea mai eficientă în vânturi turbulente etc.

O construcţie recentă de turbină eoliană cu ax vertical şi pânza

rotativă se află în Croaţia, la Osijek (fig.2.11). Turbina are trei pânze, cusuprafeţe variabile şi cu pornirea la vânturi doar de 2 m/s, ceea ce

permite producerea de energie electrică în regim aproape continuu, dar la puteri mai reduse.



76

Fig.2.11. Turbina cu ax vertical şi pânza rotativă

O altă construcţie întălnită este şi turbina Savonius, în diverseforme de realizare. Principial, în loc de palete are nişte cupe;funcţionează atât pe baza diferenţei de rezistenţă (drag force) cât şidatorită impulsului creat de schimbarea direcţiei fluxului de aer. Caurmare creşte cuplul de pornire şi se aplatizează oscilaţiile cupluluidezvoltat.

Se cunosc şi turbine eoliene cu ax vertical care funcţionează pe

baza efectului forţei portante (lift force) ce se manifestă asupra unor paledin aluminiu, realizate prin procedeul de extrudare. Sunt prezentate subdenumirea de “windstar turbines” şi în general posedă mai multe axeverticale, cu generatoare proprii de 50-75 de kW fiecare.

Avantajele utilizării captatoarelor cu ax vertical:• Întreţinere uşoară deoarece majoritatea elementelor componente

se află la nivelul solului. Aripile sau palele rotorului sunt legatede un ax, prin intermediul unor braţe, axul respectiv sprijinindu-se

pe două lagăre: unul inferior iar altul superior, ancoratcorespunzător. Axul rotativ antrenează un generator, prin

intermediul unei transmisii cinematice (aflate pe sol);• Având pale verticale nu necesită dispozitiv de orientare ( yaw

mechanism –fig.2.4) după direcţia vântului; se reduc costurile;• Posedă un unghi mai mare de atac ( pitch) al aripilor,

aerodinamica imbunătăţită în timp ce scade rezistenţa la presiuni joase şi înalte;



77

• Pe vârfuri de deal, pe culmi şi trecători, puterea vântului este maimare în vecinătatea solului şi în consecinţă turbinele eoliene cuaxul vertical, amplasate în vecinătatea solului, pot produceenergie mai multă decât cele cu ax orizontal, amplasate laînălţime;

• Structuri nu prea înalte pot fi realizate acolo unde legile zoneirespective nu permit amplasarea unor construcţii înalte;

• Transportarea şi instalarea nu ridică probleme speciale, deci nicicosturi mari;

• Nu necesită amplasarea pe turnuri înalte costisitoare;

• În general au viteză priferică a palelor mai redusă şi ca urmaresunt mai uşor de decuplat în vânturile puternice.Ca dezavantaje se pot menţiona:

• Cele mai multe aerogeneratoare cu ax vertical au o eficenţă doar de 50% faţă de cele cu ax orizontal, datorită forţei rezistentesuplimentare a palelor în rotaţie; procentul se mai poateîmbunătăţi prin construcţii speciale;

• Pot exista limitări serioase privind înălţimea şi aria măturată de pale;

• În general se cer amplasate pe arii relativ plane;• Cele mai multe tipuri posedă cupluri de pornire reduse;

• Cablurile de ancorare a lagărului superior pot provoca oscilaţii;toată greutatea construcţiei cade pe lagărul de jos; în rafale devânt această încărcare creşte considerabil. În vederea diminuăriiacestor efecte sunt necesare structuri de ancorare mai complicateşi mai costisitoare.

2.3.2. Transmisia cinematică

Transmisia cinematică 5, din figurile 2.3 şi 2.4, corespunzătoareconstrucţiilor clasice de aerogeneratoare, permite cuplarea butucului 3 al

captatorului eolian, cu generatorul electric 7, prin intermediul axelor deturaţie joasă 4 (de cca. 19- 30 rot/min) şi de turaţie mare 6 (de cca. 1000 – 3000 rot/min), realizând potrivirea caracteristicilor mecanice aleacestora, respectiv asigurarea funcţionării corecte ale acestora. În generalsunt realizate cu roţi dinţate cilindrice, drepte, în mai multe trepte (3 – 4),având un raport de transmisie fix. Pot conţine mecanisme de ambreaj, defrână şi de protecţie, respectiv sisteme de răcire a lubrefiantului. În cazul



78

utilizării de generatoare electrice de turaţie mare, transmisia cinematicănu poate lipsi.

Prezenţa transmisiei cinematice implică creşterea gabaritelor şi agreutăţii nacelei dar şi apariţia unor zgomote şi pierderi suplimentare deenergie, respectiv necesitatea unei întreţineri corespunzătoare.

În vederea diminuării pierderilor de energie prin frecare, respectivîn vederea reducerii zgomotelor provocate de transmisiile cinematice,roţile dinţate ale aerogeneratoarelor moderne sunt realizate dupătehnologii speciale. Astfel, miezul roţilor dinţate este fabricat dinmateriale elastice, iar suprafeţele de contact ale dinţilor, atent şlefuite,sunt tratate în mod special, în vederea creşterii rezistenţei la uzură.Tratamentul constă în preîncălzirea acestora, urmată de o răcire lentă,într-o pudră cu conţinut controlat de carbon. În timpul răcirii, carbonulmigrează spre suprafaţa dinţilor, acestea devenind mai rezistenţi la uzură.

În scopul modernizării, respectiv a reducerii costului, a greutăţii,a uzurii (deci a creşterii duratei de utilizare) şi a simplificăriiintervenţiilor de mentenanţă, au fost create aşa numitele aerogeneratoare

cu acţionare directă. În cazul acestora, axul butucului captatorului estelegat direct cu rotorul generatorului electric, care poate funcţiona laturaţia captatorului.

Asemena construcţii sunt răspândite, mai de mult, la unităţi de

putere mică, de cel mult a câtorva zeci de kW, fiind exploatate avantajelemai sus menţionate (http://news.bbc.co.uk), (www.bergey.com),(www.energy.iastate.edu/renewable/wind), (www.nrel.gov/wind).

Unităţi, cu puteri de până la 3 kW, utilizând generatoare cumagnet permanent în vederea încărcării bateriilor, sunt foarte răspânditeîn telecomunicaţii la distanţă, în realizarea de bariere electrice, în sistemecasnice izolate, pe ambarcaţiuni şi nu în ultimul rând sunt utilizate decaravane şi popoarele nomadice. Cele cu puteri până la 30 kW, utilizeazăgeneratoare cu magnet permanent sau generatoare cu reluctanţa variabilă.

În acest context, firma producătoare ENERCON, din Germania, a pus la punct, după intense cercetări şi modelări, tehnologia de fabricare a

aerogeneratoarelor de mare putere moderne, cu acţionare directă; acesteasunt puse deja la dispoziţia utilizatorilor de câţiva ani (aerogeneratorul detipul E112, de 4,5 MW a fost pus în funcţiune, în mai 2004). În figura2.12, sunt prezentate schiţe constructive principiale, care lămurescsoluţiile folosite (www.enercon.de/en), (www.enron.com ).



79

a c

b d

Fig. 2.12. Schiţe principiale ale aerogeneratoarelor ENERCON:

a- modul de fixare a axului principal: 1- axul principal (de tipul fuzetă), 2- sistemulde incastrare în turn, cu mecanismul de orientare după direcţia vântului (yawmechanism), 3- turn; b-subansamblu butuc-generator montat: 1- axul principal, 2-

butucul captatorului, 3- rotor, 4- stator, 5- turn, 6- sistemul de încastrare în turn; c-vedere subansamblu generator de formă inelară, multipol: 1- rotor, 2- stator; d-fotografia aerogeneratorului: 1- nacela, 2- butucul, 3- elicea, 4- turn.

Astfel, în fig.2.12.a, se prezintă schiţa soluţiei, cu axul principalde tip fuzetă 1, cuplat rigid cu sistemul 2 de încastrare în turn, prevăzutcu mecanism de orientare după direcţia vântului ( yaw mechanism); acestadin urmă este ancorat în turnul 3 al aerogeneratorului. Pe axul principal1, din fig.2.12.b este fixat subansamblul butucului 2 al captatorului, legatsolidar cu rotorul 3 al generatorului, de tip inelar, prin intermediul unor rulmenţi speciali (cilindro-conici pe două rânduri). Statorul 4, tot de tip

inelar (2 din fig.2.12.c), este fixat rigid în sistemul de încastrare 6, care sesprijină pe turnul 5. În figura 2.12.b, se pot observa, de asemenea,locaşurile de formă cilindrică ale butucului 2 în care se încastrează celetrei pale ale captatorului, cu mecanismele pitch menţionate deja.

Datorită turaţiei reduse a rotorului captatorului şi generatorului,de cca. 8 – 13 rot/min, generatorul utilizat este de tipul sincron,



80

multipolar, inelar, cu dimensiuni relativ mari. În consecinţă, nacela vaavea diametru mare, dar lungime sensibil mai redusă decât în cazulconstrucţiilor clasice (figurile 2.3 şi 2.4). Datorită acestor dimensiuni,greutatea totală a nacelei este apropiată de greutatea nacelelor convenţionale deşi lipseşte transmisia cinematică.

În vederea găsirii unui compromis optim între greutatea totală anacelei, investiţiile necesare, costurile de exploatare şi de întreţinere,respectiv producţia de energie realizată, în ultima perioadă au fost luateîn consideraţie aerogeneratoarele cu transmisia cinematică cu o singurătreaptă. Este ştiut că limita maximă, eficientă, a valorii raportului detransmisie, cu o singură treaptă este 6. Ca urmare au fost realizate şi suntîn curs de experimentare, aerogeneratoare cu o singură treaptă araportului de transmisie, de 5,7:1, de tipul planetar. Axul de turaţieridicată, având turaţiile de 40 – 146 rot/min, antreneză generatoaremultipolare cu magneţi permanenţi. Rezultă o structură mai compactă şicu greutate mai redusă.

Se aşteaptă ca exploatarea, pe termen lung, a soluţiilor prezentate,să confirme beneficiile preconizate. Este ştiut deja faptul că, de exemplu,rotorul generatorului ENERCON E70 (http://www.enercon.de/en ),efectuează, în 20 de ani, un număr de turaţii egal cu numărul de turaţii

efectuat de rotorul unui generator, din componenţa unui aerogenerator convenţional, în doar trei luni de zile! Este evident că, în acest fel, suntdiminuate considerabil uzurile elementelor componente, iar problemelede mentenanţă (de intreţinere periodică) devin mai simple. Acesteaspecte devin foarte importante în special în cazul parcurilor eoliene off-

shore, dar şi a celora on-shore.

2.3.3. Convertoare de energie

Conversia energiei mecanice, rezultată din captarea energiei

vântului, în energie electrică, se realizează, pe baza legii conversieienergiei

UI M =ω , (2.10)

cu ajutorul unor generatoare electrice (poziţia 7, din figurile 2.3 şi 2.4),de diverse tipuri, în funcţie de necesităţile locului de utilizare (Berzan,



81

V., ş.a., (1996); Fransua, Al., ş.a., (1978); Fransua, Al., ş.a., (1986);Gherghiu, I.S., ş.a., (1968)).

În relaţia (2.10):ω este viteza unghiular ă de rotire a arborelui, prin care se aplicăenergia mecanică de intrare, în <rad/s>; M - cuplul transmis axului de intrare, în <Nm>;U - tensiunea la bornele de ieşire ale convertorului, în <V>;

I - curentul absorbit de consumatori, conectaţi la ieşireaconvertorului, în <A>.Generatoarele electrice sunt, de fapt, maşini electrice, care

transformă energia mecanică primită la arbore în energie electricăcorespunzătoare, transmiţând această energie spre consumatori, direct sau

prin intermediul unei reţele de distribuţie corespunzătoare. Spredeosebire de acestea, motoarele electrice, absorb energie electrică de la oreţea şi dezvoltă pe arbore o putere mecanică de antrenare a unor echipamente, fiind principalii consumatori de energie electrică.

În acest lant de conversie a energiei, indiferent de sensulconversiei - energie mecanică în energie electrică sau energie electrică înenergie mecanică, au loc pierderi de energie. Pierderile pot fi de naturămecanică (frecări în lagăre, în transmisii cinematice, în contactealunecătoare, cu aerul etc.) sau de natură electrică (pierderi în înfăşurări,

pierderi în cabluri sau linii electrice de legătură, pierderi în sistemeleferomagnetice etc.). Eficienţa/randamentul conversiei depinde, în foartemare măsură, de totalitatea pierderilor de energie, fiind un criteriuimportant de competitivitate în faţa proiectanţilor şi producătoarelor deconvertoare de energie, în general, şi ale convertoarelor din structuraaerogeneratoarelor, în special, când apar şi probleme specifice dedimensiuni şi de greutate.

Principiile de funcţionare ale generatoarelor electrice utilizate înstructura aerogeneratoarelor sunt similare cu cele ale generatoarelor deutilizare convenţională (Lazu ş.a., 1962), (Yamayee and Bala, 1994).

În ceea ce priveşte, însă, condiţiile concrete de funcţionare,

respectiv construcţia concretă a generatoarelor din structruraaerogeneratoarelor, se pot remarca diferenţe sensibile. Diferenţele suntdeterminate în special de caracterul fluctuant al sursei de energiemecanică şi de modalităţile de conectare cu consumatorii. Sursa acesteienergii mecanice este, după cum s-a precizat deja, captatorul eolian care

primeşte, la intrare, energia fluctuantă a vântului.



83

ştie că asemenea generatoare necesită turaţii mari, deci taransmisiacinematică de ridicare a turaţiei captatorului eolian nu poate lipsi;

prezenţa acesteia însemnând creşterea gabaritelor, a greutăţii şi creşterea pierderilor de energie în lanţul cinematic. Mai mult, contactul alunecător perii-colector întroduce frecări suplimentare şi pierderi de energiesuplimentare pe rezistenţa de contact variabil.

Generatoarele sincrone tri fazate (GS), cu magnet permanent saucu excitaţia electromagnetică, sunt larg utilizate în structuraaerogeneratoarelor, în diverse variante constructive, determinate de loculconcret de utilizare.

Generatorul sincron este compus din două părţi constructive, de bază (Lazu ş.a., 1962), (Yamayee and Bala, 1994):

- statorul , partea imobilă, cuprinde miezul feromagnetic statoric,construit din tole de oţel electrotehnic izolate între ele, iar încrestăturile practicate se află o înfăşurare trifazată, repartizată(fig. 2.13, poziţiile 1 şi 2);

- rotorul, partea mobilă, cuprinde sistemul de excitare cu magneţi permanenţi sau cu excitaţie electromagnetică şi circuitulferomagnetic, de închidere a fluxului magnetic creat, eventual

inele colectoare de alimentare a înfăşurării rotorice cu tensiunecontinuă (fig. 2.13, poziţiile 3 şi 4); sistemul magnetic al rotorului poate fi cu poli aparenţi (fig. 2.13.a şi c) sau cu poli înecaţi (fig.2.13.b), fiind realizat din piese feromagnetice masive.În urma rotirii rotorului 3, cu viteza unghiulară ωm (rad/s) sau

turaţia n (rot/min), pe seama unei surse exterioare de energie mecanică(captatorul eolian în cazul de faţă), câmpul magnetic rotitor, creat de

a b cFig.2.13. Schiţe constructive ale generatoarelor sincrone: a- generator sincron bipolar cu statorul 1, înfăşurarea statorică trifazată 2, rotorul bipolar cu poli aparenţi 3 şi înfăşurarea de excitaţie rotorică 4; b-generator sincron

bipolar cu rotorul având polii înecaţi; c- generatorul sincron cu patru poli



84

rotor, va induce în fazele înfăşurării statorice, un sistem trifazat detensiuni electromotoare alternative. Valoarea şi frecvenţa tensiuniielectromotoare induse vor fi determinate de numărul de poli alesistemului magnetic de pe rotor şi de viteza unghiulară relativă faţă destator (tabelul 2.8).

Tabelul 2.8. Legătura dintre numărul de poli, turaţia rotorului şi frecvenţa tensiuniiinduse.

Numărul de poli Numărul de rotaţii/minut

50 Hz 60Hz

2 3000 36004 1500 18006 1000 12008 750 90010 600 72012 500 600

Puterea produsă de GS depinde de puterea sistemului de excitaţieşi de puterea mecanică primită pe arbore de la captatorul eolian. Pentru oconstrucţie dată, obţinerea unei tensiuni alternative de frecvenţă dorită,implică necesitatea rotirii rotorului GS cu o turaţie constantă.

În vederea cuplării unui GS convenţional la o reţea de distribuţiesau în paralel cu alte generatoare, cu frecvenţa fixată, se cer îndeplinite oserie de condiţii severe de sincronizare. Condiţiile de sincronizare sereferă la necesitatea asigurării sincronismul fazelor, a egalităţiitensiunilor şi a frecvenţei tensiunii generate. Sincronizarea înseamnăaducerea mărimilor electrice caracteristice, menţionate mai sus, la valoricorespunzătoare sistemului, la care urmează a fi conectat GS respectiv.

Necesitatea operaţiilor de sincronizare complică problema conectăriidirecte la sistem a GS.

Majoritatea aerogeneratoarelor actuale utilizează GS cu 4 sau 6 poli rotorici şi o transmisie cinematică corespunzătoare.

În ultima perioadă au fost proiectate, realizate şi se află deja înexploatare şi GS multipolare, care pot funcţiona corect, chiar la turaţiirelativ reduse ale rotorului ( vezi § 2.3.2).

La alegerea GS, pentru aerogeneratoare, se pot avea în vederevariante cu GS cu viteză redusă şi gabarite mari sau GS cu viteze mari şigabarite reduse, variante care influenţează atât performanţele cât şi costul



85

întregului ansamblu. Există, la ora actuală, firme constructoarerecunoscute, cu o experienţă foarte bogată în domeniu (de exemplu firmaVESTAS, din Danemarca), care comercializează aerogeneretoare

prevăzute cu două GS: unul de turaţie mică (pentru vânturi slabe) şi altulde turaţie mare (pentru vânturi puternice) (www.vestas.de),(www.vestas.com/dk). De asemenea, modalităţile de răcire ale GSinfluenţează atât gabaritele cât şi performanţele energetice; se preferărăcirea cu apă, faţă de răcirea cu aer.

Generatorul asincron tr if azat (GA), numit şi de inducţie, arestatorul de formă şi construcţie identice cu statorul unui generator sincrontrifazat (GS) (1 din fig. 2.14.a). În schimb rotorul, (2 din fig. 2.14.a),diferă sensibil. Rotorul unui GA poate fi realizat sub forma rotoarelor înscurt circuit (colivie de veveriţă) sau sub formă bobinată.

În primul caz, în crestăturile miezului magnetic rotoric, realizatdin tole electrotehnice izolate, se află un sistem de bare de cupru sau dealuminiu, scurtcircuitate la capetele frontale ale rotorului, cu ajutorulunor inele. În cel de al doilea caz, în crestăturile miezului rotoric se află oînfăşurare repartizată, trifazată, identică cu ceea de pe stator.

Capetele înfăşurărilor, legate în stea, sunt aduse la trei inele decontact, prin intermediul cărora şi a unor perii, există acces la aceste

înfăşurări. În cazul unor astfel de generatoare, apar problemesuplimentare de întreţinere.Utilizarea GA, constructiv identice cu motoarele asincrone

convenţionale, este răspândită doar în domeniul industriei eoliene şi înindustria hidroenergeticii de mică putere. Avantajele acestora, faţă deGS, se referă în special la fiabilitatea ridicată şi la costuri mai reduse,având şi unele proprietăţi utile pentru a fi utilizate în aerogeneratoare.



86

Pentru înţelegerea funcţionării GA, se prezintă, mai întâi, pescurt, funcţionarea în regim de motor asincron . În acest regim (zona MAdin fig. 2.14.b), cele trei faze statorice sunt conectate la o reţea de curent

alternativ trifazată, cu pulsaţia tensiunii ω1. Ca urmare, înfăşurareastatorică crează un câmp învârtitor, de excitaţie, care se roteşte în sensulsuccesiunii fazelor, cu viteza unghiulară Ω1:

p

11

ωΩ = , (2.11)

unde p este numărul de perechi de poli.În momentul conectării statorului la reţeaua de alimentare, rotorul

stă pe loc, deci Ω2 = 0. Ca urmare, în barele sau înfăşurările rotorului, seinduc tensiuni electromotoare alternative trifazate (t.e.m. - E 2), cu

pulsaţia:

112 ωω =Ω= p . (2.12)

Sistemul trifazat simetric de t.e.m. (E 2 ) dă naştere la circulaţia decurenţi în rotor ( I 2), care formează un sistem trifazat cu frecvenţa ω2,

a b

Fig.2.14. Generatorul asincron: a- schiţa generatorului cu statorul 1, rotorul 2 şiaxele magnetice ale fazelor statorice a-a, b-b şi c-c; b- caracteristicamecanică cuplu (M)- turaţia (n) sau alunecarea (s), Mn -cuplul nominal (desarcină), M p- cuplul de pornire, n – turaţia, ns- turaţia sincronă, s – alunecarea,smax – alunecarea corespunzătoare cuplului maxim, P – punctual nominal defuncţionare în regim de motor.



87

având sensul câmpului statoric. Din interacţiunea câmpului statoric şi celrotoric, apare cuplul electromagnetic M :

,),cos(3

21

2222

Ω−Ω=

I E I E M (2.13)

care acţionează în sensul câmpului statoric. Dacă acest cuplu, numitcuplu de pornire M p , este mai mare decât cuplul nominal (de sarcină) M n,adică M p> M n, figura 2.14.b, atunci rotorul este pus în mişcare de rotaţie.Accelerarea rotorului are loc până când cuplul dezvoltat de maşină este

mai mare decât cuplul de sarcină. În punctul P (fig.2.14.b), accelerareaîncetează, iar rotorul se va roti cu o viteză unghiulară constantă Ω2 < Ω1.Ca urmare a vitezei relative modificate, pulsaţia t.e.m. induse în rotor vafi:

).( 212 Ω−Ω= pω (2.14)

În tratate de specialitate fenomenul, de rămânerea a rotorului înurma câmpului statoric, poartă denumirea de alunecare şi se defineşte

prin relaţia (Gherghiu ş.a., 1968), (Yamayee and Bala, 1994)):

.1

21

Ω

Ω−Ω=

s (2.15)La această turaţie a rotorului, pulsaţia t.e.m. E 2 din rotor devine:

.12 ωω s= (2.16)

La variaţia cuplului de sarcină M n, punctul de funcţionare semută, mai sus sau mai jos, provocând variaţia vitezei Ω2, deci şi aalunecării s, în limite relativ reduse. La mersul în gol, deci când maşinanu are sarcină de antrenat, ci doar cuplurile de frecări proprii, care suntrelativ reduse, viteza Ω2 creşte, dar nu poate atinge viteza câmpului Ω1.

Astfel pentru regimurile normale de funcţionare, ca motor, alunecareaeste cuprinsă între valorile s = 0,01 – 0,10.În acest regim de funcţionare, motorul absoarbe de la reţea o

putere electrică, care este cedată parţial rotorului sub formă de puteremecanică de antrenare a sarcinii,

,2Ω= M P (2.17)



88

iar restul puterii absorbite serveşte la acoperirea pierderilor electrice, a pierderilor în circuitele feromagnetice, respectiv pentru magnetizareamaşinii. Maşina, neavând magneţi permanenţi sau electromagneţi decreare a câmpului magnetic, va absorbi de la reţea puterea necesarămagnetizării, sub formă de putere reactivă, relativ importantă. La mersulîn gol, din această cauză, curentul rămâne mult în urma tensiunii dealimentare, factorul de putere fiind aproape nul.

Pentru regimul de generator asincron , rotorul trebuie rotit cu omaşină auxiliară, iar statorul se leagă la reţeaua electrică trifazată.

Dacă maşina auxiliară imprimă rotorului maşinii asincrone oviteză Ω2= Ω1, fenomenul de inducţie electromagnetică nu se manifestă;câmpul statoric şi barele rotorului se rotesc sincron; nu apar t.e.m. înrotor, deci nici curenţi, ca urmare nu apar cupluri. În acest regim, de lamotorul auxiliar se absoarbă o putere mecanică, relativ mică, necesarăacoperirii pierderilor mecanice din maşină. De la reţeaua trifazată seabsoarbe un curent reactiv (de mărime aproximativ egală cu cel de laregimul de motor), necesar creării fluxului util şi un curent activ pentruacoperirea pierderilor electrice din înfăşurarea statorică şi a pierderilor din fierul statorului.

Dacă în schimb, maşina auxiliară, imprimă rotorului o viteză maimare (zona GA, sub axa orizontală, din fig. 2.14.b), deci Ω2>Ω1,

alunecarea din relaţia (2.15) devine negativă. Datorită vitezei relativedintre rotor şi câmpul statoric, în rotor se induc, din nou, t.e.m. care daunaştere la cureţi. Din interacţiunea acestora apare cuplul electromagnetic

M , dar de data această cu semnul schimbat, negativ (relaţia 2.13, în careΩ1-Ω2<0). Acest cuplu se opune acţiunii create de maşina auxiliară,acţionând ca un cuplu rezistent. Putere mecanică (relaţia 2.17) creată deacest cuplu, faţă de regimul de funcţionare ca motor, are semnul negativ;adică maşina absoarbe o putere mecanică de la maşina auxiliară. Putereamecanică absorbită pe la arbore serveşte pentru acoperirea pierderilor mecanice de frecare şi a pierderilor în fier, iar restul se transformă în

putere electrică, care prin intermediul câmpului electromagnetic se

transmite statorului, respectiv reţelei la care este legat statorul. Dinaceastă putere electrică o mică parte se pierde pe înfăşurări. Sesubliniează că, în acest regim, maşina absoarbe energia reactivă demagnetizare de la reţea, iar dacă reţeaua nu poate asigura această energie,nu are loc autoexcitarea, iar maşina nu poate funcţiona ca generator.Aceasta este motivul pentru care GA nu poate fi utilizat în cazul reţelelor slabe, izolate.



89

Se precizează faptul că, în cazul GA cu rotorul în scurt circuit,alunecarea variază relativ puţin, atunci când se trece de la funcţionarea îngol la funcţionarea în sarcină maximă admisibilă (la fel ca şi la motorulasincron). În vederea extinderii plajei vitezelor de funcţionare, necesarăîn aerogeneratoare, se folosesc GA cu rotorul bobinat, cu înfăşurărilerotorice legate la nişte rezistenţe, exterioare generatorului, prinintermediul unor echipamente electronice corespunzătoare. Prinmodificarea valorii rezistenţei rotorice, se poate extinde plaja de variaţiea alunecării, deci viteza de rotire a rotorului captatorului. Această

proprietate este exploatată în cazul aerogeneratoarelor cu turaţia variabilă(vezi §2.6.2).

2.3.4. Turnul

Aşa cum rezultă din figurile 2.3, 2.4 şi 2.12, turnul 10 trebuie săsusţină greutatea nacelei, cu toate componentele sale principale:captatorul eolian, transmisia cinematică, generatorul şi echipamentul dedeservire.

Pe de altă parte, proiectarea componentelor sus menţionate esterealizată pe baza evaluării conţinutului de energie ale vânturilor, din zonageografică respectivă. Energia furnizată de un aerogenerator depinde de

suprafaţa măturată de rotorul captatorului şi de viteza vântului. Dacă sedublează diametrul rotorului şi se menţin condiţiile de viteze ale vântului,atunci aerogeneratorul va produce mai multă energie, de aproximativ

patru ori. Este evident că, un generator de putere mare va necesita o putere de antrenare mai mare, deci un captator mai puternic, carelucrează la vânturi puternice şi care are gabarite şi greutăţi mai mari.

În funcţie de zona de amplasare a aerogeneratoarelor, proiectanţii,având în vedere condiţiile concrete ale zonei, pot adopta pentru ungenerator de putere dată un captator cu diametru corespunzător sau

pentru un captator cu diametru dat, un generator corespunzător.Un generator de putere mică necesită o putere de antrenare mică,

deci vânturi mai moderate, cu o probabilitate de apariţie mai mare; înconsecinţă, un asemenea aerogenerator poate funcţiona aproape tottimpul, deci poate produce multă energie electrică.

Pe de altă parte, un generator de putere mare presupune existenţaunor vânturi puternice, a căror probabilitate de apariţie să fie mai redusă;ca urmare este posibil ca un asemenea generator să producă mai puţină



90

energie electrică, pentru aceeaşi perioadă de funcţionare cu ageneratorului de mică putere.

În concluzie, proiectanţii de amenajări eoliene, trebuie săevalueze cu foarte mare atenţie potenţialul eolian al zonei, în careurmează amplasarea aerogeneratoarelor.

În stadiul actual al tehnologiei energiei eoliene, proiectanţii şi producătorii de aerogeneratoare, respectă, în mare măsură, puterile şidimensiunile aerogeneratoarelor moderne, prezentate în fig. 2.15.a.(Yamayee and Bala, 1994). Faţă de dimensiunile şi puterile prezentate înfig. 2.15.a, în funcţie de particularităţile concrete ale zonei respective,

proiectanţii pot adopta compromisuri, care să permită „recoltarea” unei părţi cât mai mari din energia vânturilor. Particularitatea zonei poateimpune fie un captator de dimensiuni şi de putere mare, fie mai multecaptatoare de dimensiuni reduse, grupate în mod corespunzător.

În prezent, proiectanţii şi producătorii de aerogeneratoare, adoptăturnuri de susţinere a nacelei şi captatorului, având înălţimea cel puţinegală cu diametrul rotorului. Evident, în cadrul studiului geomorfologieilocului de amplasare al aerogeneratoarelor proiectanţii trebuie să ţinăsema de clasa de rugozitate (roughness class), de în lţimea de rugozitate (roughness length) şi de fenomenul de “t ierea vântu lui ”(wind shear ), fig.2.15.b, valabile pentru o anumită zonă concretă.

a) b)

Fig. 2.15. Puterile şi dimensiunile aerogeneratoarelor moderne: a- puterile furnizate şidiametrul rotorului captatorului; b- fenomenul de tăiere a vântului (wind shear )



91

Viteza vântului, la altitudini joase, este puternic influenţată derugozitatea suprafeţei pământului (luciul apei, iarba tunsă sau ne tunsă,etc.), de obstacolele existente (tufişuri, copaci, păduri, construcţii etc.),de configuraţia concretă a zonei (ridicături, dealuri, munţi).

Astfel, suprafaţa liniştită a apelor are clasa de rugozitate zero. O pistă de aterizere betonată, are clasa de rugozitate 0,5. Clasa de rugozitatea unui teren agricol, cu case şi garduri vii protectoare de 8 m înălţime, laintervale de 500 m, este 2.

Prin înălţime de rugozitate se înţelege înălţimea, faţă de sol, lacare viteza vântului poate lua valoarea zero, evident datorită configuraţieiterenului respectiv şi a obstacolelor existente. Pot exista situaţii în care,datorită configuraţiei zonei, vântul să-şi schimbe chiar direcţia, fig.2.16.

Fig.2.16 Modificări ale vitezei vântului datorită unor obstacole.

Fenomenul de tăiere a vântului se referă la reducere pronunţată avitezei vântului, pe măsura apropierii de pământ (fig. 2.15.b). Aceastămodificare de viteză se poate calcula, dacă se determină, de exemplu prinmăsurători, valoarea vitezei la o înălţime dată şi dacă se cunoaşteînălţimea de rugozitate a zonei, cu relaţia:

,)ln(

)ln(

0

0

z

z

z

z

vv ref ref

=(2.18)

unde: v este viteza vântului la înălţimea z faţă de sol, ca necunoscută, în<m/s>;vref - viteza de referinţă, cunoscută (determinată), la nivelul dereferinţă z ref , în <m/s>;

z 0

z 0

z 0



93

rezulta o soluţie eficientă, prin instalarea unui aerogenerator înaltşi de putere mare.

Ca justificări pentru adoptarea aerogeneratoarelor de putere mică,se pot avea în vedere:

• Reţeaua electrică locală este incapabilă de a manipula energiaelectrică furnizată de un aerogenerator de putere mare; cazulconsumatorilor aflaţi la mare distanţă, cu populaţia redusă, deciconsum de energie redus;

• Fluctuaţia de energie furnizată de către o fermă eoliană, compusădin multe aerogeneratoare de putere mică, este mai redusă;

• Costurile privind utilizarea de macarale de dimensiuni mai reduseîn vederea montării, respectiv costurile de amenajare de drumuride acces pentru transportarea componentelor necesare, fac caunităţile de dimensiuni mai reduse să fie preferate, în anumitezone;

• Riscul defectărilor neprevăzute (de exemplu trăsnete), în cazulunităţilor distribuite este mai redus;

• Consideraţii de estetică a zonei pot favoriza soluţiile cu agregatemici, distribuite.

2.4. Amenajări eoliene

În prezent, avându-se în vedere, locaţiile în care se pot amplasaaerogeneratoare (turbine eoliene), se poate vorbi de următoarelemodalităţi de realizare a amenajărilor eoliene:

• Ferme eoliene (parcuri eoliene) în apele deschise ale mărilor şioceanelor (off-shore wind farms);

• Ferme eoliene amplasate lângă ţărm (near-shore wind farms);• Ferme eoliene amplasate departe de linia de coastă (on-shore

wind farms);

• Centrale eoliene individuale, amplasate lângă utilizatori izolaţi.

2.4.1. Amenajări eoliene în apele deschise ale mărilor şi oceanelor (off-shore )

Se consideră că sunt amenajări eoliene în apele deschise alemărilor şi oceanelor (off-shore) cele care se află la o distanţă de cel puţin



94

10 km de coastă, (http://telosnet.com/wind), (www.geocites.com).Se pare că astfel de amenajări eoliene au un impact mai puţin „deranjant”faţă de cele aflate pe sol. Aceasta datorită dimensiunilor aparente maireduse şi datorită reducerii zgomotelor; ambele pe seama distanţei faţă decoastă. Deoarece inegalităţile de suprafaţă ale apelor, în special ale apelor adânci, sunt mai puţin pronunţate decât cele ale solului, rezultă vitezemedii ale vânturilor mai mari şi, în consecinţă, înălţimea captatoarelor faţă de nivelul apei poate fi redusă, în comparaţie cu înălţimeacaptatoarelor de pe sol, cu aceeaş putere de ieşire.

Asemenea amenajări sau dovedit a fi practice şi eficiente chiar şiîn cazul unor ape mai puţin adânci. Cazul Danemarcei este ilustrativ înacest sens. Astfel, Danemarca obţine 25- 30% din totalul energieielectrice necesare pe seama unor ferme eoliene off-shore

(www.vestas.com/dk), (www.windpower.dk).În marea majoritate a cazurilor, parcurile eoliene off-shore sunt

mult mai scumpe decât cele on-shore. Aceasta deoarece, în primul rând,turnurile trebuie să aibă o lungime mai mare; se include şi lungimea

părţii aflate sub nivelul apei. Apoi fundaţiile turnurilor se realizează cucosturi mult superioare faţă de costul fundaţiilor de pe sol. Transmisiaenergiei electrice spre coastă se face cu ajutorul unor cabluri submarine,de construcţii speciale (rezistente la acţiunile corozive ale apelor sărate

etc), cu costuri mai ridicate, dar şi costuri de amplasare mai ridicate.Reparaţiile şi întreţinerea curentă, datorită accesului mai dificil, sunt deasemenea mai scumpe. La toate acestea se mai adaugă necesitatea caîntregul echipament să aibă o protecţie specială, împotriva mediuluimarin umed şi sărat.

Totuşi, datorită producţiei de energie crescută, pe seama unuinumăr mare de centrale eoliene de putere mare (de obicei peste 100 deunităţi cu capacităţi unitare de peste 2 – 4 MW) şi o mai mare stabilitate avitezei vânturilor, costul mediu de producere se reduce sensibil, astfelîncât, la ora actuală, ideea unor asemenea amenajări eoliene a devenitatractivă.

Cercetări mai recente, referitoare la creşterea performanţelor şicompetitivităţii diverselor soluţii, au în vedere realizarea deaerogeneratoare plutitoare, ancorate, în largul mării. Acestea se potorienta singure, după direcţia dominantă a vântului şi, ca urmare, nunecesită mecanismele scumpe şi complicate de orientare (vezi fig.2.4,

yaw mechanism), preţul lor şi costul întreţinerii scăzând considerabil. Deasemenea, se caută şi alte soluţii de creştere a eficienţei unor asemenea



96

traductoarelor specializate, în vederea întocmirii de hărţi detaliate decirculaţie a maselor de aer. Pe baza unor asemenea hărţi se stabilesc

poziţiile aerogeneratoarelor din amenajarea respectivă.

2.4.4. Centrale eoliene individuale

Asemenea amenajări eoliene sunt utilizate de aşezări umaneizolate, departe de reţelele de distribuţie a energiei electrice, degospodării izolate, greu accesibile şi foarte adesea de populaţiile nomade.Puterea instalată în aceste amenajări nu depăşeşte ordinul zecilor sau asutelor de kW. Există, la ora actuală, mai multe firme, care oferăaerogeneratoare simple, uşor de exploatat şi la preţuri competitive (vezi§2.9.1).

2.4.5. Puterea totală de ieşire a fermelor eoliene

Fermele eoliene (parcurile eoliene) sunt realizate în scopulobţinerii unor puteri totale de ieşire mari, prin exploatarea la maximum aconţinutului de energie eoliană a unei zone date. În acest sens, s-aconstatat că o fermă eoliană devine competitivă, privind costul energieielectrice produse, faţă de centralele convenţionale, dacă puterea totală a

aerogeneratoarelor instalate este de peste 100 MW. Obişnuit, fermeleeoliene, sunt conectate la o reţea de distribuţie convenţională a energieielectrice.

Însă, datorită caracterului aleatoriu, fluctuant, deci cucaracteristici necontrolabile, ale maselor de aer în mişcare, care intră încaptatoarele acestor amenajări, puterea totală de ieşire va avea fluctuaţiiimportante. Dacă raportul dintre capacitatea totală a fermei eoliene şi areţelei locale, la care această este conectată, atinge anumite valori,fluctuaţiile menţionate pot avea un impact nedorit asupra stabilităţiitensiunii şi frecvenţei, din reţeaua considerată (Böttcher et al., 2007).

În vederea diminuării efectelor fluctuaţiilor de energie furnizată

de o fermă eoliană, au fost concepute şi se află în studiul teoretic şiexperimental, mai multe soluţii posibile, prin crearea unor sistemehibride, numite „multi-energii”, cum ar fi: eolian-hidraulic, eolian-solar,eolian-diesel, eolian-combustibil convenţional etc. O soluţie interesantăeste propusă în (Nengsheng et al., 2007). Anume, o fermă eoliană,constituită dintr-un număr de aerogeneratoare cu transformatoareridicatoare de tensiune corespunzătoare, este cuplată la un număr redus



97

de grupuri energetice de mică putere, care au în componenţa lor generatoare sincrone antrenate de turbine cu gaze. Grupurile energeticecu turbine cu gaze pe lângă alte avantaje au un timp de pornire scurt şi

puterea lor de ieşire este uşor controlabilă, (Olah ş.a., 2005). Schiţa principială, a amenajării „hibride” propuse, este prezentată în fig.2.17.

Fig.2.17. Fermă eoliană „hibridă”

În general, unităţile individuale de aerogeneratoare, din structuraunei ferme eoliene, sunt poziţionate în spaţiu sub forma matricială; unnumăr de coloane şi un număr de linii de agregate individuale, cuanumite caracteristici. Poziţionarea concretă a unităţilor se realizează pe

baza unor calcule, prin intermediul unor modele de calcul ce ţin seama deconfiguraţia zonelor, caracteristicile agregatelor, harta mişcării maselor de aer etc.

Pentru exemplificare, în fig.2.18, se prezintă schiţa principială aunei ferme eoliene, din China, zona Dabancheng, cu aranjarea matricială

a aerogeneratoarelor componente şi cu conexiunile la o reţea dedistribuţie convenţională a energiei electrice (Nengsheng et al., 2007).Din schiţa se observă aranjamentul matricial, al unui număr de 80 deunităţi individulale identice, cu puteri de 2 MW. De asemenea, seobservă modul de conectare la reţeaua locală de distribuţie, prinintermediul unor transformatoare ridicătoare de tensiune (prima treaptă0,7/30 kV, a doua treaptă 30/110 kV). Ferma prezentată în fig.2.18,



98

serveşte şi pentru efectuarea unor studii teoretice şi experimentale privindcalculul puterii totale de ieşire, în diverse situaţii de funcţionare. În figurasunt marcate direcţiile dominante ale vântului, luate în calcul (cazurile A,B şi C), în vederea determinării unor modele de calcul a puterii totale deieşire.

Fig.2.18. Schiţa fermei eoliene Dabancheng, China

Amplasarea unei coloane de turbine eoliene, care primesc laintrare masa de aer în mişcare, de exemplu cazul A, este prezentată în fig.2.19. Turbinele eoliene se află la distanţe egale, notate cu L. TurbinaTEi+1,i primeşte vântul cu viteza Vi+1,i (t) < Vi,i (t) , de la ieşirea turbineiTEi,i , după ce turbina TEi,i a absorbit şi transformat în energie electrică, o

parte a energiei conţinute în masa de aer în mişcare de la intrarea sa.



99

Fig.2.19. Amplasarea într-o coloană a turbinelor eoliene Notaţiile din figură se referă la: Vi,i (t) – viteza vântului la intrarea în turbinaeoliană TEi,i ; Vi,e (t) – viteza vântului la ieşirea din turbina TEi,i ; Vi+1,i (t) - vitezavântului la intrarea în turbina eoliană TEi+1,i ; Vi+1,e (t) - viteza vântului la ieşireadin turbina TEi+1,i ; Vi+2,i (t) - viteza vântului la intrarea în turbina eoliană TEi+2,i ;Vi+2,e (t) - viteza vântului la ieşirea din turbina TEi+2,i .

Modul de distribuire, de către o turbină eoliană în funcţiune, aenergiei totale de la intrare Ei,i , este prezentat în fig. 2.20.

a) Teoretică b) Reală

Fig.2.20. Distribuţia energiei conţinute în masa de aer în mişcare, la trecerea

printr-o turbină eoliană

Conform principiului acţiunii şi reacţiunii, fluxul de aer de laintrarea în captator, acţionează asupra palelor (elicelor), determinândrotirea butucului şi a axului de joasă turaţie. Această acţiune estetransformată în energie electrică de către lanţul de elemente, menţionateîn §2.3, fig.2.4. Energia, extrasă din energia vântului de la intrare, de



100

către turbina considerată, s-a notat cu Ei,e_e . În urma acţiunii masei de aer asupra elicei, apare reacţia elicei asupra masei de aer în mişcare. Caurmare, fluxul de aer de la intrare se descompune într-o componentălongitudinală, cu conţinutul de energie Ei,e_v , adică energia conţinută înfluxul de aer ce părăseşte turbina, şi o componentă tangenţială (radială),Ei,e_r , conţinut în fluxul de aer ce este antrenat de elice în mişcare derotaţie, (fig.2.21).

Fig.2.21. Componentele energiei de la ieşirea unei TE

Rezultă o deviere a curentului de aer în mişcare, ca în figurile2.20.b şi 2.21. Acest fenomen de deformare a fluxului de aer de lacurgerea liniară (fig.2.20.a) într-o curgere neliniară respectiv apariţiacelor trei componente ale energiei, la ieşirea din captator, este cunoscutăîn literatura de specialitate sub denumirea de „ park effect ”(www.windpower.org), (www.windpower.com).

Conform legii conservării energiei, se poate scrie:

Ei,i = Ei,e_e + Ei,e_v + Ei,e_r . (2.19)

Evident, componentele Ei,e_e şi Ei,e_r , sunt afectate de coeficientulde corecţie C p , al curbei de distribuţie al puterii, §2.2 (vezi şi figurile 2.1şi 2.2).



101

Ca urmare, relaţia (2.19) poate fi scrisă sub forma:

Ei,i = C p,e Ei,i + Ei,e_v + C p,r Ei,i (2.20)

De unde, energia fluxului de aer de la ieşirea captatorului este:

Ei,e_v = (1 - C p,e - C p,r ) Ei,i . (2.21)

În general, în calculele de proiectare, componenta Ei,e_r esteneglijată, tocmai datorită valorilor reduse ale coeficientului de corecţieC p,r , corespunzătoare acestei componente.

În consecinţă s-a dedus (Nengsheng, BAO., Xiuqian, MA.,Weidou, N.I., (2007)) că viteza fluxului de aer, de după turbina eolianăeste:

Vi,e (t) ≈ (1 - C p,e ) Vi,i (t) (2.22)

Rezultă, că energia fluxului de aer Ei,e_v , ce se aplică captatoruluieolian din aval, este cu siguranţă mai mică decât energia de la intrarea încaptatorul precedent Ei,i .

În consecinţă, puterea totală de ieşire a unei ferme eoliene, este

sensibil mai mică decât o simplă însumare a puterilor aerogeneratoarelor componente. Aceasta, atât datorită fluctuaţiilor aleatoare ale vitezeivântului de la intrare, cât şi datorită unor efecte suplimentare, cum ar fi:reducerea progresivă a puterii jetului de aer activ (vezi componentaenergiei Ei,e_v ), efectul de foarfecare al elicelor, efectul de atenuare aturnului asupra vitezei de propagare a fluxului de aer etc. Calculul exactal puterii totale de ieşire este dificil de realizat; demersurile făcute înacest sens în (Nengsheng et al., 2007) sunt meritorii.

Rezultatele cercetărilor teoretice şi experimentale recomandă ca,în vederea utilizării eficiente a energiei conţinute în masele de aer înmişcare, distanţa L, dintre captatoarele eoliene după direcţia axei

longitudinale (fig.2.19), să fie de 5-9 ori diametrul rotorului captatorului,iar distanţa faţă de agregatele vecine să fie de 3-5 ori diametrul rotorului(www.windpower.org).



103

În acest fel, se acţionează, de fapt, asupra eficienţei forţei portante(§ 2.3). În marea majoritate a cazurilor un dispozitiv de acţionare unic (îngeneral hidraulic) realizează modificarea simultană a poziţiei tuturor

palelor. În cele mai moderne aerogeneratoare de mare putere, acţionăriindividuale, electrice, permit menţinerea la o valoare constantă a puteriifurnizate de captator, la orice viteză a vântului, prin intervenţii foartefine.

2.5.2. Captatoare eoliene ce utilizează fenomenul deblocare (stal l con trol )

În cazul utilizării fenomenului de blocare ( stall ), se folosesc douăsoluţii: control stall pasiv sau control stall activ.

Specialiştii din domeniul aerodinamicii (industria de elicoptere,de avioane, de turbine cu gaze), care nu au avut tangenţă cu industriaenergetică eoliană, au fost iniţial reticenţi la ideea utilizării premeditate şieficiente a fenomenului de blocare. Totuşi, observând că, în cazulcaptatoarelor eoliene, fenomenul de blocare acţionează progresiv,datorită unor profiluri aerodinamice şi comenzi corespunzătoare, l-auacceptat ca o procedură perfect viabilă şi utilă de control a puteriitransmise de captator generatorului.

În primul caz, control stall pasiv, palele rotorului captatoruluisunt fixate rigid în butuc, sub un anumit unghi şi având o anumită

profilare aerodinamică. Ca urmare, în momentul creşterii vitezei vântului,în mod automat se modifică unghiul de atac al vântului faţă de elice (vacreşte, vezi fig. 2.5.c). În consecinţă, datorită turbulenţelor ce se crează,eficienţa rotorului este progresiv diminuată.

Această modalitate de reglare a puterii captatorului are avantajulde a nu avea componente în mişcare relativă, unele faţă de altele, pecaptator, precum şi faptul că nu necesită echipamente de control şi deacţionare suplimentare. În schimb apar probleme complexe de proiectareaerodinamică, în vederea evitării vibraţiilor ce pot fi generate deturbulenţele apărute pe muchia de ieşire a elicelor. Fenomenul nu semanifestă la fel pe toată lungimea a palelor, datorită geometriei variabilea secţiunilor, de la butuc spre vârfuri.

În cazul controlului stall activ, paletele sunt mobile în butuc, dar sunt acţionate, în vederea eliberării excesului de energie, pe seama



105

2.5.4. Caracteristicile aerodinamice ale captatoarelor eoliene

Aşa cum s-a arătat în § 2.2, relaţiile (2.4) şi (2.6), conversiaenergiei cinetice conţinute în masele de aer în mişcare, se poate descriecu relaţia neliniară:

) ,( C Av2

1 P p

3m βλρ= , (2.23)

unde: λ este raportul vitezei periferice la extremitatea palelor:

v

Rmωλ = (2.24)

mω - viteza de rotaţie a rotorului captatorului eolian, în <rot/min>; R - raza elicelor, în <m>;v - viteza vântului, în <m/s>;β - unghiul de inclinare a elicelor, după direcţia longitudinală( pitch), în <grade>.

Dependenţa factorului de putere pC (factorul de corecţie –vezi §

2.2), de parametrii λ şi β , este prezentată în fig. 2.22.

Fig.2.22. Caracteristica de ieşite a turbinelor eoliene

Această dependenţă se cunoaşte sub denumirea de caracteristicade ieşire a turbinelor (captatoarelor) eoliene.



107

Fig.2.23. Moduri de operare a turbinelor eoliene, în vederea asigurării limitărilor fixate; civ - viteza de cuplare (cut-in wind speed -4 m/s); pv - viteza vântului

corespunzătoare valorii maxime admise pentru captator (11 m/s): r v - viteza

nominală (13 m/s); cov - viteza de decuplare a captatorului (cut-out wind speed-

24 m/s)

Zona B. Când vânturile puternice ( r p vvv << ) fac ca viteza

turbinei să atingă valoarea limită admisibilă mω , viteza trebuie controlatăastfel încât să fie evitate variaţiile de viteză (prin reglare se asigură

t tanconsm =ω ); pC scade uşor, λ de asemenea, iar puterea dezvoltată

creşte în continuare, dar mai puţin intens decât în zona A.



108

Zona C. Când se atinge valoarea maximă a puterii furnizabile( cor vvv << ), se trece la controlul turaţiei, în vederea păstrării puterii

constante, prin scăderea uşoară a turaţiei; ca urmare scade uşor şi λ , iar

pC scade cu cubul vitezei vântului. Evident, în acestă regiune, pentru

păstrarea valorii constante a puterii se poate recurge şi la controlulunghiului β , în scopul pierderii unei părţi din puterea vânturilor

puternice capturate. Această posibilitate nu este ilustrată în fig.2.23.În fig.2.24, sunt prezentate curbe ale dependenţei puterii furnizate

de turbina eoliană în funcţie de viteza unghiulară a rotorului şi la douăviteze diferite ale vântului 1v şi 2v .

Fig.2.24. Dependenţa puterii furnizate de turbina eoliană de turaţia rotorului şiviteza vântului.

Dependenţele din fig.2.24 conduc la următoarea concluzie: pentruo viteză dată a vântului, 1v sau 2v , există câte o singură valoare a turaţieicaptatorului eolian, 1ω sau 2ω , pentru care rezultă o putere maximăextrasă din energia maselor de aer în mişcare (punctele de extrem aledependenţelor neliniare respective): punctele a sau c.

Astfel, dacă rotorul se roteşte cu viteza unghiulară 1ω , iar vântulare viteza 1v , rezultă punctul de funcţionare optim în „a”. Dacă, înaceastă situaţie de t tancons1 =ω , se modifică viteza vântului, astfel încât

12 vv > , punctul de funcţionare se deplasează în „d”. Evident, putereafurnizată scade; turbina nu mai extrage puterea maximă posibilă dinmasele de aer în mişcare. Pentru ca, la această noua valoare a vitezeivântului 2v , să fie extrasă puterea maximă posibilă din masele de aer înmişcare se impune modificarea turaţiei rotorului captatorului (creşterea înacest caz), de la 1ω la 2ω .



109

În concluzie, rezultă că este imposibilă extragerea unei puterimaxime din masele de aer în mişcare, în cazul variaţiilor de vitezăale vântului, dacă captatorul are o turaţie constantă.

În schimb, dacă pentru diverse valori ale vitezei vânturilor (deexemplu 1v sau 2v ), se asigură posibilitatea modificării corespunzătoarea tureţiei captatorului (în acest caz 1ω sau 2ω ), astfel încât punctul defuncţionare să se afle în extremul curbelor respective, aerogeneratorulrespectiv va extrage din masele de aer în mişcare puterea maximă

posibilă.În consecinţă, un aerogenerator va funcţiona eficient, va extrage

putera maximă posibilă din masele de aer în mişcare, dacă, la diverseviteze ale vânturilor, se asigură o viteză variabilă a rotorului

captatorului, deci se asigură urmărirea extremelor dependenţelorneliniare de tipul celor din fig.2.24.

Mai mult, în cazul aerogeneratoarelor convenţionale, la atingereavitezei cov a vântului, are loc scoaterea captatorului din funcţiune, înscopul protejării acestuia împotriva unor deteriorări posibile. Apoi, dupăce viteza vântului scade din nou sub valoarea cov , are loc repunerea înfuncţiune a captatorului (fig.2.23). Acest proces are loc, de fapt, dupăcum se poate observa din fig. 2.25.a, după o buclă de histerezis,corespunzătoare zonei D de funcţionare. Zona de histerezis este absolutnecesară în scopul reducerii numărului prea frecvent deconectării/deconectării în cazul vânturilor variabile (rafale). Adică,scoaterea din funcţiune are loc la viteza 2cov , iar repunerea în funcţiune

are loc la viteza 1cov . În urma acestor deconectări/reconectări bruşte, pede o parte, captatorul este supus la solicitări mari, iar pe de altă parte se

pierde o parte însemnată a energiei ce s-ar putea extrage din vânturile puternice.

Firma germană ENERCON a brevetat şi implementat în structuraaerogeneratoarelor moderne (de exemplu aerogeneratorul E112), omodalitate de reglare a turaţiei aerogeneratoarelor, în conformitate cu

zona D din fig.2.25.b Soluţia elimină cele două dezavantaje mai susmenţionate (www.enercon.de/en). Prin urmare, un algoritm de control

optimal, pentru turbine eoliene, trebuie să asigure satisfacerea cerinţelor menţionate, în legătura cu zonele de funcţionare A, B şi C (fig.2.23), dar şi în legătura cu zona D (fig.2.25.b), astfel încât, la variaţia vitezeivântului de la intrarea captatorului, să fie asigurată posibilitatea

extragerii puterii maxime posibile din masele de aer în mişcare.



110

Fig.2.25. Soluţia de optimizare a captatoarelor eoliene în cazul vânturilor puternice

Avându-se în vedere cerinţele de mai sus, precum şi faptul căaerogeneratoarele sunt cuplate, în marea majoritate a cazurilor, la reţelede distribuţie convenţională a energiei electrice, o schemă principială decontrol şi de conectare la reţea este prezentată în fig.2.26 (Ro, K., Choi,H., (2005)).

Schema aerogeneratorului, din fig.2.26, conţine un captator ceantrenează, prin intermediul unei tranmisii cinematice TC, un generator de inducţie G, prevăzut cu o buclă de reglare a unghiului β de inclinare aelicelor ( pitch control ), în vederea extragerii puterii maxime posibile dinmasele de aer în mişcare. Tensiunea alternativă a generatorului Ug esteredresată cu ajutorul unei punţi IGBT şi transmis invertorului cc/ca, prinintermediul unei linii de legătura în cc. Tensiunea alternativă de la ieşireainvertorului Ucap se aplică primarului unui transformator ridicător detensiune N. Secundarul transformatorului este legat la reţeaua dedistribuţie a energiei electrice, prin intermediul unui cablu, cu reactanţalongitudinală XL .

În scopul asigurării unei circulaţii corespunzătoare a puterii,

respectiv transferul puterii maxime extrase din masele de aer în mişcare,către reţea, invertorul este prevăzut cu o buclă de reglare a unghiului deaprindere.

Pentru buclele de reglare în discuţie au fost experimentateregulatoare convenţionale PI sau PID, dar şi regulatoare cu reţeleneuronale sau cu regulatoare fuzzy (Ro and Choi, 2005).



112

2.3), prevăzute cu toată aparatura necesară: transformatoare ridicătoarede tensiune, aparatura de conectare-deconectare, aparatura de măsură,contorizare, protecţie etc.

Fig. 2.27. Sistem de distribuţie a energiei electrice şi modul de racordare a unor aerogeneratoare.

380 kV 220 kV

~

~ ~

~

Ultra înaltătensiune

Înaltă tensiune110 kV

Medie tensiune10÷35 kV

Joasă tensiune0,4 kV

Centrale convenţionale de energie electrică

Centrale eoliene individualesau parcuri de AEG

Transformatoare



113

În cazul sistemelor moderne de conversie a energiei vântului înenergie electrică, cu posibilitatea de cuplare la o reţea de distribuţieelectrică de curent alternativ, în prezent sunt răspândite două concepte de

bază, de producere a energiei electrice, care influenţează complexitateasubsistemelor respective, costul şi calitatea energiei livrate (Barote andŞerban, 2007), (Nengsheng et al., 2007), (www.geocites.com),(http://europa.en.int/comm/energy):• sisteme cu turaţie fixă (cu una sau două turaţii fixe);• sisteme cu turaţie variabilă.

2.6.1. Aerogeneratoare cu turaţie fixăIniţial, majoritatea aerogeneratoarelor (AEG) au funcţionat cu

turaţia constantă.Astfel, în secvenţa de pornire, cu rotorul captatorului calat

(menţinut în repaus cu ajutorul unor frâne mecanice), sunt eliberatefrânele şi are loc accelerarea rotorului, pe seama energiei vântului, pânăla o viteză dorită. În acest moment are loc conectarea generatoruluielectric, obişnuit un generator de inducţie cu rotorul în scurtcircuit, lareţeaua de distribuţie de curent alternativ. După conectare, reţeaua, cufrecvenţa fixă (obişnuit 50 Hz), se comportă ca un volant, contribuind la

menţinerea unei turaţii aproape constante, împreună cu dispozitivele dereglare a puterii menţionate (§ 2.5).Modul general de conectare la reţeua de distribuţie şi aparatura

aferentă sunt prezentate în fig. 2.28.După conectarea statorului generatorului la reţeaua electrică,

frecvenţa constantă a reţelei electrice f (ω =2πf), fixează turaţia constantăa rotorului generatorului, în funcţie de numărul de perechi de poli p, lavaloarea:

.2 p

f =Ω (2.25)

Dacă transmisia cinematică 2 are raportul de transmisie i:

,2

TE

iΩ

Ω= (2.26)

rezultă că rotorul captatorului se va roti cu viteza ΩTE :



114

. pi

f TE =Ω (2.27)

Turaţiile Ω2, ΩTE respectiv raportul de transmisie i sunt astfeladoptate, încât subansamblul captator – transmisia cinematică – generator să funcţioneze cât mai eficient, avându-se în vedere condiţiile concreteale zonei respective.

Fig. 2.28. Aerogenerator cu turaţia fixă: 1-captator eolian; 2-transmisiacinematică; 3-generator de inducţie, cu rotor în scurtcircuit; 4-conexiuneaelectrică; 5-întrerupător; 6-sistem de tiristoare; 7-separator; 8-siguranţe;9-transformator ridicător de tensiune; 10-unitate de control şi comandă;11-anemometru; 12-subsistemul de reglare a puterii; 13-subsistemul de furnizarea energiei reactive (baterie de condensatoare); 14-reţea de distribuţie a energieielectrice.

Schema conţine unitatea de control şi comandă 10, realizată cu

microcontrolere dedicate, care, primind informaţiile legate de vitezavântului (anemometrul 11), turaţia rotorului generatorului (Ω2) şicirculaţia puterilor, elaborează comenzi către dispozitivele de reglare a

puterii captatorului (dispozitivele pitch, stall şi yaw), către aparatura deconectare/deconectare a generatorului de la reţea (modulele 5 şi 6) şicătre întrerupătorul bateriei de condensatoare (13).

GA

10

11

12

Ω2

ΩT

f

13

1 2 3 4 5 6 7 8 9 14



116

pasului elicei, sunt mecanisme electro-hidro-mecanice. Ca urmare au ocomportare dinamică, cel puţin de ordinul doi, cu un anumit timp derăspuns. Ori, în cazul unor vânturi, cu variaţii rapide şi frecvente deviteză (rafale), mecanismele respective nu pot asigura o modificare dorităa pasului elicei, în timp util; mai mult, pot cauza neajunsuri importante înfuncţionarea aerogeneratoarelor, în situaţiile menţionate.

În consecinţă, în asemenea situaţii, adoptarea unui aerogenerator cu turaţie fixă şi reglarea puterii prin modificarea pasului elicei, esteconsiderată o combinaţie nepotrivită, chiar interzisă.

În concluzie, aerogeneratoare, cu turaţie fixă, prezintăurmătoarele caracteristici de bază:

• turaţia aproape constantă a subansamblului captator-generator, înlimitele alunecărilor normale ale generatorului de inducţie;

• cuplarea la reţeaua de distribuţie este considerată rigidă, cuelasticitate foarte redusă;

• excitarea generatorului de inducţie se face pe seama reţelei, prinabsorbţie de putere reactivă de la aceasta;

• se permite controlul puterii şi a vitezei cu ajutorul mecanismelor de blocare (stall) sau de modificare a pasului elicei (pitch);

• avantaje principale: simplitatea şi costul redus al GA, nu suntnecesare mecanisme de sincronizare şi nici subsisteme de

conectare la reţea costisitoare;• dezavantaje principale: curent mare de pornire, necesitatea unei

surse de putere reactivă, variaţiile vitezei vântului sunt mai slabcompensate.

2.6.2. Aerogeneratoare cu turaţie variabilă

Avânu-se în vedere caracterul extrem de variabil al vitezeivântului, idea realizării unor aerogeneratoare, care să funcţioneze cât maiavantajos la viteze diferite ale vântului, a fost de mult îmbrăţişată, deşi, înacest caz, o conectare directă a aerogeneratorului la reţeaua de distribuţiea energiei electrice, cu frecvenţă fixă, devine mai dificilă.

Principalele motive care au stat la baza găsirii de soluţii viabile,au fost:• creşterea eficienţei captatorului care, putând funcţiona cu turaţiidiferite, permite extragerea unei cantităţi mai mari de energie, din energiaconţinută în masele de aer în mişcare, faţă de soluţiile cu turaţie fixată;



121

• avantaje: posibilităţi de funcţionare în rafale de vânt,compensarea bună a fluctuaţiilor vitezei vântului, coeficient de

putere optimizat;• dezavantaje: construcţie mai complicată, mai costisitoare (ca

urmare nu se folosesc la puteri mici), generare de armonici (carese pot filtra în mod corespunzător necesităţilor practice), pierderide energie pe lanţul de conversie curent alternativ-curentcontinuu-curent alternativ.

Evident, indiferent de tipul aerogeneratorului, în sistemele eoliene

de producere a energiei electrice, au loc pierderi generale, de energie,care pot fi grupatre în:• pierderi în sistemul de generare: în înfăşurări, cabluri, piese

feromagnetice, prin frecări etc.;• pierderi independente de sistemul de generare: mersul în gol al

transformatoarelor, consumul pentru serviciile proprii (iluminat,încălzire, alimentarea aparaturii de control şi comandă) etc.

S-a constatat că pierderile generale totale, în aerogeneratoarelemoderne, nu depăşesc în general 1 – 2 %, din puterea totală furnizată.

2.7. Siguranţa în funcţionarea aerogene-ratoarelor

Componentele aerogeneratoarelor, vechi şi moderne, sunt proiectate şi realizate pentru o funcţionare sigură, de cel puţin 20 de ani.Aceasta înseamnă că durata de buna funcţionare trebuie să fie de peste120.000 de ore, chiar în condiţii grele de funcţionare (de exemplufurtună, viscol, ploi, zăpada etc.). De remarcat că, un autoturismconvenţional, are o durată de bună funcţionare garantată de aproximativ5.000 de ore! Atingerea unor asemenea durate de utilizare, în cazul

aerogeneratoarelor, este posibilă prin luarea de măsuri corespunzătoareîncă din faza de proiectare şi de execuţie, urmată apoi de măsuricorespunzătoare de exploatare şi mentenanţă.

Cele mai importante aspecte, legate de asigurarea unei siguranţesporite în funcţionare, se referă la:



123

precise sistemului de control şi comandă a aerogeneratorului (vezi blocurile 10 şi 12 din figurile 2.28, 2.29 şi 2.30).

O utilitate deosebită au senzorii de viteză şi de direcţie a vântului:obişnuit sunt folosiţi sub forma unor anemometre performante; acesteatrimit, de asemenea, informaţii utile subsistemelor 10 şi 12 menţionatemai sus.

Nu pot lipsi, din structura aerogeneretoarelor, nici senzorii desupraturaţii pentru subansamblul captator-transmisia cinematică-generator. Asemenea supraturaţii pot apare, chiar la vânturi moderate, dincauza deconectării accidentale a aerogeneratorului de la reţeaua dedistribuţie. Ca urmare, aerogeneratorul trece, de la o funcţionare normalăsub o anumită sarcină, de obicei cea nominală, la mersul în gol

Supraturaţiile pot fi limitate prin intermediul unor sisteme defrânare; obişnuit există un sistem de frânare aerodinamic şi unul mecanic.În primul caz, mecanismele de modificare a pasului eleicei ( pitch

control ), sau cele de blocare a rotorului ( stall control ), asigură rotirea palelor captatorului, în sensul “scoaterii din vânt”, cu ajutorul unor subsisteme de acţionare hidraulice, care pot interveni şi în cazuldefecţiunilor apărute în partea electrică a sistemului. În cel de al doileacaz sunt utilizate frâne mecanice, care pot interveni chiar concomitent cuintervenţia frânelor aerodinamice, în scopul creşterii eficienţei operaţiei

de frânare.În Danemarca, de exemplu, există legi care impun, pe de o parte,testarea obligatorie a componentelor în timpul procesului de fabricare, iar

pe de altă parte, aceleaşi legi impun existenţa a două sistemeindependente de protecţie la supraturaţii (http://www.vestas.com/dk/;http://www.windpower.dk).

Experienţa arată că, în cazul aerogeneratoarelor, prevăzute cureglarea puterii şi turaţiei, prin modificarea pasului elicei, rareori aparenecesitatea activării sistemului de frânare mecanic în vederea limităriisupraturaţiilor. În schimb, în perioadele de nefuncţionare, cauzate de

exemplu de revizii, sistemul de frânare mecanic nu poate lipsi. Mai mult, pentru asemenea situaţii, sunt prevăzute posibilităţi sigure de blocaremecanică a rotorului captatorului.

Trebuie amintite şi măsurile necesare a fi luate în vederea protejării aerogeneratoarelor împotriva descărcărilor electriceatmosferice. Măsura este absolut necesară în cazul aerogeneratoarelor individuale şi de dimensiuni mari, când o descărcare electrică poate



124

scoate definitiv din funcţiune unitatea respectivă. În cazul parcurilor eoliene, cu mai multe unităţi de dimensiuni reduse, efectul uneidescărcări electrice, urmat de scoaterea unităţii lovite din funcţiune, estemai puţin semnificativ. În vederea protejării aerogeneratoarelor,împotriva trăsnetelor, în palele elicelor se încorporează făşii conductoare,care permit dirijarea descărcărilor spre prize corespunzătoare.

2.8. Concluzii privind stadiul actual şiperspectivele energiei eoliene

Din materialul prezentat în capitolele precedente, bazat pe o bibliografie actuală, precum şi pe informaţii foarte recente postate ladiverse adrese URL, din domeniu, rezultă că, la ora actuală, dezvoltareadomeniului energiei eoliene este un succes remarcabil. Industria energieieoliene poate fi considerată ca fiind deja o tehnologie matură deoarece,

pe baza unor cercetări, modelări, simulări, proiectări, realizări şiexploatări, se află deja într-o stare de echilibru, în sensul că este capabilăsă se bazeze pe un comerţ propriu.

În ultimii 20-30 de ani, un rol vital asupra acestei dezvoltări aavut modelarea matematică.

În primul rând, trebuie menţionate eforturile depuse cu privire lacaracterizarea sursei energiei eoliene, a maselor de aer în mişcare.Datorită caracterului fluctuant, aleator, imprevizibil şi foarte dependentde relief, condiţii meteorologice etc., a mişcării maselor de aer, ocaracterizare precisă este greu de realizat. Totuşi eforturile de cercetare îndomeniu au permis deja elaborarea unor modele matematice care audevenit un ajutor de necontestat pentru proiectanţii de amenajări eolienemoderne, (Bottasso et al., 2005), (Luca ş.a., 1996), (Muhando et al.,2007), (Sobor, 2007). Cercetările în acest domeniu se află pe masa delucru a unor centre de cercetare recunoscute şi bine dotate.

În al doilea rând, sunt remarcabile cercetările, modelările,

simulările şi experimentările efectuate în vederea reprezentării cât maifidele a comportamentului aerogeneratoarelor şi a subansamblelor ascestora în diverse condiţii de funcţionare, (Barote and Şerban, 2007),(Cazacu et al., 2007), (http://iskrawind.com). Cercetările în domeniu auavut şi au la bază măsurători extinse şi validări de soluţii, chiar în cadrulunor cercetări internaţionale, care urmăresc reducerea costurilor,creşterea fiabilităţii, realizarea de acţionări directe, dezvoltarea unor



126

Se precizează însă că adoptarea soluţiei înseamnă mai mult decâto simplă alegere, din cataloagele firmelor producătoare, a unui tip deaerogenerator, pentru o aplicaţie dată. Anume, în scopul uneidimensionări corecte, caracteristicile eoliene ale zonei respective trebuieatent investigate. Pe această bază se pot realiza investiţii de succes.

2.9. Exemple de aerogeneratoarecomerciale

În prezent există multe firme, în special în Europa (Vestas, Norvin, NEG Micon, Enercon, Nordex, REpower, Siemens, Gamesa etc.)şi SUA (GE Wind, Southwest Windpower, Bergey etc.) care proiectează,realizează şi comercializează aerogeneratoare cu destinaţii foarte variateşi bine orientate, pentru anumite utilzări.

Astfel, aerogeneratoarele cu puteri între 1 - 30 kW sunt oferite pentru:

• alimemtarea unor consumatori casnici izolaţi;• alimentarea instalaţiilor de telecomunicaţii distribuite şi a staţiilor

meteorologice;• alimentarea unor localităţi mici, izolate;

• alimentarea unor instalaţii de pompare a apei potabile sau a unor instalaţii de irigare/desecare;• alimentarea unor sonde de petrol;• alimentarea unor instalaţii frigoriferice etc.

Aerogeneratoare cu puteri între 30 şi 600 – 700 kW sunt oferite pentru alimentarea unor aşezări cu câteva zeci sau sute de locuitori;eventual sunt conectate mai multe aerogeneratoare în ferme eoliene, învederea asigurării necesarului de energie.

Aerogeneratoare cu puteri de 1 MW şi peste, sunt utilizate pentru

alimentarea unor reţele de distribuţie naţionale, fiind frecvent utilizate încadrul unor ferme eoliene pe coasta mărilor (on-shore wind farms) sau înlargul mărilor (off-shore wind farms).



127

2.9.1. Aerogeneratoare de mică putere oferite defirma Bergey Windpower Co., SUA

Firma Bergey produce şi comercializează aerogeneratoare demică putere cu următoarele destinaţii:

• reducerea costurilor unor utilităţi şi ca rezervă de putere;• alimentarea unor consumatori neconectaţi la reţelele de distribuţie

a energiei electrice (case izolate, localităţi mici etc.);

• alimentarea aparaturii de telecomunicaţii larg distribuite;• alimentarea unor aplicaţii industriale şi militare;• alimentarea unor echipamente ce deservesc instalaţii de

alimentare cu apă potabilă;• alimentarea unor instalaţii de irigare etc.

Produsele firmei sunt grupare în trei categorii:• pentru încărcarea bateriilor de acumulatoare, cu puterea de ieşire

de 1 kW (de 24 V, tipul BWC XL.1-24), respectiv de 7,5 kW (de24 V, 48 V, 120 V şi 240 V, tipurile BWC Excel R/24…240);

• pentru conectare la reţea de distribuţie, cu puterea de ieşire de 10kW (de 24 V, 60 Hz, tipul BWC Excel- S/60 şi de 220 V, 50 Hz,tipul BWC Excel-S/50, având generatoare monofazate şiinvertoare controlate cu microprocesoare);

• pentru pompe de apă eoliene, de 10 kW (cu generator trifazat şifrecvenţa variabilă, comandat de microprocesor, de tipul BWCExcel –PD).

Schema principială de realizare şi principalele componente sunt prezentate în fig.2.31.



133

Fig. 3.36. Caracteristicile principale ale aerogeneratorului E112

2.9.4. Aerogeneratoare integrate în clădiri

Firma Norvin, din Danemarca, a început din 2004, dezvoltareaunor tipuri de aerogeneratoare, în vederea integrării acestora în structuraunor clădiri mari, în scopul reducerii costurilor de energie pentru toateutilităţile inglobate.• În prezent se află în exploatare deja primele trei turbine eoliene detipul Win-0.1, montate pe clădirea BWTC (Bahrian Word Trade Center)din Manama, de 240 m înălţime (din 19 martie 2007).

Profitând de profilul aerodinamic de formă eliptică (de tip velă) aturnurilor (fig. 3.37a), prin care se realizează o concentrare şi accelerarede cca. două ori a vântului puternic către coastă (dinspre golful Persic),

printre turnuri, au fost instalate trei aerogeneratoare a câte 225 kW

fiecare (fig.3.38a şi b), cu diametrul rotorului de 29 m. Aerogeneratoarelesunt montate pe traverse speciale (fig. 3.37b), aerodinamice, care leagăcele două turnuri, la înălţimile de 60 m, 98 m şi 136 m. Prin proiect s-a

prevăzut o producţie de energie electrică de cca. 1200 MWh/an, ceea ce permite acoperirea a 11% - 15% din energia electrică totală necesarăcomplexului BWTC. După o perioadă de funcţionare, evaluări recentearată că estimările de mai sus vor fi depăşite, chiar de două ori, adică se



134

va putea asigura cca. 30% din energia electrică necesară complexului, peseama celor trei aerogeneratoare.

a) b)

Fig. 3.37. Vedere de sus a trunurilor BWTC (a) şi modul de montare al unuiaerogenerator pe o traversă aerodinamică (b)

a) b)Fig. 3.38. Vederea celor trei aerogeneratoare montate între turnuri

• De asemenea, se află în construcţie alte trei aerogeneratoare cevor fi montate pe clădirea Castle House Londra, în trei tuburi tip Venturi,



136

Bibliografie Capitolul 2

1. Barote, L., Şerban, I., (2007), Performance comparasion of a LAB-

VRB-PEMFC for a Wind Stand Alone System. AnaleleUniversitatii din Craiova. Seria: Inginerie Electrica, Tomul 31, nr. 31,2007, Vol. I. 6th International Conference on Electromechanical andPower Systems SIELMEN 2007, ISSN 1842-4805, EdituraUniversitaria, Craiova, pp.328- 332.

2. Berzan, V., ş.a., (1996), Asynchronous Generators in Automatic

Wind Facilities as Low Power Electricity Sources. CNE’96-"Improving Energy Efficiency in a Transition Economy", Proceedingsof Section II, september 1-5, Neptun - Olimp, Romania.

3. Bottasso, C.L., Croce, A., Savini, B., Sirchi, W., Trainelli, L., (2005),Aero-servo-elastic modeling and control of wind turbines usingfinit-element multibody procedures. ECCOMAS MultibodyDynamics 2005 Thematic Conference, Madrid, Spain, June 21-24.

4. Böttcher, F., Barth, S.T., Pinke, J., (2007), Small and large scale

fluctuations in atmospheric wind speeds. Stoch Environ Res RisAssess 21:299-308. ©Springer-Verlag.

5. Cazacu, M.D., Nicolaie, S., Mitrea, S.A., Golovei, I., (2007), Design

and manufacture of some blades for Aeolian. Analele Universitatii

din Craiova. Seria: Inginerie Electrica, Tomul 31, nr. 31, 2007, Vol. I.6th International Conference on Electromechanical and Power Systems SIELMEN 2007, ISSN 1842-4805, Editura Universitaria,Craiova, pp.338- 342.

6. Chadjivassiliadis, J., (1996), Strategy on Renewable Energy source

in Romania. CNE’96- "Improving Energy Efficiency in a TransitionEconomy", Proceedings of Section I, September-1-5, 1996, Neptun -Olimp, Romania.

7. Deaconu, S.I., Popa, G.N., Popa, I., (2007), Induction generator with

rotor winding and static frequency converter for micro

hydroelectric power plants or wind power station with variable

speed. Analele Universitatii din Craiova. Seria: Inginerie Electrica,Tomul 31, nr. 31, 2007, Vol. I. 6th International Conference onElectromechanical and Power Systems SIELMEN 2007, ISSN 1842-4805, Editura Universitaria, Craiova, pp.233- 236.

8. ECRE - European Conference for Renewable Energy - Intelligent

Policy Options, (2004). Berlin, 19-21 January 2004.



Best way

F igure 5: Drum-level control with a three-element module.

Two-element drum-level control can best be applied to a single drum boiler if thefeedwater is at a constant pressure. Two-element control (see Figure 4) includes the samelevel element used for the single-element configuration but has an added steam-flowelement that provides a density-corrected mass flow-rate signal to control the feedwater flow. Two elements offer tighter control of drum level. The steam flow acts as a feed-forward signal to allow faster level adjustments. This gives an immediate feedwater response to load changes while the level controller corrects any imbalance between steammass flow and feedwater flow that arises from:

2.7.1. Instalaţii de răcire

Ansamblul echipamentelor utilizate în scopul evacuării căldurii prindiverse puncte, ale centralelor energetice, poartă denumirea de instalaţii de

răcire. Cu ajutorul unor asemenea instalaţii, compuse din pompe, sisteme deconducte, schimbătoare de căldură etc., se pot realiza diverse tipuri de

sisteme de răcire. Unele dintre acestea vor fi prezentate în cele ce urmează.

Evacuarea căldurii către sursa rece a ciclului termic, ca şi în diversealte puncte ale centralelor termo– sau nuclearo–electrice, se realizează cuajutorul unor fluide de răcire. În acest scop se utilizează apa sau/şi aerul

atmosferic.Cantitatea de căldură de evacuat depinde de puterea grupurilor

instalate, de debitele de abur extrase de la prizele turbinelor, de lipsa sauexistenţa supraîncălzirii intermediare şi determină, evident, debitul de agent



de răcire necesar; acest debit este în general mare şi foarte mare în raport cudebitul agentului principal [88].

Atunci când drept agent de răcire se utilizează aerul, debitele cresc de33,5 ori faţă de debitele de apă.

În cazul CTE şi CET consumatorii de apă de răcire sunt: condensatoarele principale; condensatoarele turbopompelor; răcitoarele generatoarelor electrice şi a excitatoarelor; răcitoarele de ulei ale turbinelor; circuitele de răcire pentru serviciile proprii (motoare de mare putere,

pompe, ventilatoare, lagăre etc.).În cadrul acestor instalaţii apa este folosită şi pentru evacuarea zgurii

şi cenuşii atunci când drept combustibil este folosit cărbunele; în acest scopse foloseşte apa care a lucrat deja în circuitul de răcire.

Consumatorii de aer de răcire în cazul CTE şi CET sunt în general:condensatoarele principale, condensatoarele turbogeneratoarelor, răcitoarelegeneratorului electric şi al excitatoarei.

Ceilalţi consumatori de agent de răcire folosesc numai apa. În cazul centralelor NE, consumatorii principali de apă de răcire sunt:

condensatoarele turbinelor (principale şi de avarie); condensatoarele turbogeneratoarelor; răcitoarele de ulei ale turboagregatelor; răcitoarele turbogeneratoarelor electrice şi ale excitatoarei;

circuitele de răcire tehnologică (lagărele pompelor, ventilatoarelor,motoarelor electrice de mare putere, compresoarelor de aer etc.); instalaţiile de răcire şi condiţionarea aerului din sistemele de ventilare

a încăperilor; răcitoarele sistemului de control şi comandă (barele de control); răcitoarele instalaţiilor în care se manipulează combustibilul nuclear

(activ sau uzat); răcirea protecţiei termice a reactorului; răcirea vasului de presiune şi a anvelopei; răcirea apei de purjare a reactorului şi generatorului de abur; răcirea moderatorului; sistemul de oprire a reactorului etc.

În plus, în CNE, apa se mai foloseşte pentru: adaos în circuitele centralei; diluarea deşeurilor radioactive lichide; transportul hidraulic al deşeurilor radioactive solide; spălarea echipamentelor şi a încăperilor în scopul dezactivării lor;



stingerea unor incendii.Uneori se foloseşte şi aerul, dar numai pentru răcirea indirectă a

condensatoarelor grupurilor turbogeneratoarelor.

2.7.2.1. Sisteme de răcire cu apă

Atât în cazul CTE, CET cât şi în cazul CNE, care folosesc apa caagent de răcire, răcirea poate avea loc în circuit: deschis, închis sau mixt .

Debitele respective se determină pe baza unor bilanţuri energetice,rezultând în general debite mari, ce necesită, evident, şi investiţii mari.Aceste investiţii pot atinge 510% din investiţia totală în cazul CTE şi610% în cazul CNE.

Sistemul de răcire al CTE, CET şi CNE cuprinde două părţi: instalaţiile interioare de răcire; circuitul exterior al apei de răcire.

Instalaţiile interioare de răcire din cadrul CTE şi CET se împart în douăgrupe mari, indiferent de tipul circuitului de răcire: grupa circuitelor de răcire a condensatoarelor generatoarelor şi

uleiului, care foloseşte apa preluată direct din circuitul exterior; grupa circuitelor de răcire tehnologice care foloseşte, de obicei, apa

tratată (demineralizată). Instalaţiile interioare de răcire din cadrul CNE, se împart, de asemenea

în mai multe grupe: grupa principală (condensatoarele, răcitoarele de ulei şi instalaţiilor de

răcire ale generatoarelor); grupa auxiliară (apa pentru celorlalţi consumatori tehnologici, fără

pericol de radioactivitate); grupa intermediară (pentru consumatori cu pericol de radioactivitate).

Circuitul exterior al apei de răcire poate fi: deschis, închis sau mixt.

Circuite de răcire exterioare deschiseApa de răcire poate fi preluată din surse de suprafaţă (râuri, lacuri,

mări) sau de subteran (de obicei cu debite limitate, motiv pentru care sefolosesc mai ales ca surse pentru apa de adaos pentru diferite circuite de

răcire).Cele mai utilizate sunt sursele de apă curgătoare. În cadrul unor asemenea instalaţii debitul de apă Dr ,CTE, preluat din sursă prin intermediul

pompei PC, parcurge instalaţia de răcire şi apa este în întregime restituită înacelaşi curs de apă (fig. 2.7.14).



CTE, CETCNE Dr, CTE

Drâu Drâu D s

PC

t t 1 = râut 2

Fig. 2.7.14. Răcirea cu apă în circuit deschis

Adoptarea acestei soluţii implică satisfacerea următoarelor condiţii:

,kg/sCTEr,râu s D D D (2.7.1)

respectiv:

C22adm

t t (2.7.2)

Prima condiţie (2.7.24) impune asigurarea unui anumit debit deservitute ( D s) minim, iar cea de-a doua condiţie (2.7.25) implică nedepăşireaunor valori admisibile ale temperaturii râurilor din motive ecologice.

O schemă mai completă a circuitului exterior al apei de răcire este prezentată în fig. 2.7.15. Această schemă pune în evidenţă instalaţiile principale aferente şi modul de amplasare a acestora.

În perioadele anotimpurilor reci, apa foarte rece poate fi amestecată, prin intermediul conductei 9 cu apă caldă evacuată din condensatoare, în plus prin intermediul conductei 10 se poate evita pericolul de îngheţ al prizei

1.

2

1

3

4

5

6 7

6 7

8

9

10

11

12

1314

Fig. 2.7.15. Instalaţiile aferente circuitelor deschise de răcire a apei



1– priza de apă; 2– baraj; 3– denisipator; 4– conducta sau canal de aducţiune;5– casa sitelor; 6– pompe de răcire; 7– condensatoare; 8– canal de evacuare;9– conductă de amestec; 10– conducta de încălzire a prizei /răcire a apeievacuate; 11– turbine hidraulice în regim de recuperare de energie;

În perioadele anotimpurilor calde, pentru a preîntâmpina poluarea

termică nedorită (datorită temperaturii înalte a apei ce a părăsitcondensatoarele), se poate recurge la amestecarea apei calde cu o cantitatede apă proaspătă preluată prin conducta 10, din sursa rece.

Suplimentar, pe traseul de întoarcere a apei se poate intercala omicrocentrală hidroelectrică (11) care permite recuperarea unei părţi dinenergia consumată de pompele de alimentare 6.

Circuite de răcire exterioare închiseÎn cazul acestor instalaţii apa de răcire are un circuit închis. Anume,

după ce apa a preluat căldura de la condensatoare/răcitoare urmeazăcedarea acestei călduri în iazuri/lacuri de răcire, în bazine de stropire sau înturnuri de răcire cu tiraj natural sau forţat. Apa astfel răcită este din nourecirculată. Utilizarea acestor soluţii se impune când debitele disponibile deapă proaspătă sunt reduse.

În asemenea circuite de răcire apar pierderi de apă prin evaporare, prinantrenarea picăturilor de apă, prin neetanşeitatea circuitului hidraulic, prin

purjarea instalaţiei de răcire etc. În consecinţă, în vederea compensării pierderilor, se impune introducerea de apă de adaos; debitul necesar al apeide adaos este uzual între 510% din debitul total.

Turnurile de răcire folosite sunt de fapt schimbătoare de căldură de suprafaţă sau de amestec cu vaporizare.

Turnurile de răcire cu vaporizare pot fi la rândul lor: deschise, cucirculaţia naturală a aerului (fig. 2.7.17) sau cu circulaţia forţată a aerului(fig. 2.7.18) [88].



Fig. 2.7.17. Turn de răcire cu tiraj natural

1– stâlpi de susţinere; 2– intrarea apei; 3– perete despărţitor; 4– evacuareaapei;5– distribuţia apei; 6– panouri; 7– grinzile zonei active

Răcirea prin evaporare are loc în urma schimbului de căldură şi demasă ce se realizează la contactul direct între suprafaţa lichidului şi aerul atmosferic. Coborârea temperaturii lichidului are loc prin cedarea de căldură

prin contact şi prin evaporarea lichidului (se pierd moleculele cu energiecinetică mare).

Formarea suprafeţei de schimb de căldură şi masă se poate realiza prin: picurare (schimbul de căldură şi de masă are loc la suprafaţa picăturilor

de apă formate);

crearea de suprafeţe peliculare pe panourile active ale turnurilor; prin crearea de pelicule şi picături (turnuri mixte).

Circulaţia aerului în raport cu circulaţia apei calde, poate avea loc: încontracurent, în curent încrucişat, circulaţie mixtă.



Cu circulatie perpendiculara ( incrucisata)a debitului de aer



2 .7 .3 . Degazoare

Degazatoarele sunt instalaţii termotehnice sau termochimice cu ajutorulcărora se elimină dintr-un lichid unul sau mai multe gaze dizolvate, fie înscopul purificării lichidului, fie pentru obţinerea gazelor respective în

vederea utilizării lor în alte instalaţii. În instalaţiile energetice ne pot interesaambele aspecte.

Degazarea lichidului se poate realiza pe cale termică (sub vid, la presiunea atmosferică, sau peste presiunea atmosferică) şi pe cale chimică.

Degazarea termică se bazează pe proprietatea gazelor de a părăsi unlichid în care sunt dizolvate în momentul când presiunea lor parţială dinsoluţie, la temperatura acesteia, este mai mare decât presiunea parţială agazului respectiv aflat în amestecul de deasupra lichidului. În timpul acestui

proces, se produce o degajare a gazelor din masa lichidului şi îndepărtarea

lor înainte de producerea unei noi absorbţii.Prin degazarea apei utilizată ca agent energetic, se urmăreşteînlăturarea gazelor din apa de alimentare a instalaţiilor energetice, în speciala O2 şi a CO2, gaze care la temperaturi înalte s-ar degaja şi ar avea efectedăunătoare pentru instalaţiile respective, chiar în concentraţii reduse.

Concentraţia unui gaz dizolvat într-un lichid depinde de presiunea şide temperatura la care se află acesta.

Lichidul se saturează complet cu un gaz atunci când presiunea gazuluidizolvat, numită presiune de echilibru a gazului, devine egală cu presiunea

parţială a gazului de deasupra lichidului.Gazele pot fi eliminate din apă prin scăderea presiunilor parţiale, de

deasupra suprafeţei apei. Acest proces apare în timpul fierberii apei, când presiunea parţială a gazelor faţă de presiunea vaporilor de apă devine foartemică. În urma acestui proces se elimină în mare parte conţinutul de O2 şiCO2.În instalaţiile energetice, creşterea temperaturii apei, în vederea degazării, serealizează prin introducerea de abur prelevat de la turbină, în aparate termicenumite degazoare.

În vederea creşterii eficienţei eliminării gazelor din apă prin difuzie se

recurge la creşterea suprafeţei de contact între apă şi abur. Aceasta serealizează printr-o construcţie corespunzătoare a degazoarelor:

prin pulverizarea apei în particule mici (tip Stork); prin crearea de şuviţe (cu talere); prin crearea unei pelicule (cu ţevi concentrice, cu table ondulate, cu

umplutură etc.).



6

a

5

4

2

13

1Aerisire

Apăalimentare

Abur

ncălzire

Apă alimentareconductă aspiraţie b

A B

C o n d

e n s a t

5

3 24

Secţiunea A-B

Ieşire gaze necondensabile

Abur încălzitor Intrareapă Eşapări

Ieşire apăB

A

3 4

c

5

Ieşire gaze necondensabile



Fig. 2.7.21. Tipuri constructive reprezentative de degazoare energetice

a – degazor cu site şi şuviţe: 1– cutia de distribuţie; 2– racord pentru intrareaapei; 3– racord pentru evacuarea gazelor; 4– talere (site); 5– racord pentruintrarea aburului; 6– distribuitor de abur; b – degazor cu cameră depulverizare şi instalaţie de fierbere suplimentară (Atlas): 1– ieşire superioarăeşapări; 2– ieşire inferioară eşapări; 3– instalaţie de fierbere suplimentară; 4– ţevi de distribuţie a aburului; 5– cameră de pulverizare; c– degazor de tip

Stork : 1– cutie de abur; 2– şicană verticală; 3– conductă de barborate; 4– deversor; 5– pulverizator;

d– degazor termic sub presiune; e– degazor cu două trepte de degazare

Reglarea presiunii/temperaturii în degazor se realizează prinalimentarea acestuia cu abur fie din circuitul aburului viu (în cazul cazanelor cu circulaţie naturală), fie de la preîncălzitorul final de înaltă presiune (încazul cazanelor cu circulaţie forţată). Ventilul de reglare intercalat, în acestscop, pe conducta de alimentare cu abur a degazorului, funcţionează în

condiţii grele deoarece în ventil are loc de regulă şi o reducere importantă a presiunii aburului. Acest fenomen este însoţit de zgomot puternic. În scopulreducerii zgomotului trebuie utilizate dispozitive suplimentare, costisitoare.

Apa de alimentare degazată se extrage din rezervorul degazorului, cuajutorul unor pompe de alimentare, şi se trimite spre preîncălzitoarele deînaltă presiune. Pompele de alimentare sunt pompe centrifuge, ca urmareîntotdeauna este necesar un circuit hidraulic de recirculare a apei de

Apă alimentare Apă alimentareAbur eşapat

Abur

d

H2 hi

dri

dG

Apăalimentare

Abur la coloană (D)Abur la instalaţia de

arbotare

D’=D b+D pb

La punga de

alimentare

e



Fig. 2.8.1. Sistemul de ajutaje statorice şi palete rotorice

1 - diafragmă; 2 - ajutaj statoric; 3 - rotor; 4 - sensul derotaţie;5 - palete rotorice; 6 - bandaj de consolidare

1

2

6

5

3

4



Rotor of a modern steam turbine, used in power station

2.7.1.1. Clasifică ri ale turbinelor cu abur

A. După principiul termodinamic de funcţionare TA pot fi: cu acţiune, cureacţiune, combinate.

În cazul turbinelor cu acţiune, fig. 2.8.2, toată căderea de entalpiedisponibilă pe turbină este transformată în energie cinetică numai în reţeauade palete de pe stator . Aburul care părăseşte reţeaua de ajutaje statorice, cuenergie cinetică crescută, lovind paletele rotorice, transformă energia



cinetică (impulsul) în energie mecanică de rotire a rotorului (vezi diagramelede presiune şi de viteză ale aburului din fig. 2.8.2).

Turbina cu acţiune se recunoaşte după profilul paletelor rotorului,montate pe nişte discuri solidare cu arborele, având lăţimea canaluluiinterpaletar constantă de la intrare spre ieşire.

Paletele statorului sunt fixate în nişte pereţi plani, numiţi diafragme,care împart interiorul carcasei în mai multe compartimente, de presiunidiferite. Canalul interpaletar de la nivelul ajutajelor are o secţiune variabilă(convergentă), iar suprafaţa paletei, lovită de jetul de abur, este concavă. Înacest fel se asigură pe de o parte creşterea vitezei aburului de la intrare spreieşire şi pe de altă parte realizarea unui impuls mai mare (Dc - debit viteză).

Ansamblul format dintr-o diafragmă şi discul cu paletele mobilealăturat, în aval, formează o treaptă a turbinei. În vederea obţinerii unor

randamente ridicate destinderea aburului este fracţionată în mai multe trepte(scad pierderile, care sunt proporţionale cu pătratul vitezei).

Etanşarea locului de trecere a arborelui prin diafragmă, respectiv princarcasă, se realizează cu labirinţi, care pot fi intermediari, respectiv exteriori

(vezi § 2.8.1.3, fig. 2.8.16, 2.8.17, 2.8.18).Fixarea poziţiei radiale şi axiale a rotorului se asigură cu ajutorul a

două lagăre radiale şi al unui lagăr axial.În fig. 2.8.2 se prezintă schiţa unei turbine cu abur axială cu acţiune şi

diagramele de variaţie a presiunii p şi vitezei c a aburului în treptele turbinei.

Fig. 2.8.2. Turbină cu abur cu acţiune

1– racord de intrare a aburului; 2– camera de distribuţie; 3– carcasa; 4– palete rotor; 5– arbore; 6– lagăre; 7– ajutaje (stator); 8– diafragma; 9– racord de ieşire a aburului; 10– semicuplaj; 11– labirinţi exteriori de înaltă

1

2

34 7 8

126 106

5

9

13 p

c

abur

11

abur



presiune; 12– labirinţi exteriori de joasă presiune; 13– labirint intermediar; p – variaţia presiunii în treptele turbinei; c – variaţia vitezei aburului

Din cauza destinderii aburului în fiecare treaptă, volumul specific alacestuia creşte. Ca urmare este necesară creşterea continuă a secţiunilor de

trecere, de-a lungul traseului de abur, în scopul micşorării pierderilor.

În cazul turbinelor cu reacţiune, fig. 2.8.3, căderea de entalpiedisponibilă pe turbină are loc atât în reţelele de palete ale statorului, numite

palete directoare, cât şi în cele ale rotorului. Aceste turbine se deosebesc faţăde cele cu acţiune prin lipsa diafragmelor (paletele statorului fiind fixatedirect în carcasa turbinei), prin forma paletelor rotorului (cu lăţimeacanalului interpaletar variabil – acesta scade de la intrare spre ieşire) şi prin

forma de tambur a rotorului (în care sunt fixate paletele). Ca urmare aacestei construcţii, asupra paletelor rotorului acţionează atât forţa jetului deabur, care părăseşte ajutajele statorice, cât şi forţa de reacţie a jetului deabur, care părăseşte paletele rotorului.

În cazul turbinelor combinate o parte din treptele de presiune (deînaltă presiune - ÎP) sunt cu acţiune, iar restul treptelor de presiune (de joasă

presiune - JP) sunt cu reacţiune.

Fig. 2.8.3. Turbina axială cu reacţiunea - secţiune prin turbină; b - variaţia presiunii p şi a vitezei absolute c a aburului1– racord de intrare a aburului; 2– paletele directoare; 3– carcasa; 4– rotor în formă de tambur; 5– paletele rotorului; 6– carcasele lagărelor; 7– arbore; 8– semicuplajul; 9 - racord de ieşire a aburului; 10– etanşare înaltă

presiune; 11– etanşare joasă presiune; p – variaţia presiunii în trepteleturbinei; c – variaţia vitezei aburului

1

2 34 5

8

11

6 10 67

9

p

c



B. După felul în care se realizează transformările energetice în turbină,acestea pot fi: unietajate, cvasietajate, multietajate.

Turbina unietajată prelucrează toată căderea de entalpie într-o singurătreaptă (turbina Laval – fig. 2.8.4). Sunt utilizate la căderi de entalpiidisponibile sub 200 kJ/kg şi la turaţii mari, ce pot depăşi chiar 250 rot/s.Aceste turbine sunt simple, au dimensiuni reduse, cost scăzut; din cauzalimitării căderii de entalpie prelucrată, ele sunt folosite doar în aplicaţiispeciale.

Fig. 2.8.4. Turbina unietajată

a– ajutaje; b– paletele rotorului

Fig. 2.8.5. Turbina Curtisa– ajutaje; b– coroana întâi de palete mobile;c– coroana redresoare; d– coroana a doua de palete mobile

Turbina cvasietajată (Curtis sau cu trepte de viteză – fig. 2.8.5) este o

turbină cu acţiune. Căderea de entalpie disponibilă pe turbină estetransformată în energie cinetică într-o singură coroană de ajutaje. Energiacinetică obţinută este transformată în energie stereomecanică, în mod treptat,în două, sau, mai rar, trei coroane de palete de pe rotor. Turbina Curtis are o

pornire rapidă, fiabilitate ridicată, dimensiuni reduse, construcţie simplă dar şi randament scăzut. Sunt utilizate până la puteri de 2 MW şi căderi deentalpie de 150500 kJ/kg. Turbina multietajată numită şi cu trepte de presiune, prelucreazăcăderea de entalpie disponibilă pe turbină în mai multe trepte dispuse în

serie, putând fi cu acţiune, cu reacţiune sau combinată. Turbinelemultietajate pot prelucra căderi de entalpie oricât de mari şi cu randamentemai bune decât turbinele Laval sau Curtis.

Datorită numărului mare de trepte, dispuse în serie, turbinelemultietajate au: construcţie complicată, dimensiuni mari, greutate mare, costridicat, timp de pornire lung şi necesită exploatare pretenţioasă.

a b a

b

dc



La turbinele cu condensaţie destinderea aburului se face până la o presiune inferioară presiunii atmosferice, evacuarea aburului având locîntr-un condensator. Prin reducerea presiunii finale sub valoarea presiuniiatmosferice, căderea de entalpie disponibilă pe turbină creşte, iar consumulspecific de căldură scade. Se folosesc în centralele în care unicul scop alturbinei este obţinerea puterii necesare pentru acţionarea unei maşinigeneratoare, cu randamente cât mai bune. La turbina cu emisiune în atmosferă aburul este evacuat direct înatmosferă. Funcţionează într-un ciclu cu randament termic redus. Suntutilizate doar la puteri foarte mici, de exemplu pentru antrenareageneratoarelor electrice ale locomotivelor cu abur. La turbina cu contrapresiune destinderea aburului se face până la o

presiune superioară presiunii atmosferice, aburul evacuat fiind folosit înscopuri industriale sau pentru încălzire în instalaţii de termoficare

industrială sau urbană. Au un consum specific de abur ridicat, totuşiinstalaţiile prevăzute cu asemenea turbine sunt foarte economice, deoareceîn instalaţia de termoficare se foloseşte aproape integral căldura conţinută înaburul ce a trecut prin turbină.

E. După numărul prizelor de prelevare ale aburului, TA pot fi: fără prelevare de abur şi cu prelevare de abur.

La turbinele fără prelevare, numite şi turbine fără prize de abur ,debitul masic de abur al tuturor treptelor este acelaşi. Se folosesc rar şinumai la puteri mici. La turbinele cu prelevare, numite şi turbine cu prize de abur , o partedin debitul de abur ce intră în turbină este extras printr-una sau mai multe

prize situate între două etaje alăturate ale turbinei.Aburul prelevat este folosit pentru preîncălzirea apei de alimentare (în

circuite regeneratoare), antrenarea unor pompe, compresoare, ejectoare, pentru termoficare etc.

Presiunea la priză poate varia odată cu regimul de funcţionare alturbinei, caz în care priza se numeşte nereglată, sau poate fi menţinutăconstantă, caz în care priza se numeşte reglată.

O turbină poate fi prevăzută atât cu prize reglate cât şi cu prizenereglate. În general numărul prizelor nereglate este sub 10, iar al prizelor reglate maxim 2.

F. După felul aburului utilizat turbinele pot fi: cu abur supraîncălzit sau cuabur saturat.



Turbinele cu abur supraîncălzit se folosesc în centraleletermoelectrice clasice care funcţionează cu aburul produs în generatoare(cazane) de abur încălzite cu gaze de ardere ale combustibililor clasici şi încentrale nuclearo–electrice cu reactoare lente.

Fig. 2.8.8. Secţiune printr-o turbină cu abur axială

1 - carcasa; 2 - vane de reglare a debitului de abur; 3 - palete fixe; 4 - palete mobile fixate de rotor; 5 - axulturbinei

Turbinele cu abur saturat se folosesc, în general, în centralelenuclearo–electrice cu reactoare lente, în centralele solare şi centralelegeotermale.

2.7.2. Turbina cu gaz

2.7.2.1. Construcţie, funcţionare şi c lasificări ale turbinelor

cu gaze

Turbina cu gaz (TG) este o maşină termică, motoare, care transformăenergia unui gaz sau a unui amestec de gaze, în energie mecanică, prin

2 2

31

45



intermediul unor palete, fixate de un rotor, care poate efectua o mişcare derotaţie.

Gazele, aflate la presiuni şi temperaturi ridicate, se destind într-oturbină, care din punct de vedere constructiv şi funcţional, se aseamănă cuturbina cu abur.

TG pot fi, ca şi cele cu abur axiale, radiale (fig. 2.8.25a), radial axiale(fig. 2.8.25b), cu acţiune, cu reacţiune, monoetajate, multietajate etc.

Fig. 2.8.25. Turbine cu gaze

a– radială; b– radial–axială1 - carcasa; 2 - ajutaj statoric; 3 - rotor; 4 - paletă rotorică

Curgerea prin TG poate fi centrifugă sau centripetă; din cauza unor

avantaje tehnico–economice, se preferă realizarea de TG cu curgereacentripetă.

a) b)

1

2

3

4

1

2

3

4



480 megawatt GE H series power generation gas turbine

După felul agentului motor folosit TG pot fi cu: gaze de ardere, aer cald, freon, azot, heliu etc.

După forma circuitului străbătut de agentul motor se cunosc TG: încircuit deschis şi în circuit închis (vezi § 2.2.4).

În principiu TG este superioară celorlalte tipuri de motoare termice(TA, MAI) cumulând avantajele acestora.

Faţă de instalaţiile cu TA, instalaţiile cu TG prezintă următoareleavantaje:

lipsa generatorului de abur şi a instalaţiilor anexe aferente(prepararea apei, pompe de alimentare, ventilatoare de aer şi gazetc.);

lipsa instalaţiilor de condensaţie şi a instalaţiilor aferente (instalaţiide vid, pompele de condensat şi de circulaţie etc.);

debit de apă de răcire foarte redus şi posibilitatea folosirii apei derăcire cu temperaturi relativ ridicate;

dimensiuni de gabarit, suprafaţă ocupată şi greutate mai mici, la puteri unitare egale;

exploatare mai simplă şi cheltuieli de întreţinere mai reduse; posibilitatea de pornire rapidă, chiar la puteri unitare mari;



I.3. Performanţe impuse protecţiei sistemelor energetice

I.3.1. Selectivitatea

Datorită complexităţii problemelor pe care trebuie să le rezolve SP, acestora li se impun oserie de condiţii, dintre care cele mai importante sunt: selectivitatea, sensibilitatea, rapiditatea şi

siguranţa în funcţionare

Prin selectivitatea unui SP se înţelege capacitatea acestuia de a deconecta de restul SEnumai şi numai echipamentul în care a apărut defectul, prin intermediul celor mai apropiateîntrerupătoare. În cazul în care din anumite motive acest lucru nu se poate realiza, SP trebuie săizoleze defectul prin deschiderea altor întrerupătoare, astfel încât să fie deconectaţi cât mai puţiniconsumatori.

Un sistem energetic poate fi divizat în zone protejate pentru: – Generatoare sincrone (G); – Transformatoare (T); – Bare colectoare (B); – Linii electrice de transport şi distribuţie (L); – Motoare electrice (M).

În fig. I.1 este prezentată schema unui sistem care conţine echipamentele enumerate maisus, şi în care sunt delimitate zonele protejate ale protecţiilor acestor echipamente.

Electromecanice

Evoluţia tehnologică a releelor

Evoluţia principiului releelor

Statice cutuburi

electronice

Statice cutranzistoare

Calculator digital

Microprocesoare

Reţele

C u r e n t

D i f e r e n ţ i a l ă

D i f e r e n ţ i a l ă

D i s t a n ţ ă

D i g i t a l e d e

d i s t a n ţ ă

U n d e c ă l ă t o a r e

A d a t i v e

R e ţ e l e n e u r o n a l e

T r a n s f o r m a t o a r e

W a v e b i t

1900 1920 1940 1960 1980 2000

1902 1906 1909 1923



şi de către arcul electric de la locul defectului, într-o măsură cu atât mai redusă cu câtscurtcircuitul este lichidat într-un timp mai scurt.

Fig. I.3 Schema electrică (a) şi variaţia U f (t ) (b)

În prezenţa unui SP rapid se măreşte şi eficacitatea altor instalaţii de automatizare dinsistem. Este cazul instalaţiilor de reanclanşare automată rapidă (RAR): în condiţiile unui SPrapid, care limitează extinderea defectului şi favorizează stingerea arcului electric, pentrudeionizarea mediului rămâne un timp mai mare ceea ce îmbunătăţeşte probabilitatea reuşiteireanclanşării.

Sistemelor de protecţie a echipamentelor de puteri mari şi tensiuni ridicate li se impuncondiţii foarte severe în ceea ce priveşte rapiditatea. Timpul total t t de lichidare a unui defecteste constituit din timpul propriu de acţionare al protecţiei t IP şi din timpul propriu dedeconectare a întrerupătorului, t DI :

DI IP t t t t (I.1)

Timpul total de existenţă a scurtcircuitului t t este impus de tipul EP, puterea şi tensiuneanominale, iar timpul de deconectare a întrerupătorului t DI depinde de tipul acestuia.Întrerupătoarele moderne au t DI (0,040,08) s. Aceste considerente conduc la concluzia că t IP

este în multe situaţii într-un mod sever limitat, ceea ce a condus la necesitatea realizării unor

protecţii rapide şi ultrarapide, cu t IP (0,010,02) s.

I.3.4. Siguranţa în funcţionare

Prin siguranţa unei IP se înţelege capacitatea acesteia de a acţiona întotdeauna corect, dar numai şi numai atunci când sunt îndeplinite condiţiile de acţionare şi niciodată în lipsa acestor condiţii. Se poate defini în acest mod siguranţa acţionării şi siguranţa neacţionării

I.4. Schema bloc funcţională a sistemelor de protecţie

Sistemele de protecţie împreună cu EP formează un sistem de protecţie automată, care esteun sistem automat în circuit deschis. Din mulţimea valorilor posibile ale mărimilor electrice cecaracterizează funcţionarea EP, SP trebuie să selecteze submulţimi caracteristice regimurilor anormale sau de defect şi să elaboreze, în baza unui algoritm de funcţionare analogic sau numericşi logic, comenzi de semnalizare sau de declanşare.



1. Eliminarea semnalelor parazite, a zgomotelor, a armonicilor, eventual a componentelor aperiodice din informaţia primită, prin filtrare, în vederea obţinerii informaţiei utile – undelefundamentale ale curenţilor şi tensiunilor care conţin informaţiile de bază asupra regimului defuncţionare a EP.

2. Adaptarea nivelului energetic la nivelul cerut de blocul, cel de prelucrare şi decizie, princonvertirea eventuală a curenţilor în căderi de tensiune şi prin amplificarea sau atenuarea valorii

tensiunilor.3. Obţinerea componentelor simetrice inverse şi homopolare ale curenţilor şi tensiunilor

pentru protecţiile împotriva defectelor nesimetrice, caracterizate printr -o sensibilitateîmbunătăţită faţă de cea a protecţiilor ce controlează direct mărimile secundare de fază sau întrefaze.

b. Blocul de prelucrare şi decizie (BPD), numit şi bloc principal al SP, primeştemărimile de ieşire din BI pe care le prelucrează după un algoritm mai simplu sau mai complicatîn funcţie de gradul de complexitate al SP. În urma acestei prelucrări SP trebuie a stabilească cu precizie momentul apariţiei unui defect (sau regim anormal), să localizeze EP în care s-a produs evenimentul (eventual şi fazele implicate în defect) şi să adopte o strategie de lichidarea acestuia în funcţie de poziţia sa. Dacă defectul este situat în EP, BPD elaborează semnalulde comandă a declanşării întrerupătoarelor proprii în cel mai scurt timp, iar dacă defectul este

exterior, SP trebuie să fie pregătită să intervină, cu o anumită temporizare, numai dacădefectul nu a fost deconectat de protecţia acelui echipament vecin.

Determinarea momentului apariţiei, precum şi localizarea acestuia este rezultatul a douăcategorii de operaţii efectuate în cadrul BPD, şi anume:

1. Operaţii cu caracter analogic prin care sunt supravegheate, monitorizate valorile,

amplitudinile şi/sau defazajele unor mărimi electrice (curenţi, tensiuni sau derivate din acestea) încadrul unor elemente cu mărimi de intrare analogice şi mărimi de ieşire logice (0 sau 1). Înfuncţie de complexitatea protecţiei, aceste operaţii sunt efectuate în cadrul unor elemente de tipulurmător:

– detectoare de nivel (valori), utilizate unor protecţii simple, de curent sau de tensiune, încare mărimea electrică supravegheată este comparată cu o valoare de prag sau de referinţă,numită mărime de pornire a releului ( I pr sau U pr ) şi care în funcţie de relaţia de inegalitate de tipul

I >< I pr sau U >< U pr dintre valorile supravegheate şi cele de pornire elaborează un semnal logic 1sau 0 corespunzător acţionării sau neacţionării. – comparatoare de amplitudini şi/sau defazaje, utilizate în cadrul unor protecţii complexe

(cu cel puţin două mărimi de intrare, curenţi, tensiuni sau combinaţii ale acestora), care comparăamplitudinile sau defazajele a două mărimi electrice, ambele provenind din proces şi întrecare în diferite regimuri de funcţionare ale EP pot exista relaţii diferite de inegalitate: spreexemplu, în cazul unui releu de impedanţă, dacă se consideră tensiunea E 1 f 1(U, I ),

E 2 f 2(U, I ), dacă E 1 >< E 2, atunci Z >< Z pr , unde Z U / I , iar Z pr este impedanţa de pornire a

releului de impedanţă.2. Operaţii cu caracter logic care sintetizează informaţiile logice primite de la cele două

tipuri de elemente de mai sus, împreună cu alte informaţii cu caracter logic privind EP şi eventual

prin introducerea unor temporizări, permit localizarea şi deconectarea defectului.c. Blocul de execuţie (BE) primeşte comenzi de la BPD, le transmite bobinei de declanşarea întrerupătorului şi semnalizează transmiterea comenzii de declanşare sau, eventual apariţia unuiregim anormal în funcţionarea EP.

În anumite situaţii este necesar un schimb de informaţii între BPD de la cele douăextremităţi ale EP, informaţii cu caracter analogic (mărimi electrice) sau cu caracter logic(acţionat – neacţionat). Pentru aceasta este necesară introducerea şi utilizarea unor canale detransmitere a informaţiilor realizate cu circuite fizice, fibre optice sau canale radio.



normal, diagramele 1 şi 4, este posibilă determinarea apariţiei unui regim de defect, iar pe aceastăobservaţie se bazează funcţionarea protecţiei de curent ;

– valorile tensiunilor pe sistemele de bare A, B, C, D, adică U A, U B, U C şi U D se reduc faţăde cele corespunzătoare regimului normal, cu atât mai mult cu cât măsurarea se efectuează într-un punct mai apropiat de locul defectului; prin măsurarea tensiunilor pe fiecare sistem de bare şi

compararea lor cu valorile de regim normal se poate evidenţia un regim de scurtcircuit, în cadrul protecţiei de tensiune; – întotdeauna, într-un regim de defect, la extremităţile unei linii, sensurile curenţilor şi al

puterilor sunt de la sistemele de barele de alimentare spre elementul pe care s -a produs defectul; pe această observaţie se bazează realizarea protecţiei direcţionale, care permite localizareadefectelor;

– valoarea impedanţei la locul unui scurtcircuit trifazat metalic este nulă ( Z K = 0) şi creştespre surse datorită creşterii valorii tensiunii remanente ( Z B < Z A, respectiv Z C < Z D); prinmăsurarea impedanţei (raportând tensiunile remanente pe sistemele de bare la curenţii prinîntrerupătoare) şi compararea lor cu valorile de regim normal se poate evidenţia şi chiar localizadefectul prin protecţii de impedanţă;

– în regim normal curenţii I 3 şi I 4 sunt egali şi au acelaşi sens, iar în regim de defect nu maisunt egali şi circulă în sensuri opuse; prin compararea valorilor şi sensurilor de circulaţie acurenţilor de la extremităţile unui EP poate fi identificat şi localizat un defect, în cadrul protecţiei

diferenţiale; – în regim normal, curenţii I 3 şi I 4 (şi puterile corespunzătoare) au acelaşi sens iar în regim

de defect – sensuri opuse, ambele fiind de la sistemul de bare spre linie; pe această bază serealizează protecţii comparative de fază şi protecţii comparative ale sensului puterilor .

Scurtcircuitele nesimetrice sunt însoţite şi de apariţia componentelor simetrice alecurenţilor şi tensiunilor; unele dintre protecţiile prezentate mai sus pot fi realizate şi prinmonitorizarea componentelor simetrice ale curenţilor şi tensiunilor.

~

A B C D

~ 1 sc I 1 I 2 I

2 sc I 3 I 3 sc I

4 I 4 sc I

6 I 6 sc

I 5 I 5 sc

I C1 C2

1 2 3 4 5 6T1 T2

SB SC(a)

K

5

2

1

4 sc sc

I I 21 sc

I 4 sc sc

I I 65

21 I I

43 I I

65 I I

K

sc I 3

l

U A

UC

UD

U

I

UB

(b)

l



În fig. V.2 a, b, c sunt prezentate trei modalităţi de reprezentare a protecţiilor de curent curelee secundare, protecţii care sunt în general constituite dintr-un ansamblu – transformatoare decurent şi relee de curent.

I

I I

TC

I

(b)

s r I I =

p I

y TC

I

(c)

s r I I =

p I

yTC

I

(a)

s r =

I p

y

Fig. V.2 Protecţii de curent

Protecţia de tensiune

Protecţia minimală de tensiune

Scurtcircuitele polifazate sunt însoţite de scăderea tensiunii între fazele pe care s-a produsdefectul, iar la scurtcircuitele monofazate are loc o diminuare a tensiunii fazei respective.

Protecţia minimală de tensiune poate sesiza aceste defecte şi, în plus, nu acţionează în regimuride suprasarcină ci numai la scurtcircuite, ceea ce constituie o informaţie suplimentară care permite deosebirea celor două regimuri.

Scurtcircuitele nesimetrice sunt însoţite de apariţia componentei de secvenţă inversă atensiunii (scurtcircuitele bifazate) şi a componentei de secvenţă homopolară (defectelemonofazate). Protecţia maximală de tensiune de secvenţă inversă sau homopolară poate sesizaapariţia unor asemenea defecte. Această protecţie se poate utiliza şi pentru detectarea creşteriitensiunii unor EP cum sunt hidrogeneratoarele sau liniile de foarte înaltă tensiune.

Releele de tensiune cu care se realizează cele două tipuri de protecţii de tensiune au oconstrucţie asemănătoare cu cea a releelor de curent, fiind sensibile fie la creşterea tensiunii pesteo valoare prestabilită – relee maximale de tensiune, fie la scăderea acesteia sub o anumită valoare – relee minimale de tensiune.

Protecţia minimală de tensiune se realizează cu relee de tensiune conectate în secundarulTT, ca în schemele din fig. V.12 a, b şi c. Protecţia acţionează (releul de tensiune îşi închide

contactul) atunci când tensiunea, în sensul scăderii, atinge valoarea U pp – tensiunea de pornire a protecţiei, deci pentru

U p ≤ U pp (V.18)

Tensiunii de pornire a protecţiei U pp îi corespunde tensiunea de pornire a releului, U pr :U pr = U pp /nTT (V.19)



Protecţia de tensiune îşi revine (releul de tensiune îşi deschide contactul), atunci cândtensiunea, în sensul creşterii, atinge valoarea U rp – tensiunea de revenire a protecţiei adică pentru:

U p > U rp (V.20)

Tensiunii de revenire a protecţiei îi corespunde tensiunea de revenire a releului, U rr :U rr = U rp /nTT (V.21)

Fig. V.12 Reprezentări ale protecţiei minimale de tensiune (a, b, c) şi caracteristica de acţionare aunui releu minimal cu cnî (d)

Protecţia direcţională

Principiile protecţiei direcţionale

Protecţia direcţională se utilizează, de obicei, în combinaţie cu alte protecţii – de curentsau de impedanţă – cu rolul de a localiza defecte pe EP cu alimentare bilaterală. Pentru aevidenţia principiul protecţiei direcţionale considerăm în fig. V.15 cazul a două linii conectate lacentralele C1 şi C2. Convenim să considerăm că defazajul φ al curentului faţă de tensiunecorespunde sensului convenţional al curentului de la sistemul de bare spre linie şi că defazajul φ +π corespunde sensului convenţional al curentului de la linie spre bare.

Fig. V.15a corespunde regimului normal de funcţionare, fig. V.15b – regimului descurtcircuit trifazat în punctul K 1, iar fig. V.15c – regimului de scurtcircuit în K 2. Diagramelefazoriale corespund tensiunii şi curentului pe o fază. Din analiza diagramelor fazorialecorespunzătoare celor trei situaţii, rezultă:

– în regim normal (fig. V.15.a), pentru fiecare linie curentul de la o extremitate circulă dela bare spre linie (defazaj φ) iar curentul de la cealaltă extremitate circulă de la linie la bare (defazaj φ + π);

– în cazul scurtcircuitului în K 1 pe linia L1 (fig. IV.15.b), curenţii I 1K1 şi I 2K1 circulă de la bare spre linie (defazajul φK ) iar curenţii I 3K1 de la linie spre bare (defazaj φK + π)respectiv I 4K1 circulă de la bare spre linie (defazaj φK );

– în cazul scurtcircuitului în K 2 pe liniaL2 (fig. IV.15.c), curentul I 1K2 circulă de la barespre linie (defazaj φK ), I 2K2 de la linie spre bare (defazaj φK + π), iar curenţii I 3K2 şi I 4K2

circulă de la bare spre linie (defazaj φK ).Se constată că, prin controlul sensurilor de circulaţie al curenţilor I 1K1 şi I 2K2 sau al

defazajelor lor faţă de tensiunea U A, respectiv U B, poate fi localizat defectul în K 1 iar prin

U rr



şi creşte spre surse cu creşterea distanţei electrice dintre punctul de măsurare şi locul defectului.Pe aceasta observaţie se bazează realizarea funcţionarea protecţiei de impedanţă, utilizată ca protecţie de minimă impedanţă.

În fig. V.30a este prezentată schema de conectare a unui releu de impedanţă, iar în fig.V.30b – dependenţa valorii impedanţei de curentul primar, adică Z = f ( I p). Curentului nominal I n îicorespunde impedanţa nominală Z n, iar curentului de scurtcircuit minim I sc.min – o impedanţăcorespunzătoare regimului de scurtcircuit.

Protecţia de impedanţă este o protecţie complexă, cu două mărimi de intrare, curentul şitensiunea. O particularitate a protecţiei de impedanţă o constituie faptul că impedanţa măsurată

Z = R + jX este un parametru de circuit dependent în mod aleator atât de locul defectului cât şi devaloarea rezistenţei arcului electric prin care se produce acesta. Din acest motiv, nu este suficientăimpunerea unei condiţii simple de acţionare, cum ar fi Z < Z pp ( Z pp – impedanţa de pornire a protecţiei) ci a unei condiţii mai riguroase, care să ţină cont de ponderea componentelor R, X aleimpedanţei sau de Z şi ϕ (modulul şi argumentul impedanţei). Acest lucru este posibil prindefinirea unui domeniu D în planul complex al impedanţelor R – jX , în raport cu care să poată fievaluată poziţia vectorului impedanţă Z . Domeniul se stabileşte într-un mod convenabil şi estedelimitat printr-un contur C de o anumită formă, ca în fig. IV.30c.

Fig. V.30 Schema de conectare a unui releu de impedanţă (a), dependenţa Z = f ( I p) (b) şicaracteristica generală de acţionare (c)

Dacă este îndeplinită condiţia,1 D Z (V.73)

atunci releul de impedanţă acţionează, iar dacă,2 D Z IV.74)

releul nu acţionează. Conturul C se numeşte caracteristică de acţionare a releului de impedanţă.Primele relee de impedanţă realizate (electromecanice) au fost de inducţie sau de tip balanţă

electromagnetică. În fig. IV.31a este reprezentată schema de principiu a unui releu de impedanţăde tip balanţă electrică, compus din punţile redresoare PR 1, PR 2, rezistorul R şi detectorul de polaritate DP. Detectorul verifică dacă este îndeplinită condiţia:

U I I I (V.75)

În conformitate cu fig. V.31a, se poate scrie:

;r r r r I U

i i

RK I K U I I

R R

α (V.76)

unde R este rezistenţa de sarcină a TC, K r – coeficientul de redresare, α [0,1] reflectă poziţiacursorului, Ri – rezistenţa de intrare a DP. Condiţia (V.75) devine:

r r r I U RI |:α (V.77)



sau pr r

r r Z R

I

U Z α (V.78)

unde Z r este impedanţa măsurată de releu iar Z pr – impedanţa de pornire a releului. Acest releu deminimă impedanţă acţionează numai dacă

. pr r Z Z (V.79)

Rezultă că, o problemă relativ complicată, de calculare a impedanţei Z r prin stabilireavalorii raportului U r / I r şi de comparare a acesteia cu mărimea de referinţă Z pr , este rezolvatăîntr-un mod foarte simplu, prin compararea valorilor a doi curenţi.

Conform schemei din fig. V.31a,

; , p p

r r TT TC

U I U I

n n (V.80)

Fig. V.31 Releu de impedanţă de tip balanţă electrică (a) şi caracteristica sa de acţionare (b)

deci relaţia (V.79) devine:

. pr TT

TC

p

p

r

r

r Z n

n

I

U

I

U

Z (V.81)

Dacă se notează cu

p

p p

I

U Z , (V.82)

deci ,,TC

TT r p

TC

TT pr pp

n

n Z Z

n

n Z Z (V.83)

condiţia (IV.79) de acţionare a protecţiei devine

, pp p Z Z (V.84)

unde Z p este impedanţa circuitului primar a EP iar Z pp – impedanţa de pornire a protecţiei. Din

expresia (V.83) rezultă că relaţia dintre impedanţa de pornire a protecţiei şi impedanţa de pornirea releului este dată de raportul rapoartelor de transformare ale TT şi TC.Dacă se consideră componentele R şi X ale impedanţei,

22 X R Z Z p (V.85)

relaţia (IV.84) devine

,2222r Z X R pp (V.86)



În cazul celui de-al doilea tip de protecţie – protecţia diferenţială transversală (PDT) sunt posibile două tipuri de EP cu circuite identice conectate în paralel:

a. Căile de curent sunt conectate în paralel prin întrerupătoare (cazul liniilor electrice paralele sau în dublu circuit), fig. IV.47a şi b, situaţie în care în regim normal sau de scurtcircuitexterior curenţii de la extremităţi sunt egali între ei:

2121 ; B B A A I I I I (V.132)

iar în regim de scurtcircuit intern (între faza reprezentată în fig. V. 48b şi celelalte faze ale EP2),

aceeaşi curenţi diferă între ei, adică

sc B

sc B

sc B

sc B

sc A

sc A I I I I I I

212121dar ; (V.133)

În acest caz curenţii de la extremitatea dinspre sursă îşi păstrează sensurile, iar unul dintrecurenţii de la extremitatea dinspre consumator îşi schimbă sensul.

b. Căile de curent sunt conectate permanent în paralel (cazul GS cu două căi decurent pe fază), fig. V.48a şi b, pentru care în regim normal sau de scurtcircuit exterior,

2121

; B B A A I I I I , (V.134)

iar în regim de scurtcircuit intern (între spirele unei căi de curent sau între cele două căi de curentconectate în paralel),

.;2121

sc B

sc B

sc A

sc A I I I I (V.135)

În acest caz, la un scurtcircuit intern curenţii primari îşi pot păstra sensurile dar îşi modificăvalorile.

Fig. V.47 Sensurile curenţilor prin căi de

curent conectate în paralel prin

întrerupătoare, în regim normal sau de defect

extern (a) şi la defect intern (b)

Fig. V.48 Sensurile curenţilor prin căi de

curent permanent conectate în paralel, în

regim normal sau de defect extern (a) şi la

defect intern (b)



Fig. VI.1 Structura generală a unui releu numeric cu mai multe circuite de eşantionare şi memorare

(a) şi cu un singur asemenea circuit (b)

În fig. VI.2 este prezentată schema unui releu numeric din care rezultă elementele sale de bază cum sunt elemente de izolare şi scalare, filtre trece jos, filtre antialias, elementul deeşantionare – memorare, convertorul A/N, procesorul, izolări galvanice în circuitele de ieşire şitrei tipuri de memorii: RAM, ROM, EPROM.

Fig. VI.2 Elementele componente de bază ale unui releu numeric

Izolare şiscalare

U

Filtrutrece-jos

I

Filtruantialias

Eşantionareşi memorare

Ceas

Convertor A/N Procesor

RAM ROM EPROM

Ieşiridigitale

Izolaregalvanică

Scalareanalogică

Filtrareanalogică

S I S T E M

E L E C T R O E N E R

G E T I C

Scalareanalogică Filtrareanalogică

Scalareanalogică

Filtrareanalogică

Scalareanalogică

Filtrareanalogică

M u l t i p l e x o r a n a l o g i c

Eşantionareşi memorare

Convertor A/N

M I C R O R O C E

S O R

Ieşiri digitale spre SE

Intrări digitale de la SE

(b)



193

4.2. Energia valurilor

4.2.1. Producerea valurilor

Energia valurilor este o sursă de energie nepoluantă şiregenerabilă produsă prin conversia naturală a unei părţi din energiavânturilor care suflă peste suprafaţa oceanelor. Energia eoliană este larândul ei generată prin conversia naturală a unei părţi din energia solară.În aceste conversii energetice fluxul de energie este concentrat. Fluxulmediu al energiei valurilor măsurat în stratul de apă situat chiar subsuprafaţa oceanului este de cinci ori mai dens decât fluxul de energieeolian măsurat la 20 m deasupra suprafeţei oceanului şi de 10 până la 30de ori mai dens decât fluxul de energie solară. Captarea energiei valurilor

prin intermediul unor echipamente comerciale competitive constituie otematică de cercetare de actualitate pentru multe ţări care au ieşiri la mărisau oceane. Valurile se obţin atunci când vântul suflă peste suprafaţamării prin transferul energiei de la vânt la apa mării. Energia valurilor

poate fi considerată o formă convertită de energie solară, fig. 4.1.

Fig. 4.1 Producerea valurilor generate de vânt

Suprafaţamării

Soare

Producerea vântului

Interacţiune vânt – mareşi influenţa gravitaţiei

Direcţia de propagare avalului

Calea vântului



194

Vânturile, generate de încălzirea diferită a pământului, trecând peste suprafaţa mărilor şi oceanelor transferă o parte din energia lor acestora pentru a forma valuri. Între diferitele tipuri de valuri oceanice,valurile generate de vânt au cea mai mare concentrare de energieînmagazinată. Transferul de energie de la vânt la val se face prinacumularea pe cale naturală a energiei vântului în apă lângă suprafaţaliberă a acesteia.

Când vântul suflă peste o suprafaţă de apă liniştită moleculele deaer ale vântului ating moleculele de apă şi le perturbă. Forţa de frecaredintre aer şi apă generează mici încreţituri pe suprafaţa apei numite valuricapilare, acestea având o lungime de undă de câţiva centimetri.

Dacă vântul continuă să sufle valurile cresc devenind din ce în cemai mari. Aceste valuri se numesc valuri gravitaţionale deoarece energialor potenţială se datorează forţei de gravitaţie a pământului (Falnes andHals, 1999).

Producerea valurilor capilare poate fi testată dacă se suflă uşor peste un pahar cu apă şi se observă încreţiturile mici care rezultă lasuprafaţă. Deşi valurile se pot produce şi prin alte mijloace cum ar fitraficul naval sau activitatea seismică principala lor sursă de generare oconstitue energia eoliană. Sursa indirectă de energie este soarele caregenerează vântul prin încălzirea locală a suprafeţei pamântului.

Cantitatea de energie transferată se reflectă în mărimea valurilor produse şi este dependentă de:• distanţa pe care suflă vântul peste suprafaţa oceanului (calea

vântului);• intervalul de timp în care suflă vântul;• viteza vântului;• adâncimea apei.

Atunci când valurile se sparg la ţărmul mării se observă efectuleliberării energiei înmagazinată în valuri. Energia valurilor poate fiechivalată cu o energie oscilatorie şi neregulată produsă de o sursă de

joasă frecvenţă.

Valurile generate de vânt se numesc valuri de vânt. Atunci cândvalurile se propagă în afara zonei unde au fost generate ele se numescvaluri de hulă. Dacă apa este adâncă valurile de hulă pot să se deplaseze

pe distanţe mari, de exemplu pot traversa oceanul de pe o parte pe alta.În concluzie se poate afirma că atunci când vânturile suflă peste o

suprafaţă oarecare a oceanului generează în acea zonă valuri de vânt.



196

O mărime caracteristică a unui val sinusoidal este frecvenţa f :

T

1 f . (4.1)

Ce se întâmplă cu particulele de apă aflate sub suprafaţa apei ladiverse adâncimi atunci când se generează un val?

În apele adânci din larg particulele de apă se deplasează petraiectorii circulare pe verticală, iar în apele puţin adânci din apropiereaţărmurilor particulele de apă se deplasează pe traiectorii eliptice pe

verticală. Viteza particulei de apă şi raza traiectoriei circulare descrescrapid odată cu creşterea adâncimii, fig. 4.4.

Fig. 4.4 Instantaneu sub suprafaţa apei la trecerea unui val

Energia se propagă în valuri cu viteza de grup c g . Valurile

individuale se propagă mai repede, ele se generează în spatele grupului şidispar la capătul frontului valului de grup. În ape adânci viteza valurilor individuale, numită viteză de fază c, este de două ori viteza valurilor degrup c g :

T ) s / m56 ,1( T 2

g c2c 2 g

π. (4.2)

Direcţia valului



197

Acest fenomen poate fi uşor observat dacă se aruncă o piatră însuprafaţa liniştită a unui lac prin propagarea unor valuri circulare,fig. 4.5. Deoarece viteza de grup este proporţională cu perioada T ,valurile de frecvenţă joasă se propagă mai departe de zona de produceredecât valurile de frecvenţă ridicată.

Fig. 4.5 Valuri circulare generate de o piatră aruncată într-un lac(Photo: Magne Falnes)

În fig. 4.6 este prezentată poziţia valurilor de hulă în oceanulPacific la 4 zile după o furtună localizată la 170º est şi 50º sud (Barstowand Falnes, 1996).

Un observator situat în afara centrului furtunii va observa că perioada valurilor de hulă este descrescătoare cu timpul. Astfel, un val cu perioada T mare (de joasă frecvenţă) va ajunge înaintea unui val cu perioada T mai mică (de frecvenţă mai mare).

Odată create, valurile de hulă pot să străbată mii de kilometri cumici pierderi de energie dacă nu întâlnesc vânturi contrare.În apropierea ţărmului intensitatea energiei unui val scade datorită

interacţiunii cu fundul de mare. Pierderile de energie lângă ţărm pot ficompensate de fenomene naturale cum ar fi refracţia sau reflecţia ceconduc la concentrarea energiei în anumite puncte.



199

Fig. 4.7. Componentele energiei valuluiEnergia potenţială se datoreşte gravitaţiei, deci extragerea ei din

valuri implică mişcarea apei de la o poziţie cu energie potenţială ridicatăspre o poziţie cu energie potenţială mică. Dispozitivele de conversietransformă energia potenţială din valuri în energie mecanică.

Energia cinetică este energia produsă de particulele de apă înmişcare. Deşi valurile par să aibă o mişcare unidirecţională liniară,deplasarea particulelor de apă în valuri este aproximativ circulară.

Practic valurile pot fi privite ca nişte cilindri rotitori care sedeplasează spre ţărm. Această mişcare combinată a valurilor esteexplicaţia efectului produs de spargerea valurilor pe plajă prin impusul de

împingere şi efectul de tragere. Extragerea energiei cinetice din valuri se poate face cu turbine care să reziste la mişcarea circulară a valurilor.

Energia conţinută în valuri poate fi deci descompusă după treivectori de mişcare:- Energia potenţială datorată componentei verticale a mişcării;- Energia cinetică de translaţie datorată componentei orizontale a

mişcării;- Energia cinetică de rotaţie datorată componentei mişcării circulare.

Dispozitivele utilizate pentru captarea energiei valurilor trebuie proiectate să extragă energia din una sau mai multe din acestecomponente ale mişcării valurilor.

Trebuie menţionat că mediul natural în care se formează şievoluează valurile de vânt sau de hulă este extrem de complex deoarecestarea actuală a unei suprafeţe a oceanului este obţinută prin efectulcumulat al valurilor de vânt locale cu cel al valurilor generate câteva oreînainte precum şi cu cel al valurilor de hulă de perioadă T mare generatede eventuale furtuni produse la distanţe forte mari cu câteva zile înainte.

Energie cinetică Energie potenţială



200

Aceste valuri vin din direcţii diferite şi efectul combinării lor conduce la o stare foarte complexă a oceanului. Extragerea energieidintr-o asemenea stare a valurilor devine o problemă complicată.

Energia transportată pe un metru liniar front de val este:

E c J g . (4.4)

În ape adânci unde viteza de grup este π4 / gT c g rezultă:

2

J TH k J , (4.5)

în care sm / kW 132 / g k 32 J πρ .

În majoritatea situaţiilor forma valurilor este diferită de formasinusoidală ideală. În general valurile au o formă neregulată şi suntdescrise prin modele statistice. Dacă se măsoară înălţimile a N valurireale se poate calcula înălţimea valului semnificativ H s, fig. 4.8.

Fig. 4.8. Determinarea înălţimii valurilor reale

Înălţimea valului semnificativ H s este definită prin media înăţimiia 33% din cele mai înalte valuri i H , i=1,2,3,...,N, (măsurate între creastă

şi vale):

3 / N H H H H 3 / N , j2 , j1 , j s

. (4.6)

Dacă de exemplu se măsoară înălţimea individuală a 600 devaluri atunci înălţimea valului semnificativ H s este media a 200 din celemai înalte valuri dintre acestea. Indicele j este utilizat pentru a marcaînălţimile valurilor cele mai înalte din treimea selectată.

Timp H 1 H 2 H 3

Nivel zero



203

Concluzia care rezultă din relaţia (4.10) este că energiaînmagazinată în valurile reale depinde de înălţimea şi perioada valurilor.

Valurile pot fi considerate deci o sursă de energie variabilă şiintermitentă. Valurile cu o perioadă lungă, s )20...10( T , şi oamplitudine mare ( m H 2 ) au un flux de energie care depăşeşte în modfrecvent 40-50 kW/m lungime creastă de val.

Ca majoritatea energiilor regenerabile, energia valurilor estedistribuită inegal de-a lungul globului. În ambele emisfere ale globului,între latitudinile de 300 şi 600 există zone cu valuri frecvente datorate

predominanţei vânturilor de vest care suflă aici. Resursa utilizabilă

mondială a energiei valurilor este estimată la peste 2 TW (WEC, 2004).În figura 4.11 este prezentată distribuţia globală a nivelurilor energiei valurilor în kW/m de front de val (Thorpe, 1999). Niveleenergetice superioare le au valurile marine din partea sudică a Americiide Sud şi de la Antipozi.

Fig.4.11. Distribuţia globală a energiei valurilor în kW/m front de val

Din fig. 4.11 se observă că pentru mările situate între latitudinile

de 40 şi 60 energia valurilor are valori medii de 50-100 kW/m front deval. Aceste valori descresc spre Ecuator şi spre poli. La latitudinitropicale valorile energiei valurilor sunt cuprinse între 10 şi 20 kW/m.

În apropierea ţărmurilor valorile energiei valurilor descresc.Pierderea de energie se datoreşte în special frecării de fundul mării laadâncimi mai mici de 20 m. Ţărmurile curbate, insulele şi variaţiilelocale ale adâncimii apei conduc la concentrarea sau micşorarea energiei



204

valurilor prin fenomenul de refracţie. Aceasta înseamnă că există zone încare energia valurilor este amplificată şi se poate exploata avantajosenergia valurilor. Distribuţia globală a puterii valurilor arată că existămulte ţări care au un climat favorabil exploatării energiei valurilor.

Ţărmul de vest al Europei situat la oceanul Atlantic este atins devaluri cu un ridicat potenţial energetic. Studii recente indică pentru zonade nord-est a oceanului Atlantic (împreună cu marea Nordului) o resursăenergetică disponibilă în valuri de aproximativ 290 GW.

Media anuală estimată a energiei valurilor este de aproximativ 25kW/m pentru partea sudică a ţărmului Atlantic al Europei (insuleleCanare) ajungând la 75 kW/m pentru Irlanda şi Scoţia.

În fig. 4.12. sunt prezentate nivelele energetice ale valurilor înkW/m pentru ţărmurile Europei.

Fig.4.12. Nivele energetice ale valurilor în kW/m pentru ţărmurile Europei

În marea Nordului resursele energetice ale valurilor se modificăsemnificativ, ele variind de la 21 kW/m pentru zona nordică mai expusă

până la 10 kW/m pentru zona sudică mai adăpostită. În bazinul mării



205

Mediterane nivelul anual al energiei valurilor variiază între 4 şi 11kW/m, valorile cele mai ridicate întâlnindu-se în zona sud-vestică a măriiEgee. Resursa anuală energetică a energiei valurilor pentru ţărmulEuropean al mării Mediterane este de ordinul a 30 GW. Resursaenergetică totală a valurilor pentru Europa este de aproximativ 320 GW.

Valorile medii ale energiei valurilor au valori diferite de la un anla altul. Aceste valori se modifică mai mult între diferite anotimpuri.

În emisfera nordică valorile medii pentru lunile noiembrie şi mai pot diferi printr-un factor de multiplicare egal cu doi sau chiar mai mare.

În anotimpul de iarnă pot fi măsurate valori mult mai mari pentruvânturi şi energia valurilor decât în anotimpul de vară deşi iarna energiasolară are valori mult reduse.

Deoarece valurile de hulă pot exista chiar în absenţa vânturilor energia valurilor este mai persistentă decât energia eoliană.

4.2.2. Clasificarea captatoarelor pentru energiavalurilor

Dispozitivele utilizate pentru captarea energiei valurilor pot ficlasificate după criteriile menţionate în continuare.

4.2.2.1. Clasificarea captatoarelor pentru energia valurilor după mărime şi orientare

După acest criteriu captatoarele pentru energia valurilor seclasifică după mărimea şi orientarea lor faţă de direcţia orizontală afrontului valurilor, fig. 4.13.

Fig.4.13. Clasificarea captatoarelor după mărime şi orientare

Frontul valului

Captator punct Atenuator Terminator



206

Dacă mărimea captatorului este mică în comparaţie cu lungimeafrontului valului atunci el este denumit captator punct , fig. 4.13.

Dacă mărimea captatorului este comparabilă sau mai mare decâtlungimea valului atunci acest captator se numeşte captator linie.

Un captator linie este numit atenuator dacă este aliniat perpendicular pe frontul valului.

Un captator linie se numeşte terminator dacă este aliniat paralelcu frontul valului.

4.2.2.2. Clasificarea captatoarelor pentru energia valurilor după locul de amplasare

Conform acestui criteriu captatoarele pentru energia valurilor seclasifică după poziţia amplasamentului lor faţă de ţărm în următoarelecinci categorii, după fig. 4.14.

Fig.4.14. Clasificarea captatoarelor pentru energia valurilor după locul de amplasare

Amplasament pe ţărm; Amplasament pe fundul mării lângă ţărm; Amplasament plutitor lângă ţărm sau în largul mării; Amplasament pe fundul mării sau în submersie în ape puţin adânci; Amplasament în submersie la distanţă mică de suprafaţa apei mării; Amplasament hibrid format din captatoare de tipurile - combinate

cu dispozitive de stocare a energiei (rezervoare de presiune saurezervoare de apă) şi dispozitive de conversie pe uscat;



207

4.2.2.3. Clasificarea captatoarelor pentru energia valurilor după modul de utilizare finală a energiei

Conform acestui criteriu captatoarele pentru energia valurilor potfi folosite pentru următoarele scopuri:

• Producerea energiei electrice;• Desalinizarea apei de mare;• Refrigerare;• Pomparea apei de mare proaspete (ferme piscicole, curăţarea

lagunelor contaminate şi a porţiunilor de mare cu circulaţieinsuficientă a apei);

• Încălzirea apei de mare (pentru ferme piscicole şi piscine);• Propulsia navelor;• Alte scopuri.

4.2.2.4. Clasificarea captatoarelor pentru energia valurilor după modul de conversie primară a energiei

Conform acestui criteriu de clasificare energia captată a valurilor poate fi convertită primar în:

• Energie hidraulică;• Energie pneumatică;• Energie mecanică;• Direct în energie electrică.

4.2.3. Metode de captare a energiei valurilor

În schema prezentată în figura 4.15 sunt sintetizate metodele şietapele necesare pentru realizarea conversiei energiei valurilor (Falnes and Hals, 1999).

Energia din valuri poate fi captată cu echipamente care folosescîn procesul de conversie fluide de lucru cum sunt apa, uleiul sau aerul.

Conversia mecanică directă a energiei valurilor a constituitobiectul cercetărilor şi realizărilor pentru dispozitive brevetate încă dinsecolul al XIX-lea. Motoarele şi pompele hidraulice, turbinele cu apă şiturbinele cu aer sunt componente tipice ale diverselor captatoare moderne

pentru conversia energiei valurilor.Generatoare electrice (cu mişcare de rotaţie sau mişcare liniară)

sunt folosite ca echipamente finale pentru producerea energiei electrice.



208

Fig.4.15. Metode şi etape pentru captarea energiei valurilor

Atunci când echipamentele de conversie a energiei valurilor suntconectate direct la reţeaua de distribuţie a energiei electrice sunt necesaredispozitive intermediare de stocare a energiei (tancuri de presiune,rezervoare cu apă sau volanţi) plasate înainte de faza de conversie aenergiei intermediare în energie electrică. Aceste dispozitiveintermediare de stocare a energiei sunt necesare deoarece energiavalurilor este foarte variabilă în timp iar reţelele de distribuţie a energieielectrice trebuie alimentate de la generatoare electrice cu funcţionarestabilă în timp. Energia valurilor poate fi captată cu echipamente în careenergia mecanică a valurilor este convertită în energie electrică.

Dispozitivele de captare a energiei valurilor pot fi clasificate în treicategorii principale (IEA-OES, 2009):

- Dispozitive care utilizează procedeul coloanei de apă oscilatorie;- Dispozitive care plutesc şi utilizează tangajul produs de valuri;- Dispozitive care transformă energia cinetică a valurilor în energie potenţială sau în alte forme de energie.

Energievaluri

Debit de aer Debit de apă Mişcare relativăîntre corpuri

Pompehidraulice

Transmisiemecanică

Turbinăcu aer

Turbinăcu apă

Reductor mecanic

Motor hidraulic

Generator electricsau utilizare directă



209

Dispozitivele din prima categorie care utilizează procedeul coloaneide apă oscilatorie transferă energia de la valuri în energie pneumatică

prin comprimarea şi decomprimarea alternativă a aerului într-o conductăsau o cameră. Energia pneumatică este convertită apoi în energiemecanică şi apoi în energie electrică prin intermediul unui generator electric. Dispozitivele din a doua categorie folosesc echipamente careutilizează legături mecanice între diverse componente plutitoare sau fixe

prin ancorare. Dispozitivele din categoria a treia concentrează valurile de pe o lăţime considerabilă spre o zonă îngustă ceea ce cauzează creştereaconsiderabilă a înălţimii valurilor. Ulterior masa de apă cu energie

potenţială mare este trecută prin turbine hidroelectrice în drumul deîntoarcere spre nivelul mării. Alte dispozitive transformă energia cineticăa valurilor în energie hidraulică şi apoi în energie electrică.

4.2.3.1 Captarea energiei valurilor prin procedeul coloanei deapă oscilantă

Metoda coloanei de apă oscilantă este cea mai veche metodăutilizată pentru captarea energiei valurilor, (Iulian, 1990). Principiul defuncţionare şi părţile componente ale unei instalaţii care funcţionează pe

baza procedeului coloanei de apă oscilantă sunt prezentate în figura 4.16.

Fig. 4.16. Metoda coloanei de apă oscilantă

Direcţieval

Structură de beton

Coloanăde apă

oscilantăDebit aer

TurbinăWells

Generator electric

Fund mare

Coloanăde aer

oscilantă



210

O structură de beton, numită colector, de formă specială esteintrodusă parţial în apa mării. Partea din colector scufundată în apa măriieste deschisă în zona inferioară dinspre mare. Partea superioară acolectorului are formă de trunchi de piramidă cu baza mică plasată sus.

În această zonă, pe partea opusă mării, este un orificiu circular prin care poate circula aerul în atmosferă, în ambele sensuri, printr-unsistem tubular în care sunt amplasate o turbină cu aer Wells cuplată cu ungenerator electric. Turbina Wells se roteşte într-un singur sens indiferentde sensul de circulaţie al aerului prin paletele turbinei.

Valurile marine pătrund în interiorul structurii de beton şi prinmişcarea lor de urcare si coborâre, actionează prin coloana de apă dinincintă ca un piston, pompând şi aspirând aerul prin orificiul de la parteasuperioară a colectorului.

Când vine un val nivelul apei din interiorul structurii de betoncreşte, aerul de deasupra coloanei de apă este pompat în afară spreatmosferă învârtind turbina Wells şi producând energie electrică.

Când valul trece, nivelul apei din incintă scade şi aerul esteaspirat din atmosferă în interiorul camerei superioare, turbina Wellsrotind în acelaşi sens generatorul electric care produce în continuareenergie electrică.

Metoda coloanei de apă oscilantă se bazează pe trei conversii de

energie. Prima conversie de energie are loc în interiorul colectorului întrecoloana de apă oscilantă şi coloana de aer oscilantă de deasupra ei.În această etapă o parte din energia valurilor este transferată

fluidului de lucru din colector ca energie pneumatică.A doua conversie de energie se produce între fluidul de lucru

(aerul din colector) şi turbina cu aer Wells (cu sens unic de rotaţie).Energia pneumatică a coloanei de aer oscilantă este transformată înenergie mecanică de rotaţie a axului turbinei Wells.

A treia conversie de energie se realizează prin transformareaenergiei mecanice de rotaţie a axului turbinei Wells în energie electrică ageneratorului electric. Mărimea energiei captată din valuri prin metoda

coloanei de apă oscilantă depinde de doi factori: puterea valurilor şifrecvenţa lor. Energia recuperată este direct proporţională cu ambiifactori, deci cu cât sunt mai mari cei doi factori, puterea şi frecvenţavalurilor, cu atât se va produce mai multă energie electrică.

Însă cu cât este mai mare puterea valurilor trebuie să fie mairezistentă structura de beton şi cu cât este mai mare frecvenţa valurilor cuatât rezonanţa structurii de beton trebuie să aibă o valoare mai mare.



212

Fig. 4.17. Centrala LIMPET din insula Islay, Scoţia

Fig. 4.18. Schema centralei LIMPET din insula Islay, Scoţia

Centrala a fost proiectată să funcţioneze optim pentru o valoaremedie a puterii valurilor cuprinsă între 15 şi 25 kW/m creastă de val.Centrala LIMPET are două grupuri energetice de tip „turbină Wells -generator electric trifazat” montate în opoziţie în aceeaşi conductă de aer.

Amortizor pentruintrarea – ieşireaaerului

Două grupuri“turbină Wells –

generator electric”

Acces intrare

valuri

Coloană de apăoscilantă Sursă: WAVEGEN, UK, 2000

Coloană de aer oscilantă

Spărgător de valuri

Colector de beton



214

Generatoarele electrice trifazate au 250 kW fiecare, deci putereainstalată a centralei LIMPET este de 500 kW. Cele două generatoareelectrice sunt cuplate la reţeaua de distribuţie a energiei electrice prinintermediul a două invertoare. Funcţionarea fiecărui invertor este reglatăîn funcţie de cuplul de rotaţie optim al turbinei Wells corespunzătoare.

Regulatoarele numerice proiectate de firma Wavegen pentruinvertoarele de energie electrică îndeplinesc trei funcţii principale:- Determină dacă sunt îndeplinite condiţiile de funcţionare în siguranţă a

centralei;- Reglează pornirea grupului turbină Wells – generator electric la careeste cuplat invertorul;- Reglează procesul de generare a energiei electrice şi iniţiază procedurade oprire a grupului turbogenerator în eventualitatea apariţiei unuieveniment.

Funcţionarea optimă a celor două grupuri turbină Wells– generator electric trifazat 5 şi 7 este asigurată prin comanda clapetelor dereglare 2 şi 4 din fig. 4.20. Clapetele de reglare 2 şi 4 pot funcţiona şi înregimuri de avarie ale grupului turbo – generator.

Centrala LIMPET este proiectată să funcţioneze cuplată la reţeauaelectrică de distribuţie din insula Islay.

În eventualitatea întreruperii conectării centralei LIMPET lareţeaua electrică de distribuţie, dacă alimentarea cu aer a turbinelor Wellscontinuă, turbinele se supraturează putând să se deterioreze paleteleacestora prin apariţia unor forţe centrifugale excesive.

Sistemul de reglare al clapetelor închide progresiv clapetele dereglare 2 şi 4 atunci când vitezele de operare a grupurilor energetice 5 şi7 se apropie de valoarea prescrisă a vitezei normale maxime defuncţionare a acestora.

În cazul decuplării de la reţeaua electrică de distribuţie sau alapariţiei altor defecte majore ale centralei sistemul de protecţie automatăcomandă închiderea rapidă a clapetelor de reglare 2 şi 4.

Clapeta de reglare de tip fluture 2 are ca organ de acţionarecontinuă un servomotor electric. Pe partea opusă axului servomotoruluide acţionare a clapetei există o contragreutate, fig. 4.21.

În regim de avarie un sistem electromagnetic decuplează axulclapetei tip fluture de la servomotorul electric de acţionare şi clapeta dereglare se închide rapid sub acţiunea contragreutăţii.



215

Fig. 4.21. Clapeta de reglare tip fluture a grupului turbo – generator al centralei LIMPET

Clapeta de reglare 4 de tip radial (fig. 4.20) acţioneză pediametrul mai mic al tubulaturii de admisie a aerului în grupurileturbinelor Wells. Această clapetă este acţionată continuu de unservomotor pneumatic. Pentru regimurile de avarie sunt prevazuţiacumulatori pneumatici, care în eventualitatea supraturării turbinelor Wells sau deconectarea centralei de la reţeaua electrică de distribuţie,eliberează aer sub presiune pentru închiderea clapetei 4 în mai puţin de1,5 secunde. Centrala LIMPET este complet automatizată pentru toateregimurile de funcţionare: de pornire, în sarcină, de oprire şi de avarie.

Altă centrală care funcţionează pe baza procedeului coloanei deapă oscilantă într-o structură de beton este cea construită pe ţărmulOceanului Atlantic în insula Pico din arhipeleagul Azore, fig. 4.22.

Centrala a fost construită în două etape: 1995-1998 şi 2004-2006(Neumann et. al., 2007). Prima etapă a fost coordonată de InstitutulSuperior Tehnic din Lisabona şi s-a finalizat cu construcţia colectoruluide beton şi montarea grupului turbogenerator.



216

Fig. 4.22. Centrala din insula Pico, Azore

Schema centralei Pico este prezentată în fig. 4.23.

Fig. 4.23. Schema centralei din insula Pico, Azore1 –vană de izolare; 2 – clapetă tip fluture cu acţiune rapidă; 3 – turbină Wells;

4 – generator electric trifazat; 5 – valvă specială pt. by-pass

Din schema de funcţionare din fig. 4.23 se observă profilul clasical colectorului de beton. Grupul turbogenerator este format dintr-unsingur ansamblu turbină Wells – generator electric trifazat cu o putereinstalată de 400 kW.



220

Fig. 4.27. Turbina cu aer cu pas variabil Denniss-Auld

Comanda automată a turbinei se realizează prin măsurarea presiunii exercitate de fiecare val la intrarea în colectorul centralei.Semnalul furnizat de traductorul de presiune permite identificareaînălţimii, duratei şi formei fiecărui val. Un regulator PLC ajusteazăcorespunzător parametrii necesari pentru funcţionarea optimă a centralei.Centralele de tip Energetech sunt proiectate să producă energie electricătrifazată pentru puteri de vârf între 100 kW – 1,5 MW.

Energia electrică produsă este furnizată printr-un cablu submarinreţelei electrice de distribuţie de pe ţărm. Tehnologia tip Energetechdezvoltată de compania Ocenlinx va fi folosită pentru construcţia unei

centrale de 1,5 MW în Rhode Island, SUA şi a unei centrale de 2,7 MWîn Hawai, SUA.

În anul 1998 a fost experimentată centrala electrică plutitoareMighty Whale proiectată de JAMSTEC (Japan Marine Science andTechnology Center) din Japonia, fig. 4.28.

Fig. 4.28. Centrala plutitoare Mighty Whale



221

Centrala funcţionează pe principiul coloanei de apă oscilantăavând în partea frontală trei camere colectoare pentru captarea energieivalurilor. Structura plutitoare a centralei are lungimea de 50 m, lăţimeade 30 m, înălţimea de 12 m şi greutatea de 4.400 t (Pizer and Korde,1998). Centrala Mighty Whale are două generatoare electrice de 30 kWfiecare şi un generator electric de 50 kW deci o putere electrică totală de110 kW. Centrala a fost testată în golful Gokasho din Japonia în ape cu oadâncime de 40 m fiind ancorată pe durata experimentelor.

4.2.3.2. Captarea energiei valurilor prin dispozitive plutitoaresau imersate

Energia oscilatorie a valurilor poate fi captată de dispozitive care plutesc la suprafaţa mării sau în imersie. Principiile de funcţionare aleacestor dispozitive sunt prezentate în continuare. În fig. 4.29 este ilustrat

procedeul de captare a energiei valurilor cu dispozitive tip „captator punct” care plutesc la suprafaţa mării, (Falnes and Hals, 1999).

a) b.

Fig. 4.29. Dispozitive plutitoare tip „captator punct”

Forţa valurilor oscilante poate fi captată dacă dispozitivul de

conversie realizează o forţă de reacţie. În fig. 4.29.a. geamandura plutitoare se deplasează în funcţie de mişcarea oscilatorie a valurilor şireacţionează cu o greutate de pe fundul mării de care este fixată prinancorare. O pompă hidraulică este acţionată de mişcările de ridicare şi decoborâre ale geamandurii plutitoare. În fig. 4.29.b. forţa valurilor oscilante este transmisă gemandurii plutitoare care reacţionează cu uncorp scufundat. Pompa hidraulică este pusă în funcţiune prin mişcarea



222

relativă dintre geamandură şi corpul scufundat. Dispozitivele pentrucaptarea energiei valurilor sunt ancorate în locurile de funcţionare.

Fluidul pompat de pompa hidraulică acţionează un motor hidraulic cuplat la un generator electric. Grupul motor hidraulic – generator electric (nereprezentat în fig. 4.29.a şi b) poate fi amplasat înstructura geamandurii, dacă aceasta este solitară, sau în altă structură

plutitoare spre care sunt pompate fluide de lucru de la mai multedispozitive de captare a energiei valurilor. În fig. 4.30 este prezentată o

baliză pentru navigaţie marină proiectată în 1985 de Institutul pentruConversia Energie din Guangzhou, China. Baliza are o putere instalată de60 W şi este activată de energia valurilor (Zhang, 2006).

Fig. 4.30. Baliză marină cu funcţionare autonomă, China

Un exemplu de dispozitiv de captare a energiei valurilor de tip„captator punct” este AquaBuOY prezentat în fig. 4.31.

Captatorul AquaBuOY este produs de Aqua Energy Group dinSUA. El este proiectat să capteze energia valurilor prin pomparea unuifluid care acţionează un grup turbină hidraulică – generator electric.Mişcarea pe verticală a geamandurii acţionează un disc care joacă rolulunui piston de apă în interiorul unui tub lung amplasat dedesubtulgeamandurii. Mişcarea pistonului de apă din tub întinde sau relaxează unfurtun care este umplut cu apă de mare.



223

Fig. 4.31. Captator punct AquaBuOY, 2005

Modificarea volumului furtunului acţionează ca o pompă pentruapa de mare din furtun. Captatorul AquaBuOY are o putere instalată de250 kW.

În fig. 4.32 este prezentat captatorul PowerBuoy produs de Ocean

Power Technologies în 2006.

Fig. 4.32. Captator punct PowerBuoy



227

Uleiul sub presiune este trimis spre motoare hidraulice careantrenează generatoare electrice pentru producerea energiei electrice.

Energia electrică totală obţinută prin contribuţia secţiunilor structurii captatorului este trimisă printr-un cablu spre o cutie de

joncţiune de pe fundul mării la care se pot cupla mai multe captatoarePelamis. Energia electrică produsă de o fermă de captatoare Pelamis estetrimisă spre ţărm printr-un cablu submarin. Datele tehnice ale unuicaptator Pelamis sunt: lungime totală (150 m), diametru (3,5 m), greutate- inclusiv balastul (700 t), presiune ulei hidraulic acumulatoare (100...350 bari), putere electrică totală (750 kW), adâncime de lucru (> 50 m),

putere nominală valuri (55 kW/m).Alt captator plutitor tip atenuator este dispozitivul „pompa de

valuri Mc Cabe” proiectat de Peter Mc Cabe în 1980 (Thorpe, 1999).Captatorul este alcătuit din trei pontoane rectangulare din oţel

legate împreună într-o structură articulată conform schemei din fig. 4.37.

Fig. 4.37. Schema captatorului McCabePontoanele sunt plasate astfel încât direcţia longitudinală a lor

este perpendiculară pe frontul valurilor. Partea din faţă a pontonului prorăeste ancorată de o geamandură plutitoare care este fixată de fundul mării

prin două lanţuri de ancorare. Acest sistem de fixare permite pontoanelor

să îşi modifice poziţia ca să se alinieze perpendicular pe fontul valurilor care vin din larg. Datorită legăturii articulate cele trei pontoane se potdeplasa unul faţă de altul odată cu mişcarea valurilor.

De pontonul central este fixat prin tuburi de oţel un suport pentruamortizarea mişcării. Greutatea suportului creşte inerţia pontonuluicentral astfel încât celelalte două pontoane se mişcă relativ faţă de acestasub acţiunea valurilor prin legăturile de cuplare articulate.

Ponton proră

Pompe hidraulice

Sistem amortizare şi captareenergie

Ponton central Tuburi de oţel

Suport pentruamortizare

Ponton pupăBalama

Cabină echipament



228

Energia mecanică de rotaţie a pontoanelor exterioare esteconvertită prin pompe hidraulice cu deplasare liniară în energiehidraulică stocată într-un recipient de acumulare şi printr-un grup motor hidrauluic – generator electric în energie electrică (Kraemmer et al.,2000). În fig. 4.38 este prezentat un captator de tip pompă de valuri McCabe amplasat lângă ţărmul Irlandei.

Fig. 4.38. Captator pompă de valuri McCabe, Irlanda

4.2.3.3. Captarea energiei prin transformarea energiei cineticea valurilor

Energia cinetică a valurilor poate fi captată dacă este transformată

în energie potenţială. Captatoarele care funcţionează pe baza acestui principiu conţin rezervoare care sunt umplute de valurile care vin cuenergie cinetică mare la nivele care depăşesc media nivelului măriiînconjurătoare. Energia potenţială a apei dintr-un rezervor depinde demărimea nivelului realizat şi de masa de apă adusă de valuri.

Apa din rezervor este utilizată la acţionarea unei turbinehidraulice sau a altor dispozitive de conversie.



229

Metoda menţionată a fost folosită pentru proiectarea şi realizareaunor dispozitive de conversie amplasate pe ţărm sau în largul mării.

Din prima categorie fac parte captatoarele de pe ţărm prevăzutecu canale a căror lăţime este mai mare pe partea dinspre mare pe undeintră valurile şi a căror lăţime se îngustează gradual spre partea cealaltăunde se află un rezervor. Valurile se propagă de-a lungul canalului carese îngustează şi înălţimea valurilor creşte datorită micşorării spaţiuluilateral. Când creasta unui val creşte la o valoare a nivelului caredepăşeşte marginea orizontală de sus a peretelui canalului apa din creastavalului se revarsă în rezervorul de apă aflat la o înălţime mai ridicatădecât nivelul mării.

La Toftestallen, pe coasta de vest a Norvegiei, a fost construită în1985 o centrală electrică cunoscută sub denumirea de Tapchan carefuncţionează pe baza acestui principiu, fig. 4.39 (Falnes and Hals, 1999).

Fig. 4.39. Centrala Tapchan din Toftestallen, Norvegia

Datorită îngustării progresive a canalului de admisie a apei demare apa este ridicată spre rezervor la o înălţime de 3 m faţă de nivelulmării. Apa din rezervor curge înapoi în mare acţionând o turbină de apăde joasă presiune. Turbina hidraulică antrenează un generator electric de350 kW conectat la reţeaua locală de distribuţie a energiei electrice.



230

Din studiile efectuate s-a calculat că aproximativ 42,5 % dinenergia valurilor care intră în canalul, larg de 55 m la baza dinspe mare,al centralei Tapchan, a fost convertită în energie electrică (Tjugen, 1995).

Un sistem plutitor care recuperează energia cinetică a valurilor prin transformarea acesteia în energie potenţială este Wave DragonTM, proiectat şi fabricat de firma Wave Dragon din Danemarca, fig. 4.40.

Fig. 4.40. Captator Wave Dragon™

Captatorul Wave DragonTM este alcătuit din trei părţi principale:- Structura plutitoare care conţine o rampă cu o curbură dublă pentruvaluri şi un rezervor pentru stocarea apei;- Două dispozitive reflectoare pentru valuri, ataşate de structura

principală, care canalizează valurile spre rampă. Reflectoarele crescenergia captată din valuri cu 70 % pentru un front de val de 3 m.

- Un set de turbine hidraulice utilizate la conversia energiei potenţiale aapei de mare din rezervor în energie electrică.Principiul de funcţionare al captatorului este ilustrat în fig. 4.41.

Valurile canalizate de către reflectoare urcă rampa şi umplu rezervorulsituat la un nivel mai ridicat decât nivelul mării. Nivelul ridicat al apeidin rezervor este folosit pentru producerea energiei prin intermediulturbinelor hidraulice (Hansen et al., 2003).



231

Fig. 4.41. Principiul de funcţionare al captatorului Wave Dragon™

Un captator Wave DragonTM are următorii parametri constructivi:greutate (22.000 t), lăţime totală (260 m), turbine hidraulice (16 buc.),înălţime valuri (5 m), putere medie valuri (24 kW/m), generatoareelectrice (16 X 250 kW/buc = 4 MW).

Pentru conversia energiei cinetice a valurilor în Japonia a fost proiectat şi construit un dispozitiv de tip captator terminator numitPendulor. Dispozitivul este alcătuit dintr-o structură rectangulară de

beton deshisă la capătul dinspre mare conform schemei prezentate înfig. 4.42.

Fig. 4.42. Schema captatorului tip Pendulor

Ieşirea din turbinele hidraulice

Rezervor Direcţiavalurilor

Motor hidraulic

Cameră cu apăChesonde beton

Pompăhidraulică

Generator electric

Valuri

Pendul



233

Fig. 4.44. Sistemul Pământ – Lună

Distanţa dintre centrul de masă al Pământului C P şi centrul demasă al Lunei C L este R PL. Pământul se roteşte cu acceleraţie centrifugăîn jurul centrului comun de masă al sistemului Pământ – Lună C PL.

Perioada de rotaţie a Pământului în jurul centrului comun de masă C PLeste egală cu perioada de rotaţie a sistemului Pământ – Lună. În centrulPământului C P acceleraţia centrifugă care rezultă din această rotaţie esteegală ca valoare cu acceleraţia gravitaţională. În oricare alt punct alPământului cele două aceleraţii nu mai sunt egale rezultând efectediferite între forţele gravitaţionale şi forţele centrifuge.

În punctul E forţele centrifuge sunt mai mari decât forţa deatracţie gravitaţionlă a Lunii. Din această cauză la suprafaţa Pământului omasă mare de apă se va deplasa din punctele N şi S spre E şi V .

Acest efect se observă în ciclul mareei lunare. Teoria echilibruluimareelor explică apariţia ridicării nivelului oceanului de-a lungul

Pământului conform fig. 4.45. Deoarece Pământul se roteşte în jurulcentrului său C P , faţă de poziţia Lunei se obţin în fiecare moment douăridicări ale nivelului oceanului. Aceste două maree se deplasează de-alungul Pământului cu aceeaşi viteză de rotaţie ca cea a Pamântului.

Luna se roteşte în jurul centrului comun de masă al sistemuluiPământ – Lună C PL în 27,3 zile în aceaşi direcţie în care Pământul seroteşte în fiecare 24 de ore faţă centrul C P .

CL

CPL

V E

N

CPSR PL

R

Pământ

Luna



234

Fig. 4.45. Fenomenul apariţiei mareei lunare

Deoarece cele două rotaţii se efectuează în aceelaşi sens perioadade rotaţie a Pământului faţă de sistemul Pământ – Lună este de 24 ore şi50 minute. Rezultă că mareele întârzie în fiecare zi cu aproximativ o oră.

În timpul unui ciclu lunar dat de perioada de rotaţie a Lunii în jurul Pământului există variaţii privind influenţa Lunii asupra mareelor.Deoarece orbita lunară nu este circulară ci eliptică se obţine o variaţie deaproximativ 40% în valoarea forţei exercitate de Lună pentru producereamareelor. De asemenea există un unghi de 28o între planul ecuatoruluiPământului şi planul orbitei Lunii care conduce de asemenea la variaţii

privind influenţa Lunii asupra mareelor.

Dacă ar acţiona numai Luna asupra Pământului, mareele ar aveamereu aceeaşi intensitate. Se ştie însă că intensitatea mareelor creşte de lao zi la alta şi că apoi descreşte. Acesta se datorează intervenţiei atracţieiSoarelui, care măreşte sau micşorează puterea de atracţie a Lunii înraport de poziţia pe care Luna şi Soarele o au faţă de Pământ.

Orbita Pământului faţă de Soare este de asemenea eliptică. Întredistanţa maximă şi distanţa minimă dintre Pământ şi Soare există odiferenţă de numai 4%. Newton a arătat că două corpuri cereşti se atrag

proporţional cu masa lor şi invers proporţional cu pătratul distanţei carele separă. Luna, care reprezintă abia 1/81 din masa Pământului, are o

putere de atracţie de 2,2 ori mai mare decât a Soarelui, deşi aceasta are o

masă de 333.000 de ori mai mare decât aceea a planetei noastre.Acest fapt se datorează distanţei la care se găsesc cele două

corpuri cereşti faţă de Pământ. Luna se află la o depărtare echivalentă cu30 de diametre terestre în timp ce Soarele se găseşte la o distanţă egală cu12.000 de diametre terestre. Deci Soarele, deşi este mai mare, exercită o

putere de atracţie mai mică decât Luna. Când Soarele şi Luna se găsesc

Maree lunară

Luna

Pământ



236

de 7 m în Marea Mânecii din nordul Franţei. În largul oceanului, fluxulajunge la înălţimi medii din intervalul 0,5 - 1 m. În mările închise,aptitudinea mareelor este mică, 14 cm în Marea Baltică şi 13 cm înMarea Neagră. Gurile fluviilor mari care se revarsă în oceane secomportă ca şi mările larg deschise. Fluxul pătrunde pe gura fluviului şiîntoarce apele pe mari distanţe, de 700 km în fluviul Sf. Laurenţiu şi1400 km în fluviul Amazon. Înălţimea fluxului ajunge la 4 – 4,5 m peAmazon, 4 – 9 m pe Sf. Laurenţiu şi 2 m pe Sena. Fenomenul poartădiferite denumiri locale, Pororoca la Amazon, Bora la Gange şi Mascaret

pe Sena. Se estimează că energia totală înmagazinată în mareele oceaniceeste echivalentul a 3000 GW energie termică. Cea mai mare parte aacestei energii nu este accesibilă pentru recuperare.

Aproximativ 1000 GW din energia mareelor este disponibilă înapropierea ţărmurilor. Din această energie se estimează că se poate obţineo putere electrică de aproximativ 120 GW până la 400 GW.

Conversia energiei mareelor în energie electrică se poate realiza prin două metode: metoda barajului şi metoda curenţilor produşi demaree. Ambele metode necesită o anumită conformaţie specifică areliefului în zonele în care sunt amplasate echipamentele specificeutilizate pentru captarea energiei mareelor.

4.3.2. Recuperarea energiei mareelor prin metodabarajului

4.3.2.1. Rolul barajului

Metoda barajului pentru recuperarea energiei mareelor poate fiaplicată în estuarele şi golfurile unde există maree cu diferenţe mari denivel ale apei mării între flux şi reflux. Într-o astfel de zonă se poateconstrui un baraj prevăzut cu ecluze pentru admisia apei de mare pe

perioada fluxului în bazinul din spatele barajului şi porţi pentrureturnarea apei din bazin înapoi în mare după ce refluxul mării a realizat

o diferenţă de nivel între apa din bazin şi mare, conform schemei de principiu din fig. 4.47. Apa returnată în mare antrenează unul sau maimulte grupuri formate din turbine hidraulice şi generatoare pentru

producerea energiei electrice. Există mai multe moduri de funcţionare posibile pentru centralele electice amplasate in acest tip de baraje.

Se pot construi baraje marine cu un singur bazin de acumulare saucu mai multe bazine.



237

Fig. 4.47. Schemă de principiu a unui baraj marin

4.3.2.2. Metode de generare a energiei electrice pentrubarajele cu un singur bazin de acumulare

Există trei metode de generare a energiei electrice pentru un barajmarin prevăzut cu un singur bazin de acumulare:- Generarea energiei electrice în timpul refluxului;- Generarea energiei electrice în timpul fluxului;- Generarea mixtă a energiei electrice în timpul fluxului şi al refluxului.

Barajul este prevăzut cu ecluze pentru admisia apei de mare în bazinul de acumulare şi porţi de acces spre turbinele hidraulice pentruscurgerea apei din bazin înapoi în mare (Bryden, 2005).

Etapele operaţionale din funcţionarea unui baraj care genereazăenergie electrică în perioada refluxului este ilustrat în fig. 4.48.Pe perioada fluxului ecluzele sunt deschise pentru a permite accesul liber

al apei de mare în interiorul bazinului de acumulare,fig. 4.48.a. Când nivelul apei din baraj atinge valoarea maximă anivelului fluxului ecluzele se închid pentru a reţine apa la această cotă înspatele barajului, fig. 4.48.b. Cu ecluzele închise, după ce a începutrefluxul se aşteaptă până când apa mării coboară la o cotă pentru carediferenţa de nivel faţă de apa din bazin are o valoare prestabilită,fig. 4.48.c.

Bazin Baraj din beton

TurbinăMare

Porţi acces apă

Fundul mării



239

Fig. 4.49. Nivelul apei în interiorul şi exteriorul unui baraj marin pentrugenerarea energiei pe durata refluxului

Etapele din funcţionarea unui baraj care generează energieelectrică în timpul fluxului sunt reprezentate în fig. 4.50 prin nivelul apeidin bazinul de acumulare şi nivelul apei mării pe perioada mareei.

Metoda de generare a energiei electrice pe durata fluxului esteconsiderată mai puţin eficientă decât metoda de generare a energiei pedurata refluxului deoarece menţinerea un timp îndelungat a nivelului apeidin interiorul barajului la valori mici are un efect negativ asupra mediului

înconjurător şi asupra condiţiilor de navigare în zonă.

Fig. 4.50. Nivelul apei în interiorul şi exteriorul unui baraj marin pentrugenerarea energiei pe durata fluxului

Cantitatea de energie electrică produsă prin generarea pe duratafluxului este mai mică decât în cazul generării pe durata refluxului

Nivelapă

Închidereecluze

Generare

energie

Nivel apăîn bazin

Deschidereecluze

Nivel apăîn exteriorul bazinului

Timp

Deschidere porţi

turbine

Nivelapă

Închidereecluze

Deschidere porţiturbine

Generareenergie

Nivel apăîn bazin

Redeschidereecluze Nivel apă

în exteriorul bazinului

Timp



242

Fig. 4.53. Secţiune prin barajul centralei La Rance

Centrala La Rance are următoarele caracteristici funcţionale: Lungimea barajului de 750 m, lungimea centralei electrice de 332,5 m

şi suprafaţa bazinului de 22 km2; Înălţimea maximă a mareei la echinocţiul ce primăvară de 13,5 m,

înălţimea medie a mareei de 8 m; 24 de grupuri energetice „turbină hidraulică – generator electric” cu o

putere totală de 240 MW. Fiecare grup energetic are o greutate de420 t şi este alcătuit dintr-o turbină hidraulică tip Kaplan cuplatădirect cu un genetator electric trifazat. Turbina hidraulică Kaplan areun diametru de 5,35 m şi este bidirecţională ca sens de rotaţie prinreglarea poziţiei celor patru pale ale rotorului. Turbina Kaplan este

proiectată să funcţioneze şi în regim de pompă hidraulică. Generatorulelectric trifazat este amplasat într-un bulb de oţel cu spaţiul interior menţinut uscat prin presurizare, fig. 4.54. Fiecare generator electrictrifazat are o putere de 10 MW la o tensiune de 3,5kV şi o viteză derotaţie de 93,75 m/s.

Şase ecluze echipate cu porţi acţionate vertical pentru suplimentareadebitului de apă prin turbine atunci când este nevoie.

O şosea rutieră care traversează estuarul pe baraj;



243

O ecluză pentru navigaţie prevăzută cu un pod care poate fi ridicat latrecerea vapoarelor;

Producţia anuală de energie electrică este de aproximativ 600 GWh(0,012 % din energia consumată în Franţa), din care circa 60 GWheste utilizată pentru pomparea apei de mare prin intermediul turbinelor hidraulice în anumite etape ale funcţionării zilnice în scopul creşteriirandamentului de funcţionare al centralei.

Fig. 4.54. Bulb de oţel al unui generator electric trifazat din centrala La Rance

Centrala electrică La Rance poate produce energie electrică îndouă regimuri de funcţionare: numai pe perioada refluxului sau în ambele

perioade de flux şi reflux ale mareei. Ambele regimuri de funcţionaresunt posibile cu aceleaşi grupuri energetice dotate cu turbine hidrauliceKaplan bidirecţionale în funcţie de sensul de curgere al apei de mare.

Pentru creşterea timpului de utilizare al centralei electrice La Rancegrupurile energetice tip bulb pot funcţiona şi în regim de pompe. Astfelatunci când nivelul mării se apropie de nivelul din bazinul barajului seaccelerează umplerea bazinului prin pompare. Volumul de apăsuplimentar trimis în bazin va contribui la creşterea timpului defuncţionare al centralei electrice pe perioada refluxului până la următorul



244

flux al mareei. Acest sistem mixt de funcţionare în regim de pompare saude generare al grupurilor energetice poate fi coordonat şi de necesităţilede energie din reţeaua de distribuţie la care este racordată centralaLa Rance. În 1996 după 30 de ani de funcţionare continuă grupurileenergetice tip bulb ale centralei La Rance au atins 160.000 de ore defuncţionare fără avarii constructive.În această perioadă centrala La Rancea funcţionat 72 % din timp în perioada refluxului, 6 % din timp în

perioada fluxului şi 22 % din timp în regim de pompare (Black andVeatch, 2007).

Centrala electrică marină Annapolis Royal a fost construită îngolful Fundy din Noua Scoţie, Canada, fiind dată în exploatare în anul1983. Este dotată cu un singur grup turbină hidraulică – generator electrictrifazat cu o putere de 18 MW. Turbina hidraulică de tip Stratflo are undiametru de 7,6 m. Denumirea de turbină Stratflo vine de la „Straightflow turbine” adică turbină cu curgere liniară. La turbina Stratflo rotorulgeneratorului electric este montat pe extremităţile palelor turbinei, iar apa

poate trece relativ liber prin turbină bulbul generatorului fiind eliminat.Deoarece statorul generatorului electric trifazat este montat în exteriorulrotorului o componentă principală este garnitura dintre rotor şi structurafixă pentru eliminarea infiltraţiilor de apă în înteriorul bobinajuluistatoric. Deoarece palele turbinei Stratflo nu sunt reglabile grupul

generator nu poate fi utilizat decât pentru un singur sens de rotaţie careeste ales pentru perioada refluxului. În comparaţie cu turbina tip bulbturbina Stratflo are o structură mai compactă care conduce la un proiectmai simplu pentru locul de amplasare al turbinei Stratflo din barajulmarin. În cei peste 25 de ani de funcţionare singurele probleme deîntreţinere au fost cele legate de asigurarea etanşeităţii garniturii dintrerotorul şi statorul generatorului electric.

În China au fost construite în ultimii 40 de ani 76 de centraleelectrice marine de putere mică (Zhang, 2006). În funcţiune mai sunturmătoarele centrale: Haishan, din 1975, cu o putere instalată de 150KW; Baishakow, din 1978, cu o putere de 640 kW şi Jiangxia, din 1980,

cu o putere de 3,2 MW.Centrala electrică marină Jiangxia din provincia Zhejiang are şaseturbine hidraulice tip bulb care funcţionează în regim mixt de generare.Producţia anuală de energie electrică a centralei Jiangxia este de 6 GWh.

În Rusia funcţionează din 1960 la Kislogubskaya de la MareaBarents o centrală marină construită pe o structură plutitoare din beton

prevăzută cu o ecluză pentru admisia apei de mare la o turbină hidraulică



245

cu un diametru de 3,8 m. Turbina hidraulică este cuplată printr-unreductor mecanic la un generator electric trifazat cu puterea de 0,4 GW.Centrala este proiectată să funcţioneze pentru maree cu o amplitudinemaximă de 3 m (Usachev and Vorob’ev, 2003).

Coreea de Sud construieşte la Sihwa o centrală electrică marinăcu capacitatea de 260 MW care va fi dată în exploatare în 2010. Centralaeste proiectată să funcţioneze într-un baraj construit anterior. Este dotatăcu 10 turbine bulb, fiecare având un diametru de 7,5 m şi o putereinstalată de 26 MW. 33

4.3.3. Recuperarea energiei din curenţii mareelor

4.3.3.1. Resursa energetică a curenţilor produşi de maree

În timpul perioadelor mareelor odată cu modificarea niveluluimării un volum mare de apă se deplasează generând curenţi marini. Înlargul mării curenţii marini produşi de maree au viteze mici de ordinulcm/s. Vitezele curenţilor marini produşi de maree pot creşte la valori deordinul m/s în anumite zone geografice datorită configuraţiei reliefuluimarin. De exemplu în strâmtoarea Pentland Firth dintre insulele Orkneyşi Caithness din nordul Scoţiei viteza curenţilor produşi de maree are

valori de 8 m/s. Energia cinetică a curenţilor produşi de maree în zonelegeografice cu configuraţie favorabilă este foarte mare şi poate fi captată pentru a fi convertită în energie electrică. În Europa alte locuri în carecurenţii produşi de maree au valori apreciabile sunt Insulele Canaluluidin Canalul Mânecii şi Strâmtoarea Messina din sudul Italiei.

Studiile de specialitate estimează că potenţialul energetic mondialal curenţilor generaţi de maree este de peste 270 TWh. Resurseleenergetice din această categorie sunt pentru Europa de peste 48 TWh, dincare 33,5 TWh pentru Marea Britanie. (Bryden, 2005).

4.3.3.2. Tehnologii pentru captarea energiei din curenţii

produşi de maree

Instalaţiile utilizate pentru captarea energiei din curenţii produşide maree utilizează turbine hidraulice imersate. Legile fizicii conversieienergiei din curenţii mareelor sunt în principiu similare cu legileconversiei energiei cinetice a vântului. Tehnologia de proiectare şirealizare a turbinelor hidraulice pentru captarea energiei curenţilor



246

mareelor este adaptată proceselor cu curgere hidrodinamică spredeosebire de tehnologia pentru procesele cu curgere aerodinamicăspecifică turbinelor eoliene (Elcock, 2007). Turbinele hidraulice pentrucaptarea energiei curenţilor mareelor au în componenţa lor un rotor cu

palete care antrenează în mişcare de rotaţie un generator electric pentruconversia energiei mecanice în energie electrică. Energia electrică

produsă este transportată la ţărm printr-un cablu submarin.Pentru captarea energiei curenţilor marini se pot utiliza două

tipuri de turbine hidraulice: cu ax orizontal şi cu ax vertical.Într-o turbină hidraulică cu ax orizontal axul de rotaţie al rotorului

este paralel cu direcţia curentului marin, fig. 4.55.

Fig. 4.55. Schema unei turbine marine cu ax de rotaţie orizontal

Într-o turbină hidraulică cu ax vertical axul de rotaţie al rotorului

este perpendicular pe direcţia curentului marin, fig. 4.56.

Fig. 4.55. Schema unei turbine marine cu ax de rotaţie vertical

Principiul de funcţionare al unei turbine hidraulice cu ax orizontaleste similar cu cel al unei turbine eoliene cu ax orizontal. Deoarecedensitatea apei de mare este de peste 800 de ori mai mare decâtdensitatea aerului, un curent marin cu viteza de 5,6 km/h are energia

Direcţia curentului marin

Ax de rotaţie

Direcţia curentului marinAx de rotaţie



247

cinetică a unui vânt cu viteza de 161 km/h. Din cauza diferenţei foartemari dintre densitatea apei de mare şi densitatea aerului, pentru aceeaşi

putere generată, o turbină hidraulică marină este mult mai mică decât oturbină eoliană. De exemplu, o turbină hidraulică marină cu diametrul de3 metri poate genera aceaşi cantitate de energie cât o turbină eoliană cudiametrul de 18 metri. Spre deosebire de vânturi curenţii marini generaţide maree se caracterizează prin parametri care sunt constanţi în timp cumsunt locul de producere şi viteza apei de mare.

Factorul de capacitate, definit prin fracţiunea de timp activ pentrugenerarea energiei, are valori mai mari pentru turbinele hidraulice marinedecât pentru turbinele eoliene. Pentru turbinele hidraulice marineacţionate de curenţi marini generaţi de alte cauze decât mareele factorulde capacitate poate atinge valoarea de 80%. Turbinele hidraulice utilizate

pentru captarea energiei curenţilor generaţi de maree sunt supuse unor regimuri de funcţionare dure caracterizate de forţe foarte mari într-unmediu dificil. Turbinele hidraulice cu ax orizontal sau cu ax vertical potfi proiectate să funcţioneze pe amplasamente fixe cu piloni ataşaţi rigidde fundul mării sau suspendate de structuri plutitoare care sunt ancoratede fundul mării. Pentru ca o turbină cu ax orizontal să genereze energieeconomic este necesar un curent generat de maree cu o viteză cvasi-continuă de 5,6 km/h. În zonele marine mai largi în care există curenţi

puternici generaţi de maree se pot instala mai multe turbine hidraulice îngrupuri similare cu grupurile proiectate pentru turbine eoliene.Între două turbine hidraulice vecine dintr-un grup trebuie să existe

o distanţă suficientă pentru eliminarea efectelor generate de funcţionareacelorlalte turbine şi asigurarea accesului facil pentru operaţiile deîntreţinere. Se estimează că o densitate de maxim 37 de turbine hidraulice

pe un kilometru pătrat este valoarea optimă pentru funcţionarea eficientăa unui grup de turbine marine (WEC, 2001).

Energia electrică produsă de o turbină sau de un grup de turbinehidraulice marine este transmisă pe uscat printr-un cablu submarin.

4.3.3.3. Dispozitive pentru captarea energiei din curenţiiproduşi de maree

Primul prototip funcţional de turbină hidraulică cu ax orizontal pentru captarea energiei curenţilor mareelor a fost pus în funcţiune în2003 lângă Devon, Marea Britanie. Centrala denumită Seaflow a fost

proiectată şi construită de compania Marine Current Turbines din Anglia.



249

Fig. 4.57. Centrala SeaGen cu suportul turbinelor ridicat la suprafaţă

Centrala SeaGen are următoarele caracteristici tehnice:- Putere electrică instalată (1,2 MW);- Energie electrică furnizată în reţea (3800 MWh/an);- Turnul de susţinere: înălţime (40,7 m); diametru (3,025 m);- Grinda pentru susţinerea turbinelor: lungime (29 m); greutate - inclusiv

cele 2 grupuri generatoare (151 tone);- Adâncime maree: minimă (24 m); maximă (28,3 m);

- Viteză curent maree: minimă (3,7 m/s); maximă (4,8 m/s);- Turbine hidraulice (2 buc): diametru rotor (16 m); viteză nominală rotor (14,3 rot/min); viteză periferică elice (12 m/s); raport transmisie(69,9:1);

- Generatoare electrice (2 buc): putere instalată (600 kW/buc); vitezănominală (1000 rot/min);

- Mecanismul de ridicare–coborâre: greutate maximă ridicată (170 tone);distanţa de ridicare (16,9 m); viteza de ridicare (0,38 m/min); cilindrihidraulici ( mm2802 ).

Cele două turbine hidraulice ale centralei SeaGen au fiecare câtedouă pale rotorice reglabile care pot fi rotite cu 1800 pentru a permite

funcţionarea în ambele sensuri de curgere ale curenţilor marini din perioada fluxului şi a refluxului.

O centrală plutitoare pentru captarea energiei curenţilor mereelor,denumită Kobold a fost proiectată de firma Ponte di ArchimedeInternational din Italia şi instalată în 2002 în strâmtoarea Messina.



252

Fig. 4.60. Turbina cu Centrul Deschis în teste la EMEC, Orkney Scoţia, 2007

Dispozitivele prezentate pentru conversia energiei curenţilor mareelor utilizează turbine hidraulice cu palete în mişcare de rotaţie.Diametrul paletelor turbinei hidraulice este condiţionat de adâncimeaapei mării. În apele puţin adânci de lângă ţărm nu pot fi utilizate turbinehidraulice cu palete în mişcare de rotaţie. În aceste zone energiacurenţilor mareelor poate fi captată prin intermediul unor turbinehidraulice echipate cu palete oscilante. În fig. 4.61 sunt prezentate două

turbine hidraulice de aceeaşi putere, prima turbină cu palete oscilante şi adoua cu palete rotitoare. Turbina hidrulică cu palete oscilante poatefuncţiona în ape cu o adâncime mult mai mică decât adâncimea apei lacare poate funcţiona o turbină hidraulică cu palete rotitoare de putereechivalentă (www.pulsegeneration.co.uk).

Fig. 4.61. Turbine hidraulice de puteri echivalente:a) cu palete oscilante; b) cu palete rotitoare



254

4.4. Energia termică a oceanului planetar

4.4.1. Conversia energiei termice a oceanului

Suprafaţa oceanului planetar este încălzită prin transferul unei părţi din energia Soarelui. Între straturile de apă de la suprafaţă şi de ladiverse adâncimi ale oceanului există diferenţe de temperaturi care pot fifolosite în funcţionarea unor instalaţii pentru captarea energiei termice a

oceanului. Conversia energiei termice a oceanului se bazează peextragerea energiei din diferenţa dintre temperatura apei calde din stratulde la suprafaţa oceanului şi temperatura apei reci de la o adâncime deminim 1000 metri în ocean. O instalaţie pentru conversia energiei termicea oceanului poate funcţiona eficient dacă diferenţa de temperatură întrestratul de apă de la suprafaţa oceanului şi stratul de apă de la adâncimeeste de minim 200C. În general aceste condiţii se întâlnesc în zoneletropicale şi subtropicale ale oceanului, cuprinse între latitudinile de 250

nord şi 250 sud, în care temperatura apei de la suprafaţa oceanului este înmedie între 250C - 290C, iar temperatura apei de la adâncimea de 1000metri este de 40C (WEC, 2004).

Ideea conversiei energiei termice a oceanului a apărut la sfârşitulsecolului 19 dar nu a putut fi pusă în practică datorită dificultăţilor tehnologice legate de construcţia unei conducte cu diametru mare cu olungime de peste un kilometru pentru pomparea apei reci de la adâncime.

Energia termică a oceanului poate fi convertită în energieelectrică prin intermediul unei maşini termice clasice cuplată la ungenerator electric. Eficienţa conversiei energiei termice a oceanului poatefi mărită prin realizarea unor funcţiuni suplimentare ale instalaţieitermice implementate. Astfel ca produs suplimentar se poate obţine apădesalinizată. De asemenea, apa de mare rece utilizată, înainte de a fievacuată în mare, poate fi refolosită într-o instalaţie de condiţionare aaerului în schimbătorul de căldură al sistemului de răcire al acesteia sau

poate fi trimisă într-un bazin pentru acvacultură.Implementarea unei instalaţii pentru conversia energiei termice a

oceanului necesită o investiţie iniţială foarte mare. Pentru realizarea uneiinstalaţii fezabile zona cu apă rece de la mare adâncime trebuie să fiesuficient de aproape de ţărmul oceanului.



256

Apa de mare caldă vaporizează fluidul de lucru care trece printr-un schimbător de căldură numit evaporator. În evaporator fluidulde lucru trece în fază gazoasă de vapori cu o creştere apreciabilă învolum şi presiune. Vaporii fluidului de lucru expandează printr-o turbinăde abur care antrenează în mişcare de rotaţie un generator electric.Vaporii sunt apoi condensaţi în al doilea schimbător de căldură numitcondensator, utilizând apa de mare rece pompată de la mare adâncimedin ocean prin intermediul unei conducte de apă rece. Fluidul de lucrucondensat este trimis prin intermediul unei pompe înapoi în evaporator

pentru repetarea ciclului de lucru. Fluidul de lucru rămâne într-un sistemînchis în care este recirculat continuu.

National Institute of Ocean Technology din Chennai, India a proiectat o centrală termică marină plutitoare cu funcţionare în circuitînchis cu o putere de 1 MW.

Savantul francez Georges Claude a propus la sfârşitul anilor 1920 principiul pentru funcţionarea unei centrale termice marine în circuitdeschis, (Charlier and Justus, 1993). Schema de principiu a unei centraletermice marine în circuit deschis este prezentată în fig. 4.64.

Fig. 4.64. Schema unei centrale termice marină în circuit deschis

Pentru o centr al termic mar in în cir cui t deschis fluidul delucru este apa de mare caldă. Apa de mare caldă este evaporată direct înstare de abur, într-o cameră de vacuum (evaporator), la o presiuneabsolută scăzută de aproximativ 2,4 kPa. Aburul expandează printr-oturbină de abur de joasă presiune cuplată cu un generator electric trifazat.Aburul care iese din turbină este condensat în schimbătorul de căldură

Evaporator (cameră de vacuum)

Turbo-generator

Condensator

Apă de marecaldă

Apă de marerece

Retur apăîn mare

Retur apăîn mare

Vapori de apănesaturaţi

Vapori de apăsaturaţi

Apădesalinizată(opţional)



257

(condensator) de apa de mare rece pompată de la o adâncime de minim1000 metri. Dacă se utilizează un condensator de suprafaţă aburulcondensat rămâne separat de apa de mare rece şi poate constitui o sursăde apă desalinizată. Laboratorul pentru Energie Naturală din Hawaii aconstruit pe ţărm în 1993, la Keahole Point din Hawaii, o centralătermică marină în circuit deschis cu o putere instalată de 210 KW,fig. 4.65. Centrala de la Keahole Point a funcţionat în perioada 1993 -1998 cu un randament al conversiei energiei termice marine de 97%.

Fig. 4.65. Centrala termică marină în circuit deschis de la Keahole Point, Hawaii

National Institute of Ocean Technology din Chennai, India a proiectat o centrală de desalinizare a apei marine care funcţionează dupăun ciclu termic deschis, fig. 4.66. Centrala de desalinizare este amplasată

pe o navă plutitoare şi a fost dată în exploatare în luna aprilie 2006,(Everest Transmission, 2007). Parametrii de funcţionare ai centralei dedesalinizare sunt:• Apă desalinizată generată: 1 ML/zi• Temperatura apei calde: 28° C• Temperatura apei reci: 10° C• Numărul de unităţi: 2



258

• Debitul apei calde: 569 Kg/sec/unitate• Debitul apei reci: 500 Kg/sec/unitate• Nivel Vacuum: 23 mbar • Temperatura de saturaţie: 20° C• Lungime ţeavă pt. apă rece: 850 meter • Diametru ţeavă pt. apă rece: 1000mm• Putere totală necesară: 220 KW

Fig. 4.66. Centrală plutitoare pentru desalinizarea apei de mare, Chennai, India

Centralele termi ce marine cu cir cuit hi brid sunt proiectate săfuncţioneze printr-o schemă care combină ambele procedee utilizate

pentru un ciclu deschis şi un ciclu închis de conversie.Schema de principiu a unei centrale termice marine în circuit

hibrid include o cameră de vacuum în care apa de mare caldă este trecută

direct în stare de abur printr-un procedeu identic cu cel utilizat lacentralele termice marine în circuit deschis. Apoi aburul obţinutvaporizează un fluid de lucru cu punct de fierbere scăzut. Vaporiifluidului de lucru circulă într-un sistem în circuit închis în careacţionează o turbină de abur de joasă presiune care antrenează ungenerator electric.



260

15. Jalihal, P., (2005), Renewable Energy from the Ocean , Water Encyclopedia, Vol. 4, John Wiley & Sons, New Jersey, USA,

pp. 44-49.16. Koola, P.M., Ravindran, M. and Raju, V.S., (1993), Design options

for a multipurpose wave energy breakwater; Proc. InternationalSymposium on Ocean Energy Development (ODEC), Muroran, Japan,

pp. 584-591.17. Kraemmer, D.R.B., Ohl, C.O.G., McCormick, M.E., (2000),

Comparison of experimental and theoretical results of the motionsof a McCabe wave pump, Proceedings 4th European Wave Power Conference, Aalborg, Denmark, paper H1.

18. Lemonis, G., (2005), Wave and Tidal Energy Conversion ,

Encyclopedia of Energy, Vol. 6, Elsevier Inc., Boston, pp. 385-396.19. Lennard, D.E., (2005), Ocean Thermal Energy, Encyclopedia of

Energy, Volume 6, Elsevier Inc., Boston, pp. 511-520.20. Neumann, F., Brito-Melo, A., Didier E., Sarmento, A., (2007), Pico

OWC Recovery Project: Recent Activities and Performance Data,Proc. of the 7th European Wave and Tidal Energy Conference, Porto,Portugal.

21. Pierson, Neumann and James, (1960), Practical methods for

observing and forecasting ocean waves by means of wave spectra

and statistics , Hydrographic Office, Washington D.C..22. Pizer, D. and Korde, U., (1998), Recent studies on Mighty Whale

hydrodynamic efficiency, Proceedings 3rd European Wave Power Conference, Patras, Greece, pp. 31-38.

23. Queens University of Belfast, (2002), I slay L IMPET Wave Power

Pant , Publishable Report, 1 November 1998 to 30 April 2002.24. Raju, V.S., Ravindran, M. and Koola, P.M., (1991), Energy from sea

waves - the Indian wave energy program, Proceedings 3rd Symp.on Ocean Wave Energy Utilization, JAMSTEC, Yokosuka, Japan,

pp. 405-414.25. Salter, S., (1974), Wave power, Nature, Vol. 249, pp. 720-724.

26. Salter, S., (1993), Changes to the 1981 design of the spine-basedducks, Proceedings European Wave Energy Symposium, Edinburgh,

pp. 295-310.27. Takahashi, S.; Nakada, H.; Ohneda, H.; Shikamori, M., (1992), Wave

power conversion by a prototype wave power extracting caisson inSakata port, 23rd Coastal Engineering Conference, ASCE, Venice,Italy, pp. 3440-3453.



1

MODULUL 4: STRUCTURI DE SISTEME DE

CODUCERE

1. Calculatorul ca ansamblu al sistemului informational

Configuratia generala a unui sistem de calcul pentru conducerea proceselor este

data mai jos.

MasuraReglare

ComandaSemnalizare R

e p a r t i t o r

I/E Analogice

I/E Numerice

Alarme

Unitate aritmetica

si logicaUnitate de

comanda

Memorie interna

Consola operator

de proces

Subsistem UITATE

CETRALA

Subsistemul I/E CLASICE

(periferice standard)

Subsistemul I/E IDUSTRIALE

(elemente de proces)

SISTEMUL CODUS

(PROCES)

SISTEMUL DE CODUCERE CU CALCULATOR DE PROCES

I m p r i m

a n t a r a p

i d a

M e m o r i e e x

t e r n a

( b e n z i , d

i s c u r i , e

t c . )

P

l o t t e r

S i s t e m e

d e a f i s a r e

H a r

d - c o p y

M o

n i t o a r e

Fig. 1 - Subsistemele principale ale unui sistem de conducere cu CP

Structura sistemelor de calculatoare de proces este dictata de o serie decriterii, cum ar fi:

-

functiile pe care trebuie sa le indeplineasca sistemul de calcul si modul de

rezolvarea a acestora;

-

siguranta in functionare;

-

asigurarea flexibilitatii;-

criterii economice, etc.

De cele mai multe ori configuratia aleasa trebuie sa sigure un compromis intre

satisfacerea mai multor astfel de criterii.

Vom prezenta mai jos cateva puncte de vedere in stabilirea configuratiei sistemelor

de conducere a proceselor cu echipamente numerice (SCPEN), in particular cu

calculatoare de proces (CP).



4

E 1

E n

E 2

E 1 E n E 2

a) b) Fig. 3 a) structura serie (neredondant); b) structura paralel (redondant)

In cazul a n elemente conectate in serie (sistem neredondant) probabilitatea defunctionare

1

n

s iQ q= Π (4)

iar cea de nefunctionare, in cazul in care 1i p <<

1

n

s i P p= ∑ (5)

Daca se considera ca D F t t <<

si ca timpul mediu de functionare este acelasi la toatecele n elemente, va rezulta:

1

1

1S F n

Fi

t

t

=

∑ (6)

Daca sistemul poate fi descompus in elemente conectate in paralel (sistem

redondant), lucru ce impune functionarea a cel putin a unui subansamblu pentru

functionarea intregului sistem, rezulta ca probabilitatea de nefunctionare va fi:

1

n

s i P p= Π (7)

Daca se consideraS i i D D F t t t = << iar aceasta este aceiasi pentru toate

subansamblurile, atunci:

1

( )

( )S

m

F F m

D

t t

t −= (8)

cui F F t t = si

i D Dt t =



5

Sa consideram un sistem constituit din n subansambluri de acelasi fel, care se

mentine in functionare daca m din cele n dispozitive functioneaza ( )m n≤ .

Probabilitatea de nefunctionare a sistemului este:

( )( 1)

! 1

1!

nn

n

S n m

n

P p n p

υ

υ υ υ

−

= − +

= − − Σ (9)

cu un timp mediu de functionare

S

D F

s

t t

P = (9’)

Pentru un sistem “1 din n” relatia de mai sus devine:n

S P p= (10)

La sistemul “n din n” (deci la care defectarea unuia din cele n dispozitive conducela nefunctionarea ansamblului):

1 2

1 ( 1) 11 1 ....

2

n n

n

S

n n P p n

p p

− − −= − + − +

(11)

si daca p<<1 1

1n

n

s P p n n p p

−

= = ⋅

(11’)

Observatii

Din relatiile de mai sus se observa ca pentru a creste siguranta in functionare

(cresterea lui q) se poate merge pe doua directii: cresterea lui F t sau micsorarea lui

D

t .

Intradevar

1 1 D

F

t q p

t = − = − (12)

( )2

S

DS F

S

t P mp cu t

P = = (13)



6

p1

a )

1 2 p p p> >

.....1 2 3 n

2 s P p p= +

p p p p

b )

2 p p>

....1 n n+1 n+2

3 2 3 2, ; , p p p p p p≫ ≫

2 3 sSistemneredondat P n p p p= ⋅ + +

( )21

2 3 s sSistemredondat P n p p p P = ⋅ + + <

p

c )

p

p 1

2

m

1

m

2

Subsistem 1 Subsistem 2

( )2

s P m p= ⋅

p P

P

P

d )

MASTER SLAVE

1 P 2 P

1 2 sT P P P = ⋅

e )

Fig. 4 - Structuri de calculatoare de proces cu disponibilitate ridicata:

a)- sistem monocalculator; b)- sistem ierarhizat; c)- sistem cu redondanta la nivelde echipament; d)- sistem de calcul dublu; e)- sistem master-slave.

1 2TS P P P = ⋅ (14)



7

4. Arhitecturi de sisteme mono si multicalculator

Exista o justificare tehnico-economica pentru introducerea de CP la diverse

nivele de automatizare.

Justificarea tehnica este legata de exactitatea si viteza de transmitere avalorilor masurate si comandate, precum si de posibilitatea perturbarii semnalelor

pe liniile de transmisie.

La justificarea economica se are in vedere spatiile ocupate, numarul

personalului, situatia pieselor de schimb, etc.

a) Sistem monocalculator

CALCULATOR

de

PROCES

I/E

IDUSTRIALA

PROCES

a )

CALCULATOR

de

PROCES

I/E

IDUSTRIALA

PROCES

CALCULATOR

de

PROCES

I/E

IDUSTRIALA

PROCES

CALCULATORde

PROCES

I/E

IDUSTRIALA

PROCES

CALCULATOR

de

PROCES

I/E

IDUSTRIALA

PROCES

b )

PROCES

CALCULATOR

de

PROCES

AUTOMATICA

COVETIOALA

c )

Fig. 5 - Sisteme monocalculator:a) sistem monocalculator izolat;b) sisteme monocalculator izolate dar grupate

teritorial;

c) sistem monocalculator cu rezerva constituita din automatica conventionala(back-up system)



8

b) Sisteme multicalculator.

αααα. Sistem in paralel.

CALCULATOR

de

PROCES

I/E CLASICE

PROCES

CALCULATOR

de

PROCES

I/E IDUSTRIALE

a )

CALCULATOR

de

PROCES

I/E CLASICE

PROCES

CALCULATOR

de

PROCES

I/E IDUST. I/E IDUST.

MEMORIE

EXTERA

MEMORIE

EXTERA

b )

Fig. 6 - Sisteme informatice de proces paralel:

a) cu unitati centrale dublate; b) cu interfata de proces dublata

ββββ. Ierarhii de calculatoare.

CALCULATOR

de

PROCES

PROCES

1

I/E IDUST.

PROCES

n

PROCES

2

CALCULATOR

de

PROCES

I/E IDUST.

CALCULATOR

de

PROCES I/E IDUST.

CALCULATOR de

PROCES

(Capacit.mare/medie)

Spre / de la nivelul

ierarhic superior

a )

CALCULATOR

de

PROCES

PROCES

1

I/E IDUST.

PROCES

n

PROCES

2

CALCULATOR

de

PROCES

I/E IDUST.

CALCULATOR

de

PROCES

I/E IDUST.

CALCULATOR de

PROCES

(Capacit.mare/medie)

Spre / de la nivelul

ierarhic superior

b )

Fig.7 - Sisteme ierarhice cu:

a) echipamente dispuse centralizat; b) echipamente dispuse descentralizat.



9

5. Arhitecturi de sisteme cu calculator de proces considerata din punct

de vedere al interconexiunii cu procesul

Fiabilitatea ceruta unui calculator de proces depinde in mare masura de

interconectarea acestuia cu procesul, interconectare care la randul ei este

dependenta de functiile pe care vrem sa i le atribuim:- functia de informare;

- functia de ghid de conducere;-

functia de conducere automata.

Ca urmare, se pot distinge urmatoarele moduri de interconexiune ale CP (SCPEN).

αααα Conexiunea in circuit deschis “off-line” (“open-loop”, “date logging ”);

CALCULATORde

PROCES

PROCES

AUTOM. COVET.

OPERATOR

UMA

a )

MCC

C A L C U L A T O R

d e

P R O C E S

P R O C E S

A U T O M . C O V E T .

O P E R A T O R

U M A

CD, DVD, etc.

b )

Fig.8 - Conexiunea off-linea)- colectare manuala a datelor de intrare;

b)- colectare automata a datelor de intrare cu MCC

ββββ. Conexiune “on-line”:

a) Conectare in circuit deschis sau functionare cuplata cu procesul pe o

singura parte (on-line open loop). b)

Conectarea in circuit inchis sau functionarea cuplata cu procesul pe

ambele parti on-line closed-loop:

i)

Comanda procesului (reglajul comandat de calculator, conducere in

circuit inchis de urmarire sau calculator de ghidaj a automaticiiconventionale – “ S upervisory C omputer C ontrol” SCC ).

ii)

Reglarea numerica a procesului care consta in preluarea de catre

calculator a functiilor regulatoarelor automate conventionale.

In utilizarea calculatorului de proces pentru reglarea numerica a procesului

deosebim doua structuri:

-

Calculatorul conduce procesul dupa o strategie optimala sau dupa un model

matematic.



1. Centrale hidro-electrice

1.1. Sursa energiei hidraulice

Pământul primeşte în fiecare oră aproximativ 1,74x1017 kWh de energie solară[www.windpower.org], care se repartizează aleatoriu pe suprafaţa globului, în funcţie demişcarea de rotaţie, de unghiul de incidenţă, de relieful concret, de fenomene meteorologiceetc. O parte neînsemnată a energiei incidente (circa 1 %) încălzeşte apele lacurilor şioceanelor, provocând evaporarea apelor de pe suprafaţa acestora. Ca urmare se formează noricare se transformă în precipitaţii. Apele astfel precipitate formează scurgeri, sub formă derâuri şi fluvii, şi revin în oceane si lacuri. Se poate spune că în acest fel se formează un ciclu

energetic al apei cu o sursă de energie inepuizabilă, numită energie hidraulică. Acest ciclu areca sursă de alimentare ciclică- energia solară.Acest ciclu energetic, cu un potenţial însemnat, poate fi orientat în vederea satisfacerii

unor necesităţi imediate ale omului. Astfel, de alungul timpului, energia cinetică a apelor râurilor şi fluviilor a fost şi este folosită în vederea punerii în mişcare a unor mecanisme,mori, gatere etc., în funcţie de diverse cerinţe ale omului. Deoarece în acest ciclu energetic,combustibilul, care este apa, nu se consumă ci este în permanenţă recirculat (sistemul sereîncarcă datorită fenomenelor naturii, energia hidraulică poate fi considerată ca o sursă deenergie regenerabilă şi nepoluantă.

1.1.1. Cadru de dezvoltare, realizări, perspect ive

Urmare a conferinţei de la Kyoto din decembrie 1997, privind schimbările climatice,Uniunea Europeană a adoptat măsuri urgente de reducere cu 8% ,până în 2010, a emisiilor degaze cu efect de seră, faţă de nivelul de referinţă din 1990.

Pentru atingerea acestui obiectiv Comisia Europeană a identificat o serie de acţiuniorientate în special pe reducerea consumurilor energetice şi a emisiilor de bioxid de carbon.

Un pas important în reducerea emisiilor de bioxid de carbon este producerea de energiedin surse regenerabile.

Consiliul European şi Parlamentul au elaborat Directiva 2001/77/EC pentru promovareaelectricităţii produse din resurse energetice regenerabile.

În prezent producerea electricităţii prin utilizarea resurselor hidraulice ocupă primul loc

in domeniul utilizarii surselor energetice regenerabile.La nivelul Comunităţii Eropene această producţie reprezintă 13% din totalul energieielectrice generate şi conduce la o reducere a emisiilor de bioxid de carbon de 67 milioane detone pe an (Fuel, 2007).

În tabelul 1.1 sunt indicati principalii producători de energie hidroelectrică din lume (BPStatistical Review, 2007) În tabel este dat şi factorul de încărcare mediu, ca raport dintre

puterea efectiv produsă şi puterea instalată.

Tabelul 1.1

ŢaraProducţie anuală de

energie hidroelectricăTWh

Putere instalată(GW)

Factor de încărcare

Procentul din total energieelectrică produsă

China 563.3 171.52 0.37 17.18



2002 2012

Jinping 1Hydropower Station

3.600 MW China Noiembrie11, 2005

2014

Pubugou Dam 3.300 MW China Martie 30,2004

2010

Goupitan Dam 3.000 MW China Noiembrie 8,2003

2011

Guanyinyan Dam 3.000 MW China 2008 2015Sunt realizate drumurile de accesşi canalul deversor.

Boguchan Dam 3.000 MW Russia 1980 2012

Chapetón 3.000 MW Argentina

Dagangshan 2.600 MW ChinaAugust 15,2008[19] 2014

Jinanqiao Dam 2.400 MW China Decembrie2006 2010

Guandi Dam 2.400 MW China Noiembrie 112007

2012

Liyuan Dam 2.400 MW China 2008[20]

Tocoma DamBolívar State

2.160 MW Venezuela 2004 2014Amenajare în bazinul LowCaroni care va reuni 6 centrale

pe acelaşi râu.

Ludila Dam 2.100 MW China 2007 2015Devierea râului începută în2009.

Bureya Dam 2.010 MW Russia 1978 2009

ShuangjiangkouDam 2.000 MW China Decembrie,2007[22] Barajul va avea 314 m înălţime.

Ahai Dam 2.000 MW China Iulie 27, 2006

Lower SubansiriDam

2.000 MW India 2005 2009

În tabelul 1.3 sunt prezentate cele mai mari proiecte pentru dezvoltarea de amenajărihidroelectrice.

Tabelul 1.3

NumeCapacitateamaximă

ŢaraÎnceperea

construcţieiFinalizarea

investiţieiObservaţii

Red Sea dam 50.000 MW Orientul apropiat Necunoscut NecunoscutÎn curs de aprobare; vafi cel mai mare barajdin lume

Grand Inga 40.000 MWDemocraticRepublic of theCongo

2010 Necunoscut

Baihetan Dam 12.000 MW China 2009 2015 În curs de aprobare

Siang Upper HE Project

11.000 MW India 2012 NecunoscutVa fi cel mai mare

baraj din India

WudongdeDam

7.500 MW China 2009 2015 În curs de aprobare

Maji Dam 4.200 MW China 2008 2013Songta Dam 4.200 MW China 2008 2013



LiangjiarenDam

4.000 MW China 2009 2015 În curs de aprobare

Jirau Dam 3.300 MW Brazil 2007 2012

Pati Dam 3.300 MW Argentina

Santo AntônioDam

3.150 MW Brazil 2007 2012

LianghekouDam

3.000 MW China 2009 2015

Lower Churchill

2.800 MW Canada 2009 2014

SubansiriUpper HEProject

2.500 MW India 2012 Unknown

ChanghebaDam

2.200 MW China 2009 2015

Banduo 1 Dam 2.000 MW China 2009

1.1.2. Avantajele şi dezavantajele producerii energiei hidroelectrice

1.2. Procese şi instalaţ ii în ce ntralele

hidro-electrice

În cadrul centralelor hidroelectrice (CHE) are loc transformarea energiei cinetice şi

potenţiale hidraulice a apei, ca energie primară, în energie electrică, în cadrul unui cicluhidraulic-mecanic-electric. În urma acestui ciclu de obţinere a energiei electrice, apa ca agent

primar şi agent energetic nu se consumă, iar procedeul este "curat" (nepoluant).Centrala hidroelectrică face parte dintr-un ansamblu mai mare, numit amenajare

hidroenergetică (AHE).O AHE reprezintă un ansamblu de instalaţii/construcţii hidrotehnice,

instalaţii/echipamente hidromecanice, electrice şi de automatizare care permit conversia

energiei hidraulice în energie electrică.Principalele elemente componente ale unei AHE sunt prezentate în fig. 1.1.



este:

><−= J E E E N M MNt (1.2)

Ţinând seama de componentele gravimetrice, de presiune şi cinetice ale energiilor conţinute în masa de lichid, corespunzătoare punctelor M şi N, se poate scrie conform relaţieilui Bernoulli:

><

++−

++= J

g

v p H

g

v p H mg E N N N

N M M M

M MNt 22

22 α

γ

α

γ . (1.3)

Fig. 1.2. Diferenţă de nivel între două puncte

În relaţiile de mai sus:- E MNt , E M şi E N sunt energia hidraulică totală, respectiv energia corespunzătoare

punctelor M şi N;

- H MN , H M şi H N sunt diferenţa de nivel, respectiv înălţimile geodezice ale punctelor Mşi N;- p M şi p N - presiunile statice în punctele M şi N;- v M şi v N - vitezele de curgere ale masei de fluid la priza de apă şi în emisar;- α M şi α N - coeficienţi Coriolis ale secţiunilor de curgere respective;- g - acceleraţia gravitaţională;- γ - greutatea specifică a apei.Ţinând seama de faptul că N M p p ≅ şi 1=≈ N M αα , se obţine:

><

−+= J

g

vv H mg E N M

MN MN

2

22

. (1.4)

Pentru AHE fluviale (v M ≅ v N ) şi pentru AMH cu cădere mare (2

22 N M

MN

vv H

−>> ),

energia hidraulică totală, teoretică se poate aprecia prin relaţia><≈ J mgH E MN MNt . (1.5)

Puterea hidraulică teoretică a unei AHE, având un debit de aducţiune D MN <m3/s>, se poate exprima cu relaţia:

]81,91000

><≅= KW D H D gH

P MN MN MN MN

MNt ρ

(1.6)

l

M v M

v N

N

H M N

H M

H N



Puterea electrică teoretică a unei AHE reprezintă suma puterilor obţinute de lageneratoarele electrice; această putere se poate evalua cu relaţia:

><= kW P P MNt AHE MNe η (1.7)

unde:

g t h AHE ηηηη = (1.8)

este randamentul global al AHE, caracterizând calitativ transformarea energiei hidraulice înenergie cinetică.

În relaţia (3.8):ηh - este randamentul hidraulic al amenajării (0,85....0,99);ηt - randamentul turbinei (0,8....0,94);η g - randamentul generatorului (0,9....0,98).Producţia de energie electrică realizată de AHE, pe un interval de timp dat , (de obicei 1

an), se calculează cu relaţia:

><= kWht P E f MNe (1.9)

unde t f este durata de funcţionare a AHE, din intervalul de timp T, în ore.Un alt parametru caracteristic AHE este puterea specifică

><= km KW l

P P MNt l

MN / (1.10)

unde lungimea l a cursului de apă se exprimă în km.Evident, o AHE este cu atât mai avantajoasă cu cât cursul de apă are o putere specifică

mai ridicată.

În realitate, datorită unor pierderi de energie în amonte pe elementele de concentrare aenergiei hidraulice (priza de apă 3, aducţiunea 4, conducte forţate 7) şi în aval de turbinahidraulică (pierderile pe tronsonul de după turbină), căderea de nivel H MN scade, devenindcăderea netă sau disponibilă

MN MNd H H < (1.11)

şi în consecinţă scad puterea electrică teoretică şi producţia de energie electrică date derelaţiile (1.7), respectiv (1.9).

Spre deosebire de centralele termoelectrice, centralele hidroelectrice au unele particularităţi, ele fiind dependente de:

- înălţimea de cădere, specifică fiecărei amenajări;- debitul de apă pe râu, variabil în timp;- configuraţia geografică a zonei şi geologia ei.Fiecare centrală hidroelectrică este o unitate diferită de celelalte, practic fără posibilităţi de

tipizare.Centralele hidroelectrice lucrează cu un randament ce depăşeşte în medie 80%. (Moţoiu,

1974)

1.4. Debitul instalat într-o CHE

În decursul unui an debitele râurilor se modifică în funcţie de anotimpuri şi condiţiile

meteorologice concrete ale perioadei respective. Astfel, debitele râurilor sunt mari, primăvara,



după topirea zăpezilor şi toamna în perioada mai ploioasă şi devin mici iarna şi vara. Pentrufiecare râu se poate determina debitul mediu Dmed <m3/s>.

Debitul instalat într-o centrală hidroelectrică, Di este superior debitului mediu. Raportul

med

i D

Dk = (1.12)

se numeşte coeficient de suprainstalare.Coeficientul de suprainstalare depinde de:

- rolul atribuit CHE în sistemul energetic;- mărimea compensării prin acumulare.

Coeficientul de suprainstalare optim se determină pe baza unor calcule tehnico-economice.

Grupurile energetice, acţionate cu turbine hidraulice, se pot porni şi încărca foarterepede. Exploatarea unei turbine hidraulice poate fi efectuată în siguranţă pentru viteze mari

de variaţie a sarcinii electrice cu regimuri dese de pornire, funcţionare în gol şi oprire.Din aceste cauze CHE sunt cele mai potrivite centrale pentru preluarea vârfurilor desarcină.

După modul de realizare al amenajării hidraulice CHE se clasifică în: CHE fără lac deacumulare şi CHE cu lac de acumulare pentru compensarea debitelor.

În cazul CHE fără lac de acumulare (AHE fluviale) se poate utiliza numai debitulmomentan. Puterea este produsă în funcţie de regimul de scurgere al râurilor, iar rolulcentralei va putea fi numai de bază.

În cazul unei CHE cu lac de acumulare, energia produsă depinde de mărimeacompensării pe care o poate realiza lacul de acumulare. Regimul de funcţionare al centralei

poate fi ales atât ca regim de bază cât şi ca regim de vârf dependent de cantitatea de apă din

lacul de acumulare, de coeficientul de suprainstalare şi de rolul rezervat acumulării înamenajarea generală a apelor din bazin.Compensările prin acumulare la CHE pot fi:

- anuale - putând prelua variaţiile debitelor pe întregul an;- sezoniere - egalizând nivelele de debit pe anumite sezoane;- lunare;- săptămânale - zilnice, compensări care permit ca CHE să funcţioneze în anumite ore pe

zi şi să fie oprită în alte ore la debite reduse ale râului, fără să poată realiza o acumularesuficientă pentru regularizarea cursului apei.

Cu cât compensarea este mai scăzută cu atât regimul de exploatare este mai aproape decazul fără lac de acumulare. Prin acumulare se reuşeşte să se reţină o parte din apa care se

scurge la debite mai mari decât cel instalat în centrală şi prin aceasta se majorează cantitateade apă scursă la perioada de debite mici, obţinându-se o curbă de debit aplatizată, deci un spor de energie electrică produsă în CHE.

Cu cât acumularea este mai mare cu atât aplatizarea debitelor este mai accentuată, lalimită, în cazul unei compensări anuale, apare posibilitatea teoretică de obţinere a uneiscurgeri constante cu debit egal cu debitul mediu al râului. În acest caz cantitatea de apătrecută prin turbină este independentă de coeficientul de suprainstalare şi energia electrică

produsă anual de CHE este constantă. Acumularea apei râului poate fi legată exclusiv de unscop energetic sau poate avea şi alte scopuri. În ultimul caz regimul electric cerut de sistemintervine numai în parte asupra regimului de scurgere dictat de celelalte nevoi care au caracter

prioritar.Turbinele hidraulice ale unei astfel de amenajări urmează să fie dimensionate pentru a

putea folosi debitele de apă cerute în aval pentru celelalte nevoi.



Centralele hidroelectrice cu acumulare cu caracter de bază sunt întâlnite în sistemeleenergetice în care energia hidraulică este preponderentă ca sursă (Elveţia, Suedia, Norvegia).

CHE cu acumulare sunt prevăzute cu coeficienţi importanţi de suprainstalare (CHEBicaz k = 4; CHE - Argeş k = 5; CHE Porţile de Fier - Dunăre k = 10).

Calculele pentru determinarea coeficientului optim de suprainstalare trebuie să ţinăseama de costul energiei de vârf produsă în centralele termoelectrice ale sistemului precum şide faptul că puterea suplimentară instalată în asemenea unităţi hidroelectrice este oricând ladispoziţie pentru intervenţie, înlocuind astfel o putere echivalentă din sistem.

Dacă centrala hidroelectrică ar avea o putere mai mică şi ar funcţiona ca centrală de bază partea superioară a curbei ar fi preluată de CTE care vor funcţiona neeconomic, dincauza variaţiei sarcinii şi a necesităţii unor porniri şi opriri repetate. În calculul economic alCHE de vârf trebuie să se ţină seama că prin reducerea corespunzătoare a puterii CTE serealizează o economie de investiţii care compensează o parte din investiţiile suplimentare

pentru realizarea centralelor hidroelectrice. Avantajul folosirii CHE pentru acoperirea vârfului

de sarcină se răsfrânge asupra consumului specific din CTE, întrucât acestea sunt folosite înmai mare măsură ca unităţi de bază.

1.5. Eleme ntele componente ale AHE

1.5.1. Baraje

Barajele sunt construcţii hidroenergetice speciale, realizate cu scopul de a opri cursulunui râu şi de a forma un lac de acumulare.

Barajele sunt foarte diferite ca mod de execuţie în funcţie de înălţime (baraje de mică şide mare înălţime), de realizare, de natura terenului de fundare, de condiţiile tehnice şieconomice de exploatare etc. (Moţoiu, 1974)

Barajele joase sunt în general de lungime mare (baraje fluviale) în timp ce barajeleînalte sunt scurte, fiind situate în văi înguste, în zone de munte.

Barajele se pot executa din pământ şi piatră, din beton sau din beton armat.Un exemplu de baraj din pământ şi piatră este arătat în fig. 1.3.

Fig. 1.3. Baraj din pământ şi piatră

1 - barbadou amonte; 2- pereu din plăci de beton; 3 - pereu de etanşare din beton; 4 -anrocamente; 5 - zonă de trecere; 7 - nucleu de argilă; 8 - anrocamente de protecţie; 9 -galerie de injecţie; 10 - voalul de etanşare.

Asemenea baraje se caracterizează prin pante de taluz mici

÷

21

5,11

la pământ şi

÷ 5,1

1

1

1

la piatră, din care cauză au la bază o lăţime mare şi deci un volum foarte mare dematerial. Barajele din pământ şi piatră au în partea centrală o porţiune impermeabilă din argilă

12

109

7

3

4

56

8



(7), sub care se formează în pământ un voal de etanşare (10). Partea care vine în contact cuapa are suprafaţa protejată cu pereţi de piatră sau de

beton (2, 3). Acest tip de baraj se construieşte înlocurile cu terenurile de fundare slabe, care nu suportăeforturile transmise de masivele de beton şi care

prezintă eventuale pericole de tasare. Barajul este stabil prin greutatea sa, ocupă o lăţime de 2,5-5 ori mai maredecât înălţimea sa şi se poate realiza până la înălţimi de330 m. Barajul Vidra pe Lotru are o înălţime de 121 mşi un volum construit de 3.500.000 m3 (fig.3.3).

Barajele de beton, de greutate, fig. 1.4, suntconstrucţii a căror stabilitate fată de presiuneahidrostatică a apei din lac se asigură prin geometriasecţiunii şi prin greutatea lor. La aceste baraje

rezultanta forţelor de greutate şi hidrostatice trebuie săcadă în zona centrală a poligonului de susţinere. Barajele transmit totalitatea efortului lafundaţie şi rezistă independent de lungimea lor, din care cauză forma lor în plan este dreaptă.Se pot realiza până la înălţimi mari în locuri cu rezistenţă bună a solului de fundare. Barajulnu exercită nici o solicitare asupra malurilor albiei. Barajul de greutate necesită un volummare de beton simplu (fig. 1.4).

În corpul barajului se prevăd tunele şi galerii speciale în care se instalează aparatura demăsură şi control pentru identificarea stării barajului, precum şi aparatele de siguranţă şiavertizare a unor avarii (stări periculoase).

Un exemplu de baraj de greutate este barajul de la Bicaz, situat la Izvorul Muntelui, peBistriţa, cu o înălţime de 127 m şi un volum de beton de 1.625.000 m3.

Reducerea volumului de beton este posibilă, prin crearea de goluri în corpul barajului.Barajele de acest tip sunt cunoscute în literatură ca baraje cu contraforţi (fig. 1.5).

Fig. 1.5. Baraj cu contraforţi

Barajele executate pe fluvii sunt baraje de greutate, de lungime mai mare şi de înălţimeredusă. Acestea sunt construite cu mai multe picioare, denumite pile, între care se realizeazăsuprafeţe de închidere plane sau curbe (fig. 1.6).

La barajele în arc, rezistenţa este asigurată datorită fenomenului de boltă sau de cupolă(fig. 1.7). Forţa hidrostatică a apei acţionează pe partea convexă şi se descompune în forţe decompresiune în baraj iar acestea se transmit terenului pe întregul contur de susţinere. Unasemenea baraj se poate construi numai în zone cu roci stabile şi capabile să preia eforturimecanice, însemnate. Înălţimea barajului poate fi mare dar deschiderea redusă. Din aceastăcategorie face parte barajul Vidraru cu o înălţime de 166 m.

Fig. 1.4. Secţiune printr-un baraj degreutate

TH

G R

h

b

A’A

Secţiunea A-A’



Fig. 1.6. Baraj cu pile Fig. 1.7. Descompunereaeforturilor într-un baraj în arc

Deşi barajele de tip arc pot atinge înălţimi mari, volumul de material folosit este redusîn comparaţie cu volumul barajelor de greutate, deoarece grosimea peretelui barajului de

aceeaşi înălţime, este redusă.Barajele sunt prevăzute cu următoarele elemente funcţionale:- un sistem deversor, realizat pe o parte din lungimea coronamentului, care permite

eliminarea surplusului de apă din lacul de acumulare, când acesta a atins înălţimea prescrisă;

- o golire de fund, situată la baza barajului, care permite scurgerea apelor în vedereagolirii şi curăţirii lacului;

- un sistem de disipare a energiei cinetice a apei deversate peste baraj, cu scopul de a feride eroziunea apei piciorul barajului şi albia din aval de baraj.

1.5.2. Aducţiuni de alime ntare

Aducţiunea apei asigură circulaţia acesteia între captare şi castelul de echilibru cu o pierdere minimă de nivel. Aducţiunea poate fi realizată sub formă de:

- canale deschise de coastă;- conducte (de beton sau metalice);- tunele (necăptuşite sau căptuşite cu beton armat sau metal).

Căptuşirea tunelului este necesară din motive de etanşeitate şi de rezistenţă. În general,secţiunea tunelelor este circulară, diametrul lor putând ajunge la 8 ÷ 12 m. Viteza de circulaţiea apei în aducţiuni este limitată la valori sub 2 m/s, din motive de pierdere de sarcină.

Exemple de tunele de aducţiuni importante sunt la amenajările de la Bicaz, Argeş şiLotru.

1.5.3. Ca stelul de e chilibru

Castelul de echilibru are rolul principal de a reduce şocurile hidraulice, care apar întimpul regimurilor tranzitorii de curgere a apei, din conducta de aducţiune atunci când vaneleturbinelor se închid dintr-un motiv oarecare. Energia undei de presiune se disipă prin oscilaţiiamortizate ale masei de apă din castelul de echilibru.

Geometria castelului poate fi realizată ca cilindru vertical sau trunchi de con evazat,astfel încât volumul de apă evacuat din aducţiune să realizeze o înălţime de salt cât mai redusă(fig. 1.1).

Construcţia castelului poate fi supraterană din beton armat sau subterană, sub formă de

puţ cilindric betonat.



• Debitul de lichid ce trece prin maşină Dt , exprimat, în general în <m3/s> sau<m3/h>;

• Energia specifică totală, exprimată în <kW> prin relaţia (1.5);

•Puterea hidraulică teoretică cedată de lichid, exprimată prin relaţia (1.6);

• Randamentul TH;• Numărul de rotaţii efectuate de arborele maşinii în unitatea de timp:

- turaţia n, exprimată în <rot/min>;- frecvenţa f , exprimată în <rot/s>.

• Turaţia caracteristică sau rapiditatea cinematică

4/3 H

Dnnq = <rot/min> (1.13)

• Turaţia specifică sau rapiditatea dinamică

4/3 H

P nn MN

s = <rot/min> (1.14)

• Viteza unghiulară ω, în <rad/s>;• Gradul de reacţie R; precizează ponderea energiei potenţiale din energia hidraulică

totală schimbate de TH; având în vedere ecuaţia (3.3), R se poate exprima prinrelaţia:

. MN

N M N M

H

p p H H

R γ

−+−

= (1.15)

Când R = 0, TH este cu acţiune, prelucrând numai energia hidraulică sub formăcinetică;

Când R = 1, TH este cu reacţiune, prelucrând energia hidraulică numai sub formă potenţială;

Când 0 < R < 0,5 maşina hidraulică este cu acţiune parţială, respectiv cu reacţiune parţială când 0,5 <R < 1.

• Diametrul caracteristic al rotorului d caracterizează mărimea maşinii hidraulice;adesea celelalte mărimi constructive se exprimă în funcţie de acest parametru. Deexemplu:- la turbinele radiale şi diagonale, d reprezintă diametrul cercului descris de

punctele exterioare ale muchiilor paletelor rotorice;- la turbinele Pelton, d reprezintă diametrul cercului cu centrul în axa de rotaţie a

rotorului şi tangent la axele injectoarelor.

TH pot fi clasificate din următoarele puncte de vedere:- după rapiditate;- după gradul de reacţie;- după mărime sau putere;- după particularităţi constructive.• Clasificarea TH după turaţia specifică sau rapiditate este importantă, deoarece prin

valoarea acestui parametru sunt precizate şi alte caracteristici, cum ar fi:

- tipul constructiv - funcţional şi domeniul de variaţie a unor parametri funcţionali(Tabel 1.4);



- valorile nominale ale unor mărimi ce caracterizează funcţionarea acestor maşini;- alura unor caracteristici funcţionale, etc.

Tabelul 1.4

Tipuri constructive ns [kW] H MN

[m]Direcţie acces apă înrotor

Pelton (P), cu 1÷3 injectoarePelton (P), cu 4÷6 injectoare

3÷3636÷50

≥ 300300÷1000 Tangenţială

Bánki (Ba)Francis (F) lenteFrancis (F) normaleKviatkovski (Kv)

50÷20060÷130130÷215120÷200

10÷20(50)300÷500150÷250100÷250

Radială

Francis (F) rapideDeriaz (D)

215÷350170÷300

50÷15050÷150

Diagonală

Elicoidală (E)Kaplan (K)Propeller (Pr)Semi-Kaplan (S.K.)Bulb (B)

300÷900

700÷1400

15÷50

0,5÷15

Axială

• După gradul de reacţie, în mod asemănător cu turbinele cu abur, TH pot fi cuacţiune (sau acţiune parţială), respectiv cu reacţiune (sau cu reacţiune parţială).

Din categoria TH cu acţiune, respectiv acţiune parţială, fac parte turbinele detipul Pelton şi Bánki. Toate celelalte TH utilizate în energetică sunt turbine cu

reacţiune sau cu reacţiune parţială (Francis sau Kaplan, etc).• Din punctul de vedere al puterii TH se pot grupa în:- TH de putere mică cu 10 kW ≤ P MN ≤ 10 MW, cu limita inferioară

corespunzătoare unor căderi nete H NM mici; constructiv astfel de turbine pot fi detipul Pelton ( H MN ≈150 m) sau Francis ( H MN ≈ 25 m);

- TH de putere mare, cu P MN ≥ 10 MW, şi mergând chiar până la ordinul a500÷800 MW.

• Particularităţile constructive, care diferenţiază TH se referă la:- Poziţia axului rotorului:

- cu ax orizontal, pentru unităţi de putere mică şi medie;- cu ax vertical, pentru unităţi de mare putere;- cu ax oblic, în cazul unor unităţi specializate, capsulate, de putere mică.

- Modul de acces al apei în rotor - cu rotor cu simplu flux;- cu rotor cu dublu flux (se echilibrează forţele de împingere axială).

- Numărul de rotoare:- cu un singur rotor (monoetajate);- cu mai multe rotoare (multietajate).

- Posibilităţi de reglare:- TH nereglabile (de exemplu TH elicoidale de mică putere);



Din consideraţii practice, legate de faptul că în energetică turbina funcţionează la vitezaunghiulară ω=ct., se poate considera că vectorii viteza nu sunt funcţii de timp.

Viteza tangenţială u a unei particule de fluid aflate la distanţa r de axa de rotaţia va fiidentică cu viteza tangenţială a rotorului în acel punct iar în cazul unei mişcări relative va ficonsiderată viteza de transport.

Mărimile c , w şi u sunt legate prin relaţia:

uwc += , (1.17)

a cărei reprezentare grafică, fig.1.10, este cunoscută în aplicaţiile tehnice ale mecaniciifluidelor ca triunghiul vitezelor.

Fig.1.10. Triunghiul vitezelor

Vitezele c şi w pot fi descompuse după direcţiile radială r, tangenţială u şi a axei de

rotaţie z rezultând componentele z ur ccc ,, respectiv z ur www ,, .Proiecţiile vitezelor c şi w în planul meridian sunt mc şi mw . Între vitezele c , w şi

componentele lor există următoarele relaţii:

.;;

z r m z r m

umum

wwwccc

wwwccc

+=+=+=+=

(1.18)

Dacă se consideră relaţiile (1.18) şi analizând fig. 1.10, se observă că mm wc = , ceea

ce implică şi r r wc = , respectiv z z wc = .Expresiile componentelor vârtejului (Pavel, Zarea, 1965) , în sistemul (Pruz) vor fi:

( )

( )

∂∂

−∂

∂=

∂∂

−∂∂

=

∂∂−

∂∂=

θω

ω

θω

r u z

z r u

u z r

c

r

rc

r

r

c

z

c

z rcc

r

212121

(1.19)

Într-o mişcare axial simetrică componentele vitezelor nu depind de unghiul de rotaţie θşi ca urmare relaţiile (1.19) devin:

r c z c

α

β

Z

mc

r

u

c

w

mwuw

uc

ω



( )

( )

∂∂

=

∂

∂−

∂

∂=

∂∂

−=

.212

121

r

rc

r

r

c

z

c z

rc

r

u z

z r u

ur

ω

ω

ω

(1.20)

În aceleaşi condiţii, ale unei mişcări axial simetrice, ecuaţia de continuitate se poatescrie (Popescu, 1993):

.0=+∂∂

+∂∂

r

c

z

c

r

c r z r (1.21)

În multe aplicaţii se poate proceda la extinderea relaţiilor valabile pentru tuburile decurent subţiri la tuburi de curent groase

,2

pS k Q D ∆=ρ

(1.22)

unde: Q este debitul volumic de fluid, k D coeficient de debit, S secţiunea de curgere, ρdensitatea fluidului, ∆ p căderea de presiune pe porţiunea considerată.

1.6.2.2. Ecua ţia de conservare a energiei, ecuaţia lui Bernoulli,

aplicată în cazul turbinelor

Mişcarea fluidului (apei) prin organele fixe ale turbinei (carcasă, stator şi aspirator) poate fi asimilată curgerii prin tuburi de curent groase. Dacă se neglijează repartiţia

neuniformă a vitezelor în secţiunea de curgere, între două secţiuni drepte 1-1, 2-2 ale unui tubde curent, în mişcare permanentă, se poate scrie:

,22 212

222

11

21

−+++=++ h z p

g

c z

p

g

c

γ γ (1.23)

unde: γ este greutatea specifică a fluidului, p1 şi p2 sunt presiunile statice în secţiunileconsiderate, z 1 şi z 2 înălţimile secţiunilor de intrare 1-1 şi respectiv de ieşire 2-2, în sistemulde coordonate considerat, iar h1-2 este pierderea de sarcină (energie) între cele două secţiuni( 1221 hhh −=− ).

La nivelul rotorului viteza absolută c se descompune în elementele w şi u (vezi relaţia

(1.17)). Într-un tub de curent de lungime l şi secţiune variabilă S, mărginit de două pale se poate considera elementul de lungime dl şi volum Sdl , în centrul căruia se cunoaşte triunghiulvitezelor (1.17), putându-se scrie acceleraţiile masei m de apă:

- acceleraţia tangenţială de transport a rotorului:dt

d r aut

ω= ;

- acceleraţia normală centripetă: 22

ωr r

uaun == ;

- acceleraţia relativă tangenţială:dt

dwart = ;

- acceleraţia relativă normală: R

warR

2

= ;



- acceleraţia Coriolis, normală pe planul ( )ω,w , ( )wwac ,sin2 ωω= ;

- acceleraţia absolută:

crRrt unut a aaaaaa ++++= . (1.24)

În regim permanent:

==

=== =

R

waa

r aa

aa

r rR

uun

rt ut

2

200

ω (1.25)

şi ca urmare acceleraţia absolută are expresia:

.cr ua aaaa ++= (3.26)

Ecuaţia de mişcare a masei elementare Sdl g

dm γ = devine, conform principiului

suprapunerii efectelor

, F d dmaa Σ= (1.27)

unde F reprezintă rezultanta forţelor care acţionează simultan asupra masei dm.

În mărimi relative ecuaţia mişcării devine:

( ) .dmaa F d dma cur +−Σ= (1.28)

În cazul particular al unei mişcări relative nepermanente (Popescu, 1993) integrareaecuaţiei (1.28) pe o linie de curent, între un punct 1 situat la intrarea în canalul format de două

pale succesive ale rotorului şi un punct 2 la ieşirea din acesta, conduce la o formă particulară aecuaţiei lui Bernoulli:

.1

22

2

1

2122

22

22

11

21

21 ∫ −+++

−=++

− r

r

rd dt

d

g h z

p

g

uw z

p

g

uwθ

ω

γ γ (1.29)

Pentru o mişcare cu ω = ct (mişcarea relativă permanentă), rezultă:

.22 212

222

22

11

21

21

−+++−

=++−

h z p

g

uw z

p

g

uw

γ γ (1.30)

Relaţia (1.30) este frecvent utilizată în proiectare.În literatura de specialitate (Moţoiu, 1974), (Popescu, 1993), (Pavel, Zarea, 1965) se

definesc:

21 z z z −=∆ , diferenţa de înălţime a secţiunilor de intrare şi de ieşire;

21

21

21

21

2121

22 −+∆−

−−

−=

−h z

g

ww

g

uu p p

γ

, suprapresiunea de la intrare faţă de

ieşire



,21 H

p p R

γ

−= gradul de reacţiune al turbinei.

1.6.2.3. Puterea şi cuplul hidraulic al unui curent de lichid

Expresia puterii hidraulice transformate în rotorul turbinei, în putere mecanică deantrenare a rotorului, se poate deduce plecând de la ecuaţia lui Bernoulli (1.30) pusă subforma:

.22

22

21

121212

22

21

g

uuhh z z

p p

g

ww −+−+−+

−=

−

γ (1.31)

În triunghiurile de viteze, similare celor din fig. 1.10, se definesc:

2222

1111

sincos

sincos

22

11

αα

αα

cccc

cccc

mu

mu

==

==. (1.32)

Teorema lui Pitagora generalizată permite exprimarea vectorilor viteză absolută w1, w2:

−+=−+=

−+=−+=

,2cos2

2cos2

222

22222

22

22

22

121

21111

21

211

2

1

ucucucucw

ucucucucw

u

u

α

α(1.33)

care prin scădere membru cu membru şi împărţire cu 2 g conduce la:

( ).1222 21

22

21

22

21

22

21

21 ucuc

g g

uu

g

cc

g

wwuu −−

−+

−=

−(1.34)

Din (1.31) şi (1.34) rezultă:

( ) ,2

122

22

21

121212

21

22

21

22

21

21 g

uuhh z z

p pucuc

g g

uu

g

ccuu

−+−+−+

−=−−

−+

−γ

(1.35)

sau

( ).122 21122

222

11

21

21 ucuc

g h z

p

g

c z

p

g

cuu −=

+++−

++ −γ γ

(1.36)

Expresiile de forma

++ i

ii z p g

cγ 2

2 , i = 1,2, reprezintă energiile specifice H 1e şi H 2e

ale elementului de fluid respectiv, la intrarea şi la ieşirea din turbină, raportate la 1 kg defluid. Membrul drept, notat cu H h, reprezintă energia totală cedată de curentul de fluid(energia specifică prelucrată hidraulic de rotor):

.21 hee H H H =− (1.37)

Puterea hidraulică P h , dezvoltată de debitul total Q de apă la nivelul rotorului şi

exprimată în CP, se obţine înmulţind relaţia (1.37) cu75Qγ

:



( ),75 21 21

ucucQ

P uuh −= γ (1.38)

unde γ este dat în Kgf/m3 iar Q în m3/s.

Se poate defini puterea teoretică disponibilă la intrarea în turbină

,75QH

P t γ

= (1.39)

unde H este căderea hidraulică netă disponibilă (vezi § 1.3).Cuplul hidraulic se exprimă prin:

( ).7521 21

r cr c g

Q P M uu

hh −==

γ

ω(1.40)

1.6.3 Tipuri constructive de turbine hidrauliceAlegerea tipului de TH se face în funcţie de înălţimea de cădere şi de puterea necesară.

Criteriul care caracterizează domeniile de folosire este cel al rapidităţii cinematice nR , relaţia(1.13) sau al rapidităţii diamice n s, relaţia (1.14).

Toate TH transformă energia hidraulică în energie mecanică, dar după forma energieihidraulice primare şi felul transformării ei se disting două categorii: TH cu acţiune şi TH cu

reacţiune.TH cu acţiune transformă în stator întreaga cădere netă în înălţime cinetică, adică

primesc la intrarea în rotor energia hidraulică sub formă pur cinetică şi o transformă, după principiul impulsului, în energie mecanică. Presiunea la intrarea în cupele rotorului este egalăcu cea de la ieşire şi ambele sunt egale cu presiunea atmosferică, din care cauză se mai

numesc şi TH de egală presiune. În această categorie intră turbinele Bánki (de interes istoric)şi turbina contemporană Pelton.

TH cu reacţiune, denumite şi TH cu suprapresiune, primesc energia hidraulică preponderent sub formă potenţială de presiune, având şi o cotă parte de energie cinetică.Presiunea la intrarea în rotor, p1, este mai mare decât presiunea de la ieşire, p2. În aceastăcategorie se încadrează tipurile contemporane de TH Francis, Kaplan şi bulb.

Turbinele Pelton sunt caracteristice căderilor mari şi debitelor reduse, deci amenajărilor hidroenergetice din zone de munte. Construcţia este simplă şi robustă şi poate fi realizată cuax orizontal sau vertical.

Organele hidromecanice principale ale turbinelor Pelton sunt: rotorul, statorul, compusdin unul sau mai multe injectoare, distribuitorul spre injector, deflectoarele, funcţionând caregulatoare de presiune, mecanismele de manevră şi reglaj şi aparatura anexă. Ca organemecanice se disting: arborele turbinei, batiul, carcasa superioară, blindajul camerei deevacuare şi alte organe mecanice anexe (lagăre, instalaţia de ungere, etc.). În fig. 1.11 se

prezintă schiţa unei turbine Pelton monorotoare – monoinjectoare cu ax orizontal, în care sedisting organele principale.

Distribuitorul este racordat la capătul din dreapta la vana turbinei (nereprezentată înfigura 1.11) şi în stânga , prin flanşe, la conducta forţată 8 a statorului care este curbată pentrua primi în interiorul ei acul 2 al injectorului 1. La capătul din dreapta al acului se găseşteservomotorul 3 al injectorului, iar la capătul din stânga se racordează ajutajul injectorului. Înfigură sunt reprezentate şi mecanismele de reglaj şi regulatorul automat.



Fig. 1.11 Schema turbinei Pelton1- injector; 2- acul injectorului; 3– servomotorul de acţionare aacului 2; 4– cupele rotorului; 5- carcasa; 6- arbore rotoric; 7-deflector; 8- conducta forţată; 9- injector de frână.

Fig. 1.12. Cupa rotorică1- muchia de intrare; 2- muchiile deieşire;3- tăietura de la intrare; 4-nervura de rigidizare; 5-coada defixare

Jetul de apă care vine din distribuitor trece prin injector, de unde iese cu viteză foartemare şi loveşte cupele 4. Cupele sunt fixate rigid şi uniform pe discul rotorului prinintermediul unor cozi în formă de furcă. O cupă, fig. 1.12, constă din două părţi simetrice deformă elipsoidală despărţite de o muchie ascuţită 1. La intrare cupele au practicate tăieturile 3în partea de jos. Turbina Pelton lucrează cu admisie parţială, activă fiind numai cupa aflată în

dreptul injectorului. Datorită tăieturii din partea inferioară , jetul acţionează simultan asupra a2 ... 3 cupe. Energia potenţială a apei este transformată în energie cinetică în elementul fix alturbinei, paletajul cupelor realizând ca şi la turbinele cu acţiune cu abur numai o schimbare dedirecţie a jetului de lichid. Forma elipsoidală a cupelor deviază jetul de apă cu aproximativ1800, ceea ce face să apară o forţă tangenţială de impuls suplimentar, care se exercită asuprarotorului turbinei.

Pentru turbinele care necesită debite mai mari se instalează până la şase injectoare la oroată, plasate simetric pe conturul roţii. Turbinele pentru puteri mari se pot construi şi cu douăroţi în paralel, în care caz însă axul nu poate fi decât orizontal.

Înălţimea căderii nete se măsoară la turbinele Pelton până la axul injectorului, diferenţade înălţime până la canalul de fugă fiind inutilizabilă. Randamentul turbinelor Pelton atinge

cifre maxime de 90 ÷ 90,5%.Reglajul turbinei Pelton se face prin variaţia secţiunii injectorului, printr-un ac profilat

hidrodinamic. Injectorul de frână 9 este folosit la oprirea turbinei Pelton, după ce jetul de apăa fost îndepărtat de cupele rotorice prin intermediul deflectorului 7.

Turbinele cu reacţiune sunt alcătuite din următoarele părţi principale: carcasa spirală,statorul (există numai la turbinele de dimensiuni mari), aparatul director, rotorul şi aspiratorul.De asemenea aceste turbine mai au arbore, lagăre, capace, inele de reglaj, etc. (Pavel, Zarea,1965)

Modul de funcţionare a TH cu reacţiune este următorul: apa din conducta forţată pătrunde în camera spirală, este condusă spre aparatul director, unde energia potenţială acurentului de apă este transformată parţial în energie cinetică, apoi pătrunde în rotor în care,

1 8

3274

5

6

9 5 5

4

1

2 3

2

4

1



prin variaţia momentului cinetic al apei, se obţine cuplul motor la arborele turbinei. După ceiese din turbină apa trece prin aspirator şi apoi este evacuată în canalul de fugă.

Rolul funcţional al principalelor părţi componente ale TH cu reacţiune tip Francis şiKaplan poate fi sintetizat astfel:

Carcasa spirală (numită şi melc):- face legătura între vana de admisie şi statorul turbinei;- creează un cuplu hidraulic necesar funcţionării turbinei;- repartizează uniform debitul şi vitezele pe periferia statorului sau a aparatului director;- permite racordul regulatorului de presiune;- prin rezistenţa sa poate transmite forţe spre fundaţia turbinei, prin palele statorice fixe

de la gura melcului.Statorul :- distribuie debitul uniform pe periferia aparatului director;- rigidizează carcasa spirală şi preia forţele care acţionează asupra acesteia. Aparatul director

(distribuitorul

):- distribuie uniform debitul pe periferia rotorului;- transformă parţial energia de presiune în energie cinetică;- realizează unghiul α0 al vectorului vitezei absolute c0, necesar intrării corecte a apei în

rotor;- reglează debitul care trece prin turbină de la zero la valoarea maximă;- la poziţia închis, aparatul director se închide etanş şi reduce debitul la zero;- realizează pierderi de sarcină minime prin pale cu profile hidrodinamice mobile în jurul

unui ax;- conţine mecanisme de reglaj robuste şi precise (inel de reglaj, pârghii şi trăgătoare). Rotorul , transformă puterea hidraulică, potenţială şi cinetică, în putere mecanică la

arborele pe care este montat. Aspiratorul :- permite aşezarea rotorului într-o poziţie corectă, conform calculelor hidromecanice;- realizează „aspiraţia Hs>0”, cu rotorul montat la înălţimea Hs deasupra nivelului aval,

sau „contrapresiunea Hs<0”, cu rotorul scufundat sub nivelul din aval;- recuperează o parte din energia cinetică a apei la ieşirea din rotor, mărind randamentul

turbinei;- permite devierea curentului de apă, după nevoie, din direcţia orizontală în aceea

verticală sau invers;- evacuează apa spre canalul de fugă al CHE în condiţii hidrodinamice optime.

Turbinele Francis sunt turbine cu reacţiune cu admisie totală. Construcţia lor obişnuităeste cu ax vertical, ceea ce permite ca distribuitorul de apă al turbinei să formeze o spiră în

plan orizontal. Transformarea energiei potenţiale a apei în energie cinetică are loc chiar încanalele formate de palele rotorului construite din tablă cu o formă şi un profil curb în spaţiu.Forma paletelor depinde de rapiditatea maşinii. La turbinele cu rapiditate redusă aluragenerală a scurgerii este centripetă, în timp ce la maşinile cu rapiditate mare scurgerea setransformă treptat într-o scurgere axială, după cum se poate observa în fig. 1.13 şi fig. 1. 14.

La ieşirea din turbină presiunea este subatmosferică, aspiratorul înecat cu margineainferioară sub nivelul apei din canalul de fugă, asigurând coloana neîntreruptă de lichid.



Fig. 1.13. Turbina Francis cu rapiditatemijlocie ns = 160;

1 - distribuitor; 2 palete directoare de reglaj; 3 -

rotorul; 4 - aspiratorul.

Fig. 1.14. Turbina Francis cu rapiditate marens = 400

Reglajul turbinelor Francis se face prin intermediul palelor mobile 2 ale distribuitorului1 cu care se reglează debitul de apă care trece prin rotorul turbinei.

Puterea limită a turbinelor Francis este determinată de dimensiunile maxime de uzinareale rotorului.

Rotoarele turbinelor Francis de la CHE Krasnoiarsk, pe Ienisei, au diametre de 7,5 m,realizând la căderi de 101 m puteri de 508 MW.

În România funcţionează numeroase turbine Francis cum ar fi: la Bicaz 50MW, căderea145 m; la Argeş 55 MW, H = 324m.

În fig. 1.15 este prezentată schiţa unui rotor de turbină Francis. Randamentul turbinelor Francis este ridicat, depăşind 90% la unităţile mari.

Fig. 1.15. Rotor de turbină Francis Fig. 1.16. Schema unei turbine Kaplan:1 – corpul butucului; 2 - manivelă; 3- fus; 4 – bielă; 5-

bolţ; 6- ureche; 7- pistonul servomotorului.

Turbinele Kaplan sunt turbine elicoidale cu palete rotorice cu unghi variabil. Acesteaacoperă domeniul rapidităţilor maxime întâlnite.

12

3

4

1 2

3

4

4

3

2

1

5

6

7



Funcţionarea acestor turbine nu se deosebeşte de cea a turbinelor Francis rapide. Laturbinele Kaplan curgerea lichidului este complet axială. Rotorul unei turbine Kaplan areforma unui butuc fuzelat hidrodinamic cu palete analoage celor ale elicelor de avioane sau denave, fig. 1.16. Numărul paletelor rotorice este de 6 - 8.

După modul de realizare al reglării se întâlnesc următoarele subtipuri:- turbine Kaplan, la care în timpul funcţionării sunt mobile în jurul axelor proprii atât

paletele aparatului director cât şi paletele rotorului, deci se realizează un reglaj dublu,datorită căruia se obţin valori mari ale randamentului. Curba randamentului în funcţiede sarcină este aplatizată.

- turbine semi-Kaplan, la care paletele aparatului director sunt fixe, iar reglajul se facenumai cu paletele rotorice care sunt mobile. Curba de randament este mai puţin plată cala turbinele Kaplan.

Mecanismul de rotire a paletelor, fig. 1.16, se compune dintr-un servomotor hidraulic şiun sistem de pârghii, care leagă pistonul 7 al servomotorului de manivelele 2 fixate pe fusurile3 ale paletelor. O astfel de cuplare asigură la mişcarea pistonului servomotorului hidraulicrotirea paletelor rotorului la unghiul condiţionat de deschiderea aparatului director pentrucăderea respectivă.

Rotirea paletelor se realizează în modul următor: din instalaţia de ulei sub presiune printr-un sertăraş, uleiul ajunge alternativ, prin golurile din coloana de distribuţie montată îninteriorul arborelui şi găurile radiale din tija servomotorului, fie în camera servomotorului desub pistonul 7, fie în camera de deasupra lui. Pistonul servomotorului se deplasează subacţiunea presiunii uleiului în sus şi în jos, iar mişcarea paletelor este determinată de acţiunea

pistonului servomotorului asupra manivelelor inelare, direct prin bielele 4şi urechile 6.Într-o altă variantă constructivă, TH Kaplan cu stea de conducere, fig. 1.17, tija 6 a

pistonului servomotorului hidraulic este cuplată rigid cu tija de reglare 5. Rotirea paletelor serealizează astfel: manivela 2 solidară cu fusul 1 al paletei este legată prin bieleta 3 de steauade reglare 4. La deplasarea pistonului servomotorului în sus, paletele rotorului se mişcă spreînchidere, adică se aşează la un unghi mai mic, iar la deplasarea pistonului în jos paletele serotesc în sens invers, spre deschidere.

Diametrul maxim al rotoarelor TH Kaplan limitează puterea la 175 ÷ 180 MW.Turbinele Kaplan de la CHE Porţile de Fier au puterea de 178 MW, căderea de 33 m şidiametrul rotorului de 9 m.

Fig. 1.17. Paletă de turbină Kaplan acţionată cu stea de conducere1- fusul paletei; 2- manivelă; 3- bieletă; 4- steaua de reglare;

5- tija de reglare; 6- pistonul servomotorului hidraulic

15

2

34



O categorie aparte a turbinelor axiale o formează turbinele bulb. Aceste turbine de mică putere sunt în construcţie monobloc (în ţeavă). Turbina formează corp comun cu generatorul

electric şi este introdusă împreună cu acesta în canalul în care are loc scurgerea, fig. 1. 18.Axul grupului poate fi orizontal, vertical sau înclinat.

Fig. 1.18. Turbină bulb1 - Capsula generatorului electric (bulbul); 2 - generatorul electric (alternator);3 - coloana (paleta) statorică; 4 - paleta rotorică; 5 - butucul rotorului; 6 - capota rotorului; 7 -tubul aspirator; 8 – camera rotorului; 9 - tub de protecţie a conductorilor electrici.

1.6.3.1. Dispoziţia ut ilajelor în ce ntralele hidroelectrice

Turbinele hidraulice antrenează generatoare cu mai multe perechi de poli, de construcţiecu poli aparenţi, răcite cu aer. Construcţia cea mai caracteristică a hidrogeneratorului este ceacu ax vertical, purtând deasupra statorului lagărul axial ce suportă suspendat întregul rotor şi

apoi excitatricea.Diametrele rotorului generatorului sunt astfel alese încât să permită montarea şidemontarea rotorului turbinei hidraulice care se extrage pe la partea superioară traversândstatorul generatorului.

Turbinele hidraulice nu necesită precauţii speciale la pornire, neavând regimuritranzitorii cu variaţii mari de temperatură. De îndată ce presiunea de ulei a fost stabilită încircuitele auxiliare, asigurând ungerea şi acţionarea organelor de reglaj, maşina poate demaraşi lansa imediat în turaţie, ceea ce permite ca durata de la prima manevră şi până la punerea în

paralel să fie de cca. două minute. Datorită momentului mare de inerţie ale rotoarelor, cea maimare parte din timp se consumă cu creşterea turaţiei grupului.

Forţele de acţionare ale organelor de reglaj sunt deosebit de mari, motiv pentru care la

aceste turbine se foloseşte în exclusivitate reglajul hidraulic acţionând prin servomotoare

1 4

5

6

783

2

1* 2*

9



asupra dispozitivelor care schimbă poziţia acelor injectoare, a paletelor directoare sau aunghiului palelor rotorice.

Fig.1.19 CHE cu turbine



CONSTRUCTII HIDROTEHNICE IN ROMANIA

Cele mai mari hidrocentrale de pe fluviul Dunarea:

Portile de Fier I, cu o putere instalata de 1080 MW

Portile de Fier II, cu puterea instalata de 250 MW

Ambele hidrocentrale sunt exploatate in parteneriat cu partea yugoslava, centralele romana siyugoslava la Portile de Fier I cumuland 2160 MW, iar cele de la Portile de Fier II cumuland 500 MCentralele Portile de Fier I si II pot turbina un debit instalat de 8700 mc/s. Centrala Portile de Fiereste amplasata la 15 km amonte de orasul Drobeta Turnu-Severin (inaltime baraj = 60 m , lungimecoronament = 1278 m), iar centrala Portile de Fier II (inaltime baraj = 35 m, lungimecoronament=412m) la 60 km in aval.Sistemul Portile de Fier I este una din cele mai mari constructii hidrotehnice din Europa si cea mai

mare de pe Dunare. Lacul sau de acumulare cu un volum de peste 2200 milioane mc se intinde de labaraj pana la confluenta cu raul Tisa (S = 320 kmp, L = 140 km). Lacul cuprinde in principal zonaDefileului Dunarii, cel mai mare defileu din Europa, cuprins intre localitatile Bazias si Orsova.

Portile de Fier I,ce are un inalt grad de eficienta: pentru o putere instalata de 1.050 MW si o energie d5,4 miliarde KWh/anul mediu (printre cele mai importante din Europa), a costat aproximativ 400milioane dolari SUA, dar produce energie de circa 220 milioane dolari SUA/an, ajungand la statutul dcea mai eficienta investitie din Europa, indiferent de domeniul de activitate. La executia ei s-au folositcele mai performante tehnologii de executie, din acea perioada: batardou celular, platforme de Long,derocarea sub apa cu ajutorul explozibilului si altele. Primul vas a trecut prin ecluza romaneasca la 3august 1970, iar primul agregat, de 175 MW, a fost pus in functiune la 14 august 1970.

In toamna anului 1965 este atacata o lucrare de mari dimensiuni pe raul Lotru. La aceasta amenajare,prin concentrarea debitelor si a caderilor s-a ajuns la o solutie de proiect care cuprinde 156 km degalerii de aductiuni secundare, galerii ce transporta in acumularea principala debitele unor afluienti srauri din bazinele adiacente, debite ce se uzineaza folosind cea mai mare cadere disponibila in tara, de809 m. Aceasta amploare a bazinului montan de retentie si lungime de aductiuni, da amenajarii uncaracter de unicat pe plan mondial. Barajul Vidra este executat din anrocamente cu miez de argila (h121 m)si formeaza in spatele lui un lac de acumulare de 340 mil. mc. Centrala Lotru-Ciunget are oputere instalata de 510 MW. Punerea in functiune a primului hidroagregat s-a facut in anul 1972.

La inceputul anului 1970 s-au inceput lucrarile de pe Somesul Cald, cuprinzand treapta

superioara cu barajul de anrocamente Fantanele (92 m) formand in spate o acumulare de 212mil. mc, o galerie de derivatie de 12,8 km, centrala subterana Mariselu cu o putere instalata de220 MW, treapta inferioara cu barajul de beton in arc de la Tarnita si centrala de la piciorulbarajului avand o putere instalata de 45 MW.

In anul 1972 au fost incepute lucrarile de pe raul Sebes, care sunt compuse din 2 acumulari si 2centrale cu o putere instalata totala de 300 MW.

O lucrare importanta, realizata in colaborare cu fosta Uniune Sovietica si destinata reduceriiinundatiilor in lunca raului Prut, a fost inceputa in anul 1973. Amenajarea Stanca-Costesti acuprins un baraj din anrocamente cu inaltimea de 45m ce formeaza un lac de acumulare de 1.20mil. mc volum util si o uzina la piciorul barajului cu o putere instalata totala de .... MW

In 1975 au inceput lucrarile de la Raul Mare in Muntii Retezat. Retezatul este masivul muntos cu cea



mai mare umiditate si scurgere din Carpatii Meridionali, cu o retea hidrografica destul de densa,orientata în doua directii. În bazinul râului Mures sunt colectate, prin intermediul Streiului, râurile:Barbat, Serel, Râul Alb, Parosu. Râul Mare, care se varsa si el în Strei, colecteaza râurile: Lapusnicul

Mare, Zlata, Rîusor, Nucsoara si Salasu. Partea sudica a masivului este drenata de Jiul de Vest, avândca afluenti Buta, Valea Lazarului si Pilugul. Amenajarile hidrotehnice s-au finalizat în 2000 (barajul dla Gura Apei; captarile râurilor Barbat, Alb, Nucsoara si Râusor; tunelele subterane; salba demicrocentrale de pe Râul Mare). Amplasat pe versantul de nord al masivului Retezat, la poaleleRezervatiei si a Parcului National Retezat, barajul de la Gura Apelor este cel mai inalt si cel maivoluminos baraj din tara. Construit din anrocamente cu miez de argila, cu o inaltime de 168 m si cu uvolum total de 10,252 mil. mc creeaza conditiile formarii in spatele sau a unui lac de acumulare de 210mil mc. Si printr-o aductiune de 18.400 m, pune in functiune 2 turbine Francis avand o putere instalattotala de 335 MW si producand o energie electrica in anul hidrologic mediu de 605 GWh/an.

In anul 1981 a inceput executia amenajarii Bistra – Poiana Marului – Ruieni – Poiana Rusca,

situata in jud. Caras – Severin, regularizand afluientii din bazinul superior al raului Timis, de po suprafata de 670 kmp. Sunt prevazute 3 centrale hidroelectrice subterane (Ruieni, PoianaMarului, sistata pe moment, Raul Alb – total 260 MW) care vor da 522 GWh/ anul hidrologicmediu si 3 baraje (Poiana Marului – anrocamente cu nucleu de argila, 125,5 m, Scorilo – beton iarc sistat pe moment si Poiana Rusca – beton in arc, 75 m). Aductiunea principala PoianaMarului – Ruieni cu o lungime de 9842 m si Di = 4,90 m, a fost pusa in functiune din 1995.Amenajarea hidroenergetica Bistra-Poiana Marului-Ruieni-Poiana Rusca are in componenta 3caderi cu 3 acumulari, 3 centrale de mare capacitate 3 CHEMP-uri cu o putere instalata totala275 MW si o energie medie anuala de 560 GWh/an. Barajul Maru (inaltime = 125 m) : este situape drumul ce leaga orasul Otelu Rosu de statiunea turistica Poiana Marului la 8 km, aval deaceasta si 12 km amonte de Otelu Rosu.Centrala hidroelectrica Ruieni : este de tip subteran de

mare cadere, echipata cu doua turbine Francis FVM 78 – 326 respectiv doua hidrogeneratoareverticale tip HVS –500 / 164 – 14 . Puterea centralei = 153 MW (2 x 76,5 MW) cu un debit instalde 55,4 mc/s ( 2 x 27,7 mc/s).

Cel mai mare lac artificial amenajat pe raurile interioare este Lacul Izvorul Muntelui (LaculBicaz) pe raul Bistrita, "nascut" in iulie 1960 in spatele barajului inalt de 127 m si lung de 435cu o suprafata de 33 kmp. Lungimea lacului este de 35 km, iar latimea variaza intre 200 si 2000m, volumul maxim fiind de 1250 miliarde mc si alimenteaza hidrocentrala Bicaz-Stejaru. PeBistrita mai sunt 12 lacuri de acumulare in aval de lacul Izvorul Muntelui pe o distanta de 140km ( un numar de 7 lacuri de acumulare, 36,5 km de canale de derivatie si 12 centrale electricetotalizand o putere instalata de 244 MW).

In anul 1966 afost desavarsita una din cele mai mari lucrari hiodroenergetice din tara: barajulla intrarea in cheile Argesului. Pentru a asigura volumul de apa prevazut pentru lac, au fostconstruite baraje, lacuri de acumulare, captari si conducte de aductiune dinspre rauri vecineArgesului: Topologul, Valsanul, Cernatul, Raul Doamnei, Baciu si altele. S-au construit treilacuri mai mici, pe afluenti, in zona montana si alte 13 lacuri (cu hidrocentrale ), in aval, pana lPitesti. Hidrocentrala de la Vidraru (220 MW) a necesitat realizarea unui baraj de beton in arc,care in momentul terminarii se situa, prin inaltimea sa de 166,6 m, pe locul 5 in Europa si pe loc9 in lume, a unui lac de acumulare cu un volum de 465 mil. mc, a unei derivatii principale de 13,km, a unei centrale subterane, la Corbeni, cu o putere instalata de 220 MW si a unui sistem decaptari si aductiuni secundare de 29 km. Centrala subterana Vidraru este adevaratul “templu“

amenajarii. Intr-o caverna avand dimensiunile H=31,70 metri, L=67,80 metri si l=16,70 metri,amplasata la 104 metri sub nivelul albiei raului Arges, se afla sala masinilor si transformatoarel



de inalta tensiune. Pentru a ajunge la cele patru turbine Francis verticale de cate 55 MW si la ce7 transformatoare monofazate de 40 MVA, trebuie sa strabatuti cei 104 metri ai putului verticalde 7,20 metri diametru, pe unde a fost de altfel introdus tot echipamentul centralei si apoi cei 13

metri ai unei galerii de acces orizontale cu sectiunea de 33 metri patrati. Turbinele sigeneratoarele electrice sincrone verticale, care dezvolta o putere de 61 MVA fiecare, asigura oproductie de energie, intr-un an hidrologic mediu, de 400 GWh/an. Energia electrica produsa estransportata in exteriorul centralei pana la platforma de la nivelul blocului administrativ princabluri de 220 kV amplasate intr-o galerie inclinata de 178 metri lungime, care este utilizata deasemenea, si ca acces secundar in centrala subterana si de aici mai departe, printr-o linie dubla220 kV de circa 2 km lungime, pana la statia de transformare Aref de 400/200/110 kV. Galeriafuga, lunga de 11,9 km, evacueaza apele uzinate la coada lacului de acumulare al centraleihidroelectrice Oiesti, pentru a fi apoi folosite pentru cascada de hidrocentrale de pe raul Arges,pana la Golesti. Dintre aductiunile secundare, cele mai importante sunt Doamnei-Valea cu Pestide 19,2 km lungime si 2,8-3,2 metri diametru si galeria Topolog Cumpana avand lungimea de 7,

km si sectiunea de 6 metri patrati. Schema de amenajare a centralei hidroelectrice Vidraru esteintregita de centralele Cumpana si Valsan de cate 5 MW fiecare si de barajele arcuite din betonDoamnei (H=33,5 m), Cumpana (H=33 m) si Valsan (H=27 m).

In 1982 la Siriu, pe raul Buzau se incepe executia barajului cu acelasi nume, al doilea ca marimdin tara, dintre barajele de anrocamente – 8,8 mil mc cu 123 m inaltime, o aductiune principalade 7746 m cu Di = 3,70 m si o centrala de 42 MW care da o energie de 122 GWh/an hidrologicmediu.

In anul 1988 a inceput amenajarea Jiului la iesirea din defileu. Dintre cele 3 centrale amintimcentrala de la Valea Sadului care are o caracteristica diferita fata de celelalte lucrari. Rolul ei esde a retransforma Jiul intr-un rau cu pesti, prin decantarea in lacul de acumulare a suspensiilorcarbonifere rezultate de la instalatiile de preparare a carbunelui cocsificabil din amonte. Volumlacului de 306 mil. mc permit, in extremis, decantarea aluvionara pe urmatorii 3 – 400 de ani,timp in care rezervele miniere se vor fi terminat de mult.

Amenajarea in cascada a raului Olt, incepand din depresiunea Fagaras, apoi in defileul TurnuRosu - Cozia, continuand in Subcarpati si in zona de campie, cu cele 30 de hidrocentrale, dintrecare 6 inca in executie, are o putere totala de 1.088 MW.

Pe raul Cerna se afla lacul de acumulare Cerna (baraj din anrocamente, de 110m inaltime) alecarui ape trec pe sub Muntii Mehedinti spre valea Motrului (lacul Valea Mare), unde s-acomstruit hidrocentrala Valea Mare. Pe Tismana si Bistrita se afla lacuri hidroenergetice, la 5 k

amonte de Baile Herculane pe Cerna s-a amenajat lacul Prisaca. Toate aceste amenajari fac pardin sistemul hidroenergetic Cerna- Motru - Tismana. Apele Cernei sunt barate si in zona 7Izvoare , de un baraj din beton in dublu arc, cu o inaltime de 58,8 m ; 13 m latime la baza ; 3,6latime la coronament ; 188 m lungime coronament .Acumularea realizata de baraj se prezinta cdate astfel : volum total = 14,7 mil.mc ; 12,16 mil.mc volum util, suprafata lacului 86,6 ha ;suprafata bazinului de receptie 125 kmp . Centrala Herculane destinata sa prelucreze energiapotentiala acumulata in spatele barajului, este de tip semiingropat cu sala masini si cameracomanda la suprafata. Este echipata cu 2 grupuri de 2 respectiv 5 MW cu o productie medie deenergie de 12 GWh.

Principalele baraje din ROMANIA:



Nr.crt.

Numele barajuluiAnPIF Râul

H[m]

L[m]

Volum lac[mil.mc]

Suprafata lac[ha]

Suprafata[kmp

1 GURA APELOR Raul Mare 168,0 464 210,0 411 235

2 VIDRARU 1965 Arges 166,0 305 465,0 1000 286

3IZVORULMUNTELUI

1961 Bistri ta 127,0 430 1230,0 31000 4025

4 POIANA MARULUI Bistra Marului 125,0 425 96,0 273 204

5 SIRIU 1994 Buzau 122,0 570 155,0 420 681

6 VIDRA 1973 Lotru 121,0 350 340,0 1240 167

7 DRAGAN 1987 Dr agan 120,0 424 112,0 292 159

8 RAUSOR 1987 Raul Targului 120,0 380 60,0 190 115

9CERNAINCHIDERE

1980 Cerna 110,0 266 124,0 300 222

10CERNAPRINCIPAL

1979 Cerna 110,0 342 124,0 300 129

11 PALTINU 1971 Doftana 108,0 460 53,7 198 334

12 PECINEAGU 1984 Dambovita 105,0 276 69,0 182 103

13 RASTOLITA Rastolita 105,0 340 43,0 117 112

14 TARNITA 1974 Somesul Cald 97,0 237 74,0 220 491

15 VAJA Bistrita 93,0 270 29,4 96 100

16 COLIBITA 1991

Bistri ta

Ardealului 92,0 250 90,0 314 113

17 FANTANELE 1978 Somesul Cald 92,0 400 225,0 826 325

18 OASA 1979 Sebes 91,0 300 136,0 401 187

19 RUNCU 2000 Mara 90,0 325 26,0 85 85

20 POIANA UZULUI 1973 Uz 82,0 500 90,0 334 420

21 TAU 1984 Sebes 78,0 187 21,0 81 401

22 MANECIU 1994 Teleajen 75,0 750 60,0 192 247



23 POIANA RUSCA Paraul Rece 75,0 280 35,0 139 142

24 GURA RAULUI 1980 Cibin 74,0 330 17,5 68 147

25 BALEIA Baleia 67,0 236 1,7 9 10,5

26 CIRESU Basca Mare 63,0 320 191,0 1142 286

27 BRADISOR 1981 Lotru 62,0 225 39,0 130 759

28 CORNEREVA Belareca 62,0 240 13,8 75 125

29 NEGOVANU 1960 Sadu 62,0 157 6,3 32 360

30 LESU 1973 I ad 61,0 180 28,0 143 89

31PORTILE DE FIER I

1971 Dunarea 60,0 1278 2100,0 10441 57725

32 GALBENU 1974 Latori ta 59,0 170 2,4 17

33 HERCULANE 1986 Cerna 58,0 190 15,8 78

34 CLOCOTIS Bistrita 56,0 155 3,3 72

35 VALEA DE PESTI 1972 Valea de Pesti 56,0 230 5,3 35

36 BOLBOCI 1985 Ialomita 55,0 500 18,0 100

37 PONEASCA Poneasca 52,0 200 8,3 51

38 STRAMTORI 1964 F iriza 52,0 198 16,6 113

39 VALEA SADULUI Ji u 51,0 7350 305,0 1000

40 JIDOAIA 1977 Jidoaia 50,0 152 0,4 4

41 PETRIMANU 1977 Latori ta 50,0 190 2,5 21

42 CINCIS 1964 Cerna 48,0 220 43,0 260

43 CUGIR Cugirul Mare 48,0 120 1,0 15

44 MOTRU 1982 Motru 48,0 370 4,8 37

45 ZETEA 1993 Tarnava Mare 48,0 520 44,0 234

46 GOZNA 1953 Barzava 47,0 25 10,1 60

47 SACELE 1975 Tarlung 45,0 709 18,3 148



48 TURNU 1982 Olt 44,0 841 13,0 154

49 SOMESUL RECE 1977 Somesul Rece 43,0 122 0,8 6

50STANCA-COSTESTI

1978 Prut 43,0 3000 1290,0 7700

51BALINDRU(LOTRU AVAL)

1978 Lotru 42,0 103 0,7 6

52OBREJII DECAPALNA

1986 Sebes 42,0 145 3,5 25

53 SECU 1963 Barzava 41,0 136 15,1 734

54 FENES 2000 Ampoi 40,0 175 6,5 22

55 FRUMOASA 1986 F rumoasa 38,0 500 10,6 81

56 TILEAGD 1988 Cr isul Repede 37,0 14246 52,9 605

57 IGHIS 1978 I ghis 36,0 475 13,4 102

58 SURDUC 1976 Gladna 36,0 130 50,0 532

59PORTILE DE FIER

II1984 Dunarea 35,0 412 600,0 5200

60 VALCELE 1976 Arges 35,0 5696 54,8 640

61 BACIU 1966 Doamnei 34,0 105 0,7 6

62 DRAGANESTI 1988 Olt 34,0 27656 76,0 1000

63 IONESTI 1978 Olt 34,0 14638 24,9 466

64 MIHAILENI 1998 Crisul Alb 34,0 325 10,3 125

65 RAMNICUVALCEA

1974 Olt 34,0 2530 19,0 319

66 SOMESUL CALD 1983 Somesul Cald 34,0 131 7,0 78

Principalele hidrocentrale din Romania:

Centrala RiulPuterea

inst. (MW)

Puteriunitare

(MW)

AcumulareaVol.stocat(mil.mc)

Perip



11. Conectarea calculatorului in cadrul unui proces tehnologic



12. Structura calculatorului de proces



14. Tipuri de arhitecturi de sisteme cu calculator functie de

interconexiunea cu procesul



SISTEME SCADA

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) este tehnologia care ofer ă operatorului posibilitate de a primi informaţii de la echipamente situate la distanţă şi de atransmite un set limitat de instrucţiuni către acestea.

SCADA este un sistem bidirecţional care permite nu numai monitorizarea unei

instalaţii ci şi efectuarea unei acţiuni asupra acesteia.Sistem deschis dispune de posibilităţi care permit implementarea aplicaţiilor astfel ca:-să poată fi executate pe sisteme provenind de la mai mulţi furnizori;-să poată conlucra cu alte aplicaţii realizate pe sisteme deschise (inclusiv la distanţă);-să prezinte un stil consistent de interacţiune cu utilizatorul.

consola operatorMTU

modem

RTU 3

RTU 1

modem

RTU 2

modem

modem

radio

RTU 4

radiomodem

radiomodem

Structura unui sistem SCADA

Unităţile RTU

Unităţile RTU realizează o legătur ă dublă cu MTU: retransmite către acesta

informaţiile culese din instalaţie şi executarea comenzilor primite.

Intr ări de la periferice Intr ări de la MTU

Semnal unificat 4÷20 mA

Alarmă binar ă (0/24V)

Stare instala ie (0/24 V)

Măsurare im ulsuri

Interfe e seriale RS 232

Comenzi discrete

Instrucţiuni analogice de setare

Pulsuri pentru motoare pas cu pas

Comenzi de r ăspuns

R

T

U

Intr ările unui RTU



Ie şiri către periferice Ie şiri către MTU

Semnale analo ice Contacte sau comenzi binare 0/24 V

Ie şirile unui RTU

Structura tipică a unui RTU

Tipuri de comenzi realizate de RTU

Pentru conducerea reţelelor electrice există două tipuri de semnale de comandă caresunt utilizate de către sistemele SCADA:

a. Comenzi în impulsuri, cu durate de 0,5÷3 s, pentru comanda întreruptoarelor,

comutatoarelor de ploturi etc; b. Comenzi permanente, care sunt menţinute până la o nouă comandă, cu semnificaţiecontrar ă celei dintâi, de exemplu pentru comanda punerii în funcţie respectiv a scoaterii dinfuncţie a automatizărilor.

Cerinţe referitoare la comenzi:a. Eliminarea riscului confuziei unei comenzi datorită erorilor de transmisie.

b. Eliminarea riscului comenzilor multiple.c. Eliminarea riscului de emisie intempestivă a unor comenzi.d. Semnalizarea funcţionării incorecte a lanţului de comandă.

R Alarme

T

U

Comenzi analo ice 4÷20 mA

Pulsuri pentru motoare pas cu pas

Interfeţe seriale RS 232

Stare instala ie

Semnale totalizatoareMesa e echi amente

C

P

U

MEMORIEPROGRAMMEMORIE

CONFIGURAREMEMORIE

DATEINSTALAŢIE

INTERFAŢĂ COMUNICAŢIE

INTERFAŢĂ INSTALAŢIE

INTERFEŢEINTRARE

INTERFEŢEIEŞIRE

MODEM

La/de la MTU

De la instalaţie La instalaţie



Comanda binar ă

Comanda este reprezentată de aducerea la 1 a valorii biţilor corespunzătoriechipamentelor respective.

Toţi regiştrii sunt citiţi ciclic, sincron cu semnalul de tact, iar informaţia este transmisă într-un registru buffer care comandă driverele unor relee aflate pe o placă de ieşire. Releeleasigur ă comanda elementelor de execuţie (contactoare, bobine, electrovane etc.).

Registru04

Bit 0 32 1 Bit 1 33 1 Bit 2 34 0

Registru buffer

1

1 0

Clock Drivererelee

Releeieşire

Spreelemente

de execuţie

Citirea ciclică a regi ştrilor

Comanda analogică

În acest caz se folosesc mai mulţi biţi pentru transmiterea comenzii: fiecare bitcomandă o sursă de tensiune iar tensiunile de ieşire se însumează. Pentru transmiterea

comenzii pe 8 biţi, precizia este de %5,02

18

<⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ . Dacă este nevoie de o precizie mai bună se

folosesc biţii următorului octet.Dacă este nevoie, se pot folosi convertoare tensiune-curent şi semnalul de ieşire poate

fi transformat în semnal unificat 4÷20 mA. Transmiterea efectivă a comenzii se face prinintermediul unor plăci de ieşire analogică.

1

1

0

0

0

0

0

0

Registru buffer

1

1

0

0

0

0

0

0

Clock

Surse de

tensiune

2,5

1,25

5

0,625

0,156

0,312

0,078

0,039

Registru

comenzianalogice Sumator

×1

Amplificator

de putere

7,5 V

Placă de ie şire analogică

Comanda în impulsuri

De obicei, pentru realizarea acestui tip de comandă se foloseşte un registru de 16 biţi: primul bit arată sensul mişcării (1-incrementare, 0-decrementare) iar restul de 15 biţi reprezintă numărul de paşi care trebuie efectuat.

Biţii registrul nu sunt citiţi simultan ca pentru comenzile anterioare ci serial.

Comanda serial ă Din ce în ce mai multe elemente de execuţie acceptă comanda numerică directă, fiind

prevăzute cu interfeţe de comunicaţie serială.Pentru comanda acestora, RTU este prevăzut cu interfeţe de tip RS 232.



Monitorizări realizate de RTU

Monitorizare = preluarea anumitor informaţii din sistem prin intermediul unorinterfeţe şi sisteme de achiziţie specializate.

Monitorizarea semnalelor binare

Aceasta presupune urmărirea stării unor contacte auxiliare din proces cu ajutorul unor

interfeţe cu separare galvanică. Astfel determinată, starea contactelor este stocată în regiştriide intrare ai RTU, sincronizat cu semnalul de tact

Registru intr ăridiscrete01234 1 56

7

+24 V

Condiţionare semnal:-antivibraţie-eliminare fenomenetranzitorii

5 V

Clock

Monitorizare semnale binare

Funcţiuni suplimentare:a. Blocarea automată a transmiterii către nivelul superior în cazul în care intrarea

numerică are un număr prea mare, neplauzibil, de tranziţii în unitatea de timp. b. Blocarea, la cerere, a preluării datelor referitoare la intrarea respectivă atunci când

urmează să se intervină la echipamentul respectiv pentru reparaţii.c. Verificarea automată a integrităţii circuitelor de preluare a semnalelor.

Contactelor din sistemele electroenergetice a căror stare este preluată de RTU se potîmpăr ţi în următoarele categorii:a. Semnalizări de poziţie monopolare: este cazul citirii poziţiei separatoarelor, cuţitelor

de legare la pământ, stării automatizărilor şi alte echipamente, altele decât întreruptoarele.Aceste stări sunt preluate de la un singur contact, care copiază starea echipamentului

b. Semnalizări de poziţie bipolare: este cazul preluării poziţiei întreruptoarelor, care seface prin intermediul a două contacte, unul normal închis şi altul normal deschis.

Semnalizări de pozi ţ ie bipolareContact A Contact B Semnificaţie

deschis deschis ambiguitate de tip „00”

deschis închis întreruptor anclanşatînchis deschis întreruptor anclanşatînchis închis ambiguitate de tip „11”

c. Semnalizări de alarmă care sunt semnalizări monopolare şi pot fi de două tipuri:-semnalizări de tipul „apare/dispare” la care sunt semnificative atât momentul

închiderii cât şi momentul deschiderii contactului;-semnalizări de tipul „funcţionare protecţie” la care este semnificativ numai momentul

apariţiei semnalizării, nu şi momentul dispariţiei acesteia.

Monitorizarea semnalelor analogice

În scopul includerii mărimii respective în sistemul SCADA se realizează transformarea acestuia sub formă numerică şi apoi încărcarea în regiştrii RTU sincronizat cusemnalul de tact .



Registru buffer

0

1

01

1

0

1

0

Clock

CA/N

Convertorsemnal:

-eşantionare-memorare-eliminarefenomenetranzitorii

-filtrutrece-jos

Traductor4÷20 mA

250 Ω

5V

Monitorizarea semnalelor analogice

Principalele mărimi analogice care prezintă interes în conducerea de la distanţă areţelelor electrice sunt tensiunile, curenţii şi puterile activă şi reactivă. Aceste mărimi electrice

pot fi preluate din proces în două moduri:-utilizând traductoare externe corespunzătoare, caz în care RTU are intr ări analogice

în semnal unificat;-preluare directă prin interfeţe corespunzătoare a tensiunilor şi curenţilor.A doua soluţie este net superioar ă atât din punct de vedere tehnic cât şi economic,

motiv pentru care este preferată în sistemele SCADA moderne.

Filtrarehardware Multiplexare

Eşantionare

Adaptare memorare

Schema de principiu a unui lan ţ de mă surare

Monitorizarea semnalelor sub formă de impulsuri Semnalele sub formă de impulsuri se obţin, în general, la ieşirea contoarelor, fiecare

impuls reprezentând o cantitate fixă a mărimii măsurate

Monitorizare semnale sub formă de impulsuri

+24 V

Condiţionare semnal:-antivibraţie-eliminare fenomene

tranzitorii

Contor

Contoracumulator

Registru 16 biţi

ConversieA/N

0110Calculvaloare

∑ N

i = N 1][

1

Filtraresoftware Mărime

numerică

Mărimeanalogică



Monitorizarea semnalelor numerice Echipamentele care au ieşiri numerice (traductoare complexe, analizoare etc.) pot fi

conectate direct la RTU prin intermediul interfeţelor standardizate RS 232. RTU se comportă ca un echipament master şi solicită echipamentului periferic un r ăspuns. Acesta transmite unmesaj serial cu un format bine definit care este memorat de RTU şi retransmis către MTU lasolicitarea acestuia.

Unităţi MTU

Funcţiile unei unităţi MTU sunt următoarele: elaborarea comenzilor, centralizareadatelor, memorarea informaţiilor, comunicarea cu alte sisteme, interfaţa cu operatorul.

Pentru a realiza funcţiile specificate, unitatea MTU trebuie ca procesorul acesteia să cunoască foarte detaliat toţi senzorii şi elementele de execuţie conectaţi la sistem. Descriereasistemului se face sub formă ierarhică. Descrierea procesului pentru MTU se numeşteconfigurare şi constă în completarea unor tabele de căutare pe care acesta le poate utiliza oride câte ori are nevoie să actualizeze configuraţia procesului. Configurarea este similar ă cuconfigurarea unui calculator personal, după această operaţie MTU fiind capabil să utilizeze

protocoalele corecte pentru fiecare caz.

Pentru configurarea legăturilor radio trebuie specificate mai mulţi parametri: trebuiespecificate numărul de RTU care intr ă în componenţa sistemului, identificarea acestora şiechipamentele periferice conectate la fiecare dintre ele.

Aşa cum RTU trebuie să memoreze anumite date critice şi să le stocheze până la prima cerere de transmitere a MTU, acesta trebuie să fie, la rândul său, capabil să memoreze pentru intervale mari de timp anumite date importante.

Legăturile dintre MTU şi calculatoarele de nivel superior pot fi întrerupte accidentalsau, din cauza unor defecţiuni, acestea pot fi în imposibilitate să preia datele o perioadă.Capacitatea de memorare se dimensionează în funcţie de timpul maxim estimat pentrueliminarea acestor defecţiuni.

În afar ă de aceste date care trebuie memorate pe durate relativ mici, există dateimportante care trebuie memorate pe durate mai mari: regimuri deosebite de funcţionare care,la cererea operatorului, sunt memorate în istoricul funcţionării sau date care sunt necesare

pentru a se putea face o reprezentare a evoluţiei sistemului pe durate mari (luni, ani)Prin integrarea MTU în sisteme rapide de calculatoare, aceste date sunt transmise şi

memorate în baze centrale de date, memoria MTU r ămânând disponibilă pentru informaţiivitale ale sistemului.

Interfaţa operator

Interfa ţ a operator = legătura dintre sistemul SCADA şi operator. Aceasta trebuie să faciliteze decizii corecte şi rapide ale operatorului, atât funcţional cât şi din punct de vedere al

întreţinerii sistemului.În cadrul sistemului există mai multe niveluri de securitate, organizate ierarhic.Alarmarea: prevenirea operatorului asupra depăşirii unor parametri esenţiali ai

procesului urmărit. Pentru procesele complexe semnalele de alarmă sunt organizate peniveluri de priorităţi. Alarmele sunt organizate ierarhic: de câte ori un defect produceactivarea mai multor alarme, acesta este semnalizat operatorului printr-una singur ă.

În cazul în care pentru efectuarea unei manevre complexe este necesar să fie efectuate,într-o ordine precisă, mai multe operaţii, operatorul trebuie să fie degrevat de comandaefectuării fiecăreia dintre acestea. Sistemul va asigura evidenţierea reacţiei la aceste manevre

prin transmiterea spre operator a stării procesului sau efectului manevrei.Comenzile de importanţă deosebită vor trebui reconfirmate de către operator.

O altă funcţie a interfeţei operator este prezentarea, sub formă uşor interpretabilă, aunor date din istoria funcţionării instalaţiei.



Particularităţile sistemelor SCADA utilizate în sisteme electroenergetice Func ţ ii:

a. Achizi ţ ia şi transferul de date Funcţia este utilizată pentru a asigura interfaţa sistemului informatic destinat

conducerii operativa a instalaţiilor cu echipamentele de achiziţie de date şi alte sistemeinformatice externe. În cadrul acestei funcţii se realizează:

-culegerea şi transmiterea informaţiilor din instalaţii;-recepţia informaţiilor şi schimbul de date cu alte trepte de conducere operativă sau

alte sisteme informatice;-controlul plauzibilităţii şi validarea datelor achiziţionate.

b. Înregistrarea secven ţ ial ă a evenimentelor O serie de echipamente din instalaţiile energetice pot fi selectate pentru înregistrarea

secvenţială: orice modificare a stării acestora, considerată ca eveniment, va fi înregistrată.Datele provenind din această înregistrare sunt tratate separat de cele referitoare la

schimbările normale de stare, ele nef ăcând parte din procesul de tratare a alarmelor, ci suntstocate şi raportate separat.

c. Prelucrarea datelor Această funcţie include următoarele acţiuni:-prelucrarea de date analogice: realizează convertirea acestora în unităţi tehnice şi

verificarea încadr ării lor între limitele prestabilite;-prelucrarea datelor referitoare la stări: punerea în evidenţă a schimbării stărilor

anumitor echipamente (întreruptoare, comutatoare);-prelucrarea de date de tip acumulare (energii): convertirea numărului de impulsuri

provenite de la contoare în unităţi de energie;-calcule în timp real: sumări, medii, maxime şi minime pe anumite intervale de timp,

bilanţuri energetice (inclusiv puterile absorbite de consumatori şi verificarea încadr ării

acestora în valorile contractate); se poate face şi verificarea topologică a informaţiilor.d. Revista post-factumLa intervale de timp bine precizate se citesc şi se stochează mărimile din anumite

puncte selectate de operator sau a întregii baze de date într-un fişier care conţine un numărlimitat de asemenea înregistr ări. La preluarea unei noi citiri, cea mai veche din fişier se

pierde. În cazul producerii unui eveniment prestabilit (acţionare protecţii, deschidereîntreruptor etc.) sau la cerere ştergerea ultimei informaţii este anulată; la fişierul existent semai adaugă un număr precizat de înregistr ări după momentul respectiv. Acest set de date sestochează în memorie şi se numeşte “set de revistă”. Ele conţin informaţiile referitoare lafuncţionarea sistemului condus pe intervale de timp care încep înainte şi se termină după

producerea evenimentului respectiv.

e. Înregistrare instantanee de dateLa cererea operatorului sau la producerea unor tipuri de evenimente preselectat, baza

de date este stocată pe disc pentru a fi folosită în diferite scopuri.

f. Istoricul func ţ ionării Prin această funcţie se realizează actualizarea şi completarea bazelor de date. Pentru

crearea, întreţinerea şi accesul în sistemul de informaţii istorice se utilizează, în mod normal,un sistem de gestiune a bazelor de date accesibil comercial, cum ar fi ORACLE.

g. Telecomanda, telereglaj în instala ţ ii Prin intermediul sistemului operatorul poate telecomanda echipamentele din instalaţie:

întreruptoare (închis/deschis), separatoare acţionate cu mecanism de acţionare(închis/deschis), baterii de condensatoare (conectat/deconectat), poziţie comutator de ploturila transformatoare (creşte/scade), valori de consemn, reglaj bobine de stingere.



h. Marcarea “Marcarea” unui echipament este semnalizarea vizuală asupra acestuia pe o schemă

reprezentată pe display care arată că este interzisă comanda acestui echipament sau că trebuierealizată cu atenţie. Este posibil să se execute marcarea unui echipament până la patruniveluri:

-interzisă comanda;

-interzisă comanda de închidere;-interzisă comanda de deschidere;-comada permisă, dar se recomandă atenţie.

i. Interfa ţ a cu utilizatorul Pentru realizare interfeţei cu utilizatorul se pot utiliza:1. Console display cu grafică completă, care poate avea următoarele echipamente:-consola operator (2-3 monitoare);-consola de programare-planificare (1 monitor);-consola programator (1-2 monitoare);-consola pentru baza de date (1 monitor);-consola pentru întreţinerea reprezentărilor grafice (1 monitor);-consola pentru management (1 monitor).2. Echipamente de imprimare3. Copiatoare video.

j. Prelucrarea şi gestiunea alarmelorAlarmele detectate de sistemul SCADA sunt prelucrate astfel încât condiţiile de

alarmă importante să fie transmise într-o manier ă clar ă şi concisă numai la consolele care aunevoie de aceste informaţii.

k. Afi şarea pe panou sinoptic: Această funcţie este opţională.

l. Prelucrarea parolelor

Această funcţie asigur ă gestionarea accesului utilizatorilor potenţiali în sistemeleinformatice pe care sunt implementate sistemele SCADA, sau la anumite funcţii ale acestora.

m. Supravegherea st ării sistemului informatic Funcţia asigur ă supravegherea stării de funcţionare a sistemului informatic, ca şi a

diferitelor componente ale acestuia. Toate stările anormale în funcţionare, ca şi diagnosticareadefectelor, vor fi semnalizate operatorului şi administratorului de reţea.

Sisteme SCADA pentru conducerea staţiilor electrice

Un sistem de protecţie, control şi monitorizare a staţiilor electrice se înaltă tensiune estesistemul Panorama Station Automation al firmei ABB. Acest sistem se compune din trei subsisteme

distincte:-Subsistemul de comandă-control al staţiei (SCS)-Subsistemul de monitorizare a staţiei (SMS)-Subsistemul de măsurare a energiei (Meetering System)Funcţionarea acestor trei subsisteme este strâns legată de un ansamblu de terminale ce

realizează funcţiile de protecţie, control şi monitorizare la nivel de celulă.Sistemul de comandă-control al staţie are ormătoarele funcţii principale:-Comanda aparatajului primar de către operatorul din staţie sau direct de către dispecer. Ca

rezervă la comanda prin sistem este prevăzută posibilitatea comenzii echipamentelor de la cabina derelee.

-Informarea operatorului cu privire la funcţionarea echipamentelor primare şi secundare dinstaţie.

-Monitorizarea şi înregistrarea parametrilor care definesc funcţionarea staţiei în orice moment.



El este situat în camera de comandă a staţiei şi reprezintă punctul de lucru al operatorului dincamera de comandă; El poate fi accesat de către dispecer (DET sau DEN) prin intermediulechipamentelor de transmisie de date.

Transmiterea comenzilor către aparatajul primar se realizează, după verificarea blocajelor decelulă sau staţie şi condiţiilor de sincronizare, se face prin intermediul terminalelor de comandă (REC 561) amplasate câte unul la fiecare celulă. Pentru a se evita ca ieşirea din funcţiune a REC-uluiunei celule să afecteze blocajele la nivelul staţiei, s-a convenit ca o celulă al cărei REC este scos din

funcţie (dintr-un motiv oarecare) să nu mai fie luată in considerare de către celelalte REC-uri laevaluarea blocajelor generale ale staţiei. Aceasta impune ca operatorul să evalueze el însuşi dacă suntverificate condiţiile de blocaj referitoare la celula sau celulele al căror REC este scos din funcţie, prinverificare pe teren a poziţiei aparatajului aferent acestor celule. Această situaţie este amintită

permanent operatorului printr-un mesaj.Verificarea blocajelor la nivelul staţiei este realizată independent de funcţionarea sistemului

central prin comunicaţia între toate REC-urile staţiei.Sistemul de comandă-control al staţiei conţine următoarele componente:

a. Aplicaţia MicroSCADA se constituie ca interfaţă om-maşină între operator şi procesulcondus (echipamentele primare şi secundare ale staţiei). MicroSCADA este un soft specializat realizatde firma ABB pentru conducerea staţiilor electrice.

b. Un calculator personal pentru comanda la nivel de staţie, situat în camera de comandă.Acesta reprezintă controlerul sistemului şi constituie suportul hard pe care rulează aplicaţiaMicroSCADA. Totodată el reprezintă consola operator a sistemului.

c. Un calculator personal utilizat pentru comunicaţia cu dispecerul. Prin intermediul acestuiadispecerul poate exercita controlul direct asupra echipamentelor staţiei. El reprezintă suportul hard pecare rulează aplicaţia MicroSCDA a DET.

d. Terminalele de celulă, care realizează următoarele funcţii:-comanda efectivă a aparatajului primar;-urmărirea funcţionării echipamentelor primare şi secundare;-protecţiile şi automatizările celulei.

La nivelul unei celule sunt instalate un terminal de comandă şi control, un terminal de protecţie şi trei terminale pentru achiziţia de date şi echipamentele de comunicaţie.

e. Dispozitivul de supraveghere internă a SCS care verifică funcţionarea tuturorechipamentelor aferente sistemului de comandă-control.

Comanda locală de la cabina de relee asigur ă numai comanda şi monitorizarea aparatajului primar, f ăr ă posibilitatea obţinerii unor informaţii suplimentare privind funcţionarea echipamentelorsecundare sau valoarea parametrilor staţiei. Elaborarea unei comenzi se realizează prin intermediul

butoanelor de comandă amplasate pe panoul de comandă al celulei respective. Comanda locală esteindependentă de starea sistemului central, fiind operaţională chiar în cazul opririi acestuia sau aaplicaţiei MicroSCADA.

Comunicaţia dintre terminalele de celulă şi calculatoare este realizată pe magistrala de tipLON, organizată pe principiul multi-master, care permite realizarea unei viteze ridicate de transferde date (1,25 MB/s) şi foloseşte ca mediu fizic de transmitere fibra optică.

Reţeaua este folosită atât pentru comunicaţia între terminalele de celulă şi calculatoare cât şi pentru comunicaţia între diferitele terminale de celulă (pentru interblocajele staţiei).

Sistemul de monitorizareAcest sistem are următoarele funcţii:-setarea parametrilor şi configurarea terminalelor de la celule;-evaluarea semnalelor de defect de la terminale.

care sunt îndeplinite utilizând următoarele componente:

a. trei pachete de programe:-programul SMS care realizează setare parametrilor;

-programul CAP 531 prin care se configurează terminalele;-programul Reval prin care se evaluează semnalizările de defect furnizate de terminale.

b. Un PC (SMS Computer) pe care sunt implementate cele trei programe.



c. Terminalele de celulă, ca parte componentă şi a SMSComunicaţia între echipamentele din cadrul sistemului de monitorizare se face printr-o reţea

separată, de tip SPA, caracterizată de o viteză de transfer mai mică. Spre deosebire de magistralaLON, întreruperea comunicaţiei pe magistrala SPA nu este semnalizată de MicroSCADA deoarece nureprezintă un pericol imediat pentru sistemul de conducere-control.

Terminale

Terminalul REC 561 este unitatea de bază a sistemului de conducere a staţiilor PanoramaStation Automation.

Privite ca parte integrantă a SCS aceste terminale constituie legătura dintre sistemul central şi procesul controlat. Privite ca parte componentă a SMS ele realizează înregistrarea defectelor apărute înreţea, care sunt apoi evaluate de inginerul de sistem cu programul Reval.

Terminalul REC 561 poate realiza toate funcţiile de comandă, control, măsur ă şi protecţiedintr-o celulă, cum ar fi:

-comandă aparataj de comutaţie (întreruptor, separatoare, CLP)-blocaje aparataj primar;-funcţia de rezervare a unui echipament aflat sub comandă (un singur echipament din întreaga

staţie se poate afla sub comandă la un moment dat);-verificare condiţii de sincronizare sau lipsă tensiune la conectarea unui întreruptor;-măsurare valori curent, tensiune, putere activă, putere reactivă, putere reactivă, frecvenţă;-achiziţii date şi înregistrare;-înregistrare defecte;-monitorizare funcţionare protecţii numerice.În afara acestor funcţii, el mai îndeplineşte anumite funcţii specifice în cadrul sistemului:-comunicaţie serială pentru SCS;-comunicaţie serială pentru SMS;-monitorizare funcţionare servicii proprii;-monitorizare funcţionare echipamente telecomunicaţii.

Terminalele de protec ţ ie REL 511, REL 531, REL 521 constituie protecţia de bază a celulelorde linie şi de cuple (REL 511 şi REL 531), ca şi a bobinelor de compensare (REL 521).

Protecţiile REL 511 şi REL 531 îndeplinesc următoarele funcţii:-protecţie de distanţă;-protecţie homopolar ă direcţională;-protecţie maximală de curent;-protecţie împotriva funcţionării în regim asincron;-blocarea protecţiei de distanţa la dispariţia unei tensiuni;-măsurare valori tensiune, curent, putere activă şi reactivă;-locator de defecte;-RAR.La rândul său terminalul REL 521 îndeplineşte toate funcţiile pentru protecţia bobinelor de

compensare:-protecţie diferenţială;-protecţie homopolar ă de curent;-protecţie maximală de curent;-înregistrator de defecte.În afara acestor terminale ABB pot fi integrate sistemului alte protec ţii numerice. În general,

aceste protecţii nu pot fi conectate la magistralele LON sau SPA, deci ele nu fac efectiv parte din SCSsau SMS. Informaţii de la aceste protecţii sunt transmise sistemului prin REC-urile din celuleutilizând intr ări binare pentru informaţiile cele mai importante. Toate aceste informaţii seconcretizează în evenimente sau alarme MicroSCADA.

Sistemul MicoSCADA

Pentru înţelegerea particularităţilor sistemului MicroSCADA trebuie avute în vedere aspecte

referitoare la mecanismul de autorizare, nivelurile de comandă, elementele grafice şi dialogurile posibile între operator şi sistem.

Mecanismul de autorizare este instrumentul prin care se realizează accesul diferenţiat al



operatorilor în aplicaţie. În funcţie de nivelul de autorizare, fiecărui operator îi este permis un pachet bine definit de operaţii în aplicaţie. Acest mecanism a fost creat pentru a preveni accesul unor persoane neautorizate în aplicaţie.

Accesul fiecărui operator este definit în funcţie de apartenenţa lor la două grupuri deautorizare: GENERAL şi OPERATOR.

Grupul GENERAL este format din persoane ce sunt autorizate să aibă acces la funcţii cucaracter general: blocare semnale, confirmare alarme, inginerie, adăugare sau eliminare operatori.

Grupul OPERATOR este format din persoane care sunt autorizate să aibă acces la comenzicare privesc operarea aparatajului primar: comenzi conectare sau deconectare, şuntare interblocaje,şuntare control sincronism, introducere manuală a poziţiei echipamentului etc.

Ierarhizarea în cadrul fiecăruia din aceste grupuri se face prin definirea unor niveluri deautorizare, de la 0 la 5 pentru grupul GENERAL şi de la 0 la 2 pentru grupul OPERATOR.

În funcţie de nivelul său de autorizare, un utilizator are sau nu acces la o func ţieMicroSCADA.

Blocarea accesului utilizatorului la o funcţie se face prin alocarea nivelului 0 de autorizare.Prezentarea principalelor funcţii specifice ale aplicaţiei care au nevoie de un grad de autorizare

mai mare de 0 şi precizarea grupei şi nivelului de autorizare asociat este prezentată în tabelul următor

Grupul de autorizare Nr. Funcţia MicroSCADA GENERAL OPERATOR1. Control global staţie - 22. Opţiuni / setări 5 -3. Opţiuni / utilizatori 5 -4. Opţiuni / înregistratoare 1 -5. Inginerie 2 -6. Confirmare alarme 1 -7. Filtre alarme 1 -8. Setări liste alarme 5 -9. Filtre evenimente 1 -

10. Setări liste evenimente 5 -

11. Înregistr ări 1 -12. Rapoarte măsur ă 1 -13. Nivel comandă celulă 1 -14. Blocare semnale celulă 1 -15. Blocare proces celulă 2 -16. Comandă aparataj - 117. Comandă cu şuntare blocaje 1 218. Comandă cu şuntare sincronism 1 219. Blocare semnale aparataj 2 -20. Blocare proces aparataj 1 221. Introducere manuală poziţie aparataj 1 2

22. Blocare semnale măsur ă 1 -23. Editare limite măsur ă 1 -24. Listă blocaje 1 -25. Sfâr şit de sesiune 5 -

Nivelul de comand ă MicroSCADA desemnează locul de unde poate fi realizată comanda unuiechipament primar de comutaţie (întreruptor, separator sau CLP). În ordinea de prioritate există următoarele patru nivele de comandă:

-Dispecer-Staţie (camera de comandă)-Cabina de relee-LocalPrin prioritate se înţelege capacitatea unui nivel de a lua comanda altui nivel. Nivelul Local

este nivelul cu prioritatea cea mai mare.O remarcă specială trebuie f ăcută în ceea ce priveşte nivelul “Dispecer”: acesta se transmite de

curs „conducerea proceselor tehnologice”

Documents